Przemysł potrzebuje nowych rozwiązań w energetyce. Co może dać mu DSR?

Przemysł potrzebuje nowych rozwiązań w energetyce. Co może dać mu DSR?

Jedną z technologii, które dają korzyści zarówno firmom jak i systemowi energetycznemu jest zarządzanie popytem czyli DSR. Ale przedsiębiorcy muszą dokładnie wiedzieć, ile zarobią dzięki temu, że się wyłączą gdy mocy brakuje.

Niepewność – to słowo najlepiej charakteryzuje sytuację na rynku energii. Przedsiębiorstwa – największy konsument prądu w Polsce nie wiedzą jak będą kształtować się ceny po 2020 r., nie ma wciąż polityki energetycznej państwa, ani wiedzy jak przebignie integracja rynków w UE.  Niepewność dotyczy też rozwoju technologii. Coraz więcej firm myśli o przynajmniej częściowym uniezależnieniu się od prądu z sieci przy pomocy własnych źródeł oraz o wykorzystaniu możliwości jakie dają nowe technologie integrujące informatykę z energetyką.

O jednej z nich – zarządzaniu popytem czyli z angielskiego Demand Side Response (DSR)- WysokieNapiecie.pl rozmawiało w trakcie debaty zorganizowanej przez nas wraz  firmą Enel X z przedstawicielami polskich przedsiębiorstw oraz Polskich Sieci Elektroenergetycznych.

Ograniczaj i zarabiaj

DSR to technologia umożliwiająca firmom zmniejszenie zapotrzebowania na prąd, wtedy gdy mocy w systemie zaczyna brakować.  Przedsiębiorstwa mogą np. wyłączyć część maszyn lub linii produkcyjnych. To znacznie lepsze od istniejących dzisiaj stopni zasilania, które dezorganizują pracę przedsiębiorstw, tak jak w sierpniu 2015 r. kiedy fala upałów, brak wody do chłodzenia i awaria jednej z elektrowni doprowadziła do  20 stopnia zasilania i firmy musiały ograniczyć zużycie prądu.

Ale muszą dostać za to wynagrodzenie, które zrekompensuje im straty produkcyjne. PSE uruchomiło taki program  po doświadczeniach z 2015 r.

Przedsiębiorstwa, które uczestniczą w programie dostają co miesiąc wynagrodzenia, a ponadto mają zapisane w umowach osobne premie za ograniczenie zużycia. Na razie jednak nie było takiej potrzeby.

Pojawili się też na rynku tzw. integratorzy czyli firmy, które "zbierają" portfele firm uczestniczących w DSR, doradzają im, instalują odpowiednie oprogramowanie itd. Jedną z takich firm jest właśnie Enel X, część włoskiego  potentata –spółki Enel.

Tzw. program gwarantowany, który uruchomiło PSE cieszy się wśród przedsiębiorców dużym wzięciem, ale ma jedną wadę – od 2021 r. go nie będzie. Komisja Europejska uznała bowiem, że DSR powinien na równi konwencjonalnymi elektrowniami uczestniczyć w rynku mocy, startować w aukcjach i dostawać takie same pieniądze jak elektrownie. Ale firmy uważają to za kiepski interes. Teoretycznie bowiem PSE może zmusić ich do „wyłączenia się” aż na 15 godzin przez 250 dni w roku. Dla wielu firm oznacza to  groźbę zbyt dużych strat.  - W ankiecie przeprowadzonej Komisję Europejską wśród 44 przedsiębiorstw energochłonnych w Polsce aż 30 odpowiedziało, że nie jest zainteresowane – mówiła podczas debaty Renata Auchimik z Polskiej Izby Przemysłu Chemicznego. - Powodów jest kilka: brak technicznej możliwości redukcji zapotrzebowania, niewystarczające wynagrodzenie i nieokreślona liczba redukcji, która wiąże się z bardzo dużym ryzykiem. Spodziewamy się więc, że nie będzie zainteresowania.

Potwierdza to Jacek Nowosad z Cemexu, cementowego światowego giganta, do którego w Polsce należą m.in. cementownie w Rudnikach k. Częstochowy i Chełmie. - Rynek mocy nie jest skrojony pod odbiorców a pod wytwórców energii – mówił Nowosad. – Generacja jest stawiana na równi z redukcją, co powoduje faworyzowanie generacji.

Cemex zużywa 300 GWh rocznie, czyli tyle ile 150 tys. gospodarstw domowych.  Po wejściu w życie opłat mocowych w 2021 r. firma będzie więc musiała dodatkowo zapłacić 15 mln zł rocznie (licząc ok. 50 zł za MWh), a do tego przecież trzeba doliczyć podwyżki cen samego prądu. Cały przemysł energochłonny z tytułu samego tylko rynku mocy może ponieść koszty sięgające 1,5 mld zł rocznie.

