Demand Side Response – klient, rynek, technologia

W Polsce usługi typu DSR są jak na razie dostępne głównie dla większych odbiorców energii oraz agregatorów w ramach ich współpracy i przetargów realizowanych z Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi S.A. Jak pokazują jednak doświadczenia z innych rynków, już wkrótce usługi tego typu będą mogły być świadczone również przez inne podmioty.

Wszystkie przeprowadzone testy redukcji pakietu letniego zakończyły się pozytywnie i to co cieszy, to potwierdzenie zakontraktowanych z wykonawcami zdolności redukcji poszczególnych produktów i krótkich czasów ich osiągnięcia: od 0,5h do 2,5h – poinformował Jarosław Socha, Zastępca Dyrektora Departamentu Przesyłu PSE podczas wykładu inauguracyjnego. Wystąpienie dotyczyło implementacji Interwencyjnych Programów DSR w Krajowej Sieci Elektroenergetycznej. Dyrektor Socha przypomniał, że wszystkie Obiekty Redukcji biorące udział w Programie Bieżącym i Gwarantowanym podlegają certyfikacji ORed: – Certyfikat jest potwierdzeniem spełnienia kryteriów dopuszczalności do świadczenia usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie Operatora Systemu Przesyłowego przez Obiekt Redukcji. Certyfikacji podlegają obiekty, których przynajmniej jeden punkt poboru energii (PPE) jest przyłączony do sieci o napięciu powyżej 1kV. Przyznanie certyfikatu następuje w terminie 14 dni od złożenia kompletnego wniosku do właściwego dla miejsca przyłączenia operatora systemu dystrybucyjnego. Po pozytywnej decyzji Obiekt Redukcji zostaje zarejestrowany w systemie informatycznym OSP. Według dyr. Jarosława Sochy wykonawcy mogą zaproponować PSE nawet kilkanaście produktów o różnych parametrach. OSP dopuszcza oferowanie trzech typów produktów: stałych, elastycznych oraz przerywanych i w ich ramach definiowanie szeregu parametrów jak moc, czas uruchomienia, szerokość bloku redukcji i współczynnik niedyspozycyjności.

W jaki sposób są podejmowane decyzje o zapotrzebowaniu na redukcję?

Do godziny 19:00 PSE ma prawo przesłać komunikat o aktywacji usługi DSR w trybie zwyczajnym. Możliwe jest również aktywowanie usługi po godzinie 19:00 w trybie specjalnym. Komunikat o aktywacji usługi przesyłany jest do wszystkich Wykonawców Programu Bieżącego i Gwarantowanego. Wykonawcy Programu Gwarantowanego po wezwaniu w trybie zwyczajnym mają obowiązek przekazać propozycje sprzedaży swoich Produktów do godziny 21:00. Wykonawcy Programu Bieżącego mają prawo składać propozycje sprzedaży w dowolnej chwili, jednak przed wydaniem polecenia redukcji. Po aktywacji w trybie specjalnym wszyscy Wykonawcy zarówno Programu Gwarantowanego jak i Bieżącego mają prawo, a nie obowiązek składania propozycji sprzedaży. PSE przekazuje polecenie redukcji wybranym Wykonawcom, którzy wcześniej przesłali propozycje sprzedaży. Wykonawca redukcji jest podtrzymywany w stanie alertu do czasu, który umożliwia wykonanie redukcji. Wyprzedzenie z jakim wykonawca musi otrzymać polecenie redukcji, aby był w stanie zrealizować polecenie redukcji jest określane indywidulanie dla każdego Produktu przez Wykonawcę w swojej ofercie. W związku z tym operator, jeżeli chce skorzystać z danej propozycji sprzedaży, powinien wydać polecenie redukcji przed upływem tego czasu.

W Programie Gwarantowanym przeprowadzane są dwa rodzaje testu: obowiązkowy i sprawdzający. Pierwszy rodzaj przeprowadzany jest w terminie do 30 dni od daty wejścia w życie umowy. W przypadku niepowodzenia, podejmowana jest próba powtórnego testu obowiązkowego w terminie do 14 dni od informacji o negatywnym wyniku poprzedniego testu. Test sprawdzający jest wywoływany zidentyfikowaną nie dyspozycyjnością po upływie godziny 18:00 dnia n-1, gdzie n to dzień redukcji i następuje w terminie 14 dni po Wniosku Wykonawcy. Po nieudanym teście sprawdzającym przeprowadza się powtórny test sprawdzający na takich samych zasadach jak pierwszy test sprawdzający.

