Zdalny dostęp do prosumenckich falowników. Bezpieczeństwo systemu czy koniec rynku elastyczności?

Po ostatnich konsultacjach branża prosumencka i sektor nowych usług energetycznych nie odniosły wrażenia, że Ministerstwo Energii wycofuje się z zapisów dotyczących zdalnego sterowania falownikami. Wręcz przeciwnie. Prezentacja PTPiREE z ostatnich konsultacji zapowiada „uwzględnienie w projekcie nowego rozporządzenia systemowego założeń pakietu antyblackoutowego, poprzez zapewnienie operatorom zdolności do monitorowania i zarządzania pracą instalacji prosumenckich oraz kontroli zgodnego z przepisami i wymaganiami technicznymi działania tych instalacji”.

To zdanie powinno uruchomić w branży wszystkie alarmy. Nie dlatego, że bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego nie jest ważne. Jest kluczowe. Nie dlatego, że mikroinstalacje nie powinny spełniać wymogów technicznych. Powinny. Problem leży gdzie indziej. W zaproponowanej logice regulacyjnej, która zdaje się przesuwać ciężar z rynku, usług elastyczności i transparentnych mechanizmów zarządzania siecią na bezpośredni, techniczny dostęp OSD do urządzenia prosumenta. A to jest różnica fundamentalna.

Kto ma decydować o pracy falownika?

Projektowane podejście sprowadza się do prostego pytania: kto ma mieć realną władzę nad falownikiem prosumenta?

REKLAMA

Jeżeli odpowiedź brzmi „operator systemu dystrybucyjnego”, to natychmiast pojawiają się kolejne pytania. W jakich sytuacjach? Na jakiej podstawie? Według jakiego algorytmu? Z jakim wyprzedzeniem? Z jakim obowiązkiem informacyjnym wobec prosumenta? Z jakim wynagrodzeniem za ograniczenie produkcji? Z jaką ścieżką reklamacyjną? Z jaką kontrolą regulatora?

I wreszcie: czy operator systemu dystrybucyjnego (OSD), który odpowiada za sieć i jednocześnie decydowałby o ograniczaniu pracy instalacji, nie staje się arbitrem we własnej sprawie? Czy ten konflikt interesów nie jest znacząco bardziej pogłębiony, jeśli do sieci OSD są przyłączone farmy PV, grupy kapitałowej pionowo zintegrowanej? Czy nie pojawi się pokusa odłączenia prosumenta, zamiast swoich instalacji? Może w ogóle dyskusja o tym zagadnieniu powinna być szersza? Czy w świecie elastyczności, rozproszonych źródeł energii oraz wyścigu w dostępie do danych, OSD które chce sterować mikroinstalacjami PV, nie powinien być wydzielony z takich grup kapitałowych?

Według projektu rozporządzenia sieciowego mikroinstalacje typu A miałyby posiadać zdolność monitorowania i zarządzania pracą w czasie rzeczywistym w systemach nadzoru właściwego operatora, m.in. przez urządzenie instalowane przez operatora na obiekcie prosumenta. Wśród funkcji wymieniano regulację mocy czynnej, mocy biernej, współczynnika mocy oraz rejestrację i eksport danych pomiarowych i konfiguracyjnych. Projekt miałby też przewidywać port RS-485 z obsługą co najmniej protokołu SunSpec będzie przeznaczony dla OSD, o ile operator nie określi innego standardu. Już pomijam pytanie, co się stanie jeśli określi inny standard? Wstecznie, w jakiś magiczny sposób, na 1,6 mln inwerterów w Polsce, ten protokół zostanie zaimplementowany? Przecież to jest niemożliwe.

To nie są drobne wymagania techniczne. To architektura kontroli.

Jeden falownik, jeden port, dwa modele rynku

W prezentacji brakuje też odpowiedzi na bardzo praktyczny problem. Falowniki nie są abstrakcyjnymi punktami w modelu systemu elektroenergetycznego. To konkretne urządzenia z konkretną architekturą komunikacyjną. Jeżeli założeniem regulacyjnym jest dostęp przez RS-485, trzeba odpowiedzieć, kto z tego portu korzysta.

