Spis treści
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.
