Infrastruktura – Środowisko – Energia
Dodatek lobbingowy do „RZECZPOSPOLITEJ”.
19 czerwca 2008 r.
Jak zapewnić niezawodność dostaw i obniżyć koszty energii elektrycznej
Zarządzanie popytem
W dzisiejszych czasach energia elektryczna jest niezbędna do życia. Zapotrzebowanie na ten produkt jest względnie stałe, co oznacza, że nie zmienia się w zależności od ceny. Zużycie różni się jednak w czasie.
Gdyby odbiorcy końcowi zmniejszyli pobór energii w momencie zapotrzebowania szczytowego, to przyczyniliby się do osiągnięcia stanu równowagi między popytem i podażą w systemie, a przez to mieliby pewny wpływ na rynkową cenę energii. Jednocześnie poprawiłoby to bezpieczeństwo dostaw. Jeżeli odbiorcy końcowi są gotowi do dobrowolnego dostosowania zapotrzebowania, można wówczas mówić o występowaniu reakcji strony popytowej (DR – Demand Response). Jest to efektywny składnik techniki zarządzania popytem.
Od wielu lat w energetyce światowej są wprowadzane techniki zarządzania stroną popytową (DSM – Demand Site Management), które polegają na efektywnym gospodarowaniu zapotrzebowaniem na energię oraz tzw. adaptacji zapotrzebowania, czyli przesunięciu obciążenia i przewidywaniu procesu zapotrzebowania. Technika DR w zależności od czynników rynkowych może być oparta na programie ukierunkowanym na niezawodność, który reaguje na ograniczenia w pracy systemu elektroenergetycznego, oraz na programie ukierunkowanym na rynek, który jest zależny od sygnałów cenowych i w którym odbiorca sam decyduje o zmniejszeniu poboru lub podporządkowuje się zdalnemu odciążaniu (redukcja zużycia). Zdalne odciążanie może się odbywać z wyprzedzeniem (dzień lub kilkanaście minut wcześniej) lub automatycznie on-line.
Wprowadzenie odpowiednich mechanizmów umożliwiłoby odbiorcom aktywne włączenie się w proces poprawy niezawodności operacyjnej systemu elektroenergetycznego. Jeżeli odbiorca zdecydowałby się regulować zużycie prądu w zależności od momentów szczytowych, to obniżyłby swoje koszty nabycia energii. W dłuższej perspektywie pośrednią korzyścią dla odbiorców końcowych byłoby względne obniżenie cen energii, wynikające z optymalizacji warunków szczytowej pracy systemu oraz z zakupu drogiej energii w celu pokrycia zapotrzebowania w okresie szczytowym. O uruchomieniu rezerwowych zasobów energii bezpośrednio nie decyduje cena rynkowa, a takie czynniki, jak: częstotliwość i określone zakłócenie w systemie elektroenergetycznym czy prognozowane odchylenie od równowagi fizycznej między podażą a popytem. Przewidziane rezerwy przyczyniają się do poprawy bezpieczeństwa sieci oraz minimalizują ryzyko konieczności ograniczenia obciążenia, czyli odłączania odbiorców od sieci.
Reakcja zapotrzebowania
Sygnał cenowy inicjujący mechanizm DR może pochodzić ze wszystkich rynków ustalających cenę mocy lub energii, tj. rynek transakcji natychmiastowych (spot), rynek dnia bieżącego (intra day), rynek mocy regulacyjnej lub rynek bilansujący (rynek usług systemowych). Zasoby DR zostaną uaktywnione, jeżeli ich cena będzie niższa od rynkowej ceny rozliczeniowej. Udział DR na którymkolwiek z rynków zmniejszy prawdopodobieństwo nieprawidłowego działania rynku. Sygnał cenowy może także bazować na taryfach na energię elektryczną oraz usługi przesyłowe i dystrybucyjne.
Siłą napędzającą reakcję strony popytowej może być nie tylko bezwzględny poziom cen, lecz również zróżnicowanie cen między okresami wysokich i niskich cen, jak np. w przypadku tradycyjnych taryf dobowo-strefowych. Różnica w cenie może stanowić bodziec do inwestycji w rozwiązania techniczne, pozwalające przesunąć popyt ze strefy wysokiej stawki do strefy stawki niskiej, np. z pory szczytu dziennego do doliny nocnej lub ze szczytu dnia roboczego do doliny weekendowej. Tego rodzaju reakcji strony popytowej nie można jednak wykorzystywać jako zasobu w przypadku działań w czasie rzeczywistym.
Dostosowania popytu (ręcznie lub automatycznie) może dokonać kontrahent, którym może być sprzedawca lub podmiot odpowiedzialny za bilansowanie, agregator zarządzający wieloma niewielkimi zasobami DR jako jednym dużym zasobem, OSP lub OSD – w oparciu o zobowiązania umowne.
Potencjał strony popytowej
W celu określenia realistycznego potencjału DR jako zasobu dla potrzeb zapewnienia wystarczalności i niezawodności pracy systemu elektroenergetycznego konieczne jest przeprowadzenie gruntownej analizy.
Praktyczny potencjał DR waha się w czasie rzeczywistym w zależności od wielu różnych czynników, takich jak czas aktywacji takiego potencjału, lokalna cena energii elektrycznej, cena rynkowa produktów przemysłowych, substytucja alternatywnych postaci energii, czas dostępny przed aktywacją, czas trwania oraz częstotliwość reakcji popytowych.
