Niedoceniana rola naszych pralek, czyli zarządzanie popytem na prąd u odbiorcy końcowego

Zarządzanie popytem konsumenckim oznacza nic innego jak bilansowanie sieci elektrycznej z aktywnym udziałem odbiorców końcowych – nas wszystkich. Bilansowanie sieci zapewnia równowagę pomiędzy zapotrzebowaniem na prąd a jego produkcją. Energia elektryczna jest droga w magazynowaniu, najlepiej więc wykorzystać ten produkt od razu jak tylko „zejdzie z taśmy produkcyjnej” – elektrowni, elektrociepłowni czy instalacji źródeł odnawialnych (OZE). Jak w każdym systemie dostaw, również na rynku mocy czasem zachodzi dysproporcja pomiędzy podażą a popytem. W takich sytuacjach system operacyjny sieci może sięgnąć po mechanizmy wsparcia. Jednym z nich jest zarządzanie popytem, czyli regulacja naszego zapotrzebowania na prąd.

Zapewne można pomyśleć, że jest to swoista ingerencja w życie i zachowanie nas wszystkich. Czemu sprawnie zaprojektowany system energetyczny miałby wymagać od kogoś zmiany preferencji w zakresie czasu odkurzania, prasowania czy słuchania radia? Niektórzy straszą wręcz, że ekolodzy chcieliby zabronić włączania pralek kiedy indziej niż tylko w nocy. Na szczęście to nieprawda.

Zacznijmy od rozróżnienia ogólnego oszczędzania energii od oszczędzania energii w godzinach szczytowych. Termomodernizacja naszych domów i innych budynków, uszczelnianie okien, wymiana żarówek i inne narzędzia zmniejszające nasze ogólne zapotrzebowanie na energię sprzyjają ogólnej efektywności energetycznej przez cały dzień i cały rok. Narzędzia te są bardzo ważne z perspektywy długoterminowej – wieloletnich prognoz zapotrzebowania.

Zarządzanie popytem różni się tym, że w tym przypadku mówimy o oszczędzaniu energii w bardzo konkretnym, krótkim czasie, gdy występuje tak zwane zapotrzebowanie szczytowe, zazwyczaj zachodzące w godzinie szczytowej, najczęściej wieczorem, kiedy wszyscy jesteśmy w domach i korzystamy z technologii, światła, ciepła i gorącej wody. Te narzędzia są bardzo ważne z perspektywy krótkoterminowej – prognoz zapotrzebowania dobowego czy godzinowego.

Cały problem polega na tym, że zapotrzebowanie na prąd w ciągu tego relatywnie krótkiego czasu jest kluczowe z perspektywy systemowej. Warunkuje wielkość krajowej mocy zainstalowanej, która musi być co najmniej tak duża, by zaspokoić nasze zużycie energii w godzinie szczytowej. Trzeba też dodać, że z perspektywy produkcji energii, wspięcie się na moce szczytowe jest trudne i czasem niezbędne jest uruchamianie tak zwanych mechanizmów rynkowych – narzędzi wsparcia dla systemu produkcji takich jak: włączanie jednostek szczytowych (bloków energetycznych pracujących tylko podczas szczytowego zapotrzebowania), „pracy w przeciążeniu”, lub właśnie zarządzania popytem.

Wyobraźmy sobie wieżowiec, na którego 10 piętro możemy z łatwością dostać się za pomocą windy praktycznie przez cały czas. Jednak na wyższe piętra możemy się wspiąć tylko po linach, co wymaga wielkiego wysiłku, jest dostępne tylko przez godzinę dziennie a w dodatku budowa tych ostatnich pięter jest niesamowicie droga. Mało opłacalny biznes z perspektywy inwestycji, szczególnie, że widok z 10 piętra i z samej góry naszego wieżowca pozostaje taki sam. Zarządzanie popytem pozwala uniknąć budowy tych nieopłacalnych pięter i „zmieszczenie” naszego zapotrzebowania na prąd na piętrach opłacalnych.

Co się dzieje na ostatnich piętrach i jak się mają do tego finanse?

W godzinach szczytowych elektrownie konwencjonalne – obecnie w Polsce to głównie elektrownie węglowe – pracują z największą mocą a do pokrycia zapotrzebowania na energię konieczna jest praca wszystkich jednostek, nawet tych najstarszych i najmniej efektywnych. Jest to okres, w którym nasz prąd staje się droższy z dwóch powodów. Po pierwsze uruchamianie rezerwowych, nieefektywnych jednostek pochłania więcej paliwa, a za tym podąża rosnąca cena produkcji prądu. Po drugie nieefektywne spalanie również emituje więcej dwutlenku węgla, co pociąga za sobą konsekwencje finansowe w postaci zakupu większej liczby pozwoleń na emisje dwutlenku węgla w ramach europejskiego systemu handlu emisjami (ETS). Podwójna strata!

