Przemysł pójdzie tam, gdzie są megawaty. Sieć staje się przewagą gospodarczą

Karol Byzdra, Energetyka24: Do platformy usług elastyczności dołączyli już niemal wszyscy najwięksi operatorzy dystrybucyjni. Co musi wydarzyć się teraz, aby z podpisanych porozumień powstał rzeczywiście działający mechanizm zakupów usług?

Maciej Mróz, wiceprezes TAURON Dystrybucji ds. operatora: Jesteśmy już zdecydowanie dalej niż na etapie dyskusji o tym, czy usługi elastyczności są operatorom potrzebne. Dzisiaj kluczowe pytanie brzmi: jak uruchomić zasoby elastyczności i przełożyć potencjał elastyczności na narzędzie, z którego operator będzie mógł rzeczywiście korzystać w zarządzaniu siecią.

TAURON Dystrybucja rozpoczął tę drogę wcześniej. W 2024 roku zawarliśmy pierwszą umowę na świadczenie usługi elastyczności. Dotyczyła ona konkretnego ograniczenia technicznego w sieci 15 kV, gdzie problemem był lokalny wzrost napięcia wynikający między innymi z dużej generacji w stosunku do lokalnego poboru. Nie zaczynaliśmy więc od teorii czy budowy platformy IT, tylko od rzeczywistego problemu sieciowego i próby rozwiązania go przy wykorzystaniu zasobu u naszych klientów.

Kolejnym krokiem było porozumienie TAURON Dystrybucji, PSE i TGE dotyczące budowy wspólnej platformy usług elastyczności. Dziś projekt ma już wymiar ogólnopolski. Jego założeniem jest nie tylko kojarzenie ofert, ale również ich aktywacja, koordynacja pomiędzy OSD i OSP oraz weryfikacja wpływu transakcji na pracę sieci na różnych poziomach napięcia.

Teraz musimy precyzyjnie zdefiniować produkty. Operator musi umieć powiedzieć: w określonym obszarze sieciowym potrzebuję zwiększenia albo zmniejszenia generacji lub poboru o określoną moc, przez określony czas i z określonym czasem aktywacji. Potem trzeba jeszcze potwierdzić, że taka transakcja rzeczywiście pomaga sieci, a nie generuje nowego ograniczenia w innym jej fragmencie. Nie budujemy rynku elastyczności po to, żeby stworzyć kolejną platformę IT. Budujemy go po to, żeby operator otrzymał nowe, rynkowe narzędzie do zarządzania siecią.

Co ta platforma ma realnie zmienić w codziennym funkcjonowaniu sieci?

Najważniejsza zmiana polega na tym, że do klasycznych narzędzi operatorskich – inwestycji, automatyki i działań ruchowych – dokładamy możliwość pozyskania określonego zachowania użytkowników sieci na zasadach rynkowych.

Jeżeli na konkretnym ciągu SN, transformatorze 110/SN czy w określonym obszarze sieci pojawia się czasowe ograniczenie, operator będzie mógł kupić zmianę profilu pracy. Może to być zwiększenie poboru, zmniejszenie generacji, odpowiednia praca magazynu energii albo wykorzystanie możliwości regulacyjnych innych urządzeń.

TAURON Dystrybucja ma już praktyczne doświadczenie w takim podejściu. Nasza pierwsza usługa elastyczności została wykorzystana do ograniczania problemów napięciowych na konkretnym ciągu sieciowym do czasu jego przebudowy. To dobrze pokazuje, gdzie widzimy rolę elastyczności: nie jako substytut inwestycji, lecz jako narzędzie pozwalające skuteczniej zarządzać siecią przed inwestycją, pomiędzy kolejnymi jej etapami, a w niektórych przypadkach również jako trwały element prowadzenia ruchu.

Jest jednak jeszcze drugi, niezwykle istotny wymiar. Te same zasoby przyłączone do sieci dystrybucyjnej mogą być wykorzystywane również na potrzeby zarządzania pracą całego systemu elektroenergetycznego. PSE wskazuje wprost, że oferty dostępne na platformach elastyczności mogą być dla operatora przesyłowego dodatkowym narzędziem poprawiającym efektywność prowadzenia sieci.