Falownikiem może zarządzać OSD albo agregator – w praktyce nigdy jednocześnie oba podmioty. Jeżeli jedyny port komunikacyjny zostanie przeznaczony na potrzeby urządzenia operatora, to rynek usług elastyczności zostanie ograniczony już na poziomie instalacji. To sytuacja, w której państwo z jednej strony zapowiada rozwój konkurencji na rynku telekomunikacyjnym, a z drugiej rezerwuje jedyne gniazdo w domu dla operatora infrastruktury. To nie jest detal techniczny, który można pominąć w tej dyskusji.

Niestety, w projektowanych przepisach widać, że autor, który je pisał, nie miał dużej styczności z pracą inwerterów sieciowych czy hybrydowych. Nie ma żadnych podstaw biznesowych, logicznych i sieciowych, by wykorzystywać interfejs RS485 – w większości krajów na świecie w sytuacjach awaryjnych jest używany port DRM, który służy do wyłączania falowników i to on jest standaryzowany.

Jeśli rzeczywiście ustawodawcy chodziłoby o sytuacje kryzysowe i taka była główna intencja, to jest to odpowiedni interfejs do wyłączenia inwertera. Projektowany dostęp do portu RS485 wskazuje na dużo dalej idącą chęć ingerencji w codzienną pracę falownika. Ale nawet przy wykorzystaniu portu DRM, w innych krajach wykorzystuje się usługi elastyczności, agregatorów oraz inne mechanizmy rynkowe, w tym rekompensaty dla prosumentów.

Sprzeczność: rynek elastyczności albo sterowanie administracyjne

Największy problem polega na tym, że ta sama prezentacja deklaruje rozwój rynku elastyczności, a jednocześnie proponuje rozwiązanie, które może ten rynek zablokować u źródła.

Rynek elastyczności nie powstaje dlatego, że prosumenci, magazyny energii, pompy ciepła czy samochody elektryczne nie są w stanie świadczyć usług. Technicznie coraz częściej są w stanie. Problem leży po stronie popytowej i instytucjonalnej. OSD w Polsce wciąż nie mają sprawnych, masowych i powtarzalnych mechanizmów zamawiania usług elastyczności. Nie ma powszechnego standardu produktu, procesu kwalifikacji, rozliczania redukcji, weryfikacji wykonania, wynagrodzenia oraz odpowiedzialności za aktywację.

Tymczasem unijna logika jest odwrotna od logiki „dajmy operatorowi kabel do falownika”. Dyrektywa 2019/944 zakłada, że operatorzy dystrybucyjni powinni pozyskiwać usługi elastyczności w sposób przejrzysty, niedyskryminacyjny i rynkowy, chyba że regulator stwierdzi, że takie zamawianie byłoby nieefektywne ekonomicznie lub powodowałoby poważne zakłócenia rynku.

Jeżeli więc państwo chce budować rynek elastyczności, nie może jednocześnie projektować architektury, w której OSD dostaje domyślny, fizyczny priorytet sterowania nad urządzeniem klienta. Bo wtedy agregator, sprzedawca taryfy dynamicznej, społeczność energetyczna czy operator magazynu domowego nie konkurują o usługę. Oni konkurują z uprzywilejowanym dostępem regulowanym.

Australia pokazuje, że można inaczej

Australia, która ma ogromny udział fotowoltaiki dachowej, nie rozwiązuje problemu wyłącznie przez administracyjne wyłączanie prosumentów. Owszem, w Australii istnieją mechanizmy awaryjne. Stan Australia Południowa wymaga od nowych falowników zdolności zdalnego wyłączenia w sytuacjach zagrożenia stabilności systemu, a operator SA Power Networks może ograniczać generację na polecenie AEMO jako środek ostatniej instancji. Ale nawet to robione jest w znacznej mierze przez agregatorów w takim łańcuchu wartości:

AEMO → operator sieci przesyłowej/TNSP → OSD/DNSP → serwer utility / platforma OEM / aggregator → falownik lub kontroler DER

Równolegle rozwijany jest rynek agregatorów, dynamicznych cen energii, czy wreszcie automatyki sterowania nie tylko falownikami, która bardzo szybko zmienia rzeczywistość w systemie elektroenergetycznym.

