Bezpiecznik dla rozproszonych systemów energii

„Uelastycznienie” naszego rodzimego systemu energetycznego to postulat, który nagminnie powraca w dyskusjach o polskim systemie energetycznym w perspektywie kilkunastu najbliższych lat (kluczowy dokument rządowy, „Polityka energetyczna Polski do 2040 r.”, obejmuje taki właśnie horyzont). Ale jeżeli przekartkuje się zarówno poprzednie wersje rodzimej strategii, jak i zajrzy do tego, co wiadomo o planowanej nowelizacji, przekonamy się, że owa elastyczność w oczach autorów dokumentów to przede wszystkim dywersyfikacja źródeł wytwarzania energii – i w stopniowo coraz mniejszym stopniu: surowców. PEP2040 nie odwołuje się – przynajmniej bezpośrednio – do narzędzi, które pozwalają osiągnąć większą elastyczność systemu, a jednocześnie nie polegają na sterowaniu samą produkcją, jak efektywność energetyczna czy usługi redukcji poboru mocy (Demand Side Response, DSR).

A szkoda. Trudną sztukę zarządzania energetyką można by w pewnym uproszczeniu sprowadzić do bilansowania podaży i popytu: zwykliśmy przyjmować, że system energetyczny należy projektować tak, by w stabilny sposób dostarczał odbiorcom tyle energii, ile potrzebują. Przez lata wytworzenie tej równowagi spoczywało na barkach konwencjonalnej energetyki: gdy w systemie zaczynało brakować energii, w elektrowniach dokładano węgla do pieców, by wytworzyć jej więcej. Lub przestawano dodawać, gdy zapotrzebowanie spadało. Analogicznie z gazem.

Opłacalne poszukiwanie równowagi

Ale transformacja energetyczna oraz konieczność odejścia od paliw kopalnych wymuszają zmianę struktury surowców i źródeł wytwarzania – z coraz większym z biegiem lat udziałem odnawialnych źródeł energii. Nie byłoby w tym nic dziwnego ani ryzykownego, gdyby nie „niestabilność OZE”, o jakiej przekonują przeciwnicy – czy przynajmniej sceptycy – transformacji. Wiatraki pracują tylko, gdy wieje wiatr. Panele wytwarzają tylko, gdy świeci słońce. A to okoliczności, które można przewidzieć w ograniczonym stopniu, a na pewno nie można nimi sterować zgodnie z własnym zapotrzebowaniem. OZE można sterować tylko w jedną stronę: wyłączać, gdyby produkowały więcej, niż potrzeba. Oczywiście, w przyszłości można też produkowaną energię magazynować, ale do tego w Polsce jeszcze długa droga.

Stąd pojawia się potrzeba szukania równowagi po stronie popytowej. I tu pojawia się miejsce dla usług Demand Side Response albo Interwencyjnej ofertowej redukcji poboru mocy przez odbiorców (IRP), jak nazywa to operator polskiego systemu energetycznego, czyli Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). DSR to usługa systemowa, która – jak tłumaczą PSE – „polega na dobrowolnym i czasowym obniżeniu przez odbiorców poboru mocy z sieci elektroenergetycznej lub przesunięciu w czasie jej poboru na polecenie OSP [operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, czyli w przypadku Polski właśnie PSE – red.] w zamian za wynagrodzenie”.

Innymi słowy, przedsiębiorstwa zgadzają się na sygnał operatora zmniejszyć pobór potrzebnej sobie energii, np. wyłączając część maszyn lub planując produkcję w innych godzinach, co pozwala systemowi energetycznemu odzyskać zachwianą nieprzewidzianymi okolicznościami równowagę. Operatorzy najbardziej rozwiniętych systemów energetycznych na świecie zapewniają sobie w ten sposób rezerwę – metaforycznie moglibyśmy ją nazwać buforem bezpieczeństwa – rzędu 10 proc. krajowego zapotrzebowania na energię. Zyskują wszyscy: operator cieszy się potencjalną elastycznością po stronie popytowej, przedsiębiorcy zarabiają nie tylko za interwencyjne zmiany w rytmie produkcji w razie potrzeby, ale też za samą gotowość do nich. Szczególnie dziś, w dobie wysokich cen energii, taka elastyczność może być dla biznesu niemałą ulgą, gdy przychodzi płacić rachunki.

