Usługa redukcji zapotrzebowania (DSR)
Stosownie do art. 2 pkt 20 Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej „odpowiedź odbioru” (ang. demand response lub demand side response - DSR) oznacza „zmiany w obciążeniu elektrycznym przez odbiorców końcowych w stosunku do wzorca ich zwykłego lub bieżącego zużycia energii elektrycznej w odpowiedzi na sygnały rynkowe, w tym w odpowiedzi na zmienne w czasie ceny energii elektrycznej lub premie, lub w następstwie przyjęcia oferty odbiorcy końcowego, złożonej indywidualnie lub w ramach agregacji, dotyczącej sprzedaży zmniejszenia lub zwiększenia zapotrzebowania po cenie obowiązującej na rynku zorganizowanym zdefiniowanym w art. 2 ust. 4 rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) nr 1348/2014 (17)”.
|
12 marca 2024 Komunikat Operatora Systemu Przesyłowego z dnia 12 marca 2024 r. w sprawie procesu konsultacji projektu Karty aktualizacji nr 1/CW-1/CK-1/CB-1/2024 do nowej IRiESP.
1 marca 2024 Nabór dostawców do Systemu Kwalifikowania Dostawców Usługi Interwencyjnej ofertowej Redukcji Poboru mocy (IRP) na okres od 1 kwietnia 2024 roku do 31 marca 2025 r.
21 grudnia 2023 Komunikat w sprawie decyzji Prezesa URE dot. zatwierdzenia Zmian nr 10/2023 WDB - wprowadzenie do katalogu usług systemowych w ramach usług systemowych w zakresie rezerwy interwencyjnej nowej usługi, tj. interwencyjnego ofertowego zwiększenia poboru mocy przez odbiorców (IZP), polegającej na zwiększeniu poboru mocy przez odbiorców na polecenie OSP. |
Innymi słowy, DSR jest odpowiedzią na ryzyko wystąpienia trudnej sytuacji bilansowej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE), w szczególności w godzinach szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną - jest ono ograniczane przez Operatora Systemu Przesyłowego (OSP - w Polsce PSE S.A.) w drodze wykorzystywania dostępnych narzędzi, w tym usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP, polegającej na zmniejszeniu poboru mocy przez odbiorców energii elektrycznej w wybranych godzinach.
Przyjęta przez Sejm ustawa z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw dodała następujące definicje w art. 3 Prawa energetycznego:
„11j) odpowiedź odbioru – zmiana zużycia energii elektrycznej odbiorcy końcowego w stosunku do jego zwykłego lub bieżącego zużycia energii elektrycznej w odpowiedzi na sygnały rynkowe, w tym w odpowiedzi na zmienne w czasie ceny energii elektrycznej lub zachęty finansowe, lub w następstwie przyjęcia oferty odbiorcy końcowego, złożonej indywidualnie lub w ramach agregacji, dotyczącej sprzedaży zmniejszenia lub zwiększenia poboru po cenie obowiązującej na rynku zorganizowanym w rozumieniu art. 2 pkt 4 rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) nr 1348/2014 z dnia 17 grudnia 2014 r. w sprawie przekazywania danych wdrażającego art. 8 ust. 2 i 6 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii [...]",
11k) usługi elastyczności – usługi świadczone na rzecz operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego przez agregatora lub przez użytkowników systemu będących odbiorcami aktywnymi, wytwórcami, posiadaczami magazynów energii elektrycznej, których sieci, instalacje lub urządzenia są przyłączone do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej, z wyłączeniem koordynowanej sieci 110 kV, w celu zapewnienia bezpieczeństwa i zwiększenia efektywności rozwoju systemu dystrybucyjnego, w tym zarządzania ograniczeniami sieciowymi w sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej, z wyłączeniem koordynowanej sieci 110 kV”.
Natomiast pkt 11i w art. 3 Prawa energetycznego na mocy cytowanej ustawy otrzymał brzmienie:
„11i) instalacja zarządzania popytem – jednostka fizyczną redukcji zapotrzebowania w rozumieniu art. 2 ust. 1 pkt 7 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2021 r. poz. 1854 oraz z 2022 r. poz. 2243) lub instalacja odbiorcy końcowego, której urządzenia umożliwiają odpowiedź odbioru lub usługi elastyczności”.