Dyrektor J. Socha poinformował, że wszystkie testy redukcji pakietu letniego przeprowadzone w dniach 25-27 lipca 2017 r. zakończyły się pozytywnie. – „14 września br. operator otrzymał dwie oferty na Program Bieżący. Przetarg wkrótce zostanie rozstrzygnięty. Ogłoszenie kolejnego przetargu jest zaplanowane na przełom 2017/2018 tak, żeby dać więcej czasu potencjalnym uczestnikom na przygotowanie ofert. 1 października 2017 roku weszły w życie Umowy Programu Gwarantowanego w pakiecie zimowym. Oznacza to, że do końca października będą przeprowadzone obowiązkowe testy redukcji – powiedział dyrektor Socha. – PSE jako cel na najbliższe miesiące wyznaczyło prace nad udoskonalaniem programów DSR oraz implementację jeszcze nie wdrożonych funkcjonalności w systemie informatycznym. Na 1 lipca 2018 r. zaplanowane jest wejście w życie nowych umów w Programie Gwarantowanym i Bieżącym” – podsumował swoje wystąpienie przedstawiciel PSE.

„Zapraszamy wszystkich chętnych do przystąpienia do DSR poprzez agregatora – przyjmiemy każdą ilość megawatów.” – Piotr Chylmański, Enspirion Sp. z o.o.

Piotr Chylmański w swojej prezentacji podkreślił, że Enspirion jako największy agregator w Polsce zredukował dotychczas blisko 3334 MWh na potrzeby OSP. Bazując na tym doświadczeniu, spółka wchodzi w polemikę ze standardową definicją DSR, która mówi że ta usługa to redukcja. W opinii specjalistów, DSR to zarządzanie profilem. W ciągu jednego dnia agregatorowi udało się zredukować ponad 540 MWh na potrzeby obowiązkowego w Programie Gwarantowanym. Prezentacja skupiała się na kierunkach rozwoju DSR. Pan Chylmański widzi bardzo duży potencjał rozwoju usługi w stosowaniu jej tylko i wyłącznie przy konkretnych GPZ (Głównych Punktach Zasilających). „DSR w OSP jest i powinien pozostać programem interwencyjnym. Z DSR w ciągu roku można skorzystać kilka razy a kierunkiem rozwoju jest to, że często w ostatnim czasie niedobory energii występują w weekend. Oznacza to, że powinniśmy usługę uaktywniać również w dni wolne od pracy. Pewnego dnia może stać się to istotne” – powiedział. Podkreślił również, że DSR powinien być tylko uzupełnieniem całego mixu energetycznego w kraju, ponieważ nie każdy klient jest dostępny codziennie jako obiekt redukcji. Kolejnym bardzo ważnym kierunkiem rozwoju jest przejście na DSR lokalizacyjny zakładający redukcję okreslonej ilości energii w konkretnym obszarze na określony czas. Powołując się na duże doświadczenie jako agregator, reprezentant Enspiriona przedstawia dwa najważniejsze obszary działalności w tej funkcji: popyt (kreowanie oraz zmniejszenie zapotrzebowanie) oraz generację (zwiększenie oraz obniżenie poziomu generacji). W podsumowaniu swojego wystąpienia Piotr Chylmański wskazał trzy najważniejsze kierunki rozwoju DSR z punktu widzenia agregatora: czas reakcji (całkowite zniwelowanie wezwań – system informatyczny powinien wychwycić moment w którym należy przeprowadzić redukcję; docelowo zdalne przeprowadzanie redukcji), długość trwania bloku redukcyjnego (redukcja powinna wynosić max. 15 minut) oraz lokalizację (wprowadzenie redukcji na konkretnym obszarze).