Całe szczęście istnieje alternatywa. Odbiorcy gotowi do obniżenia swojego zapotrzebowania (aktualna minimalna moc redukcji to 1MW) mogą składać oferty redukcji mocy na rynek bilansujący i stworzyć bufor dla napięć w systemie. Tym samym mogą oni uczestniczyć w rynku mocy na tej samej podstawie jak jednostki produkcyjne, tylko zamiast zgłaszania gotowości produkcji, zgłaszają gotowość redukcji zapotrzebowania. Mechanizm ten rozszerza pole uczestników na polskim rynku mocy również pozwalając odbiorcom końcowym korzystać z profitów z bilansowania swoim zapotrzebowaniem. Przykładowo duże, energochłonne zakłady mogą dostosowywać swoją produkcję i redukować zużycie energii w godzinach szczytowych. Redukcja zapotrzebowania w godzinach kiedy prąd jest najdroższy przynosi korzyści ekonomiczne dla konsumenta, jak i dla systemu.

Rosnąca rola odbiorcy końcowego w transformacji energetycznej

W grudniu 2019 r. przywódcy Unii Europejskiej zatwierdzili cel neutralności klimatycznej – redukcji emisji gazów cieplarnianych o 55% do 2030 r. w porównaniu z poziomem z 1990 r. i do poziomu zera netto do 2050 r. dla wszystkich krajów członkowskich.

Strategia neutralności zawiera pakiet wniosków ustawodawczych mających dostosować unijną oraz narodową politykę energetyczną państw członkowskich do realizacji celu zero netto 2050. Oznacza to, że również Polska sieć elektryczna będzie musiała zintegrować duże wolumeny mocy pochodzące ze zmiennych, bo zależnych od pogody, źródeł energii z wiatru oraz słońca i w przyszłości użyć wszystkich możliwych mechanizmów bilansowania, również inteligentnego zarządzania popytem, czyli DSR (od angielskiego Demand Site Response).

Dania, w której w 2022 r. wiatr i słońce pokryły 60% produkcji prądu, wykorzystuje zarządzanie popytem już teraz uwzględniając nie tylko większych konsumentów, ale również indywidualne gospodarstwa domowe.

Pierwszy taki projekt pilotażowy został zrealizowany na duńskiej wyspie Bornholm¹, która już dzisiaj pozyskuje prąd oraz ciepło wyłącznie z OZE i postawiła sobie cel zostania do 2040 r. w 100% odnawialną w każdym sektorze gospodarki. Aby zbilansować lokalną sieć dystrybucyjną w 2011 r. operator systemu Østkraft podłączył do wspólnego agregatora 2000 domostw, tak aby mogły uczestniczyć w lokalnym rynku jako jeden gracz. Mieszkańcy z wyprzedzeniem otrzymywali informacje o zapotrzebowaniu na prąd w trybie godzinowym oraz indywidualne taryfowanie, w zamian za co musieli zobowiązać się do obniżenia zapotrzebowania w godzinach szczytowych. Wyniki 4-letniego programu udowodniły, że uwzględnienie tylko 10% mieszkańców wyspy spowoduje obniżenie zapotrzebowania szczytowego o 1,2%. Wyobraźmy sobie uwzględnienie całej wyspy!

Gmina Bornholm kontynuuje transformację energetyczną angażując coraz więcej mieszkańców w ramach projektu zarządzania popytem pod nazwą Eco Grid 2.0². Wyniki projektów są oczywiste – uwzględnianie konsumenta w bilansowaniu sieci to korzyść zarówno dla odbiorców, jak i operatorów. Odbiorca końcowy nie dość, że dzięki elastycznym taryfom cenowym zyskuje korzyści finansowe to jeszcze często świadome „ingerowanie” w swoje zapotrzebowanie staje się wręcz wciągającą „zabawą”. Wyniki pokazały również, że odbiorcy czuli większą integrację i przynależność do społeczności poprzez rolę, jaką mogli odegrać w transformacji energetycznej. Z kolei operator zmniejsza produkcję w momencie największych przeciążeń na linii, oszczędzając sobie pracy i pieniędzy. Podwójne zwycięstwo.

Kolejne takie projekty są realizowane przez 19 partnerów w Danii na wyspie Samsø, w Hiszpanii na Maderze oraz w Wielkiej Brytanii na Orkadach w ramach europejskiego projektu Smart Islands Energy System³, w skrócie SMILE (co po angielsku znaczy „uśmiech”). Najwyższy czas pomyśleć o takich projektach również w Polsce.

Anna Malinowska

Anna Malinowska – absolwentka Zrównoważonego Planowania i Zarzadzania Energią na Uniwersytecie w Aalborgu w Danii oraz studiów inżynierskich z Gospodarki Przestrzennej na Uniwersytecie Adama Mickiewicza w Poznaniu. Ostatnich siedem lat spędziła w Danii w Kopenhadze, gdzie zdobywała wiedzę na temat zrównoważonej energetyki w sektorach publicznych i prywatnych. Interesuje się powiązaniami pomiędzy energetyką a gazami cieplarnianymi i zanikiem bioróżnorodności. Z łatwością łączy łańcuchy przyczynowo-skutkowe pomiędzy człowiekiem, systemem energetycznym i atmosferą. Jest absolwentką szkolenia Strażnicy Klimatu organizowanego przez Pracownię na rzecz Wszystkich Istot. Zdobytą wiedzę wdraża poprzez zaangażowanie w działania na rzecz transformacji energetycznej i klimatu.

Przypisy:
1. bornholm.info/en/bornholm-is-a-green-energy-island/
2. ecogrid.dk
3. h2020smile.eu