Wszystkie rodzaje jednostek DSR są uprawnione do uczestnictwa w hurtowych rynkach energii elektrycznej, w tym w rynkach dnia następnego i dnia bieżącego. Jednostki DSR mogą również uczestniczyć w rynku bilansującym i świadczyć usługi bilansowania. Odbywa się to poprzez składanie ofert na energię bilansującą na polskim rynku bilansującym, gdzie oferty te mogą wpływać na kształtowanie się ceny bilansowania. Jednostki DSR zainteresowane uczestnictwem w rynku bilansującym muszą być uprzednio certyfikowane. Po przyjęciu oferty bilansującej od strony popytowej przez OSP uczestnik rynku, który złożył tę ofertę, wypełnia obowiązek jej dostarczenia, co oznacza konieczność zmniejszenia zużycia zgodnie z tą ofertą.
Jednostki DSR mogą również uczestniczyć w rynku mocy. Jednostki rynku mocy DSR uczestniczą i zawierają na bieżąco umowy w aukcjach głównych.
Na gruncie Kodeksu sieci dotyczącego przyłączenia odbioru (NC DCC) rozróżnia się następujące kategorie usług regulacji zapotrzebowania świadczonych na rzecz operatorów systemów (art. 27):
|
platforma zakupowa PSE S.A.
informacje PSE S.A. dotyczące usług DSR |
Linki a) zdalnie regulowane:
- regulacja mocy czynnej w ramach odpowiedzi odbioru,
- regulacja mocy biernej w ramach odpowiedzi odbioru,
- zarządzanie ograniczeniami przesyłu w ramach odpowiedzi odbioru;
b) niezależnie regulowane:
- regulacja częstotliwości systemu w ramach odpowiedzi odbioru,
- bardzo szybka regulacja mocy czynnej w ramach odpowiedzi odbioru.
Bez względu na program, usługę DSR może świadczyć każdy odbiorca przyłączony do sieci elektroenergetycznej, który został pozytywnie zweryfikowany przez operatora systemu, do którego jest przyłączony (jest to proces certyfikacji technicznej ORed) oraz posiada aktywny certyfikat ORed. Ww. weryfikacja dla odbiorców objętych ograniczeniami w poborze i dostarczaniu energii elektrycznej jest przeprowadzana w sposób nieangażujący uczestnika i polega na sprawdzeniu posiadania przez uczestnika odpowiedniego układu pomiarowego umożliwiającego rozliczenie – operator wydaje certyfikat obiektu redukcji „nieaktywny”. Odbiorcy nie podlegający ww. ograniczeniom chcący uzyskać certyfikat techniczny powinni skontaktować się z operatorem systemu, do którego są przyłączeni i złożyć wniosek o certyfikację ORed. Warunkiem pozyskiwania korzyści ze świadczenia usługi DSR jest aktywowanie certyfikatu (tj. przesłanie odpowiednie zgód i oświadczeń do właściwego operatora) i decyzja o przystąpieniu do programów DSR samodzielnie lub za pośrednictwem innego podmiotu. Szczegóły dotyczące poszczególnych postępowań, w tym terminy składania ofert, są dostępne na platformie zakupowej PSE S.A.
