Model DSR - reakcja strony popytowej. Jak zareagują klienci

Transkrypt

1 Model DSR - reakcja strony popytowej. Jak zareagują klienci Autor: Waldemar Kałuża, EREM ( Energetyka Cieplna i Zawodowa nr 7-8/2010) Wprowadzenie zrównoważonych cen energii elektrycznej jest operacją równie ważną co skomplikowaną. Jak odbiorcy energii zareagują na omawiane przez autorów systemy taryfowe zastanawiają się autorzy tekstu (red.) Opublikowany w czerwcu br. przez PSE Operator S.A. raport "Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce" jest kolejnym etapem prac koncepcyjnych zmierzających do wdrożenia w Polsce rozwiązań technicznych i organizacyjnych związanych z ideami smart (metering, grid,...). Nie sposób nie zauważyć, że jest to bodaj pierwsza od roku 2008 (czyli od rozpoczęcia realizacji projektów analitycznych poświęconych rozwiązaniom smart metering) koncepcja, która przynajmniej od strony technicznej i merytorycznej jest spójna i niemal możliwa do realizacji w rzeczywistych warunkach polskiego rynku energii. Mimo że w dalszym ciągu przemycana jest koncepcja Niezależnego Operatora Pomiarów jako dysponenta i dystrybutora wszelkich danych pomiarowych w całym kraju, a zaproponowane zasady rozliczeń finansowych za świadczone usługi systemowe mogą nie być dostatecznie atrakcyjne dla potencjalnych Uczestników Programów. Autorzy opracowania rekomendują wprowadzenie dwóch typów programów zarządzania popytem DSR (Demand Side Response - reakcja strony popytowej): programy taryfowe, których właścicielami mieliby być sprzedawcy energii elektrycznej oraz trzech programów bodźcowych, którymi zarządzałby Operator Sieci Przesyłowej. PROGRAMY TARYFOWE Programy taryfowe, najogólniej rzecz ujmując, polegają na wprowadzeniu zróżnicowanych cen energii elektrycznej w cyklach dobowych, tygodniowych i sezonowych (Taryfy wielostrefowe - TOU) lub na zastępowaniu, w pewnych okresach, stawek umownych cenami rynku dnia bieżącego oraz informowanie o tym fakcie odbiorców energii (Taryfy z krytyczną stawką cenową - CPP). Celem wdrożenia tych rozwiązań miałoby być "wypłaszczenie" krzywej zapotrzebowania KSE - przesunięcie możliwie dużego wolumenu poboru z okresów zapotrzebowania szczytowego w doliny obciążenia. Osiągnięcie zakładanego celu jest możliwe jedynie w przypadku zastosowania odpowiednio dużej rozpiętości cen pomiędzy strefami i zainteresowania sprzedawców realizacją tego typu programów. Opracowanie nie zawiera najmniejszych nawet sugestii dotyczących wprowadzenia zasad, które motywowałyby sprzedawców energii do wprowadzania do swoich ofert nowych, wielostrefowych produktów, dedykowanych zwłaszcza dla tych segmentów odbiorców, dla których ceny w dalszym ciągu ustalane są przez Urząd Regulacji Energetyki.