Programy DSR ruszyły w Polsce w 2017 r. i zabezpieczony w ich ramach „bufor” mocy wciąż jest znacznie mniejszy niż wspomniane 10 proc. – próg przyjęty w Europie czy USA jako optymalny poziom zakontraktowania usług redukcji poboru mocy. Ale też wraz z każdym kolejnym rokiem, gdy w systemie produkcji będzie przybywać OZE, a ubywać konwencjonalnych – i emisyjnych – źródeł energii taka strategiczna rezerwa potencjalnej redukcji będzie zyskiwać na znaczeniu.

Blisko, coraz bliżej blackoutu

Gwoli sprawiedliwości, nie trzeba czekać na OZE, by wpaść w poważne energetyczne kłopoty. Pół roku temu, w drugiej połowie września, Polska otarła się o blackout: w krótkim czasie do PSE wpłynął szereg powiadomień o planowanych pracach remontowych w niemałej grupie konwencjonalnych elektrowni. Część, oczywiście, była planowana od dawna, konieczność przeprowadzenia innych wynikła w ostatniej chwili. Operator systemu musiał – po raz pierwszy w historii – ogłosić dla firm, które zawarły umowy DSR, rzeczywistą konieczność zredukowania poboru.

Czy był to dla nich jakiś szczególny wstrząs? Skądże znowu. Po pierwsze, dla znacznej części przedsiębiorców lepsza jest taka planowana operacja przesuwania lub redukowania produkcji niż konieczność dostosowania się do praktykowanych przed laty w sytuacjach kryzysowych stopni zasilania. A przy okazji, uczestnik programu wie z wyprzedzeniem, że system ma kłopoty. Po drugie, przesunięcie produkcji na inne – np. nocne – godziny można wykorzystać na szkolenia, konserwację czy naprawę maszyn. Po trzecie, w niektórych przypadkach – np. w obiektach niemających charakteru produkcyjnego – chodzi bardziej o potencjalne zmniejszenie komfortu (np. wyłączenie klimatyzacji albo grzania). Po czwarte wreszcie, nic za darmo: najwięksi uczestnicy programów DSR mogą zarobić na tym nawet do 200 tys. zł rocznie.

Z punktu widzenia operatora DSR ma również same zalety: operacja ma charakter kontrolowany, dobrowolny, dokładnie wiadomo, o ile spadnie zapotrzebowanie w systemie w sytuacji kryzysowej.

Niewątpliwie, wchodzimy w czas, w którym stabilność systemu będzie maleć. W niewielkim stopniu chodzi jednak o transformację do odnawialnych źródeł energii. Od ponad roku europejska energetyka pracuje w cieniu polityki zrywania z rosyjskimi surowcami i dywersyfikowania źródeł dostaw – to przekłada się m.in. na mniejsze możliwości awaryjnego wspomagania się importem z krajów sąsiednich. Systematycznie pogarszają się też warunki atmosferyczne: chodzi nie tylko o gwałtowne zjawiska pogodowe, które mogą np. prowadzić do zrywania linii przesyłowych czy dystrybucyjnych albo uszkadzania instalacji OZE, ale też choćby fale upałów, które prowadzą do wysychania rzek, często służących w elektrowniach do chłodzenia. O widmie blackoutów wywoływanych takimi okolicznościami mówi się w ostatnich latach coraz częściej – i coraz mniej w tym sezonowego straszenia.

„Rekomendujemy konsekwentny rozwój mechanizmów redukcji popytu w kierunku agregacji coraz mniejszych odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej aż do odbiorców indywidualnych objętych zaawansowaną infrastrukturą pomiarową (Advanced Metering Infrastructure, AMI). Elastyczność uzyskiwana dzięki tym mechanizmom jest bardzo ważnym zasobem. Łączny potencjał mechanizmu redukcji w Polsce jest szacowany na poziomie 2,5 GW przy dyspozycyjności 1,2 GW” – czytamy w opublikowanym na długo przed dzisiejszymi kryzysami, w 2019 r., raporcie Forum Energii zatytułowanym „Elastyczność krajowego systemu elektroenergetycznego. Diagnoza, potencjał, rozwiązania”.