Aby zwiększyć efektywność wykorzystania potencjału DSR, PSE opracowały i wdrożyły nowy model Interwencyjnych usług DSR w celu aktywizacji strony popytowej i rozszerzenia sfery uczestników. Zgodnie z opublikowanym przez PSE S.A. w dniu 14 lipca 2019 r. zaproszeniem do świadczenia usług DSR w 2020 r. odbiorcy mogą świadczyć usługi DSR dla OSP w ramach trzech programów:
1. Program Gwarantowany:
- skierowany jest do wykonawców, którzy mogą zagwarantować wykonanie redukcji w okresie kontraktacji poprzez zaoferowanie produktów min. 1MW lub 10 MW – zależnie od obszaru,
- wykonawcy za zakontraktowane produkty otrzymują wynagrodzenie za pozostawanie w gotowości do redukcji, a także dodatkowe wynagrodzenie za obniżenie zużycia energii elektrycznej na wezwanie OSP,
- jednym z warunków przystąpienia do Programu Gwarantowanego jest oferowanie produktu dostarczanego za pomocą certyfikowanych i aktywnych obiektów redukcji (ORed);
2. Program Bieżący:
- skierowany do odbiorców, którzy mogą redukować swoje zapotrzebowanie jedynie w pewnych podokresach okresu kontraktacji, zależnych od bieżących warunków ich funkcjonowania, odbiorcom tym przysługuje wynagrodzenie za zrealizowanie redukcji i nie przysługuje natomiast wynagrodzenie za pozostawanie w gotowości do wykonania redukcji,
- przystąpienie do Programu Bieżącego nie nakłada na usługodawców obowiązku posiadania certyfikowanych ORed w dniu składania ofert przetargowych i zawarcia umowy (jest to wymagane dopiero w momencie, w którym usługodawca będzie oferował wykonanie usługi oraz rozliczenia redukcji);
3. Program Bieżący Uproszczony (tzw. PBU):
- adresowany głównie do średnich, małych i mikroprzedsiębiorstw, zainteresowanych uzyskaniem dodatkowych przychodów z redukcji zapotrzebowania na moc, które podlegają ograniczeniom w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,
- w odróżnieniu do innych programów DSR w PBU odbiorcy nie ponoszą kar w przypadku nieudanej redukcji swojego zapotrzebowania na energię w wyznaczonym przez OSP terminie,
- poza uproszczeniem sposobu wyznaczania profilu bazowego w stosunku do innych programów DSR wydłużono okres od aktywacji do realizacji redukcji,
- dodatkowo PSE wprowadziły w DSR PBU parametr lokalizacyjny i zmniejszyły dolną granicę mocy redukcji do 1 MW, która umożliwia zawarcie umowy bezpośrednio z PSE.
W celu dalszego rozwoju DSR Polski Plan Wdrażania z dnia 14 maja 2020 r. przewiduje, iż:
- od 1 stycznia 2021 r. DSR będzie miał możliwość udziału w hurtowych rynkach energii (włączając w to rynek dnia następnego i bieżącego) oraz w rynku bilansującym, na zasadach analogicznych jak dla innych uczestników rynku i dostawców usług na rynku bilansującym, DSR będą mogli reprezentować zarówno odbiorcy energii (samodzielnie) jak i agregatorzy;
- dalsze zmiany w kierunku zwiększenia możliwości uczestnictwa DSR we wszystkich rynkach, jak również szczegółowe zasady dotyczące agregacji poprzez niezależnego agregatora, możliwość wprowadzenia mechanizmów rekompensaty finansowej dla jednostek DSR (np. zgodnie z art. 17 ust. 4 Dyrektywy 2019/944) "będą przedmiotem stosownych analiz i zostaną zaimplementowane w ramach prac wdrożeniowych, wszędzie tam gdzie będzie to potrzebne".
Wymieniony Plan Wdrażania wskazuje ponadto na nowe przepisy dotyczące wdrażania inteligentnego opomiarowania wraz ze wszystkimi przepisami dotyczącymi zarządzania danymi, przepisami dotyczącymi interoperacyjności i rozliczeń, a także nowy harmonogram masowego wprowadzania ich na rynek (w trakcie procesu legislacyjnego w dacie dokumentu). W tym kontekście opublikowany przez PSE S.A. 14 lipca 2020 Projekt zmian nr 1/2020 Warunków Dotyczących Bilansowania wywołał na rynku kontrowersje, gdyż jak podnosi Enel X Polska sp. z o.o.:
„Pierwszym z wymienionych powodów modyfikacji Warunków Dotyczących Bilansowania związanych z Rozporządzeniem Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania wymienionych w dokumencie jest umożliwienie aktywnego udziału w Rynku Bilansującym (RB) zasobom innym niż Jednostki Wytwórcze Centralnie Dysponowane (JWCD), w tym stronie popytowej (DSR). Niestety dokument wprowadza niczym nie uzasadnione ograniczenie lokalizacyjne agregacji dla odbiorców - uczestników rynku bilansującego które praktycznie uniemożliwia prawie wszystkim odbiorcom udział w rynku bilansującym, a w konsekwencji również w rynku usług systemowych. Przy ograniczeniu agregacji do najbliższej stacji 110kW (jest takich stacji w Polsce ok. 1700) praktycznie uniemożliwia to agregację a klientów mogących potencjalnie dostarczyć 5MW mocy jest w Polsce co najwyżej kilku- kilkunastu. Mamy doświadczenia z organizowanych przez PSE przetargów DSR obszarowych w latach 2018-2019, - musieliśmy odmówić udziału w DSR wielu klientom którzy byli w znacznie większych obszarach preferowanych – ponieważ nie było możliwości agregacji a startując z pojedynczymi klientami nie uzyskać wymaganej mocy oraz niezawodności i dokładności wykonanych redukcji – w tym wypadku większy, zagregowany portfel zapewnia większą niezawodność dostaw mocy. Rozproszone zasoby DSR nie powinny też być problemem dla PSE ze względu na znacząco mniejsze zmiany rozpływów mocy niż przy dużych obiektach wytwórczych a także pozytywny wpływ DSR na obciążenie sieci: zmniejszenie obciążania oraz strat sieciowych może pozwolić na likwidację części ograniczeń sieciowych.
