IOSG: Zmiana paradygmatu w zakresie elastyczności zasilania: Od zasobów makro do warstwy inteligencji rozproszonej

Oryginalny tytuł: „Cotygodniowy biuletyn IOSG | Zmiana paradygmatu w zakresie elastyczności energetycznej: Od aktywów makroekonomicznych do warstwy inteligencji rozproszonej #317

Autor oryginalny: Benji Siem, IOSG Ventures

Wprowadzenie

Badania te rozpoczęły się od prostej obserwacji: od sieci energetycznej wymaga się wykonania zadania, do którego nigdy nie została zaprojektowana.

Wraz z coraz szybszym upowszechnianiem się energii odnawialnej, wszechstronnym rozwojem elektryfikacji oraz gwałtownym wzrostem popytu na centra danych oparte na sztucznej inteligencji, tradycyjny model polegający na „budowie kolejnych obiektów wytwórczych i przesyłowych w celu zaspokojenia szczytowego zapotrzebowania” traci na znaczeniu. Cykle budowy infrastruktury są zbyt długie, kolejki w sieci energetycznej są mocno przeciążone, a kapitałochłonność pozostaje wysoka.

W tym kontekście elastyczność – czyli zdolność do dynamicznego dostosowywania podaży i popytu w czasie rzeczywistym – przekształciła się z funkcji pomocniczej w jeden z głównych filarów niezawodności sieci energetycznej. Rynek, który niegdyś opierał się głównie na elastyczności dostaw zapewnianej przez duże odbiorców przemysłowych i elektrownie szczytowe, przekształca się obecnie w złożony, wielopoziomowy rynek, na którym rozproszone zasoby energetyczne (DER), platformy programowe oraz konsorcja agregatorów koordynują działanie milionów obiektów w celu utrzymania równowagi systemu.

Znajdujemy się w punkcie zwrotnym o charakterze strukturalnym. Zwycięzcami tej transformacji nie będą podmioty zarządzające aktywami wytwórczymi, lecz te, które tworzą warstwy łączności i koordynacji, zapewniając elastyczność na dużą skalę. Pojawiające się modele koordynacji oparte na technologii kryptograficznej oraz mechanizmy motywacyjne oparte na tokenach mogą jeszcze bardziej przyspieszyć tę zmianę, umożliwiając zdecentralizowany udział, przejrzyste rozliczenia oraz globalną płynność usług związanych z elastycznością.

Jak zostanie to omówione w niniejszym artykule, elastyczność nie jest już jedynie zdolnością techniczną; staje się ona nową infrastrukturą gospodarczą — tworząc nowe źródła wartości poprzez kumulację przychodów na rynkach mocy, w ramach usług pomocniczych, reagowania na zapotrzebowanie oraz na rynkach lokalnych, zmieniając sposób, w jaki energia jest przedmiotem transakcji, zarządzana i monetyzowana.

Najważniejsze informacje

Rynek elastyczności energetycznej znajduje się w punkcie zwrotnym. Rosnący udział energii odnawialnej, rosnące zapotrzebowanie centrów danych oraz impulsy regulacyjne powodują strukturalną nierównowagę między podażą a popytem na usługi zapewniające elastyczność.

Zapotrzebowanie na energię elektryczną związane z zasilaniem systemów sztucznej inteligencji i tworzeniem aplikacji szybko przewyższa dostępne moce sieci energetycznej; do głównych czynników wpływających na tę sytuację należą:

Szacuje się, że do 2030 r. globalne zużycie energii elektrycznej przez centra danych podwoi się, osiągając poziom około 945 TWh, czyli nieco więcej niż obecne łączne zużycie energii elektrycznej w Japonii. Sztuczna inteligencja jest głównym motorem tego wzrostu, podczas gdy popyt na inne usługi cyfrowe wciąż rośnie. Warto zauważyć, że brak elastyczności może być również czynnikiem hamującym rozwój sztucznej inteligencji.

