Z prowadzonych wcześniej badań wynika, że mechanizmy służące zarządzaniu popytem umożliwiają w prosty sposób dostosowanie zużycia energii elektrycznej do aktualnego zapotrzebowania (w zależności od pogody, temperatury, oceny komfortu). Dla Operatora jest to więc narzędzie pozwalające na kształtowanie krzywej obciążeń, czego efektem jest niwelowanie efektów nierównomiernego zużycia energii elektrycznej. Operator posiadający te narzędzia w krótkim czasie może ocenić jaka moc jest w jego dyspozycji, dzięki czemu możliwe staje się określenie, jakie oszczędności zostaną dokonane przez niepodwyższanie wolumenu produkcyjnego w JWCD - razem z kosztem przesyłu i dystrybucji energii, co przekłada się ostatecznie na obniżenie kosztów dostawy. 

Sterowanie popytem idealnie więc wpisuje się w liberalizację rynku energii i tworzy silne fundamenty pod lokalne wręcz planowanie rozwoju systemu elektroenergetycznego. Powstaje zatem baza dla znanej koncepcji LIRP (Local Integrated Resource Planning), czyli lokalnych obszarów bilansowania i idei energetyki prosumenckiej, której celem jest dostarczanie energii elektrycznej po najmniejszych kosztach społecznych. DSR to narzędzie wypływające nie z podejścia wymuszonego (wprowadzanie przez OSP ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej), ale bodźcowego, gdzie zachętą jest wachlarz propozycji ekonomicznych. Dla kształtowania społecznej świadomości energetycznej jest to rozwiązanie wręcz bezcenne i w mojej opinii skuteczniej trafiające do odbiorców. Opiera się bowiem na dobrowolności, czyli przemyślanej i samodzielnie podjętej przez Odbiorcę decyzji o uczestnictwie - wynikającej z perspektyw uzyskania oszczędności i dodatkowego przychodu. W praktyce spotyka się kilkanaście możliwych i stosowanych programów DSR, z których najpopularniejsze to programy bodźcowe i taryfowe. 

IBP - Incentive-Based Programsm to programy bodźcowe oparte na motywacji. Mogą one być skonstruowane,  jako bezpośrednie sterowanie odbiorem  (DLC - Direct Load Control ) gdzie Odbiorca podpisuje umowę, w której udziela zgody na zdalne wyłączenie swoich urządzeń, w relatywnie krótkim czasie oraz w określonym cyklu i ponowne załączenie po przejściu szczytu w zamian za stawkę pieniężną lub obniżenie rachunku. Program ten kierowany jest głównie do małych przedsiębiorstw lub gospodarstw indywidualnych.

Inną konstrukcją jest program skierowany do dużych odbiorców, oparty na licytacji popytu (DBP - Demand Bidding Programs)poprzez zaoferowanie obniżenia swojego zużycia energii w zamian za określoną stawkę. Kwota jest oferowana wtedy, gdy możliwość dostarczenia brakującego wolumenu energii jest droższa, niż propozycja skierowana do odbiorcy. Firmy korzystające z programu mogą (ale nie muszą) skorzystać z tej opcji, jeżeli uznają ofertę za nieatrakcyjną. Dlatego często korzystanie z tego programu opiera się na wyspecjalizowanych firmach – agregujących określoną ilość wolumenu z rynku i oferujących ją w ramach aukcji. 

Pewną modyfikacją są programy dotyczące czystych sytuacji awaryjnych (EDRP - Emergency Demand Response Programs ), gdzie stawka w umowie jest korzystniejsza od aukcji, ale umowa choć zawarta dobrowolnie ma zawarte zobowiązania do natychmiastowej reakcji na wezwanie Operatora programu.

PBP Price-Based Programs  to programy oparte na cenie w postaci oferowanych taryf dynamicznych dla odbiorców i firm. Najbardziej spotykanymi są taryfy z tzw. krytyczną stawką cenową (CPP -Critical-Peak Pricing), która polega na wcześniejszym wytypowaniu przez Operatora tych okresów szczytów, gdzie historycznie obciążenie było najwyższe. Operator w zależności od wzrostu zapotrzebowania i cen na rynkach hurtowych ustala dynamiczne stawki. Konsument energii jest poinformowany wcześniej, że stawki dla tego okresu będą wyższe. Istnieje również możliwość negocjacji stawek z Odbiorcą, wówczas to on występuje z propozycją dla OSP.

