Budowa inteligentnych sieci i zarządzane popytem powinny być priorytetami. Z jednej strony zmusi nas do tego polityka Komisji Europejskiej, z drugiej – mogą one sprawić, że mało elastyczny polski system energetyczny będzie bardziej efektywny.

W latach 2008-13 inteligentne sieci energetyczne były postrzegane w Polsce jako przełomowa, innowacyjna technologia, która zmieni kształt rynku, otworzy go na odbiorców i zarazem uczyni ich aktywnymi interesariuszami. Obecnie jest zainstalowanych około 1,1 mln inteligentnych liczników u odbiorców końcowych, głównie w Energa-Operator (ponad 700 tys.), Tauron Dystrybucja (ok. 300 tys.) i RWE Stoen (ok. 100 tys.). Jest to dużo w porównaniu z innymi krajami europejskimi, nawet w zestawieniu z Niemcami, które wciąż zwlekają z uruchomieniem powszechnego programu inteligentnych sieci (zainstalowanych jest ok. 100 tys. inteligentnych liczników w ramach programów pilotażowych). Jednak perspektywy dla inteligentnych sieci energetycznych w naszym kraju są gorsze niż dotychczasowe osiągnięcia.

Komisja Europejska proponuje „nowy ład dla odbiorców energii”, który zakłada aktywne uczestnictwo odbiorców w rynku, a to będzie możliwe tylko i wyłącznie wtedy, kiedy inteligentne sieci energetyczne będą w pełni funkcjonalne i powszechnie dostępne. Z polskiej perspektywy zaś rozwój inteligentnych sieci jest istotny ze względu na poprawę elastyczności systemu, co będzie w przyszłości warunkowało rozwój sektora fotowoltaiki i energetyki wiatrowej, a w dłuższej perspektywie konkurencyjność sektora elektroenergetycznego w regionie. Jaka jest więc długofalowa perspektywa dla inteligentnych sieci energetycznych w Unii Europejskiej? Jakie są rokowania dla tej technologii w dekadzie 2020-30?

Przedstawione w tekście wnioski wynikają z analizy procesu decyzyjnego, który przebiega w Komisji Europejskiej w obszarze nowej organizacji rynku energii elektrycznej, a też analizy jednej z głównych niedoskonałości polskiego systemu energetycznego – niewielkiej elastyczności systemu.

Bruksela stawia na inteligentną energię

Wraz z konkluzjami z Rady Europejskiej z października 2014 roku otworzył się nowy rozdział w myśleniu o europejskiej energetyce. Przywódcy krajów członkowskich podjęli decyzję o jeszcze głębszym powiązaniu polityki klimatycznej z polityką energetyczną. Komisja Europejska przystąpiła do tego zadania z zaangażowaniem, determinacją i – rzadko spotykaną w biurokracji brukselskiej – intensywnością. Cały pakiet działań został ujęty w koncepcji Unii Energetycznej. W ostatnich 12 miesiącach opinia publiczna mogła zapoznać się z następującymi dokumentami:

• komunikat dotyczący nowej organizacji rynku i nowego ładu dla odbiorców energii (dostępny tu);
• zainicjowanie procesu publicznych konsultacji na temat nowej struktury rynku energii;
• dokument konsultacyjny dotyczący gotowości na wypadek wystąpienia zagrożeń w dostawach energii elektrycznej;
• badanie sektorowej pomocy publicznej dla rynków mocy.

Rozpatrując przyszłość inteligentnych sieci energetycznych w Unii Europejskiej, szczególnie ważne są prace dotyczące reformy rynku energii. Rynek energii elektrycznej odbiega swoim kształtem i poziomem konkurencyjności od wielu innych rynków dóbr i usług w UE. Komisja Europejska otrzymała mocny mandat polityczny zachęcający do wdrożenia ogólnoeuropejskiego, konkurencyjnego i sprawnego rynku.

W ramach tej reformy Komisja Europejska proponuje odbiorcom „nowy ład” (z ang. new deal for energy consumers – jest to nawiązanie do „New Deal”, czyli programu reform w latach 30-tych w USA, których celem było wyciągnięcie gospodarki amerykańskiej z kryzysu gospodarczego po załamaniu w roku 1929), który umożliwi im aktywny udział w rynku i wykreuje nowy strumień wartości. Będzie to możliwe poprzez:

• wytwarzanie energii elektrycznej na własne potrzeby i potrzeby innych odbiorców;
• sterowanie swoim zużyciem energii, dzięki czemu będzie możliwe świadczenie wartościowych usług operatorowi systemu energetycznego;
• pozostanie w dotychczasowej roli odbiorcy energii, ale z szerszym i świadomym wyborem konsumenckim dzięki dostępowi do precyzyjnej informacji o swoim zużyciu energii.

Z jednej strony jest to lepsze wykorzystanie zasobów strony popytowej (z ang. DSR – Demand Side Response), z drugiej strony jest to uzyskanie realnego wyboru przez konsumentów, przełamanie rzeczywistego lub domniemanego monopolu przedsiębiorstw energetycznych. Oczekuje się, w opinii autora tego tekstu słusznie, że otworzenie sektora energii elektrycznej na nowych graczy, nowe usługi, nowe technologie będzie służyło poprawie konkurencyjności, jakości usług, a też długofalowej redukcji kosztów energii.

W tym kontekście inteligentne sieci energetyczne stają się technologią, która warunkuje zmiany, która powoduje uruchomienie rezerw efektywnościowych, oraz daje dostęp do rynku nowym zasobom energetycznym. Dlatego Komisja Europejska stawia bardzo mocno na rozwój i wdrożenie tej technologii. Intencją Komisji Europejskiej jest to, żeby inteligentne sieci były w pełni funkcjonalne i powszechnie dostępne w dekadzie 2020-30.