„Wyznaczenie potencjału redukcyjnego na poziomie 10MWh dyskwalifikuje mniejszych potencjalnych uczestników programu DSR w Polsce” – stwierdziła Edith Bayer reprezentująca Regulatory Assistance Project w panelu dyskusyjnym, który był kolejnym elementem seminarium. „Przygotowalismy raport dotyzący potencjału rozwoju DSR w Polsce na tle światowych doświadczeń. Na bazie analizy oszacowaliśmy potencjał redukcyjny na poziomie 1200 MWh biorąc pod uwagę sektor przemysłowy, usług oraz gospodarstwa domowe na podstawie danych uzyskanych od agregatorów. Największa część z wyznaczonego potencjału została znaleziona w sektorze przemysłowym. Patrząc na doświadczenia międzynarodowe, w programie interwencyjnym DSR stworonym przez OSP brakuje możliwości uczestnictwa agregatorów na rynku bilansującym a to wydaje mi się bardzo istotną barierą. Dodatkowo, potencjał redukcyjny na poziomie 10 MWh jako warunek uczestnictwa w programie dyskwalifikuje wiele mniejszych odbiorców i usztywnia rynek” – powiedziała Edith Bayer.

Piotr Gołębiowski, Tauron Polska Energia: „Posiadamy bardzo duże doświadczenie w zakresie prowadzenia programów pilotażowych związanych z DSR. Z przeprowadzonego w 2014 programu wypłynęły pewne wnioski na przyszłość: samo zainteresowanie klientów masowych programami DSR jest to bardzo trudne, odpowiedzialne zadanie. Wyposażyliśmy grupę klientów w inteligentne liczniki pozwalające na zdalny odczyt poboru energii. W pewnych ustalonych slotach czasowych (było ich siedem w roku) umówiliśmy się z klientem na dokonanie redukcji 2-godzinnych, o czym był informowany na 30 min przed zaplanowaną redukcją. Za udział w programie dokonywaliśmy gratyfikacji finansowej. Na tamten moment liczba klientów masowych wśród których można było dokonać redukcji 1MW wahała się pomiędzy 2 a 5 tysięcy. Jeżeli bierzemy pod uwagę obecny program DSR ( w tym opłaty za gotowość i redukcję), to potencjał udziału klientów masowych jest bardzo mały. Będzie to dla konsumenta nie opłacalne finansowo. Na ten moment jesteśmy dalecy od implementacji DSR w środowisku klientów masowych.”

Jacek Misiejuk, EnerNOC: „EnerNOC na chwilę obecną jest największym agregatorem na świecie. Potencjał dla projektu DSR i smart meteringu w Polsce jest dużo trudniejszy i bardziej wymagający niż w innych krajach. Pokrycie zapotrzebowania na energię w lecie i zimie to duży problem i to właśnie daje miejsce dla programu DSR oraz docelowo dla rynku mocy. Wśród wszystkich przeprowadzonych przetargów największy potencjał mocy pojawił się w ostatnim. Ten ogromny potencjał sprawia, że PSE pokazuje bardzo dużą otwartość, żeby formułę programów doskonalić i ulepszać. Na pewno jest kilka elementów które trzeba ulepszyć – np. wymogi dotyczące przedstawienia zaświadczeń o niekaralności członków zarządu. Jest to kwestia problematyczna szczególnie dla podmiotów, którzy w zarządzie mają zagranicznych przedstawicieli. Na pewno DSR będzie rozwijany.”

Tomasz Stankowski, EnMS: „Firma EnMS jest uczestnikiem Programu Bieżącego. W nawiązaniu do raportu napisanego przez Panią Edytę, potencjał wykorzystania DSR w sektorze produkcyjnym jest 10 razy większy niż w przypadku sektora usługowego. Dlatego uważam, że etap rozwoju usłuig DSR na którym znajdujemy się obecnie oraz szeroko pojęte zarządzanie popytem odbiorców jest jak najbardziej trafne. O autonomii energetycznej przedsiębiorstwa w dużej mierze decyduje tak naprawdę świadomość – trzeba zdawać sobie sprawę i mieć świadomość jak prawidłowo zarządzać profilem. Tu pojawia się bardzo ważna rola agregatora, ponieważ samodzielnie przedsiębiorstwa mogą mieć problem z oszacowaniem realnego poziomu redukcji który mogą wykonać na zlecenie OSP i stanąć do przetargu. Popularną praktyką stosowaną przez przedsiębiorstwa jest częściowe przesunięcie produkcji na czas nocny. To, co w perspektywie czasu musi zostać wprowadzone to zdalne zarządzanie poborem energii w czasie rzeczywistym. To bezpośrednio wpłynie na rozwój usług DSR.”