Inną możliwością są taryfy czasu rzeczywistego (RTP Real-Time Pricing) gdy ceny za energię są aktualizowane i przekazywane do Odbiorcy z wyprzedzeniem od 1 godziny do 1 doby. Taki mechanizm ma wywołać reakcję samoograniczania się u Odbiorcy, który decyduje o tym biorąc pod uwagę kształtowanie się ceny w czasie online. Pojawiają się także modyfikacje tych rozwiązań, jak taryfy wielostrefowe u odbiorców dysponujących licznikami, co ogranicza ryzyko wpadnięcia w wysoką cenę i możliwość zarządzania poborem w zależności od cyklu dobowego lub sezonowego.   

Pewną odmianą jest mechanizm zakupu dodatkowych usług regulacyjnych  (ASMP Ancillary Services Market Programs), w którym przeprowadzane są aukcje na redukcje zapotrzebowania w określonych godzinach – mogą w nich startować odbiorcy przemysłowi. W przypadku potrzeb Operator zgłasza się do firm, których oferty zostały przyjęte, rozliczając się z nimi według cen rynkowych. Takim programem jest także rynek zdolności wytwórczych (CMP Capacity Market Programs), gdzie  odbiorcy zobowiązują się dokonać redukcji obciążenia w uprzednio określonym wolumenie, ale co istotne w przypadku zaistnienia określonych warunków pracy systemu. Wybór ofert także odbywa się drogą aukcji, w trakcie których uczestnicy zgłaszają oferty cenowe redukcji obciążenia z ustaleniem liczby (częstotliwość) wezwań, okresu (tzw. okno czasowe) i godzin (od-do).

Zainteresowani programami DSR opierają się na wymiernie odczuwalnych bodźcach ekonomicznych, w których potencjalne przychody ze sprzedaży towarów lub usług przedsiębiorstwa będą mniej korzystne, niż oszczędność na niezużytej energii i wynagrodzenie otrzymane za uczestnictwo w DSR. Jeżeli ceny rozliczeniowe nie będą dostatecznie atrakcyjne, a czas wykorzystywania możliwości regulacyjnych strony popytowej nie będzie na tyle długi, aby poziom przychodów Uczestnika Programu DSR przewyższył normalną działalność firmy, to odbiorcy energii mogą nie decydować się na zawieranie umów z OSP. 

Aktualny poziom zawartych umów o świadczenie usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP obejmuje ok. 200 MW zdolności redukcji, jednak jest to poziom niesatysfakcjonujący w stosunku do przyszłych potrzeb i zarazem możliwości. Dlatego polski Operator, czyli spółka PSE zaproponowała dwie opcje: program gwarantowany (z płatnością za gotowość i wykorzystanie) i program bieżący (z płatnością za wykorzystanie). Program gwarantowany obejmuje dwa pakiety po 500 MW produktów o mocy gwarantowanej od 10 MW do 100 MW dla każdego z produktów wykorzystywanych do realizacji usługi w okresie letnim, tj. w miesiącach: kwiecień - wrzesień (IV – IX) oraz w okresie zimowym, tj. w miesiącach: październik – marzec (X- III). Uczestnik programu gwarantowanego zobowiązany jest do składania propozycji sprzedaży dla każdego Produktu do czasu wykonania 7 redukcji każdego z Produktów w trakcie okresu gwarancji, zgodnie z kryterium wykonania Usługi DSR. Program dla ułatwienia podzielono na trzy kategorie możliwych do zaoferowania produktów: S -produkt stały, P -produkt przerywany (gdzie o okresie dostawy decyduje Uczestnik programu) i E -produkt elastyczny (w którym to Operator decyduje o okresie dostawy). 

Wysokość maksymalna jednostkowej ceny netto za redukcję zapotrzebowania (w przeliczeniu na 1 MWh) określono do wysokości 13 777,00 zł/MWh, co jest propozycją bardzo atrakcyjną. Oczywiście ostatecznym warunkiem jest sytuacja budżetu i ułożenia pakietu, który pozwoli osiągnąć oczekiwany próg redukcji.

