Pomimo pandemii, 10 grudnia 2020 roku padł w Polsce kolejny rekord zapotrzebowania w sezonie zimowym - 26817 MW. Po raz drugi w historii rekord zapotrzebowania w sezonie zimowym przypadł na okres wczesnego popołudnia, co do tej pory było domeną letnich szczytów zapotrzebowania.
Typowy okres występowania to godzina 13:15 tuż po droższej strefie czasowej dla dużych odbiorców przemysłowych. Możliwości redukcji zapotrzebowania w przemyśle o tej godzinie są zazwyczaj najwyższe - oczywiście gdyby była taka potrzeba np. na skutek bardzo niskich temperatur, niedyspozycyjności w kilku kluczowych elektrowniach lub znacznych ograniczeń możliwości importu. Jednak tym razem temperatury były łagodne, a rezerwy mocy były wciąż spore. Dane PSE wykazały stosunkowo niewielkie wykorzystanie elektrowni szczytowo-pompowych, nie korzystano z rezerwy interwencyjnej zimnej ani z wezwania uczestników programu Demand Side Response (DSR). Natomiast w godzinach poprzedzających godzinę 13:00 nawet eksportowaliśmy energię w ramach międzyoperatorskiej wymiany międzysystemowej.
W ostatnich latach rekordy zapotrzebowania notowano głównie latem i wówczas operatorowi najtrudniej było zapewnić wystarczalność rezerw mocy ze względu na znacznie mniejszą produkcję elektrociepłowni i sezon remontowy w elektrowniach cieplnych.
W kolejnych latach ze względu na szybki przyrost instalacji fotowoltaicznych rezerwy mocy w upalne dni mogą wzrosnąć, ale w przypadku ekstremalnych temperatur zimą ponownie coraz wyższe szczyty zimowe mogą się okazać problemem. Natomiast w miarę wzrostu udziału źródeł odnawialnych w miksie energetycznym coraz większe znaczenie będzie miała elastyczność pozwalająca na bilansowanie systemu przy szybkich zmianach generacji.
Jak wpłynął COVID na zapotrzebowanie ? W Polsce jest stosunkowo mało danych na ten temat, obserwujemy, że odbiorcy przemysłowi na razie przeważnie sobie nieźle radzą w tych warunkach, chociaż niektóre branże są bardziej od innych narażone na spadek popytu.
W Stanach Zjednoczonych, w których Enel X przeprowadził szczegółowe badania aktywności uczestników programów DSR, mieliśmy interesujące obserwacje. Ze względu na ekstremalnie wysokie temperatury latem, odnotowaliśmy rekordową do tej pory liczbę wezwań do redukcji – nawet kilkadziesiąt godzin rocznie. Programy DSR sprawdziły się między innymi w ograniczaniu negatywnych skutków dla systemu elektroenergetycznego wynikającego z pożarów lasów w Kalifornii. Co ciekawe, wprawdzie w wielu branżach spadało średnie zapotrzebowanie na energię elektryczną , ale rosło zapotrzebowanie szczytowe – wynikające z ekstremalnych temperatur. Szczególnie było to widoczne w branży chemicznej i szkolnictwie.
Pandemia COVID-19 stworzyła bezprecedensową sytuację nie tylko dla obywateli, ale także dla przedsiębiorstw. Wiele firm musiało dostosować swój planowany udział w programach DSR, ale nadal podejmuje wysiłki, aby w tym uczestniczyć.
W USA Enel X jako agregator może elastycznie reagować w takich sytuacjach, włączając do programu nowe firmy, które wypełniają ewentualne luki, zapewniając operatorowi systemu elektroenergetycznego stabilny poziom rezerw mocy. Jest to bardzo ważna możliwość, która w Polsce wciąż jest niedostępna. Warto wziąć dobry przykład z tego rynku przy określaniu przyszłości programu w Polsce.