Proponowane ograniczenia w zakresie agregacji uniemożliwiając odbiorcom udział w rynku bilansującym są zatem sprzeczne z Rozporządzeniem Komisji (UE) 2017/2195 którego celem zgodnie z punktem 1 f) jest m.in. : „ułatwienie udziału usług zarządzania strona popytowa, w tym zagregowanych instalacji odbiorczych oraz magazynów energii, przy jednoczesnym zapewnieniu im równych szans w konkurencji z innymi usługami bilansującymi a w razie potrzeby zapewnieniu im możliwości niezależnego działania przy obsłudze pojedynczej instalacji odbiorczej”
Rozporządzenie określa także, że „Metoda wyceny produktów standardowych energii bilansującej powinna umożliwić stworzenie pozytywnych zachęt dla uczestników rynku w zakresie utrzymania lub pomocy w przywracaniu zbilansowania systemu w ramach ich obszaru obowiązywania ceny niezbilansowania, zmniejszenia niezbilansowania systemu i kosztów ponoszonych przez społeczeństwo. Takie podejście do wyceny powinno prowadzić do efektywnego ekonomicznie wykorzystania usług zarządzania strona popytową oraz innych środków bilansujących z uwzględnieniem warunków bezpiecznej pracy systemu. Metoda wyceny stosowana przy nabywaniu mocy bilansującej powinna dążyć do efektywnego ekonomicznie wykorzystania usług zarzadzania strona popytowa oraz innych środków bilansujących z uwzględnieniem warunków bezpiecznej pracy systemu.”
Podkreślić także należy, że ograniczenia w zakresie agregacji odbiorców na rynku bilansującym nie są stosowane na innych rozwiniętych rynkach bilansujących w Europie takich jak Niemcy, Wielka Brytania czy Irlandia. W sąsiadujących z Polską Niemczech mimo występowania ograniczeń przesyłowych agregacja odbiorców jest nawet możliwa na terenie 4 różnych operatorów systemów przesyłowych” (Raport z procesu konsultacji społecznych Projektu Zmian nr 1/2020 Warunków Dotyczących Bilansowania, PSE S.A., 7 września 2020, s. 33 - 35).
Zgodnie z cyt. Projektem zmian nr 1/2020 Warunków Dotyczących Bilansowania z dnia 14 lipca 2020 (Proces kwalifikowania dostawcy usług bilansujących – warunki aktywnego udziału w Rynku Bilansującym oraz proces kwalifikacji wstępnej do świadczenia usług wykorzystania rezerwy: FCR, aFRR) w Rynku Bilansującym aktywnie mogą uczestniczyć:
a. Sterowane Odbiory (SO) o mocy przyłączeniowej nie mniejszej niż 1 MW;
b. Agregaty SO o sumarycznej mocy przyłączeniowej nie mniejszej niż 1 MW.
Warunkiem koniecznym do aktywnego udziału w Rynku Bilansującym Jednostki Grafikowej reprezentującej SO jest zdolność do otrzymywania poleceń redukcji względem obciążenia referencyjnego i ich realizacji oraz odwzorowanie w systemie SCADA OSP. W celu aktywnego udziału Jednostki Grafikowej w Rynku Bilansującym niezbędne jest posiadanie następujących systemów sterowania i wymiany informacji ruchowej z OSP:
a. WIRE,
b. SCADA.