Robert Duszka, NMG: „Jako firma tworzymy oprogramowanie dla przemysłu. Wszystkie elementy wspomniane przez przedmówców na temat zarządzania profilem i efektywnością są dla Nas jak najbardziej znane. Jako druga firma w Europie posiadamy certyfikat ISO50 001. W swoim portfolio posiadamy kilkuset klientów nie tylko przemysłowych, ale również obsługujemy operatorów. Czynnie uczestniczymy, między innymi, w projekcie AMI dla PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. Budowa wirtualnej elektrowni to kierunek rozwoju usług DSR. Największy potencjał tkwi oczywiście w odbiorcach biznesowych i przemysłowych i to co ważne – należy skupić się nie tylko na zarządzaniu produkcją ale również na zarządzaniu infrastrukturą w czasie rzeczywistym. Jesteśmy również beneficjentami wielu projektów badawczych, między innymi związanych z tym jaki wpływ dla odbiorców którzy posiadają odnawialne źródła energii będzie wprowadzenie taryfy dynamicznej. Ten obszar wciąż jest w sferze badań, natomiast jest to coś czemu aktywnie się przyglądamy i jesteśmy ciekawi jak ich wynik będzie stymulował rynek. Z całą pewnością usługi DSR będą się rozwijać i ewoluować do zarządzania energią w czasie rzeczywistym.”

Andrzej Kroczek, Enspirion: „Największą barierą dla rozwoju DSR w Polsce jest świadomość klienta. W usłudze podstawową rzeczą jest klient i właśnie na tym jest całość funkcjonowania systemu budowana i elementem najważniejszym. Klient musi wiedzieć co, kiedy i dlaczego robi. Kiedy rozpoczynaliśmy naszą drogę w 2014 roku, jeździliśmy bezpośrednio do klientów i byliśmy jedyni którzy o tym mówili. To z czym się spotkaliśmy od samego początku to ogromne niezrozumienie i niedowierzanie, że OSP miałoby im za cokolwiek płacić. Odbiorcy, z którymi mieliśmy wtedy styczność byli na etapie znajomości rynku energetycznego sprzed dziesięciu lat. Musieliśmy zmienić postrzeganie energii jako dobra i uświadomić odbiorcom, że jest to produkt który pozwala na dokonanie transakcji. Im mniejsze przedsiębiorstwo tym, niestety, ta świadomość jest mniejsza. Kolejną barierą jest to, że DSR nie jest definiowany żadną legislacją. Definicja oraz bardziej szczegółowe informacje pojawiają się tylko dzięki informacji ze strony OSP. Braki legislacyjne wymagają uzupełnienia.”

Jako komentarz do wypowiedzi przedstawicieli Enspirion – Beata Superson-Polowiec, Moderator dyskusji z Kancelarii Polowiec i Wspólnicy, wspomniała że legislacja najprawdopodobniej pojawi się w momencie, kiedy prawodawca zauważy taką potrzebę sektora. Legislacja powinna być odpowiedzią na potrzeby rynku. Wobec tego tworzenie prawa stosownego w kontekście DSR ma sens dopiero po zgłoszeniu takowego zapotrzebowania.

Mariusz Krupa, PSE Innowacje: „Duża część dzisiejszej dyskusji była związana z tematem potencjału DSR w obszarze odbiorców indywidualnych. Również brałem udział w projekcie, o którym mówił dyr. Gołębiowski i moje doświadczenia z nim związane są zupełnie inne. Potencjał odbiorców indywidualnych, oszacowany na próbie dwustu klientów, bez względu na okres w którym redukcja była wykonywana i bez uprzedniej segmentacji klientów, osiągał wielkość do 40%. W mojej opinii, jest to gigantyczny potencjał, po który będzie można sięgnąć w dalszych etapach rozwoju rynku DSR w Polsce. Odbiorcy indywidualni będą stanowili dużą grupę docelową dla agregatorów. Ci z kolei, aby sięgnąć po potencjał drzemiący w omawianej grupie, będą musieli zapewnić dwa podstawowe elementy: prawidłową segmentację klienta (na podstawie badania sumarycznego zużycia energii elektrycznej oraz kształtu profilu poboru energii) oraz funkcjonowanie nowych modeli biznesowych rozumianych jako przełożenie relacji umownych OPS-agregator na relację biznesową agregator-odbiorca indywidualny. W koncernach energetycznych jest bardzo dużo specjalistów o szerokim rozumieniu rynku energetycznego i z kompetencjami pozwalającym na stworzenie nowych, innowacyjnych modeli biznesowych.”