Do ingerencji w pracę falowników jest wykorzystywany port DRM, wspomniany powyżej. Najczęstszy tryb to DRM0, czyli wymuszenie zatrzymania oddawania energii. W standardzie australijsko-nowozelandzkim AS/NZS 4777.2 obsługa DRM0 jest traktowana jako obowiązkowa dla zgodnych falowników, natomiast inne tryby są zależne od implementacji.

REKLAMA

Tutaj mamy właśnie największy rozjazd w podejściu krajów Europy Zachodniej, czy choćby wspomnianej Australii oraz podejściu zaproponowanym w rozporządzeniu, a wcześniej w IRiESD. Nie mamy, zdefiniowanego, żadnego przypadku użycia, opisu funkcji do zaimplementowania w inwerterach, sposobu rozliczenia prosumenta, czy wreszcie odpowiedzialności za gwarancję, cyberbezpieczeństwo czy finalnie oszczędności prosumenta. Zarządzanie tak dużą i tak różnorodną flotą urządzeń to przede wszystkim problem technologiczny i nie da się podejść do tematu inaczej niż poprzez dokładne zdefiniowanie architektury, procesów czy funkcjonalności.

Awaryjny backstop tak, domyślne sterowanie nie

Nie ma sensu udawać, że system elektroenergetyczny nie będzie potrzebował awaryjnych mechanizmów bezpieczeństwa. Będzie. Przy dużej penetracji źródeł rozproszonych operatorzy muszą wiedzieć, co dzieje się w sieci niskiego napięcia. Muszą mieć lepsze dane, widoczność, modele i możliwość reakcji w sytuacjach skrajnych.

Należy odróżnić awaryjny backstop, uruchamiany w precyzyjnie określonych warunkach, od stałej infrastruktury zdalnego zarządzania falownikami przez OSD.

Awaryjne ograniczenie powinno być: transparentne, proporcjonalne, audytowalne, ograniczone w czasie, raportowane do regulatora i prosumenta, objęte zasadami rekompensaty oraz stosowane dopiero po wykorzystaniu mniej inwazyjnych narzędzi: dynamicznych taryf, magazynów, elastycznych limitów eksportu, usług agregatorów i lokalnych produktów elastyczności. Ważne jest również to by nie ograniczało autokonsumpcji – np. poprzez wyłączenie instalacji, która ma ładować samochód elektryczny, albo grzać wodę.

Co więcej powinno być realizowane w logice dostępu przez agregatora. Bez tych warunków „zarządzanie pracą instalacji prosumenckich” stanie się po prostu administracyjnym curtailmentem przerzuconym na gospodarstwa domowe.

Konflikt interesów jest realny

Operatorzy sieci dystrybucyjnych mają naturalną motywację, by rozwiązywać problemy sieciowe jak najprościej – z własnej perspektywy. Jeżeli zamiast zamówienia usługi elastyczności, rozbudowy sieci, wdrożenia taryf dynamicznych lub dopuszczenia agregatorów OSD może ograniczać pracę tysięcy mikroinstalacji, ryzyko nadużywania tego narzędzia jest oczywiste Nie trzeba zakładać złej woli. Wystarczy źle zaprojektowana regulacja.

Dlatego nie można pozostawić OSD pełnej swobody decydowania, kiedy i jak ograniczać prosumenta. Potrzebne są jasne reguły: hierarchia środków zaradczych, standard danych, niezależny rejestr aktywacji, obowiązek uzasadnienia, rozliczalność, publikacja statystyk, ścieżka odwoławcza i wynagrodzenie za ograniczenie pracy instalacji, jeżeli ograniczenie nie wynika z naruszenia warunków technicznych przez prosumenta.