Posiadanie dostępu do systemów sterowania i wymiany informacji powinno być potwierdzone, zgodnie z procedurami przywołanymi w tym zakresie w IRiESP i opublikowanymi na stronie internetowej OSP. W tym celu wymaga się przeprowadzenia odpowiednich testów, o ile są one wymagane w zakresie danego systemu. Po przeprowadzeniu testów z pozytywnym wynikiem, wymagane jest dostarczenie protokołów z tych testów. Sterowane Odbiory reprezentowane w jednostkach grafikowych muszą być wyposażone w systemy pomiarowe wykorzystywane do rozliczeń dostawy energii bilansującej oraz systemy pomiarowo-rozliczeniowe wykorzystywane do wymiany danych pomiarowych, zgodnie z wymaganiami IRiESP. Niezależnie od systemów sterowania i wymiany informacji ruchowej, dla jednostki grafikowej musi być zapewniona możliwość wymiany informacji niezbędnych do oferowania i wymiany informacji handlowych na Rynku Bilansującym (system WIRE). Posiadanie dostępu do WIRE powinno być potwierdzone, zgodnie z procedurami określonymi w dokumencie „Procedura przyłączania i akceptacji systemów informatycznych Operatora Rynku do systemów informatycznych OSP dla WIRE/UR i WIRE” opublikowanym na stronie internetowej OSP.
Interwencyjne ofertowe zwiększenie poboru mocy przez odbiorców (IZP)
Zgodnie z Komunikatem PSE S.A. z 21 grudnia 2023 r. w sprawie decyzji Prezesa URE dot. zatwierdzenia Zmian nr 10/2023 WDB do katalogu usług systemowych w ramach usług systemowych w zakresie rezerwy interwencyjnej wprowadzono nową usługę: interwencyjne ofertowe zwiększenie poboru mocy przez odbiorców (IZP). Nowa usługa IZP polega na prawie do oferowania zwiększenia obciążenia i zobowiązaniu do wykonania za wynagrodzeniem zwiększenia obciążenia w wielkości zaoferowanej, jednakże bez wynagrodzenia za gotowość do swiadczenia tej usługi. Celem wprowadzenia usługi IZP jako nowego narzędzia możliwego do wykorzystania prez OSP w sytuacji nadpodaży generacji energii elektrycznej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym jest zapewnienie OSP dostępu do szybkiej rezerwy interwencynej w zakresie zwiększenia wielkości mocy pobieranej przez odbiorców.
W zakresie dotyczącym zasad certyfikacji Obiektów Redukcji (ORed):
- wskazano, że certyfikacja ORed na dotychczasowych zasadach będzie realizowana na potrzeby świadczenia obu usług systemowych w zakresie rezerwy interwencynej, tj. jak do tej pory na potrzeby interwencyjnej ofertowej redukcji poboru mocy przez odbiorców (IRP) oraz na potrzeby
nowej ustugi IZP; - usunięto postanowienia dotyczące procesu certyfikacji w trybie podstawowym, obejmującym wszystkie ORed odbiorców podlegających ograniczeniom w dostarczaniu i poborze energi elektrycznej, jako procesu realizowanego po raz pierwszy, zakończonego w terminie 4 miesięcy od daty wejścia w życie zmian IRiESP wprowadzających certyfikację ORed w trybie podstawowym.
W zakresie dotyczacym zasad pozyskiwania danych pomiarowo-rozliczeniowych dla ORed wskazano, że proces ten na dotychczasowych zasadach będzie realizowany na potrzeby świadczenia obu ustug systemowych w zakresie rezerwy interwencyjnej, tj. jak do tej pory na potrzeby ustugi IRP oraz na potrzeby nowe ustugi IZP. Zaktualizowano także postanowienia dotyczące warunków uczestnictwa w świadczeniu usług systemowych oraz podstawowych funkcji Operatora Systemu Dystrybucynego na Rynku Bilansującym, wynikajacych z wprowadzenia usługi IZP.
Ponadto zmiany umożliwiają wykorzystanie istniejącego potencjału odbiorców energii elektrycznej (Odbiorców wORed), posiadających certyfikaty dla ORed. Na potrzeby usługi IZP zostaną wykorzystane doświadczenia oraz rozwiązania wypracowane w ramach Bieżącego i Bieżącego Uproszczonego Interwencyjnego programu DSR oraz ustugi IRP, w szczególności w zakresie warunków i zasad kontraktowania tej nowej usługi.