"Autorzy raportu oszacowali m. in. liczbę sytuacji, w których od odbiorców byłyby wymagane redukcje zapotrzebowania, gdyby w ciągu trzech ostatnich lat (2017-2019) obowiązywały zasady przewidziane dla rynku mocy" - czytamy w komunikacie.
Zgodnie z regulacjami, Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) mogą wprowadzać okresy zagrożenia (przy braku wystarczających rezerw mocy) jedynie pomiędzy godziną 7.00 a 22.00 w dni robocze. Muszą je również ogłosić z co najmniej 8-godzinnym wyprzedzeniem.
"Jak pokazują analizy, w wariancie najbardziej realistycznym w całym badanym trzyletnim okresie, warunki umożliwiające ogłoszenie przez PSE okresów zagrożenia wystąpiłyby tylko przez 2 dni (łącznie przez 4 godziny). Nawet w najbardziej ostrożnym wariancie nie uwzględniającym wielu dostępnych dla PSE rezerw, łączna liczba dni możliwych okresów zagrożenia spadała z roku na rok z 23 do 4, pomimo wzrostu zapotrzebowania, rekordowych upałów i suszy w 2019 roku. Tak więc liczba sytuacji, kiedy PSE mogłyby ogłosić okres zagrożenia byłaby niewielka, prawdopodobieństwo faktycznego wezwania odbiorców do ograniczenia poboru z każdym rokiem malejące" - czytamy dalej.
Raport przedstawia również wpływ zmian, jakie zajdą na rynku energii w latach 2021-2024, w szczególności w zakresie wielkości rezerw mocy. Autorzy raportu wskazują, że możemy spodziewać się, że przyrost mocy wytwórczych będzie wyższy niż prognozowany wzrost zapotrzebowania. Zgodnie z prezentowanymi wcześniej prognozami Ministerstwa Energii, w ciągu następnych 4 lat przyrost mocy w elektrowniach ma być nawet dwukrotnie większy niż przyrost zapotrzebowania na energię. Jednocześnie zrekompensuje on wyłączenia części najstarszych mocy wytwórczych ze względu na zużycie i ograniczenia ilości emisji.
Czynnikiem potencjalnie destabilizującym system może być wzrost udziału w miksie energetycznym energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych, które cechuje niska stabilność dostaw. Wzrost ten nie będzie jednak na tyle duży, by mógł wpłynąć na spadek rezerw mocy. Jednocześnie rosnący udział źródeł fotowoltaicznych może zmniejszyć ryzyko deficytów mocy w newralgicznym okresie letnim, wskazano także.
"Szacujemy, że w zależności od opcji uczestnictwa, podmioty biorące udział w programach DSR mogą zarobić od około 540 tys. do ponad 720 tys. zł za 1 MW redukcji w ciągu czterech lat. Kwota ta ostatecznie będzie zależała od tego, jakich dany podmiot wymaga ograniczeń, np. dotyczących maksymalnej liczby redukcji lub długości przywołań do redukcji" - powiedział dyrektor zarządzający Enel X Jacek Misiejuk, cytowany w komunikacie.
W ramach mechanizmu rynku mocy PSE oczekują, aby rezerwy mocy na dzień przed dostawą wynosiły co najmniej 9%, a kiedy nie zagraża to bezpieczeństwu dostaw - przynajmniej 5%. Jeśli rezerwy mocy spadną poniżej tego poziomu i inne mechanizmy rynkowe okażą się niewystarczające, PSE mogą ogłosić tzw. okres zagrożenia, w trakcie którego dostawcy mocy muszą być gotowi do zapewnienia mocy. Dostawcami mocy mogą być nie tylko wytwórcy energii, ale także agregatorzy DSR.
Enel X, obecny w Polsce od 2017 r., to globalna linia biznesowa koncernu Enel zajmująca się opracowywaniem innowacyjnych produktów i rozwiązań cyfrowych tam, gdzie istnieje potencjał wprowadzenia nowych możliwości związanych z wykorzystywaniem energii: w miastach, domach, przemyśle i mobilności elektrycznej. Enel X zajmuje wiodącą pozycję w globalnych programach DSR, oferując elastyczne rezerwy mocy w obu Amerykach, Europie, Azji i Oceanii.
