Polskę czeka przyspieszone zamykanie elektrowni na węgiel oraz rozwój odnawialnych źródeł energii. Powodem jest neutralność klimatyczna, do której zmierza UE, ale też wojna w Ukrainie. Ta ostatnie wymusza jak najszybsze uniezależnienie się od rosyjskiego węgla, ropy i gazu.
29 marca polski rząd przyjął założenia do aktualizacji „Polityki Energetycznej Polski do 2040 r.”, zgodnie z którymi w perspektywie 2040 r. prawie połowa produkcji energii elektrycznej ma pochodzić z odnawialnych źródeł.
Potencjał jest znacznie większy. Szacuje się, że technologie wiatrowe i fotowoltaiczne mogą w perspektywie 2030 r. dostarczyć nawet 71 proc. energii elektrycznej w kraju. Większe tempo rozwoju OZE jest też prawdopodobne ze względu na nowe cele UE. 18 maja Komisja Europejska przedstawiła szczegóły planu REPowerEU, który ma uniezależnić Unię od rosyjskich węglowodorów do 2027 r. Podnosi on unijny cel udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto na 2030 r. z 40 proc. do 45 proc.
Niezbędne rozwiązanie
Reklama
Przyspieszenie rozwoju OZE przy spadającej liczbie źródeł dyspozycyjnych będzie tworzyć nowe wyzwania związane z zbilansowaniem systemu. Pomóc w tym mogą mechanizmy Demand Side Response (DSR), polegające na zmianie zapotrzebowania na energię elektryczną przez jej odbiorców, w celu lepszego zrównoważenia popytu i podaży. Najczęściej przybiera on formę odpłatnej usługi świadczonej przez przedsiębiorców na rzecz operatora sieci, w celu podniesienia rezerw mocy w systemie energetycznym i ograniczenia ryzyka blackoutu.
DSR polega na przesunięciu możliwości poboru mocy na inne godziny lub redukcji poboru albo zwiększeniu, jeśli zachodzi taka potrzeba. Mechanizm może ograniczyć inwestycje w bloki wytwórcze oraz linie przesyłowe i dystrybucyjne, których koszt obciążyłby odbiorców. Ułatwia więc i ogranicza koszt transformacji energetyki, zapewniając elastyczność. Wykorzystanie strony popytowej ogranicza konieczność uruchamiania najdroższych elektrowni w szczycie zapotrzebowania. To także sposób na sprawne integrowanie źródła OZE z resztą systemu energetycznego.
Szacuje się, że DSR może osiągnąć ok. 10 proc. mocy systemu energetycznego w szczycie zapotrzebowania, co w przypadku Polski oznacza ok. 2,8 GW. W naszym kraju prawie 10 proc. mocy szczytowych jest wykorzystywanych tylko przez 100-150 godzin w roku. Czas ten maleje wraz ze wzrostem udziału źródeł odnawialnych, dzięki czemu DSR może je łatwiej zastąpić.
Potrzebne zmiany
Usługi DSR wpisują się więc w proces dekarbonizacji. Potrzebne są jednak zmiany, by ich ekspansja nabrała tempa. W Polsce mechanizm DSR jest obecny od 2013 r., gdy zaczęły z niego korzystać Polskie Sieci Elektroenergetyczne, operator systemu przesyłowego. Dziś stosuje go blisko 400 odbiorców dostarczając ponad 800 MW mocy.
Jak podpowiadają autorzy raportu „Przebudzenie elastycznych mocy, czyli jak DSR może wzmocnić bezpieczeństwo energetyczne Polski”, należy zapewnić niezależny udział w rynku energii i rynku bilansującym odbiorcom oraz agregatorom DSR, bez względu na to, czy ich dostawca energii jest zainteresowany świadczeniem takiej usługi. Poza tym konieczna jest likwidacja barier agregacji w dostępie usług DSR na rynku bilansującym. Uniemożliwiają one przystępowanie do programów DSR przez małe podmioty. Tymczasem zdecentralizowane zasoby DSR to gwarancja mniejszego ryzyka przeciążeń sieci i ograniczenia strat w przesyle energii. Udział odbiorców w rynku mocy i energii nie powinien też wykluczać uczestniczenia w innych programach DSR. Odbiorcy powinni móc zarabiać na elastyczności. Wreszcie, według autorów raportu, trzeba dążyć do rozwoju lokalnych DSR. To sposób na uniknięcie lub przesunięcie w czasie kosztownych inwestycji w sieciach dystrybucyjnych i przesyłowych.
Amerykański doświadczenia
Eksperci zwracają uwagę, że postępująca transformacja energetyczna przyniesie wiele korzyści, rozszerzy usługi DSR na nowe branże i grupy odbiorców.
Po pierwsze, chodzi o auta na prąd, które mogą być ważnym elementem elastycznego systemu energetycznego. Są bowiem niczym innym jak mobilnym magazynem energii, skomunikowanym z inteligentną siecią. Dzięki temu lokalny agregator na potrzeby operatora sieci dystrybucyjnej będzie mógł zarządzać cyklem ładowania i rozładowywania wielu pojazdów, gdy będą podłączone do ładowarki. Przykładem takiego rozwiązania jest program SmartCharge wdrożony przez Hondę, Edisona i eMotorWerks (obecnie Enel X Way) w południowej Kalifornii. Identyfikuje on okresy wysokiej produkcji energii elektrycznej z OZE po niskiej cenie. Użytkownicy za pomocą aplikacji w telefonie określają, kiedy ich auta elektryczne będą włączone do sieci, a program decyduje, w którym momencie zacząć ładowanie.
Po drugie, wykorzystanie elektrycznych źródeł grzewczych zdolnych do reagowania na bieżący bilans podaży i popytu na rynku energii może znacząco ograniczyć koszty funkcjonowania systemu energetycznego i zwiększyć jego stabilność. W czerwcu 2020 r. w Los Angeles uruchomiono program umożliwiający obniżanie temperatury w mieszkaniach i domach na żądanie operatora (poprzez regulację termostatów), który zgromadził 16 tys. odbiorców. Ogrzewanie elektryczne w Polsce jest wykorzystywane w niewielkim stopniu, ale popularyzacja pomp ciepła pozwoli w przyszłości powiększyć ten potencjał.
Partner
/>