To oznacza konieczność bardzo dobrej koordynacji OSD–OSP. Aktywacja korzystna lokalnie nie może prowadzić do pogorszenia sytuacji na wyższym poziomie napięcia i odwrotnie.

Jak pan opisałby zmianę, która dziś zachodzi w polskiej dystrybucji energii?

Przez dekady operator przede wszystkim budował sieć pod prognozowany popyt. Dzisiaj musi jednocześnie budować, obserwować, prognozować i aktywnie sterować jej pracą. To fundamentalna zmiana modelu OSD.

Sieć dystrybucyjna była historycznie projektowana przede wszystkim dla jednokierunkowego przepływu energii: od systemu przesyłowego przez 110 kV i sieci średnich napięć do odbiorcy. Dzisiaj na wielu obszarach mamy w określonych godzinach przepływy w kierunku przeciwnym. W środku dnia pojawia się duża generacja fotowoltaiczna i eksport energii z niższych poziomów napięć, a kilka godzin później sytuacja może się całkowicie odwrócić.

Do tego dochodzą magazyny energii, elektromobilność, pompy ciepła, elektryfikacja przemysłu, power-to-heat i nowe typy dużych odbiorców, takie jak centra danych. W rezultacie coraz ważniejsza jest nie tylko ilość energii przepływającej przez sieć, ale przede wszystkim lokalizacja, kierunek i dynamika przepływu mocy. Dlatego inwestujemy jednocześnie w trzy warstwy. Pierwsza to infrastruktura – linie, stacje i transformatory. Druga to cyfryzacja i obserwowalność sieci. Trzecia to sterowalność: automatyka, zaawansowane systemy prowadzenia ruchu, prognozowanie, analityka oraz w przyszłości coraz szersze wykorzystanie elastyczności.

Elastyczność jest z natury lokalna, bo problem występuje w konkretnej stacji albo na konkretnej linii. Jak stworzyć ogólnopolski standard dla rynku, który w każdym miejscu może wyglądać zupełnie inaczej?

Nie musimy standaryzować problemów sieciowych. Musimy standaryzować język, którym je opisujemy, oraz sposób, w jaki rynek na nie odpowiada. Ograniczenie zawsze będzie miało konkretną lokalizację. Może dotyczyć transformatora 110/SN, konkretnego ciągu SN, poziomu napięcia czy dopuszczalnej obciążalności elementów sieci. W jednym miejscu operator będzie potrzebował zwiększenia poboru, w drugim jego redukcji, w jeszcze innym ograniczenia generacji albo określonej regulacji mocy biernej. Ale wszystkie te potrzeby można opisać według wspólnego standardu: lokalizacja, kierunek regulacji, dostępna moc, czas aktywacji, długość świadczenia usługi, wymagany czas reakcji oraz sposób pomiaru i rozliczenia.

Właśnie tutaj widzę wartość jednej platformy. Platforma może zapewnić wspólny standard rynkowy, natomiast operator nadal definiuje potrzebę wynikającą z fizyki konkretnego fragmentu sieci. W pierwszym etapie projektu platformy przewidziano zarówno zdefiniowanie produktów elastyczności, jak i zasady weryfikowania transakcji z punktu widzenia ich wykonalności oraz wpływu na sieci różnych poziomów napięcia.

Równolegle weszła w życie ustawa sieciowa, która ma promować projekty naprawdę gotowe do realizacji. Jak operator będzie odróżniał realnego inwestora od podmiotu, który jedynie dobrze przygotował dokumentację?

Przede wszystkim operator nie powinien oceniać intencji inwestora. Powinien oceniać fakty i mierzalny postęp projektu. To jest dla mnie istota nowych regulacji. Moc przyłączeniowa stała się dzisiaj jednym z najbardziej deficytowych zasobów infrastrukturalnych. Jeżeli projekt rezerwuje ją przez kilka lat i nie wykonuje kolejnych realnych kroków inwestycyjnych, konsekwencje ponosi nie tylko operator. Ponosi je również inwestor, który jest gotowy zbudować magazyn, źródło czy zakład przemysłowy, ale nie może uzyskać dostępu do sieci.

