Czy naprawdę potrzebujemy 1,5 mln urządzeń w domach prosumentów? Jest alternatywa
Ostatnie rozporządzenie Ministerstwa Energii dotyczące szczegółowych zasad funkcjonowania systemu elektroenergetycznego ponownie otwiera dyskusję o sposobach zarządzania nadwyżkami energii z odnawialnych źródeł energii oraz zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci. Ministerstwo proponuje montaż urządzeń sterujących w domach prosumentów mających instalacje o mocy powyżej 800 W. Dla mniej zorientowanych przeciętny czajnik czy żelazko posiadają znacząco większą moc. Według różnych szacunków może to oznaczać konieczność wejścia do domów nawet 1,5 miliona prosumentów i montaż dodatkowych urządzeń, których koszt może przekroczyć miliard złotych.
Warto jednak postawić pytanie: czy rzeczywiście jest to jedyna droga? A może istnieją rozwiązania skuteczniejsze, tańsze i bardziej zgodne z zasadami nowoczesnego rynku energii?
Rynek zamiast administracyjnego sterowania
W całej Europie coraz większą rolę odgrywają mechanizmy rynkowe oparte na usługach elastyczności. Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych (OSD) nie muszą samodzielnie zarządzać milionami urządzeń ani narzucać konkretnych rozwiązań technicznych odbiorcom. Mogą natomiast określać oczekiwany efekt – na przykład redukcję generacji lub zwiększenie poboru energii w określonym miejscu i czasie – a realizację tego celu pozostawić wyspecjalizowanym podmiotom.
Taką rolę pełnią agregatorzy. To oni odpowiadają za dobór technologii, integrację urządzeń oraz koordynację uczestników rynku. Dla operatora istotny jest rezultat, a nie sposób jego osiągnięcia.
Jeżeli konieczne jest ograniczenie przeciążenia lokalnej sieci, agregator może wykorzystać magazyny energii, ładowarki samochodów elektrycznych, pompy ciepła, systemy zarządzania budynkiem czy nawet dobrowolne ograniczenie produkcji przez wybrane instalacje fotowoltaiczne. OSD kupuje usługę, a nie urządzenie.
Takie podejście jest zgodne z kierunkiem rozwoju europejskiego rynku energii, gdzie coraz większy nacisk kładzie się na konkurencję pomiędzy dostawcami usług elastyczności zamiast centralnego narzucania jednej technologii wszystkim uczestnikom rynku.
Cena jako najskuteczniejszy sygnał
Jeszcze bardziej naturalnym mechanizmem jest wykorzystanie sygnałów cenowych.
Problem nadprodukcji energii z OZE nie wynika z braku technologii sterowania, lecz z braku odpowiednich bodźców ekonomicznych. W sytuacji, gdy energia ma wartość bliską zeru lub wręcz ujemną, rynek powinien przekazywać tę informację odbiorcom.
Ceny ujemne nie są niczym nadzwyczajnym na rozwiniętych rynkach energii. Stanowią sygnał, że w danym momencie produkcja przewyższa zapotrzebowanie. W takich godzinach odbiorcy mogą zwiększać zużycie energii, ładować samochody elektryczne, magazyny energii lub uruchamiać energochłonne procesy.
Podobną rolę odgrywają taryfy strefowe oraz taryfy dynamiczne, które zachęcają odbiorców do przesuwania konsumpcji na okresy nadwyżek produkcji.
W tym miejscu warto postawić pytanie do największych państwowych sprzedawców energii:
- Jak dziś wyglądają ich oferty elastycznościowe?
- Ilu klientów posiada rzeczywiście atrakcyjne taryfy dynamiczne?
- Jakie korzyści finansowe oferowane są odbiorcom gotowym reagować na sygnały cenowe?
- Czy spółki energetyczne aktywnie promują elastyczność odbiorców, czy nadal opierają swój model biznesowy na sprzedaży energii według stałych taryf?
Bez aktywnego udziału sprzedawców energii trudno będzie wykorzystać potencjał milionów odbiorców, którzy mogliby stać się elementem rozwiązania problemu przeciążonych sieci. Co więcej już obecne regulacje umożliwiają sprzedawcy energii uwzględnienie exportu energii po cenach ujemnych w rozliczeniu. Dlaczego to się nie dzieje?
A co w przypadku sytuacji awaryjnych?
Nawet zwolennicy mechanizmów rynkowych przyznają, że mogą wystąpić sytuacje wyjątkowe wymagające natychmiastowej reakcji operatora.
Pojawia się jednak pytanie, czy do takich sytuacji nie można wykorzystać infrastruktury, która już została sfinansowana przez odbiorców energii.
Od kilku lat w Polsce trwa program masowej wymiany liczników energii na urządzenia zdalnego odczytu. Koszty tego przedsięwzięcia liczone są w miliardach złotych.
Znaczna część nowoczesnych liczników wyposażona jest w rozłączniki umożliwiające zdalne odłączenie odbiorcy. W założeniach rozwój infrastruktury pomiarowej miał również wspierać realizację usług DSR (Demand Side Response), czyli reakcji strony popytowej na potrzeby systemu.
Warto więc zadać kilka fundamentalnych pytań:
- Czy instalowane od trzech–czterech lat liczniki rzeczywiście umożliwiają realizację funkcji, które dziś uzasadniają potrzebę montażu kolejnych urządzeń?
- Czy architektura systemów licznikowych została przygotowana do realizacji poleceń związanych z elastycznością i bezpieczeństwem pracy sieci?
- Czy podczas projektowania programu inteligentnego opomiarowania uwzględniono scenariusze, które dziś stają się podstawą nowych regulacji?