PSE określiła także, że zasady wyboru oferty (a dokładnie składanych produktów) Uczestnika programu, będą oparte na czterech kryteriach (określonych w SIWZ Programu):

• ceny, zgodnie z którym wybrane produkty objęte propozycjami sprzedaży będą  minimalizować koszt dostarczenia Produktów;
• szybkości, zgodnie z którym podzbiór wybranych produktów objętych propozycjami sprzedaży bierze pod uwagę czas osiągnięcia oczekiwanej redukcji;
• dostępności zasobów, gdzie podzbiór wybranych Produktów objętych propozycjami sprzedaży maksymalizuje wolumen redukcji (energii) wykorzystywanej do świadczenia Usługi DSR podczas kolejnych aktywacji Usługi DSR;
• oceny eksperckiej, zgodnie z którym podzbiór wybranych Produktów objętych propozycjami sprzedaży przechodzi weryfikację z punktu widzenia zgodności z bieżącymi warunkami pracy KSE, dokonywaną przez pracowników Krajowej Dyspozycji Mocy (KDM) 

W programie bieżącym złożenie przez Uczestnika propozycji sprzedaży danego produktu nie zobowiązuje OSP do wyboru tej propozycji i wydania polecenia redukcji. Dopiero gdy Operator prześle do Uczestnika informację (w postaci komunikatu o wydaniu polecenia redukcji zapotrzebowania) oznacza to, że propozycja ta została przyjęta i Uczestnik jest zobowiązany do wykonania redukcji zgodnie ze złożoną ofertą.

Programy DSR mogą być realizowane nie tylko poprzez pojedyncze przedsiębiorstwa, ale także przez wyspecjalizowane firmy agregujące, które stały nowymi podmiotami na rynku energii. Posiadają one niezbędną wiedzę, aby wyszukać i wytypować potencjalnych uczestników dla programów DSR. Firmy te mają kompetencje, aby ocenić  u odbiorców potencjał urządzeń zdolnych do świadczenia usług DSR, odpowiednio ich pogrupować i przygotować do współpracy z operatorem systemu. W Polsce powstało kilka firm wyspecjalizowanych w tym obszarze, jak spółka Espirion (utworzona przez grupę ENERGA), Virtual Power Plant, Teraz Energia czy ostatnio Energy Pool Polska (założona wspólnie przez grupę PGE i francuską grupę Energy Pool Developpemen), co pokazuje, że rola mechanizmów DSR zaczyna rosnąć.

Jak doskonale wiadomo, polski park wytwórczy w dużym stopniu jest zdekapitalizowany, średni wiek bloków energetycznych (węglowych) klasy 125 MW, 200 MW i 500 MW to 35-40 lat. Bloki klasy 370 MW, jak elektrownia Opole, mają 19 lat, ale zostały zbudowane według technologii opracowanej jeszcze w latach 60-tych. Ponadto w związku z wejściem w życie Dyrektywy IED do 2023 r. wyłączone zostanie z krajowego systemu energetycznego ok 5,8 GW ponieważ, jednostki wytwórcze których nie da się dostosować w ramach derogacji naturalnej otrzymały zgodę, aby (od wejścia Dyrektywy, czyli od 1 stycznia 2016 do 31 grudnia 2023) pracować na poziomie 17500 godzin, czyli mniej więcej po 6 dziennie. Dodatkowym problemem dla polskiego sektora są także konkluzje BAT (Best Available Technology), które wymuszą dalsze dostosowanie naszych jednostek do zaostrzonych norm emisyjnych lub ich całkowite wyłączenie.

Wdrażanie programów DSR staje się jednym z istotnych elementów stabilności i bezpieczeństwa polskiego systemu elektroenergetycznego. Wprowadza również, co bardzo istotne, nowe podmioty na rynek energii. Stwarza to pole dla innowacyjności i wykorzystania potencjału w zupełnie nowych specjalnościach, jak bilansowanie energii z wykorzystaniem systemów business intelligence, które będą dostosowywały i grafikowały zapotrzebowanie wielu lub nawet tysięcy obiektów o tych samych cechach poboru energii - jak obiekty sportowe, hotelowe, przemysłowe, itd. Jednym słowem, świat energetyczny staje się coraz bardziej fascynujący.

Zobacz także: Korea Północna może zaburzyć funkcjonowanie rynku energii [ANALIZA]

Zobacz także: Nowy blok Elektrowni Dolna Odra jednak na gaz