Rynek energii pilnie potrzebuje wydajności operacyjnej i elastyczności, aby ograniczyć ryzyko. W związku z opóźnieniami w rozwoju infrastruktury znacznie wzrosło zapotrzebowanie na usługi zapewniające elastyczność oraz ich znaczenie.

· Sieci energetyczne w wielu regionach są już poddane znacznej presji: Szacuje się, że jeśli nie zostaną rozwiązane problemy związane z przepustowością, opóźnienia mogą dotknąć około 20% planowanych projektów centrów danych.

· W Stanach Zjednoczonych oczekuje obecnie na przyłączenie do sieci około 10 300 projektów energetycznych o łącznej mocy 2 300 GW – co stanowi dwukrotność obecnej łącznej zainstalowanej mocy wytwórczej kraju – a wynika to z trudności, jakie napotykają operatorzy sieci w radzeniu sobie z przeciążeniami sieci.

Największym zwycięzcą okaże się warstwa pośrednicząca, która agreguje i łączy infrastrukturę. Tworzy to niezbędne połączenie między stroną podaży (użytkownikami dysponującymi niewykorzystanymi mocami) a stroną popytu (operatorami sieci borykającymi się z przeciążeniami).

Platforma oparta na oprogramowaniu, która agreguje i optymalizuje zasoby energii rozproszonej (DER), osiągnie nieproporcjonalnie duży udział w rynku w miarę jego rozwoju z około 98,2 mld dolarów w 2025 r. do około 293,6 mld dolarów w 2034 r. (średni roczny wzrost w latach 2025–2034 wyniesie 12,94%).

Przegląd rynku elastyczności

Czym jest elastyczność na rynku energii?

W systemie elektroenergetycznym elastyczność oznacza zdolność do szybkiego dostosowywania produkcji energii i/lub zapotrzebowania na energię w odpowiedzi na sygnały (takie jak ceny energii elektrycznej, przeciążenia sieci, częstotliwość itp.) w celu utrzymania równowagi między podażą a popytem oraz uniknięcia przerw w dostawach energii.

W przeszłości elastyczność wynikała niemal wyłącznie z elastycznych jednostek wytwórczych (gazowe elektrownie szczytowe, elektrownie wodne). Wraz z rozwojem sektora energii odnawialnej i elektryfikacji operatorzy systemów pozyskują obecnie elastyczność również z następujących źródeł:

· Reakcja na zapotrzebowanie: Obciążenie, które można ograniczyć lub przesunąć w czasie

· Magazynowanie energii: Akumulatory, pojazdy elektryczne, magazynowanie energii cieplnej

· Wytwarzanie rozproszone: Instalacje fotowoltaiczne na dachach, małe systemy kogeneracyjne itp.

„Rynek elastyczności” to platforma skupiająca oferty i umowy, na której odbywa się kupno i sprzedaż elastyczności,

w tym rynki hurtowe, produkty związane z usługami bilansującymi i pomocniczymi, rynki mocy oraz platformy elastyczności lokalnych operatorów systemów dystrybucyjnych (DSO). Agregatorzy pełnią rolę pośredników, udostępniając operatorom sieci platformę do pozyskiwania elastyczności od użytkowników końcowych, tworząc w ten sposób kluczową warstwę infrastruktury (więcej szczegółów można znaleźć w sekcji „Handel elastycznością i ustalanie cen”). Rozliczeniami zajmuje się operator systemu przesyłowego (TSO), który uiszcza opłaty na rzecz agregatora, a ten z kolei wypłaca środki klientom po potrąceniu prowizji.

Elastyczność dostaw może przybierać dwie formy:

· Elastyczność domyślna: Osiągane automatycznie dzięki statycznemu sygnałowi cenowemu, takiemu jak taryfy energetyczne uzależnione od pory dnia. Na przykład inteligentna ładowarka do pojazdów elektrycznych automatycznie przekłada ładowanie na godziny poza szczytem, kiedy ceny są niższe. Sygnały cenowe determinują zachowania.