Niedoskonałość polskiej energetyki – niska elastyczność systemu

Niska elastyczność systemu energetycznego jest słabością polskiej energetyki. Jej źródłem jest monokultura węglowa, a dokładniej dominacja bloków na paliwa stałe (opalanych bądź węglem, bądź węglem i biomasą, bądź samą biomasą). Typowy blok energetyczny w Polsce może pracować z minimalnym obciążeniem technicznym nie niższym niż 50 proc. (w przypadku budowanych bloków nadkrytycznych jest to 40 proc.).

Czyli jeśli jednostka ma nominalną moc 400 MW, to minimalne obciążenie wynosi 200 MW. Oznacza to, że obecnie łączne minimalne obciążenie centralnie dysponowanych jednostek wynosi ok. 10 GW mocy.

W praktyce problemy będą pojawiały się, kiedy silny wiatr będzie występował w dolinach nocnych – farmy wiatrowe będą pokrywać znaczącą część zapotrzebowania. Antidotum stanowi albo przebudowa bloków termicznych, pozwalająca zejść z minimalnym obciążeniem technicznym do 20-30 proc. (nie jest to przewidziane w żadnym dokumencie strategicznym rządu), albo przesuwanie popytu z wyżyn do dolin nocnych.

W tym drugim przypadku inteligentne sieci energetyczne są bardzo pomocne, ponieważ pozwalają na stosowanie dynamicznych taryf, które odzwierciedlają w taryfach detalicznych zmiany w cenach na rynku hurtowym dnia bieżącego.

W niektórych krajach (np. w Wielkiej Brytanii oraz Niemczech) część jednostek na węgiel może być wyłączana w nocy. Jednak wówczas bardzo duże znaczenie ma czas od wydania dyspozycji ponownego uruchomienia jednostki do uzyskania pełnego obciążenia.

W Polsce bloki węglowe mają ten czas bardzo długi, przekraczający 8h, co oznacza, że jednostka, która jest odstawiona w dolinie nocnej, nie jest w stanie dostarczyć mocy w godzinach rannych, kiedy rozpoczyna się szczyt dzienny. Po prostu musi być rozgrzewana powoli, żeby nie uszkodzić oprzyrządowania bloku. Jest to kolejny argument za tym, żeby dociążać system w dolinach nocnych.

Można to osiągnąć poprzez dopuszczenie ujemnych cen na rynku hurtowym. Mechanizm ten można zastosować już teraz w odniesieniu do podmiotów, które aktywnie uczestniczą w giełdowym obrocie energią (ceny ujemne występują na rynku hurtowym np. w Niemczech). Jednak będzie on bardziej skuteczny jeżeli pozwoli na przeniesienie sygnału cenowego z rynku hurtowego na rynek detaliczny.

Jest to możliwe poprzez dynamiczne ceny detaliczne, które można zastosować dopiero wtedy, kiedy odbiorcy końcowi (najlepiej wszyscy z nich) dysponują inteligentnymi licznikami energii. Wówczas uelastycznienie popytu po stronie drobnych, ale licznych odbiorców, jest możliwe poprzez wykorzystanie automatyki u odbiorców. Dobrym przykładem tego mechanizmu może być korzystanie z pralki lub zmywarki – wkładamy wieczorem ubrania do pralki lub naczynia do zmywarki, ale są one uruchamiane w nocy, kiedy programator otrzyma informację z inteligentnego licznika energii, że cena energii spadła poniżej określonego wcześniej progu cenowego.

Innym przykładem może być automatyka uruchamiająca bojlery elektryczne do podgrzewania ciepłej wody użytkowej, a w przyszłości ładowanie domowego magazynu energii lub akumulatora w samochodzie elektrycznym.

Takie rozwiązania będą w przyszłości nieodzowne nie tylko ze względu na trudności z przechodzeniem między dolinami nocnymi a szczytem dziennym, ale też ze względu na nasycenie instalacjami fotowoltaicznymi i farmami wiatrowymi, które będą podawać energię do systemu z większą zmiennością niż dzieje się to obecnie. W pewnym momencie niska elastyczność systemu będzie ograniczała szersze wykorzystanie fotowoltaiki i farm wiatrowych w krajowym systemie.

O ile to może być krzepiąca wiadomość dla krajowych energetyków, to w dłuższej perspektywie może uderzyć w konkurencyjność polskich przedsiębiorstw energetycznych. Zwiększenie elastyczności po stronie popytu może być częściowym remedium.

W Polsce potrzebne jest drugie podejście do inteligentnych sieci energetycznych. Refleksja nad projektami pierwszej fali, które zostały zrealizowane w Energa-Operator, Tauron Dystrybucja oraz RWE Stoen, jest potrzebna, ale nie powinna opóźniać pełnego wdrożenia tej technologii, ponieważ dzięki niej polski system elektroenergetyczny będzie bardziej elastyczny, co jest konieczne ze względu reformy inicjowane przez Komisję Europejską, a też ze względu na poprawę funkcjonowania krajowego systemu energetycznego.

W innym razie polskie przedsiębiorstwa energetyczne będą wystawione na ryzyko utraty rynku w sytuacji, kiedy sami nie będą mogli szerzej zastosować nowych technologii wytwórczych ze względu na niską elastyczność systemu, a konkurenci z sąsiednich krajów nie napotkają tej bariery we wdrażaniu konkurencyjnych cenowo mocy wytwórczych OZE, co nastąpi najprawdopodobniej w drugiej połowie przyszłej dekady.

Ten tekst pierwotnie ukazał się na stronie: Wysokiego Napięcia