Jeżeli odpowiedź na te pytania jest twierdząca, konieczność wyposażania kolejnych 1,5 miliona instalacji w dodatkowe urządzenia staje się trudna do uzasadnienia ekonomicznie. Jeżeli natomiast odpowiedź jest negatywna, pojawia się pytanie o jakość planowania jednej z największych inwestycji infrastrukturalnych ostatnich lat.
Elastyczność zaczyna się od danych
Zanim zaczniemy dyskutować o montażu kolejnych urządzeń sterujących, warto przypomnieć, że podstawą każdego rynku elastyczności są dane. To one umożliwiają działanie agregatorów, usług DSR, magazynów energii czy taryf dynamicznych. Bez bieżącej informacji o zużyciu i produkcji energii nie da się skutecznie reagować na sygnały cenowe ani świadczyć usług dla operatorów sieci.
Tymczasem pojawia się zasadnicze pytanie: jak operatorzy systemów dystrybucyjnych zamierzają pozyskiwać coraz większe ilości danych z instalacji prosumenckich, skoro przez ostatnie lata nie byli w stanie zapewnić łatwego dostępu do danych samym odbiorcom?
Program wdrażania liczników zdalnego odczytu kosztował miliardy złotych i miał stworzyć fundament pod cyfrowy rynek energii. W praktyce wielu klientów nadal nie ma dostępu do danych pomiarowych w czasie rzeczywistym. Co więcej, dominującym rozwiązaniem jest Wireless-MBus który w żaden sposób nie nadaje się do transmisji danych w takim trybie.
Trudno zatem nie zadać pytania, dlaczego przy tak dużej skali inwestycji nie udało się wypracować nowoczesnego i jednolitego standardu interfejsu HAN, który pozwalałby klientom, agregatorom i dostawcom usług energetycznych korzystać z danych pomiarowych bez dodatkowych kosztów i dodatkowej infrastruktury.
Jak odbiorca ma reagować na dynamiczne ceny energii, skoro nie widzi swojego zużycia w czasie rzeczywistym? Jak agregator ma świadczyć usługi elastyczności, jeżeli dostęp do danych wymaga budowy dodatkowych systemów komunikacyjnych?
Doświadczenia krajów będących liderami transformacji energetycznej pokazują, że rozwój elastyczności zaczyna się od otwartego dostępu do danych. Dopiero później pojawiają się taryfy dynamiczne, agregacja i zaawansowane usługi systemowe. Polska wydaje się próbować odwrócić tę kolejność, budując mechanizmy sterowania zanim zapewni uczestnikom rynku podstawowe narzędzia do aktywnego uczestnictwa w rynku energii.
Czy zatem infrastruktura, za którą odbiorcy energii już zapłacili miliardy złotych, została przygotowana do realizacji funkcji, które dziś mają uzasadniać konieczność montażu kolejnych 1,5 miliona urządzeń?
Czy wdrażane liczniki umożliwiają realizację poleceń związanych z elastycznością sieci?
Czy systemy komunikacyjne operatorów zostały zaprojektowane z myślą o obsłudze nowoczesnych usług energetycznych?
Czy ktoś odpowiednio zaplanował całą architekturę cyfrowej transformacji sieci dystrybucyjnych?
Europa pokazuje, że można inaczej
Przykłady z innych krajów pokazują, że elastyczność może być tańsza od rozbudowy sieci.
Brytyjski Octopus Energy stworzył szereg programów zachęcających klientów do przesuwania zużycia energii w czasie. Odbiorcy otrzymują wynagrodzenie za reagowanie na sygnały systemowe, a operatorzy unikają kosztownych inwestycji infrastrukturalnych. W efekcie część problemów sieciowych została rozwiązana poprzez zmianę zachowań odbiorców, a nie budowę nowych elementów sieci.
Podobną filozofię rozwija Tibber, który wykorzystuje dynamiczne ceny energii i automatyzację domowych urządzeń, pozwalając klientom optymalizować zużycie bez utraty komfortu.
Jeszcze dalej idzie szwedzki CheckWatt, który buduje wirtualne elektrownie oparte na rozproszonych zasobach energii. Magazyny energii, instalacje fotowoltaiczne i inne urządzenia są agregowane w jeden zasób systemowy, który może świadczyć usługi dla operatorów sieci i rynku bilansującego.
Wspólnym mianownikiem wszystkich tych rozwiązań jest wykorzystanie bodźców ekonomicznych i mechanizmów konkurencyjnych zamiast centralnego sterowania milionami pojedynczych urządzeń.
Potrzebujemy rynku, nie kolejnego programu montażowego
Polska energetyka stoi przed realnym wyzwaniem związanym z dynamicznym wzrostem liczby instalacji OZE i coraz częstszymi okresami nadwyżek produkcji energii. Nie oznacza to jednak, że jedyną odpowiedzią musi być kosztowny program instalacji kolejnych urządzeń w domach prosumentów.
Znacznie bardziej racjonalnym kierunkiem wydaje się pełne wykorzystanie narzędzi, które są już dostępne: usług elastyczności świadczonych przez agregatorów, dynamicznych taryf, cenowych sygnałów rynkowych, magazynów energii oraz infrastruktury licznikowej finansowanej od lat przez odbiorców.
Zanim wydamy kolejny miliard złotych na rozwiązanie administracyjne, warto odpowiedzieć na pytanie, czy wyczerpaliśmy już możliwości, jakie oferuje nowoczesny rynek energii. Zwłaszcza, że zaproponowane przepisy nie mają prawa działać w praktyce.
Autor: Piotr Czak, Pysense
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