· Wyraźna elastyczność: Obejmuje to aktywne reagowanie na konkretne wnioski operatorów sieci. Działania te są celowe i koordynowane za pośrednictwem platformy rynkowej służącej do bezpośredniego rozliczania.

Szczegółowy przykład

· Krok 1: Rejestracja klienta

Agregator (np. CPower) zawiera umowę z producentem, instaluje urządzenia monitorujące (inteligentne liczniki, sterowniki) i integruje je ze swoim systemem zarządzania budynkiem. Klient zobowiązuje się do ograniczenia poboru mocy o 2 MW na żądanie.

· Krok 2: Rejestracja u operatora sieci

Agregator zgłasza tę instalację o mocy 2 MW (wraz z tysiącami innych obiektów) do ISO jako „zasób reagowania na zapotrzebowanie”. Agregator musi wykazać, że dany zasób rzeczywiście jest w stanie dostarczać energię, przedstawiając w tym celu obliczenia bazowe, umowy dotyczące pomiarów, a niekiedy także testy dyspozycyjności.

· Krok 3: Udział w rynku

Agregator wystawia zagregowaną moc na różnych rynkach:

· Rynek mocy (roczny/wieloletni): „Zobowiązuję się do zapewnienia mocy 500 MW w okresie letniego szczytu zapotrzebowania”.

· Rynek energii na następny dzień: „Jutro w godzinach 16:00–20:00 mogę ograniczyć pobór mocy o 200 MW”.

· Obsługa klienta w czasie rzeczywistym: „Jestem w stanie zareagować na odchylenie częstotliwości w ciągu 10 minut”

· Krok czwarty: Planowanie

Gdy sieć wymaga elastyczności, operator systemu przesyłowego wysyła sygnał do agregatora. Następnie platforma oprogramowania agregatora podejmuje odpowiednie działania: powiadamia zarejestrowanych klientów (za pomocą SMS-ów, e-maili lub automatycznych sygnałów sterujących); uruchamia zaprogramowane wcześniej mechanizmy ograniczania obciążenia (takie jak podwyższenie wartości zadanych temperatur, przyciemnienie oświetlenia czy wstrzymanie procesów przemysłowych); monitoruje wydajność w czasie rzeczywistym.

· Krok piąty: Rozliczenie

Po zakończeniu wydarzenia ISO oblicza różnicę między faktyczną dostawą a zadeklarowaną mocą, a przepływ środków wygląda następująco: ISO → Agregator → Klient (pomniejszone o prowizję agregatora).

Główni gracze

Giełda — platforma rynkowa

Elastyczne platformy transakcyjne, na których platformy te kojarzą nabywców (DSO/TSO) ze sprzedawcami (agregatorami, właścicielami zasobów energii rozproszonej). Rynki szybkiej rezerwy częstotliwości stanowią również kolejną platformę transakcyjną.

· Wybrane projekty

EPEX SPOT, Nord Pool, Piclo Flex, NODES, GOPACS, Enera

· Model biznesowy

Opłaty transakcyjne (zazwyczaj 0,5–2% kwoty transakcji lub 0,01–0,05 EUR/MWh)

Opłaty za dostęp do rynku/członkostwo (roczne opłaty uczestników)

Niektóre platformy funkcjonują jako usługi użyteczności publicznej podlegające regulacjom (koszty pokrywane są z opłat sieciowych), podczas gdy inne są prowadzone na zasadach komercyjnych

· Ceny

· Platformy nie ustalają cen, lecz ułatwiają ustalanie cen poprzez aukcje (płatność na podstawie oferty lub jednolity rozliczanie)

· Ceny związane z zarządzaniem przeciążeniami na lokalnych platformach elastyczności (Piclo, NODES) wynoszą zazwyczaj 50–200 euro za MWh

· Ceny na hurtowym rynku bilansującym mogą wzrosnąć do ponad 1 000 euro za MWh w sytuacjach niedoboru energii

· Ceny na klasycznych rynkach hurtowych (takich jak EPEX) mogą osiągać wartości ujemne, co w praktyce oznacza aktywne pozyskiwanie mocy rezerwowej na specjalnym rynku mocy rezerwowej

Agregator / Wirtualna elektrownia (VPP)

Osoba zarządzająca elastyczną pulą aktywów, której przychody zależą od pozyskiwania kontraktów oraz prawidłowego rozdzielania obciążenia i magazynowania energii.