Co powinno znaleźć się w rozporządzeniu?

Rozporządzenie systemowe nie powinno sprowadzać się do pytania, jak dać OSD dostęp do falownika. Powinno odpowiedzieć na pytanie, jak zbudować neutralną, konkurencyjną i bezpieczną architekturę zarządzania rozproszonymi zasobami.

Po pierwsze, trzeba rozdzielić monitoring od sterowania. Dane pomiarowe i widoczność sieci to jedno; możliwość ingerencji w pracę urządzenia to drugie.

Po drugie, trzeba rozdzielić tryb rynkowy od trybu awaryjnego. W normalnych warunkach OSD powinien zamawiać elastyczność na rynku. Bezpośrednie ograniczanie pracy instalacji powinno być wyjątkiem.

Po trzecie, trzeba zagwarantować neutralność technologiczną i konkurencyjność. Port komunikacyjny nie może być „zawłaszczony” przez jednego uczestnika systemu. Standard powinien umożliwiać współpracę OSD, agregatora, sprzedawcy i systemu zarządzania energią klienta. Jeśli już to wykorzystać interfejs DRM, z jasno zdefiniowaną funkcjonalnością np. DRM0.

Po czwarte, trzeba wprowadzić wynagrodzenie za usługę. Jeżeli prosument pomaga systemowi, powinien być traktowany jak dostawca elastyczności, a nie jak problem do wyłączenia.

Po piąte, trzeba określić odpowiedzialność za cyberbezpieczeństwo. Jeżeli operator instaluje urządzenie na obiekcie klienta, musi być jasne, kto odpowiada za aktualizacje, podatności, awarie, incydenty i szkody. Zarówno te możliwe do wyrządzenia cyfrowo jak i te, które powstaną podczas montażu urządzeń OSD.

Wniosek? Nie mylmy bezpieczeństwa z centralizacją

Polska potrzebuje odpornego systemu elektroenergetycznego. Potrzebuje też widoczności pracy mikroinstalacji, lokalnych usług elastyczności, magazynów energii, dynamicznych taryf i agregatorów. Nie potrzebuje natomiast regulacji, która pod hasłem bezpieczeństwa zbuduje centralny model sterowania prywatnymi falownikami przez OSD i przy okazji zablokuje rynek elastyczności, zanim ten zdąży powstać.

Jeżeli celem jest pakiet antyblackoutowy, to powinien on wzmacniać system, a nie osłabiać konkurencję. Powinien tworzyć rynek usług, a nie administracyjny przycisk wyłączania. Powinien korzystać z doświadczeń Australii i Skandynawii: dynamiczne limity, magazyny, agregacja, koordynacja operatorów, transparentne procedury i wynagrodzenie za elastyczność.

Falownik prosumenta nie może stać się przedłużeniem systemu SCADA operatora, w szczególności bez jasnych zasad. To urządzenie klienta, element rynku energii i potencjalne źródło usług systemowych. Jeżeli państwo potraktuje je wyłącznie jako zasób do zdalnego ograniczania, straci coś więcej niż kilka kilowatów eksportu w słoneczne południe. Straci szansę na prawdziwy, rozproszony i konkurencyjny rynek elastyczności.

Abstrahując już od tego, że sama inicjatywa zaproponowana w tym kształcie w projekcie rozporządzenia jest niemożliwa do realizacji od strony technicznej, organizacyjnej czy procesowej. Jeśli ktoś ma wątpliwości w tym zakresie to OSD może przetestować odczyt swoich liczników z modułem radiowym, co minutę. Zakładając, że danych z falowników będzie znacząco więcej, producentów jest 30, modeli urządzeń około 600, a firmware’ów parę tysięcy, to pokazuje skalę zadania, które chce się zrobić – w dodatku wbrew prosumentowi.

Autor: Piotr Czak, Pysense

© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.