Dlatego rozwiązania oparte o kamienie milowe mają sens. Reforma wprowadziła mechanizmy kontroli postępu inwestycji, terminy realizacji kolejnych etapów oraz instrumenty finansowe zwiększające odpowiedzialność za rezerwowanie zdolności przyłączeniowej. Jej deklarowanym celem jest właśnie przesunięcie mocy z projektów nierealizowanych do inwestycji rzeczywiście rozwijanych. Z perspektywy operatora równie ważna jest jednak druga strona równania – transparentność. Jeżeli oczekujemy od inwestorów większej odpowiedzialności, sami musimy zapewnić im coraz więcej informacji o sieci, dostępnych mocach i planowanych inwestycjach. Dobry system przyłączeniowy nie powinien premiować tego, kto najlepiej potrafi złożyć wniosek. Powinien premiować projekt, który ma największe prawdopodobieństwo przejścia od papieru do rzeczywistej pracy w systemie.

Czy określenie „projekty zombie” nie stało się zbyt wygodną etykietą, pod którą można umieścić zarówno czystą spekulację, jak i inwestycje rzeczywiście rozwijane, ale zatrzymane przez procedury administracyjne?

W sektorze energetycznym doskonale wiemy, jak długo potrafią trwać procedury planistyczne, środowiskowe, administracyjne czy uzyskiwanie prawa do nieruchomości. Możemy więc mieć inwestora, który poniósł już istotne koszty, konsekwentnie rozwija przedsięwzięcie i mimo to nie mieści się w pierwotnym harmonogramie. Z drugiej strony istnieje realny problem projektów, które rezerwują bardzo duże moce przyłączeniowe, choć ich realizacja przez kolejne lata praktycznie się nie materializuje. Nie możemy tego ignorować, ponieważ blokowanie zdolności przyłączeniowych ma dziś wymierny koszt gospodarczy. Reforma przyłączeniowa została wprost zaprojektowana między innymi po to, aby ograniczyć takie zjawisko.Rozwiązaniem nie powinno być jednak przyklejanie inwestorom etykiet.

Potrzebujemy obiektywnych kryteriów: czy projekt wykonał kolejny kamień milowy, czy uzyskuje wymagane decyzje, czy prowadzone są prace projektowe, czy harmonogram jest nadal wiarygodny i czy istnieje realna perspektywa oddania inwestycji do eksploatacji. Nie etykietujmy inwestorów. Mierzmy postęp inwestycji. To jest znacznie uczciwsze zarówno z punktu widzenia operatora, jak i rynku.

Krytycy ustawy mówią, że zabezpieczenia nie tyle wybierają najlepsze projekty, ile inwestorów posiadających największy kapitał. Czy zasada „kto pierwszy gotowy” nie zmieni się w praktyce w zasadę „kto pierwszy zdolny zamrozić kilka milionów złotych”?

Takiego ryzyka nie można bagatelizować. Zabezpieczenie finansowe jest potrzebne, ale samo w sobie nie może stać się kryterium jakości projektu. Nowe przepisy istotnie podnoszą finansowy próg wejścia do procesu przyłączeniowego. Dla przyłączeń do sieci powyżej 1 kV przewidziane zostały m.in. zaliczka powiązana z mocą oraz zabezpieczenie wykonania zobowiązań wynikających z umowy przyłączeniowej. W aktualnym Prawie energetycznym zabezpieczenie wynosi 30 zł za każdy kW mocy, z limitem 12 mln zł.

Rozumiem logikę takiego rozwiązania. Złożenie wniosku dotyczącego kilkuset megawatów nie może być praktycznie bezkosztową opcją na przyszłość, jeżeli w konsekwencji blokujemy możliwość przyłączenia innych podmiotów. Ale trzeba obserwować efekty reformy. Duży podmiot będzie zawsze w stanie łatwiej wnieść wielomilionowe zabezpieczenie niż mały deweloper. Nie oznacza to automatycznie, że jego projekt jest bardziej dojrzały technicznie czy inwestycyjnie. Dlatego zabezpieczenia finansowe powinny działać razem z oceną realizacji kamieni milowych.

Dla operatora najlepszym projektem nie jest ten, który najdłużej potrafi utrzymywać zabezpieczenie finansowe. Najlepszy jest ten, który w wiarygodnym terminie zamieni zarezerwowane megawaty w rzeczywistą generację albo rzeczywisty pobór. Jeżeli praktyka pokaże, że nowe regulacje nie realizują tego celu, powinniśmy być gotowi do ich dalszej kalibracji.