Teoretycznie DSR mógłby więc być sposobem na zrekompensowanie przedsiębiorstwom tych kosztów. – Tak twierdzi Komisja Europejska, ale nasze analizy tego nie potwierdzają – mówiła Renata Auchimik. Dlatego przemysł energochłonny zabiega o ulgi w opłatach mocowych, ale Komisja Europejska wszczęła osobną procedurę w tej sprawie.

Jacek Misiejuk z Enel X zwracał uwagę, że odbiorcy powinni korzystać z wszystkich możliwości jakie daje im unijny pakiet zimowy. Chodzi m.in. o to żeby pozostawić dodatkową ścieżkę - oprócz wynagrodzenia, które firmy dostaną z rynku mocy za udział w DSR mogłyby też otrzymać dodatkowe pieniądze wtedy gdy mocy w systemie będzie brakować i PSE wezwie je do redukcji zapotrzebowania (tzw. program bieżący).  Kolejna szansa to handel energią, której niw wykorzystają w produkcji. Jeśli mocy w systemie będzie brakować, to ceny prądu pooszybują nawet do kilkudziesięciu tys. zł za MWh, wówczas firmy, które „zaoszczędzą” prąd mogłyby sprzedać nadwyżkę z wielkim zyskiem. - Odbiorcy powinni mieć taką możliwość już od 2021 r. – apelował Misiejuk.

Ryzyko wciąż jest za duże?

- DSR jest zasobem wytwórczym, my to widzimy – zgadzał się Marek Duk, zastępca dyrektora rozwoju systemu w PSE. -   Uspokajał też przedsiębiorców, że nie ma co mówić o 15 godzinach dziennie przez 250 dni z roku,  w grę wchodzi kilkanaście godzin rocznie. A  jeżeli rynek mocy zadziała prawidłowo, to w ogóle nie będzie potrzeby ogłaszania stanów zagrożenia. Potwierdził również bardzo istotną z punktu widzenia zainteresowanych firm informację - oprócz rynku mocy odbiorcy przemysłowi będą mogli korzystać z programów bieżących. Obowiązkami redukcji będzie można też handlować. –Przykładowo jeśli cementownia w Chełmie nie będzie mogła zmniejszyć zapotrzebowania, to może się dogadać z inną firmą, żeby zrobiła to za nią - tłumaczył Duk.

Przedsiębiorcy zatem będą mieli dodatkowe możliwości zarabiania, ale Duk dodał, że ze szczegółami trzeba będzie poczekać na zmiany w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowych. Być może będzie też potrzebna „kosmetyczna nowelizacja” prawa energetycznego. Wszystko to powinno się wydarzyć w 2020 r.

- Przepisy trzeba doprecyzować – zwracał uwagę Jacek Nowosad z Cemexu. – 15 godzin przez 250 dni w roku oznacza, że nasza firma leży. Ja nie pójdę na zarząd z informacją, że tak jest zapisane w ustawie, ale to może się zdarzyć  teoretycznie. Potrzebne jest ograniczenie ryzyka.

A potencjał DSR jest ogromny. – Działamy na wielu rynkach na świecie i naszym zdaniem DSR mógłby pokryć 10 proc. szczytowego zapotrzebowania, w tej chwili w rynku mocy to ok. 3 proc. – mówił Jacek Misiejuk. - My bierzemy na siebie ryzyko jeśli klient życzy sobie np. nie wyłączać się na dłużej niż na 6 godzin.

- Potrzebna jest informacja ze strony PSE  o szansach, jakie DSR daje w rynku mocy. Kluczowa jest wiedza o tym na ile godzin trzeba będzie się wyłączyć. Jeżeli będziemy musieli zatrzymać produkcję na 15 godzin dziennie przez tydzień w szczycie sezonu czyli w maju lub wrześniu to wygląda to źle. Pieniądzem nie wszystko da się wynagrodzić, bo przecież tracimy klientów – dodał Jacek Nowosad.

Potwierdził też, że  o ile sam udział w rynku mocy nie jest zbyt obiecujący, o tyle połączenie z dodatkowymi programami PSE oraz z możliwościami handlu energią, w sytuacji w której pojawi się deficyt, wygląda już lepiej.

Ale żeby wszystko policzyć, firmy muszą jak najszybciej poznać nowe regulacje.

Rynek energii wspiera

Technologie dostarcza

Zobacz także...

Komentarze

Patronat honorowy

Partnerzy portalu

PSE