Od kilku dni, z powodu przechodzącej przez Polskę fali upałów, termometry grzeją się do granic możliwości, a klimatyzatory i wentylatory pracują pełną mocą. Powoduje to potężny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną. Czy grozi nam w związku z tym powrót do – dobrze znanych z czasów PRL – stopni zasilania?

Zwykle blackoutu obawiamy się zimą, gdy więcej prądu zużywa się na oświetlenie i ogrzewanie. Z powodu coraz większych upałów groźba utraty zasilania w całym kraju staje się jednak realna także latem. Można się było o tym przekonać 10 sierpnia 2015 r., kiedy zapotrzebowanie przerosło możliwości energetyki. Polskie Sieci Elektroenergetyczne sięgnęły wówczas po awaryjne rozwiązanie niestosowane od końca lat 80. XX w., ogłaszając 20. stopień zasilania, czyli obowiązkową redukcję zapotrzebowania na moc u największych odbiorców. Na ile ta sytuacja ma szansę się powtórzyć?

Jak zauważa Jacek Misiejuk, prezes zarządu Enel X, od tego czasu wiele się zmieniło w polskim systemie energetycznym. Zwiększono zdolności importowe energii, zainstalowano przesuwniki fazowe dla ograniczenia przepływów kołowych, nastąpił też rozwój odnawialnych źródeł energii oraz jest realizowany program budowy i modernizacji elektrowni.

– Wprowadzono też programy DSR. W 2017 r. pojawił się program gwarantowany, który został zastąpiony rynkiem mocy funkcjonującym od 2021 r. Dzięki temu w sytuacjach krytycznych deficytów mocy można sięgnąć po rezerwy, które są odpłatnie i dobrowolnie utrzymywane przez odbiorców – zauważa Jacek Misiejuk.

Dodaje, że o pozytywnym wpływie programów można się było przekonać 23 września 2022 r., kiedy PSE, po raz pierwszy w historii, ogłosiły okres zagrożenia na rynku mocy. Wówczas prawie500 przygotowanych odbiorców zredukowało swoje zapotrzebowanie (dane Enel X). W rezultacie w godzinach zagrożenia zapotrzebowanie to było niższe o prawie 1000 MW od prognoz PSE.

Przypomnijmy, że w 2015 r. przemysł był w ogóle nieprzygotowany na wprowadzenie stopnia zasilania. Przymusowe ograniczenia dostaw prądu dotknęły prawie 8 tys. zakładów, wobec kilku tysięcy firm nawet przez kilka lat prowadzono postępowania w sprawie nałożenia wysokich kar za całkowite lub częściowe niezastosowanie się do ograniczeń.

– Przekonaliśmy się na własnej skórze, z czym wiąże się ograniczanie dostaw prądu. Dlatego sześć lat temu przystąpiliśmy do programu DSR – mówi Dariusz Gawlak, prezes zarządu Cementowni Warta, wskazując na wiele wynikających z tego korzyści.

– Dzięki temu jesteśmy przygotowani i odporni na załamanie na rynku mocy. Wiemy, jak się zabezpieczyć i reagować na zagrożenie związane z brakiem energii. Bycie w systemie wiąże się poza tym z analizami własnej działalności. Dzięki temu wiemy, co udoskonalić w produkcji i technologii, by ograniczyć pobór energii, działać sprawniej i przyczynić się do utrzymania stabilności systemu energetycznego – tłumaczy Dariusz Gawlak. Podkreśla, że firma stała się czynnym, a nie tylko biernym uczestnikiem rynku energii.

Henryk Kaliś, prezes zarządu Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu, informuje, że obecnie usługi DSR dysponują potencjałem 1000 MW, czylimocą największego w Polsce bloku energetycznego w elektrowni Kozienice. Podkreśla też, że rynek mocy oferuje płatności za gotowość do dostarczania mocy do KSE na wezwanie Operatora Systemu Przesyłowego, w przypadku odbiorców przemysłowych poprzez redukcję własnego zużycia energii elektrycznej. Z rezerw tych jednak OSP w praktyce nie korzysta.

– Aby odbiorcy mogli reagować częściej i szybciej na rosnące doraźne potrzeby Operatorów Sieci, należy upowszechnić usługi elastyczności wynagradzane za ich wykorzystanie. Poza tym dobrowolne i odpłatne usługi DSR powinny być zawsze stosowane przed rozwiązaniami przymusowymi, których katalog się stopniowo poszerza – wyjaśnia.

Podpowiada przy tym, jak krajowy potencjał usług DSR można szybko zwiększyć, rozwiązując problem jednostek emisyjnych, np. generatorów Diesla stosowanych w celu gwarantowania ciągłości zasilania kluczowych z punktu widzenia bezpieczeństwa instalacji, urządzeń i osób. Najczęściej są one uruchamiane okresowo jedynie w celu sprawdzenia sprawności. Aktualnie ich obecność w obiekcie czy wspólnej sieci elektroenergetycznej eliminuje z rynku mocy wszystkie inne sterowalne urządzenia i instalacje.

Jak uważa Henryk Kaliś, można temu zaradzić poprzez odrębne opomiarowanie i wydzielenie z obszaru jednostki rynku mocy źródeł wytwórczych przekraczających roczne limity emisji czy zezwolenie na wykorzystywanie w mechanizmach mocowych jednostek wytwórczych generujących do 350 kg CO2 na rok. Poza tym, jeśli możliwość udziału w rynku mocy jednostek węglowych zostanie przedłużona do 2028 r., to powinno to dotyczyć także instalacji świadczących usługi DSR.

Jacek Misiejuk również uważa, że DSR mógłby funkcjonować jeszcze skuteczniej na rynku mocy. Do tego jednak potrzebne jest wyeliminowanie barier jego rozwoju. A drogą do tego jest dopuszczenie do wykorzystania generatorów rezerwowych emitujących nie więcej niż 350 kg CO2 na rok, podliczników (submetering) w celu wydzielenia zasobów pożądanych od niedopuszczonych do udziału w rynku mocy (OZE, generacja emisyjna) oraz wyrównania szans magazynów energii przed licznikiem i za licznikiem. Podkreśla, że rynek mocy to tylko jedno z zastosowań DSR.

W związku z rosnącym udziałem źródeł OZE niezbędny jest rozwój usług elastyczności poza elektrowniami systemowymi. Dzięki temu można będzie też zwiększyć wykorzystanie źródeł OZE.

Według Jacka Misiejuka DSR może zastąpić najdroższe i najmniej efektywne inwestycje w źródła wytwórcze i sieci, w znaczący sposób ograniczając koszty funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Zwłaszcza że czeka nas transformacja energetyczna. Szacuje się, że skumulowane nakłady inwestycyjne w źródła wytwórcze wyniosą do 2040 r. 726 mld zł. Nakłady na infrastrukturę sieciową są szacowane na ok. 500 mld zł.

Dlatego w dyskusji publicznej warto poruszać nie tylko temat mocy w systemie, lecz także elastyczność działania systemu elektroenergetycznego.