Tauron rozwija portal dostępnych mocy i system ePrzyłączenia. Czy te narzędzia rzeczywiście zmieniają zachowanie inwestorów?

To jest przede wszystkim próba zmiany logiki całego procesu. Chcemy, żeby inwestor pytał o sieć przed zakupem gruntu i rozwinięciem projektu, a nie dopiero wtedy, kiedy wydał już znaczną część budżetu inwestycyjnego. Dlatego rozwijamy dostęp do informacji o mocach i planowanych inwestycjach. Portal dostępnych mocy ma być w praktyce mapą energetyczną dla biznesu – pozwala znacznie wcześniej spojrzeć na lokalizację również z punktu widzenia infrastruktury elektroenergetycznej. TAURON Dystrybucja udostępnia już takie informacje w dedykowanym narzędziu internetowym.

Ma to coraz większe znaczenie, bo nie mówimy już tylko o przyłączaniu OZE. Mamy projekty magazynów energii, centra danych, nowe zakłady przemysłowe, elektryfikację ciepłownictwa czy instalacje power-to-heat. W przypadku takich inwestycji możliwość otrzymania 20, 50 czy 100 MW oraz termin dostępności tej mocy stają się jednym z podstawowych kryteriów wyboru lokalizacji. Drugi kierunek to cyfryzacja procesu. Od lipca uruchomiliśmy ePrzyłączenia dla części procesów niskiego napięcia – wniosek może być składany całkowicie online, a system prowadzi klienta przez poszczególne etapy. To jest początek szerszej zmiany.

Patrząc jednocześnie z perspektywy Tauron Dystrybucji i całego PTPiREE, jak będzie wyglądał polski operator za kilka lat?

Operator za kilka lat nadal będzie przede wszystkim odpowiadał za bezpieczną pracę sieci i będzie budował bardzo dużo nowej infrastruktury. Ale jego przewaga operacyjna coraz mniej będzie wynikać wyłącznie z liczby kilometrów linii, a coraz bardziej ze zdolności do efektywnego zarządzania każdym megawatem dostępnym w sieci. Widzę kilka głównych kierunków tej zmiany.

Pierwszy to ogromna skala inwestycji w fizyczną sieć. Elektryfikacja transportu, ciepłownictwa i przemysłu oraz dalszy rozwój źródeł i magazynów oznaczają, że nowych stacji, transformatorów i linii będziemy potrzebowali więcej, a nie mniej.

Drugi to obserwowalność. Musimy mieć coraz lepszą wiedzę o napięciach, przepływach i obciążeniach nie tylko na 110 kV, ale głęboko w sieci SN i nn.

Trzeci to automatyzacja i sterowalność. Sama informacja bez możliwości reakcji ma ograniczoną wartość.

Czwarty element to elastyczność. I tutaj dzieje się coś naprawdę fundamentalnego: coraz większa część zasobów, których operator będzie używał do prowadzenia sieci, nie będzie jego własnością. Będą to magazyny energii, źródła, duzi odbiorcy oraz w przyszłości miliony mniejszych urządzeń reprezentowanych przez agregatorów.

Piątym elementem jest znacznie głębsza współpraca OSD–OSP. Skoro coraz większa część generacji i zasobów regulacyjnych znajduje się w sieciach dystrybucyjnych, sposób ich wykorzystania będzie miał coraz większy wpływ na pracę całego KSE.

Ale jest jeszcze jeden element, który uważam za szczególnie istotny. Sieć przestaje być infrastrukturą, która czeka na rozwój gospodarki. Coraz częściej to dostępność sieci będzie decydowała o tym, gdzie gospodarka może się rozwijać.

Jeżeli inwestor planujący nową fabrykę, centrum danych, elektrolizer czy duży projekt power-to-heat potrzebuje 100 MW, to informacja, czy otrzyma tę moc za dwa, pięć czy osiem lat, może zdecydować o lokalizacji całej inwestycji. Dlatego rozwój sieci dystrybucyjnych nie jest już wyłącznie elementem polityki energetycznej. Sieci stają się elementem polityki przemysłowej i jednym z kluczowych czynników konkurencyjności polskiej gospodarki.

Dziękuję za rozmowę.

Materiał sponsorowany