2 PROGRAMY BODŹCOWE Zupełnie odrębne zagadnienie stanowią programy bodźcowe: program przeciwawaryjnej odpowiedzi strony popytowej (EDRP), taryfy z wyłączeniem (ICR) oraz bezpośrednie sterowanie odbiorem (DLC). Ich celem ma być poprawa warunków bilansowania systemu elektroenergetycznego, a przez to również zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w perspektywie znacznie krótszej niż w przypadku programów taryfowych. Informacja o możliwej aktywacji programu byłaby przekazywana przez Operatora Sieci Przesyłowej z dobowym wyprzedzeniem, w przypadku gdyby podczas planowania pracy KSE okazało się, że dostępny poziom rezerw mocy jest niewystarczający. Ostateczna decyzja o wykorzystaniu usług regulacyjnych świadczonych przez odbiorców - Uczestników Programu - podejmowana byłaby z wyprzedzeniem kilkugodzinnym. Udział odbiorców energii w programach DSR miałby być dobrowolny, świadczone przez nich usługi systemowe realizowane byłyby na podstawie umów zawartych z Operatorem Sieci Przesyłowej. W programach bodźcowych udział mogliby brać nie tylko wielcy odbiorcy energii przyłączeni do sieci przesyłowej, ale również Uczestnicy Rynku Detalicznego, czyli odbiorcy i autoproducenci energii przyłączeni do sieci dystrybucyjnych o napięciach 110kV i niższych. Ich udział w programach bodźcowych byłby pośredni, tzn. URD reprezentowani byliby przez Uczestników Rynku Bilansującego - Podmioty Odpowiedzialne za Bilansowanie Handlowe i sprzedawców. Kryterium technicznym, które decydowałoby o możliwości bezpośredniego lub pośredniego udziału w programach DSR, jest dysponowanie przez Uczestnika Programu możliwościami regulacyjnymi (możliwość ograniczenia poboru na okres 2-3 godzin) na poziomie odpowiednio 5 MW dla uczestników bezpośrednich i 2 MW dla uczestników pośrednich. W przypadku gdyby zasobem regulacyjnym miało być źródło wytwórcze generacji rozproszonej, czyli tzw. prosument, wówczas moc jednostki wytwórczej powinna być niewiększa niż 5 MW i jednocześnie mniejsza niż moc szczytowa pobierana z sieci elektroenergetycznej. EFEKTY I BARIERY WDROŻENIA PROGRAMÓW DSR Oczekiwaną, w przypadku wdrożenia programów DSR, wielkość redukcji poboru energii w szczytach zapotrzebowania w granicach od 4% do 9% mocy szczytowej Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, czyli ok. 1-2 GW należałoby uznać za satysfakcjonującą dla poprawy warunków pracy SEE, gdyby tylko możliwa była do osiągnięcia. Ale tu niestety pojawiają się wątpliwości. Nie zostały dotychczas przeprowadzone żadne analizy czy badania i na ich podstawie przedstawione fakty, które uzasadniałyby tezę, że takie zasoby regulacyjne po stronie popytowej rzeczywiście istnieją. Ale przede wszystkim nie dowiedziono, że odbiorcy energii posiadający odbiorniki energii elektrycznej o parametrach technicznych umożliwiających wykorzystanie w realizacji programów bodźcowych rzeczywiście byliby skłonni świadczyć usługi systemowe. Zwłaszcza przy proponowanych zasadach rozliczeń, opartych na cenach

3 rozliczeniowych Rynku Bilansującego - CRO. Przy czym nie tylko poziom ceny CRO ma w tym przypadku decydujące znaczenie (w okresach przewidywanych niedoborów rezerw mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym można się spodziewać, że cena mogłaby nawet kilkakrotnie przewyższać ceny kontraktowe), ale i łączny czas wykorzystywania potencjału regulacyjnego strony popytowej. Przykład: Gdyby przyjąć, że odbiorca energii zasilany z sieci 110kV dwoma przyłączami o mocy umownej 10MW każde, pobierający energię przy średnim rocznym współczynniku obciążenia L F = 75% brałby udział w programach DSR w roku 2009, a świadczone przez niego usługi systemowe (redukcja obciążenia na poziomie 25% mocy umownej, czyli 5MW) były wykorzystywane (zgodnie z założeniem dotyczącym spodziewanych efektów wdrożenia programów bodźcowych DSR w celu redukcji poboru energii w szczytach zapotrzebowania w granicach od 4% do 9% mocy szczytowej KSE) odpowiednio przez 44 i 226 godzin w roku. Wykres nr 1. Zapotrzebowanie KSE za rok ,0 [GW] 22,5 20,0 17,5 Seri P > 91% P max - L F ~ 2,6% e2 Seri P > 96% P max - L F ~ 0,5% e3 15,0 12,5 10,0 7,5 5,0 2,5 0,0 T Wykres nr 2. Ceny rozliczeniowe Rynku Bilansującego za rok CRO [zł/mwh] Serie2 CROmax = 442,32 zł; CROmin = 253,20 zł Serie3 CROmax = 442,32 zł; CROmin = 300,00 zł T