W trakcie dyskusji panelowej dyr. Jarosław Socha z PSE odniósł się do bariery wskazanej przez prelegentów dotyczącej potencjału redukcyjnego na poziomie 10 MWh: – „Minimalny poziom redukcji został wyznaczony na poziomie 10 MWh, ponieważ na moment tworzenia programu DSR Operator nie był do końca zaznajomiony z praktycznymi aspektami funkcjonowania agregatora. W związku z tym, zaczęliśmy rekrutować i zapraszać do programu dużych odbiorców. Jeżeli ten rynek się rozwinie i będziemy widzieli, że funkcjonowanie agregatorów przynosi pozytywne skutki – wówczas ta granica 10 MWh będzie się zmieniała. Ciężko powiedzieć na ten moment do jakiego poziomu” – skomentował dyr. Socha.

„DSR jest istotnym elementem w procedowanej obecnie ustawie o rynku mocy” – Jakub Gil, Kancelaria Polowiec i Wspólnicy

W prezentacji Jakub Gil przedstawił elementy obecnie procedowanej ustawy o rynku mocy. Jako najważniejsze cele wskazał między innymi zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego obywatelom, uniezależnienie od zmiennych i nieprzewidywalnych warunków atmosferycznych, przeciwdziałanie prognozowanemu niedoborowi mocy wytwórczych oraz stworzenie mechanizmów długoterminowego zapewniania wystarczalności mocy. Ustawa definiuje samą organizację rynku mocy, jej cele oraz zasady świadczenia usług mocowych. Ustawa wprowadza system aukcyjny, w którym dostawcy będą oferować obowiązek mocowy. OSP będzie ogłaszać dwie aukcje: główną i dodatkową. Aukcje będą oparte na systemie holenderskim.

„Inteligentne sterowanie domem to przyszłość” – Tomasz Śmilgiewicz, Fortum Power and Heat Polska

W prezentacji Tomasz Śmilgiewicz podkreślił, że Fortum bardzo mocno stawia na zrównoważony rozwój w kontekście kolejnych produktów proponowanych klientom. Nową linią produktową są systemy dla inteligentnego sterowania domem dostarczające bezpieczeństwo i komfort mieszkańcom. Ekspert przedstawił model inteligentnego system energetycznego na który składają się: DSR, rozwiązania dla inteligentnego zarządzania domem, wydajność energetyczna, lokalna produkcja energii, magazynowanie energii oraz samochody elektryczne. Zaprezentowany przez Fortum system SmartLiving to integracja wielu rozwiązań. Zapewnia między innymi sterowanie oświetleniem oraz wydajność energetyczną. System umożliwia przesunięcie w sposób automatyczny dla użytkownika korzystania z urządzeń elektronicznych na pory w których występują nadwyżki energii w systemie.

„DSR – czy to rozwiązanie dla każdego?” – Michał Jarczyński, Radpol S.A

Prezes Jarczyński w swojej prezentacji przedstawił spojrzenie od strony odbiorcy na system DSR. Podkreślił, że to propozycja mająca na celu walkę z problemami które pojawiają się na krajowej Sieci Elektroenergetycznej. W jego opinii, system DSR to nie jedyny sposób aby sobie z tymi problemami poradzić. Powinien być raczej postrzegany jako jedna z opcji, nie zawsze najlepsza i nie najtańsza. DSR powinien być elementem stworzonego w każdym państwie OSP systemu zarządzania popytem, żeby móc elastycznie reagować na problemy typu blackout. W opinii Prezesa najdroższa energia to energia niedostarczona. Odbiorca powinien być motywowany finansowo do uczestnictwa w programie DSR i do redukcji.

