Polskie Sieci Elektroenergetyczne to centrum rodzimego systemu energetycznego. Państwowa spółka odpowiada za utrzymanie sieci przesyłowych i inwestycje w nowe linie, także transgraniczne mosty energetyczne. Ale przede wszystkim pełni rolę operatora odpowiedzialnego za bilansowanie systemu, czyli dostosowywanie podaży energii do zmieniającego się w czasie doby zapotrzebowania na prąd.
Z zachowaniem obowiązkowej rezerwy mocy na wypadek nagłego, nieprzewidzianego wzrostu popytu albo awarii jednego z istotnych bloków energetycznych czy linii przesyłowych. W kraju, w którym spora część elektrowni węglowych pamięta lata 70. i w którym do 2030 r. z powodów technicznych wycofane zostaną bloki o łącznej mocy 5 – 6 GW, zapobieganie niedoborom prądu ma szczególne znaczenie.
W sierpniu 2015 r. przez Polskę przetaczała się kolejna tego lata fala upałów z temperaturami osiągającymi 38, a lokalnie nawet 40 stopni Celsjusza. Popyt na energię elektryczną, między innymi z uwagi na rosnącą popularność urządzeń klimatyzujących, wzrósł wtedy do poziomu przy którym stanowiąca filar polskiego systemu energetyka węglowa nie była w stanie mu sprostać. Susza i upały obniżyły bowiem poziom wody w rzekach do tego stopnia, że w wielu elektrowniach konwencjonalnych pojawiły się poważne problemy z zasilaniem układów chłodzenia. Dodatkowo w Bełchatowie, w największym zespole elektrowni w Polsce doszło do awarii, słaby wiatr unieruchomił siłownie wiatrowe, fotowoltaiki w zasadzie nie było, a czeska elektrownia atomowa w Temelinie, która od czasu do czasu ratuje nasz bilans energetyczny, miała akurat postój.
W efekcie, wliczając trwające remonty i prace modernizacyjne z systemu elektroenergetycznego wypadło w sumie 30 – 35 proc. mocy. 10 sierpnia PSE ogłosił najwyższy 20. stopień zasilana, co oznaczało ograniczenie dostaw prądu do największych konsumentów korporacyjnych. 20 stopień oznacza, że tacy odbiorcy mają prawo pobierać tylko umowne minimum mocy w ilości wystarczającej do utrzymania bezpieczeństwa pracowników i ochrony linii produkcyjnych czy innych urządzeń przed uszkodzeniami spowodowanymi przerwami w dostawach.
W praktyce wprowadzone przez PSE ograniczenia oznaczały wyraźne zmniejszenie dostaw dla odbiorców przemysłowych. 20. stopień zasilania zapobiegł wprawdzie nagłym włączeniom prądu, które dla zakładów przemysłowych i wielu innych wrażliwych odbiorców mogłyby mieć katastrofalne skutki, ale koszty ograniczenia dostaw prądu i tak wyniosły kilka mld zł.
Od tamtej pory na polskim rynku energetycznym nastąpiły znaczące zmiany. Powstały nowe węglowe i gazowe bloki energetyczne, z 1 GW gigantami w Kozienicach i Jaworznie (choć niektóre z nich mają regularne problemy z usterkami i osiągnięciem zakładanych parametrów wytwórczych). Na rzekach w okolicach punktów czerpania wody do układów chłodzenia powstały stopnie wodne zmniejszające ryzyko wystąpienia niedoborów. Na połączeniu z niemieckim systemem elektroenergetycznym pojawiły się przesuwniki fazowe, zaawansowane transformatory, pozwalające na kontrolowanie transgranicznych przepływów energii i zwiększenie możliwości interwencyjnego importu. Rozwój fotowoltaiki pozwolił na znaczące zmniejszenie ryzyka deficytów mocy latem.
Dodatkowo, w 2018 r. zakontraktowano po raz pierwszy rezerwy mocy w ramach rynku mocy, finansowane przez odbiorców energii narzędzie pomyślane jako rodzaj zachęty do inwestowania w nowe moce wytwórcze oraz przedłużenie o kilka lat żywotności najstarszych bloków węglowych traktowanych jako moce rezerwowe. Rynek mocy pozwolił także na pozyskanie dodatkowych rezerw mocy u aktywnych odbiorców energii.