Jeżeli bodźcem do reakcji strony popytowej jest cena, to musi ona zostać w czytelny sposób zakomunikowana odbiorcom końcowym, a odbiorca końcowy musi upoważnić w formalny sposób drugą stronę do dostosowania zapotrzebowania w okresie wysokich cen, posługując się systemem zdalnej obsługi. Kontrakty z ceną stałą nie sprzyjają precyzyjnej aktywizacji zasobów DR w okresach znacznych wzrostów cen na rynku.
Uczestnicy rynku nie zawsze zdają sobie sprawę z posiadanych możliwości – jak być aktywnym na rynku i mieć wpływ na kształtowanie cen na rynkach fizycznych oraz na bezpieczeństwo dostaw. Zgodnie z tradycyjnym sposobem myślenia, energia elektryczna ma zostać dostarczona odbiorcom końcowym wtedy, kiedy jej potrzebują. Informacja o korzyściach wynikających z DR może prowadzić do bardziej aktywnego wykorzystania potencjalnych zasobów popytowych posiadanych przez odbiorców, szczególnie jeśli na tych zasobach będą mogli zarobić.
W aktualnych, coraz bardziej napiętych, uwarunkowaniach pracy KSE, a zarazem silnie narastającym popycie na energię elektryczną, aktywacja zasobów DR/DSM może okazać się bardzo atrakcyjna dla wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej w Polsce. Mając to na uwadze, Operator Systemu Przesyłowego podjął działania w celu identyfikacji obecnego potencjału zasobów redukcji popytu oraz zamierza przygotować pakiet przedsięwzięć stymulujących jego wdrożenie, jako jeden z elementów zarządzania bezpieczną pracą systemu elektroenergetycznego. n
Infrastruktura – Środowisko – Energia
Dodatek lobbingowy do „RZECZPOSPOLITEJ”.
19 czerwca 2008 r.
How to assure reliable supplies and lower electricity costs
Demand management
These days electricity is indispensable to live. Demand for power has been relatively stable meaning that it does not change with changing prices. However, consumption varies over time.
If domestic consumers decreased electricity consumption during peak time, they would contribute to equilibrium between demand and supply in the system and thus would have some impact on market electricity prices. That would also contribute to improving safety of deliveries. If end users are ready to adjust their demand, this is called Demand Response (DR). This is an effective element of demand management techniques.
For many years demand site management (DSM) techniques have been introduced to power industry in various countries. They consist in effective management of demand for energy and adjustment of demand that is transfer and forecasting of demand. Subject to market factors, the DR technique may be based on a reliability oriented programme reacting to limitations in the operation of the power system or on a market oriented programme which is subject to price signals and in which the consumers decide on reduced consumption or is subject to remote consumption reduction. Remote consumption reduction may be performed in advance (one day or several minutes earlier) or automatically on-line.
Appropriate mechanisms would allow consumers to be actively involved in the process of improving operational reliability of the power system. if consumers decided to regulate electricity consumption subject to peak times, they would decrease their energy costs. Over a longer time, the end users would benefit from relative reduction of energy prices resulting from optimised operation of the system during peak hours and from purchases of expensive energy to cover demand in peak hours. Resorting to energy reserves is not subject to market prices but such factors as: frequency and interruptions in the power system or forecast deviation from physical equilibrium between supply and demand. The anticipated reserves contribute to improved safety in the network and minimise the risk to reduce load that is disconnection of users from the network.
Reaction of demand
The price signal initiating the DR mechanism may originate from all markets where power or energy prices are determined, i.e. spot market, intraday market, regulation power market or balancing market (system service market). DR resources will be activated if their price is lower than the market settlement price. The involvement of DR in any market will reduce the probability of incorrect market operation. The price signal may be based in tariffs for electricity and transmission and distribution services.
An absolute price level is not the only driving force for demand – it can also be the difference between the periods of high and low prices like for instance in the case of traditional ay and zone tariffs. The price difference may be a stimulus to investments in technical solutions, shifting demand from the high price zone to the low price zone, e.g. from the day peak hours to the low night hours or a from working day peak hours to weekend low hours. However, this type of demand response may not be used as resources for real time operations.
Demand may be adjusted (manually or automatically) by counterparties that is sellers or entities responsible for balancing, an aggregator managing multiple small DR resources or one large resource, OSP or OSD – on the basis of contractual obligations.
Demand potential
In order to realistically assess the DR potential as a resource to provide sufficiency and reliability of operation of the power system it is necessary to perform a detailed analysis.
The practical DR potential changes over time subject to multiple various factors, such as time required to activate the potential, local energy prices, market prices of industrial products, substitution of alternative forms of energy, time available before activation, duration or frequency of demand response.
If price is the stimulus to demand response, it must be clearly communicated to end users while the end users must formally authorise the other party to adjust demand during high price periods applying the remote service system. fixed price contracts do not favour precise activation of DR resources during period of major market price increases.
Market participants do not always realise the potential they have – how to be active in the market and exert impact on price development on physical markets and on safety of deliveries. In accordance with the traditional way of thinking, electricity is to be supplied to end users whenever they need it. Information on benefits based on DR may result in more active use of potential demand resources held by the consumers, particularly when they could make money on such resources.
In the situation of today’s difficult conditions of operation of the National Power System with parallel strong growth of demand for electricity, activation of DR/DSM resources may prove very attractive for all energy market participants in Poland. Bearing this in mind, the Operator of the Transmission System has started operations to identify the existing resource potential to reduce demand and intends to develop a packet of measures to stimulate the implementation thereof as an element to manage safe operation of the power system. n