„Regulacja napięcia w sieciach rozdzielczych – możliwość wykorzystania na potrzeby usług DSR” – Bartosz Pawlicki, Innogy Stoen Operator

Bartosz Pawlicki w swojej prezentacji przedstawił swój projekt dyplomowy obronionej w ramach rozprawy doktorskiej. Dotyczył on w pełni automatycznej redukcji obciążenia. Jako punkt najważniejszy tego procesu prelegent wskazał komfort klientów. Proces składa się z następujących punktów: pomiar częstotliwości (odchylenia), wyliczanie oczekiwanej wartości napięcia, następnie zmiana zaczepu przełącznika, obniżenie napięcia i na samym końcu redukcja zapotrzebowania. Na potrzeby projektu zastosowano niestosowane wcześniej przez OSD transformatory SN/nn z możliwością zmiany napięcia pod obciążeniem. Transformatory mają moc 400kVAn wraz ze sterowaniem FBVR. Wyznaczone lokalizacje na pilotaż to osiedle domów jednorodzinnych na warszawskich włochach oraz osiedle bloków na Żoliborzu. Okres testowania to 2 lata, w pełni finansowany przez Innogy.

„Zastosowanie rozproszonych hybrydowych magazynów energii na potrzeby usług zarządzania popytem” – Bartłomiej Steczowicz, Stowarzyszenie Kongres Magazynowania Energii

Bartłomiej Steczowicz w swojej prezentacji przedstawił cechy hybrydowego magazynu energii. Do jego najważniejszych zalet należy możliwość zastosowania w polskim klimacie oraz zdalnego zarządzania, ogromne szanse na masową popularyzację w ciągu 10 lat, dostępność na polskim rynku. A jakie to magazyny energii? To baterie litowe, baterie ołowiowe, super kondensatory i magazyny chłodu. Prelegent podkreślił, że gwałtownie rośnie dynamika dobowa cen energii. Elektrownie wiatrowe, fotowoltaika, awarie elektrowni węglowych oraz samochody elektryczne powodują niestabilność systemu energetycznego a co za tym idzie – duże wahania cen energii. W opinii Pana Steczowicza, wahania chwilowych cen energii uderzą w te organizacje, które nie będą w stanie aktywnie zarządzać grafikiem bilansowania energii.

„Rola Operatora Handlowego na rynku usług DSR” – Roman Masin, InfoEngine

InfoEngine jako spółka-córka Towarowej Giełdy Energii jest największym w Polsce Operatorym Handlowym. Rolą Operatora Handlowego jest występowanie w imieniu uczestników sektora energetycznego w programach, które oferuje Operator Sieci Przesyłowej. W dalszej perspektywie, prelegent zauważył również możliwość współpracy z Agregatorami. Reprezentant InfoEngine zaprezentował narzędzia DSR stosowane w praktyce z podziałem na bodźcowe oraz taryfowe (takie jak np. rynek zdolności wytwórczych, mechanizm zakupu dodatkowych usług regulacyjnych czy taryfy czasu rzeczywistego).

Niniejszy artykuł został zredagowany przez zespół CBE Polska w oparciu o dyskusje i prezentacje wygłoszone/wyświetlone podczas Seminarium „Demand Side Response – klient, rynek, technologia”, które odbyło się 12 października 2017 roku w Warszawie.
Partnerem Technologicznym Seminarium była firma NMG.
Partnerem Prawnym wydarzenia była Kancelaria Polowiec i Wspólnicy
Jako Dostawca Branżowy na wydarzeniu zaprezentowała się firma Innsoft.
Moderatorem Seminarium był Pan Grzegorz Nowaczewski z firmy VPPlant.

Patronat Honorowy nad Seminarium objęli:

• Eurelectric
• Polski Komitet Światowej Rady Energetycznej
• Naczelna Organizacja Techniczna
• Krajowa Agencja Poszanowania Energii
• Polska Izba Informatyki i Telekomunikacji

Patronat Medialny nad Seminarium objęli:

• Wysokie Napięcie
• Gram w Zielone
• Smart Grids Polska
• Energia 0
• Elektroinzynieria.pl
• Biznes Alert
• Przegląd Techniczny
• OSGP Alliance