Poważne perturbacje wywołała jednak wojna w Ukrainie i jej skutki dla bezpieczeństwa energetycznego. Nawet nie dlatego, że Polska remontuje właśnie połączenie energetyczne do ukraińskiej elektrowni atomowej Chmielnicka, choć po licznych atakach na infrastrukturę energetyczną Ukrainy, plany zakupów taniego prądu za wschodnią granicą trzeba odłożyć na nieokreśloną przyszłość. Ryzyko niedoborów gazu wykorzystywanego przecież także jako paliwo w elektrowniach, a także problemy z podażą węgla na skutek sankcji, podniosły napięcie na rynku windując przy okazji ceny prądu do niespotykanych nigdy wcześniej poziomów.
Problemy z niedoborem energii mogły więc powracać, choć na szczęście już nie tak poważne, jak w sierpniu 2015 r. Po raz ostatni pół roku temu, 23 września PSE poinformowały o okresach zagrożenia na rynku mocy w godzinach wieczornego szczytu, między 19.00 a 21.00. W praktyce taki komunikat oznacza, że zachodzi ryzyko pojawienia się niedoborów mocy w systemie, a elektrownie muszą pracować pełną parą.
To ostrzeżenie wynikało między innymi z bezwietrznej pogody, która ograniczyła produkcję prądu w farmach wiatrowych. Początkowo PSE wspomagało się importem, ale w końcu ogłosiło okres zagrożenia, czyli poprosiło o czasowe uruchomienie zakontraktowanych na rynku mocy rezerw mocy w elektrowniach i u odbiorców. Wrześniowe przesilenie potwierdziło potwierdzone wcześniej w testach praktyczne możliwości, które niosą usługi DSR. I to także dzięki nim gospodarka przetrwała krytyczne godziny bez szwanku – planowane zapotrzebowanie na energię w kryzysowych godzinach według danych PSE spadło o blisko 5 proc., znacznie przekraczając zakontraktowany w usługach DSR (Demand Side Response) wolumen.
DSR to dobrowolne ograniczenie poboru mocy przez znaczących konsumentów energii. W dużym skrócie: operator systemu elektroenergetycznego dysponuje dwoma narzędziami do bilansowania rynku energii. Może zadbać o zwiększenie podaży prądu poprzez wykorzystanie rezerwowych mocy albo zadbać o zmniejszenie zapotrzebowania na prąd. Jeśli nie będzie innego wyjścia, może je wymusić przez podnoszenie stopni zasilania do 20. włącznie, co jednak jest kosztowne dla gospodarki i wywołuje ogromne straty u nieprzygotowanych klientów. Ale w pierwszej kolejności powinien korzystać ze wszystkich możliwości rynkowych, a jako przedostatnia deska ratunku może skorzystać z możliwości, jakie dają dobrowolne i odpłatne usługi DSR.
Wśród znaczących odbiorców energii elektrycznej są bowiem firmy, które ze względu na charakter prowadzonej działalności są w stanie w sytuacji kryzysowej na prośbę operatora, taką jak ta z 23 września 2022 roku, ograniczyć zużycie energii elektrycznej, ot choćby przekładając część procesów technologicznych na godziny poza szczytem poboru z krajowego systemu. Nie robią tego oczywiście bezinteresownie. Za utrzymywanie gotowości do ograniczenia poboru energii duzi konsumenci mogą zarobić od kilkudziesięciu tysięcy do kilku milionów złotych rocznie, a w przypadku największych odbiorców prądu nawet kilkudziesięciu milionów! Per saldo dla operatora systemu i odbiorców, którzy za to płacą to i tak niższy koszt niż opłacanie utrzymywania rezerw mocy w przestarzałych elektrowniach czy budowa nowych, rzadko wykorzystywanych elektrowni, zaś dla beneficjentów udział w DSR jest sposobem na efektywne obniżenie rachunków za energię.
Usługi DSR z płatnością za zdolność do redukcji pojawiły się w Polsce w 2017 r. i od tamtej pory zainteresowanie nimi rośnie. Na rynku mocy do 2027 r. powinny się znaleźć moce prawie dwukrotnie wyższe niż obecnie. Łączna zakontraktowana moc powinna przekroczyć 5 proc. szczytowego zapotrzebowania, stając się poważnym buforem bezpieczeństwa. Liderem tego rynku jest spółka Enel X, która już teraz dysponuje bazą ponad 320 klientów z kontraktami na 546 MW i posiada 65 proc. kontraktów DSR na rynku mocy na lata 2024-2027. Warto wspomnieć, że ceny w tych kontraktach są o blisko 50 proc. wyższe od dotychczasowych, a agregator chroni klienta przed karami, także odbiorca może tylko zyskać na udziale w usługach DSR.
Zapisz się do Programu już dzisiaj!