Mówimy o transformacji na rynku energii. Jak według pana będzie wyglądał energetyczny miks przyszłości w Polsce?

Największym wyzwaniem dla gospodarki naszego kraju jest wyjście ze źródeł emisyjnych. Nie ma jednak szybkich sposobów na zastąpienie elektrowni węglowych, które wciąż stanowią podstawę krajowego systemu. Z czasem jednak będą musiały oddać pola nowym źródłom. Bierze się tu pod uwagę „duży” atom czy SMR-y, które w istotnym zakresie dopełnią nasz miks energetyczny.

Mamy nadzieję, że w trosce o budowę bezpieczeństwa energetycznego, w ślad za zapisami unijnych dyrektyw możliwy będzie podział odpowiedzialności za bilansowanie systemu między OSP, ale i OSD, w ramach wspomnianych usług elastyczności, które w zamyśle mają między innymi pozwalać na dynamiczne dostosowanie do generacji lub jej braku z OZE. Jak wiemy, rynek mocy nie jest narzędziem do rynku bilansującego, ogólnokrajowego. Należy zmienić sposób rozwiązywania sytuacji krytycznych i działać w miejscu pojawiania się problemu poprzez dopasowanie możliwości regionalnych, lokalnych do zaistniałych potrzeb – agregację mniejszych bądź średnich aktywów po to, by proponować istotną i zauważalną dla OSP i OSD ofertę.

Jakich zmian oczekuje przemysł energochłonny?

Skonkretyzowana ma być usługa IZP (nowa usługa systemowa wskazana w korekcie warunków dotyczących bilansowania) i liczmy, że PSE przedstawi warunki jej świadczenia i płatności. Z tego, co się już dziś mówi i pisze wiemy, że pewną referencją dla tej usługi ma być program bieżący, funkcjonujący jeszcze przed rynkiem mocy, czy też usługa interwencyjnej ofertowej redukcji zapotrzebowania (IRP). Usługa, która nie wykorzystała swojego potencjału, gdyż mimo kilku aktywacji niestety nie pojawiło się żadne wezwanie do komercjalizacji. Liczymy, że z tych obu obszarów będą wzięte najlepsze rozwiązania.

W przeciwieństwie do IRP usługa IZP ma prawdopodobnie być świadczona równocześnie z rynkiem mocy i co ważne – OSP nie widzi w tym żadnego konfliktu. Liczymy więc, że przedstawione warunki będą kolejnym obszarem do komercjalizacji, do możliwości refundacji wzrastających kosztów funkcjonowania biznesu w Polsce.

Na co pozwala współpraca z agregatorami.

Agregator bierze na siebie całą odpowiedzialność za udział podwykonawcy – klienta energochłonnego w rynku mocy. Obsługuje kompletny łańcuch dostaw usługi DSR. Wykonuje audyt mocy, dostarcza narzędzia do kolekcji danych pomiarowych w czasie rzeczywistym, wpłaca niezbędne zabezpieczenia, kontraktuje moc na aukcjach mocy, prowadzi klienta przez cały proces przygotowania i wykonania usługi, rozlicza i zapewnia parasol ochronny przed karami netto.

Do końca rynku mocy pozostało kilka lat. Na razie rok 2030 to data graniczna, kiedy można do nas jeszcze dołączyć ze świadczeniem usługi DSR.

Na czym mają polegać ewentualne usprawnienia usługi DSR w rynku mocy?

Chodzi o to, by traktować agregatorów i zasoby elastyczne w inny sposób niż energetykę konwencjonalną, gdzie element, który nie działa – np. turbina – podlega przecież możliwościom modernizacji lub wymianom. W DSR takiej zepsutej części składowej operator wymienić niestety nie pozwala. To dziwne, bo ta wymiana wzmacniałaby przecież bezpieczeństwo każdej ze stron: dla OSD to umocnienie gwarancji niezawodności Jednostki Rynku Mocy, a dla agregatora i jego podwykonawcy – zwiększenie bezpieczeństwa usługi.

Usługi elastyczności pokazały, choćby w ramach ostatniego incydentu okresu przywołania, że są w pełni wydajnym środkiem zabezpieczającym, który realnie wspiera bilansowanie KSE. Liczymy więc na to, że przez ostatnie lata, podczas których rynek będzie pozostawał w kształcie, jaki znamy, będą dozwolone pewne modernizacje usprawniające jego działanie. Czyli oczekujemy na korekty w kwestiach możliwości wymiany niesprawnych elementów składowych Jednostki Rynku Mocy, możliwości wskazania 1h na potrzeby demonstracji, wprowadzenie submeteringu. Chcielibyśmy, żeby PSE wzięły tu pod uwagę możliwość powtórzenia testu redukcji – szczególnie wówczas, kiedy pojawi się przypadek niewykonania testu na koniec kwartału rozliczeniowego.

A jak jest dziś?

Teraz jest tak, że jeśli test zostanie wykonany w trzecim miesiącu kwartału, to w zasadzie nie ma już szans, by na podstawie oficjalnych danych pomiarowych, które spływają miesiąc po, wykonać go w kwartale, kiedy jest to niezbędne. Wnioskujemy więc, by taka możliwość była przynajmniej dwa tygodnie po kwartale, gdy możliwe stanie się przeprowadzenie powtórnych testów.

Obecnie w rynku mocy nie ma też możliwości uczestnictwa jednostek, które mają emisyjne źródła generacji – chodzi o agregaty prądotwórcze na dieslu. One w zasadzie są nieistotne jeśli chodzi o całokształt zasilania danego zakładu przemysłowego, a pełnią rolę niezbędnego, ale jednak incydentalnego backupu w sytuacjach krytycznych. Mimo że nie stanowią istotnego aktywu w całym poborze energii elektrycznej, ich występowanie sprawia, że cały zakład produkcyjny je posiadający jest w praktyce wykluczany z rynku mocy. Submetering, czyli wewnętrzne, certyfikowane opomiarowanie oraz np. zapis pomniejszenia wynagrodzenia o wartość mocy takiego agregatu, który uczestniczy w redukcji – załatwiłyby sprawę.

Producenci – np. z branży spożywczej – coraz częściej informują, że dany produkt powstał z użyciem wyłącznie zielonej energii. Ten aspekt będzie coraz częściej – również marketingowo – wykorzystywany?

Również zauważamy taką aktywność i widzimy, że coraz częściej używa się tych argumentów w przekazach medialnych firm. To zapewne jeden z wielu dodatkowych aspektów, dla których pod uwagę brane są inwestycje w OZE czy kontrakty, które „zazieleniają”. Wydaje się, że świadomy biznes postrzega kolor zielony zarówno przez pryzmat inwestycji w OZE, magazyny, ale także przez odpowiedzialne uczestnictwo w niezbędnych dla bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego usługach elastyczności.

Rozmawiał Przemysław Płonka,
redaktor naczelny BMP

Rozmowa została pierwotnie opublikowanaw nr 1/2024 magazynu Kierunek Energetyka