4 Średnia cena CRO w okresie od do dla L F =0,5% wyniosła 337,62 zł/mwh, natomiast dla L F =2,6% - 279,92 zł/mwh Łączne przychody takiego odbiorcy za udział w programach DSR wyniosłyby odpowiednio: ,79 zł (redukcja poboru dla osiągnięcia 4% zmniejszenia mocy szczytowej KSE) oraz ,40 zł (redukcja poboru dla osiągnięcia 9% zmniejszenia mocy szczytowej KSE). Jednak roczne koszty zakupu energii i usług dystrybucyjnych ponoszone przez odbiorcę przy założonych parametrach poboru wyniosłyby co najmniej 38 mln zł (bez uwzględniania ewentualnych opłat za przekroczenia mocy i ponadnormatywny pobór energii biernej). Tak więc ewentualne przychody za udział w programach DSR stanowiłyby zaledwie odpowiednio ok. 0,2% i 0,8% kosztów zakupu energii elektrycznej i usług dystrybucyjnych. Jeżeli ceny rozliczeniowe usług regulacyjnych nie będą dostatecznie atrakcyjne, a czas wykorzystywania możliwości regulacyjnych strony popytowej nie będzie na tyle długi, aby poziom przychodów Uczestnika Programu DSR przewyższył koszty inwestycyjne i operacyjne związane ze świadczeniem usług systemowych, odbiorcy energii mogą nie decydować się na zawieranie umów z OSP. A inwestycje po stronie odbiorców energii będą konieczne. Potrzeba odwzorowania w systemach pomiarowych energii elektrycznej stanu łączników na urządzeniach, które będą wykorzystywane do realizacji programów DSR, nie wspominając o stworzeniu możliwości zdalnego sterowania odbiornikami energii zainstalowanymi w sieci odbiorcy z poziomu Krajowej Dyspozycji Mocy czy Zakładowych Dyspozycji Ruchu, wymaga inwestycji w systemy automatyki po stronie odbiorcy oraz systemy informatyczne, systemy sterowania i telemechaniki oraz sieć łączności po stronie operatorów sieci elektroenergetycznej. Stosowane obecnie układy pomiarowe energii elektrycznej nie zapewniają, mimo że istnieją techniczne możliwości, rejestracji położenia łączników, a systemy SCADA, wykorzystywane przez Operatorów Systemów Dystrybucyjnych, nie sięgają poza granice eksploatacji i to tylko w sieci 110kV. WĄTPLIWOŚCI W rekomendowanych rozwiązaniach zakładany jest również udział w programach DSR drobnych odbiorców energii przyłączonych do sieci dystrybucyjnych, którzy agregowani byliby przez Uczestników Rynku Bilansującego - Podmioty Odpowiedzialne za Bilansowanie Handlowe lub sprzedawców energii elektrycznej. W tym przypadku skutecznym rozwiązaniem wszystkich problemów technicznych mają być nowoczesna infrastruktura pomiarowa i systemy dwukierunkowej transmisji danych - Smart Metering, kiedy już zostanie w Polsce wdrożony. Należy jednak zadać pytanie o motywacje URB i sprzedawców energii elektrycznej, którzy mieliby być pośrednikami między Operatorem Systemu Przesyłowego a drobnymi odbiorcami końcowymi. Jeżeli poziom przychodów związanych ze świadczeniem usług regulacyjnych osiągany przez pojedynczych, bezpośrednich Uczestników Programów DSR, dysponujących wymaganymi możliwościami regulacyjnymi, może okazać się niewystarczający, to tym bardziej nie usatysfakcjonuje on tzw. agregatorów. Będą przecież musieli przetransferować znaczą część środków uzyskanych od Operatora Sieci Przesyłowej dla reprezentowanych przez siebie klientów. Dodatkowo ponosić będą koszty związane z rozliczeniem ilościowym i finansowym usług świadczonych przez poszczególnych odbiorców.

5 Trudno przypuszczać, żeby sprzedawcy energii byli już obecnie przygotowani do prowadzenia tego typu rozliczeń pod względem technicznym i organizacyjnym. Tak więc wprowadzenie do oferty handlowej sprzedawców energii elektrycznej nowej gamy produktów, uwzględniających usługi regulacyjne, będzie również związane z trudnymi dziś do oszacowania inwestycjami. *** REASUMUJĄC Przedstawione powyżej wątpliwości i bariery wcale nie muszą wpłynąć na zablokowanie czy powstrzymanie procesu wdrażania rozwiązań DSR w Polsce oraz udziału odbiorców i prosumentów w rynku usług regulacyjnych. W przeszłości zdarzało się już przecież, że mimo barier, piętrzonych trudności, braku jakichkolwiek ekonomicznych przesłanek i wbrew sceptycznemu podejściu części środowisk związanych z energetyką zawodową, zmiany zachowań odbiorców energii jednak następowały. Wystarczy wspomnieć 1 lipca otwarcie rynku energii dla odbiorców indywidualnych. Tym razem również nie można wykluczyć sytuacji, w której decyzje odbiorców energii wymuszą wdrożenie procedur organizacyjnych i rozwiązań technicznych niezbędnych do uruchomienia programów DSR. Gdyby, nieuchronny przecież w kolejnych latach, wzrost cen energii elektrycznej (prawa majątkowe, uprawnienia do emisji, inwestycje w moce wytwórcze) nałożył się np. na ewentualne zmiany zasad rozliczeń niezbilansowania na Rynku Bilansującym lub gdyby sprawdziłyby się prognozy dotyczące wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce, mogłoby się okazać, że niezależnie od decyzji właścicieli poszczególnych programów DSR zostanie wygenerowany impuls cenowy, który spowoduje reakcję strony popytowej.