· Obsługiwane firmy

Enel X, CPower, Voltus, Next Kraftwerke, Flexitricity, Limejump

· Model biznesowy

· Podział przychodów z właścicielami aktywów: Aggregator zatrzymuje 20–50% przychodów z rynku, a pozostała część trafia do klientów

· Opłata rejestracyjna uiszczana z góry lub miesięczna opłata za usługę SaaS pobierana od właścicieli aktywów

· Możliwość uzyskania premii za wynik w przypadku przekroczenia docelowych wskaźników dyspozycji sieci energetycznej

· Ceny

· Opłata za moc: 30–150 USD/kW·rok (w zależności od rynku i produktu)

· Opłata za energię: Przeniesienie ceny rynkowej (pomniejszonej o zysk agregatora)

· Typowe korzyści dla klientów: Zużycie energii w sektorze komercyjnym i przemysłowym (C&I): 50–200 USD/kW·rok; akumulator domowy: 100–400 USD/rok

· System zarządzania rozproszonymi zasobami energetycznymi (DERMS) / oprogramowanie optymalizacyjne

· Oprogramowanie umożliwiające prognozowanie, sterowanie, składanie ofert i zapewnienie zgodności z przepisami, pełniące rolę inteligentnej warstwy całego systemu. Można je osadzić w platformach agregujących.

· Obsługiwane firmy

AutoGrid (Uplight), Enbala (Generac), Opus One, Smarter Grid Solutions, GE GridOS, Siemens EnergyIP

· Model biznesowy

· Licencja SaaS dla przedsiębiorstw: Umowa roczna oparta na zarządzanej mocy lub ilości kontrolowanych aktywów

· Koszty wdrożenia/integracji: Jednorazowa opłata za wdrożenie systemów infrastruktury (od 500 tys. do ponad 5 mln dolarów)

· Usługi zarządzane: Bieżąca optymalizacja oparta na wynikach jako usługa

· Ceny

· Koszt licencji na oprogramowanie wynosi zazwyczaj od 2 do 10 USD za kW·rok (w zależności od funkcjonalności i skali)

· Łączna wartość kontraktów dotyczących wdrożeń systemów DERMS na dużą skalę w sektorze energetycznym może wynosić od 5 do ponad 20 milionów dolarów (w okresie 5 lat)

· Niektórzy dostawcy proponują modele oparte na podziale przychodów (5–15% wartości dodanej)

Właściciel aktywów

Dostawcy sprzętu: Pojazdy elektryczne, akumulatory, termostaty, pompy ciepła, obciążenia przemysłowe itp.

Nabywca energii z sieci

Kupujący: Zapewnienie elastyczności w zarządzaniu przeciążeniami, bilansowaniem i obciążeniami szczytowymi dla przedsiębiorstw energetycznych i operatorów systemów, w tym operatorów sieci dystrybucyjnych (DSO), operatorów sieci przesyłowych (TSO), dostawców oraz miejskich przedsiębiorstw energetycznych.

· Podmioty reprezentatywne

PJM, CAISO, National Grid ESO, TenneT, UK Power Networks, E.ON, Con Edison

· Modele biznesowe

· Podmioty podlegające regulacji, koszty pokrywane przez użytkowników w ramach opłat sieciowych lub opłat za moc

· Zamówienia publiczne w sytuacjach, gdy elastyczne rozwiązania są tańsze niż alternatywne rozwiązania infrastrukturalne („rozwiązania bezprzewodowe”)

· Niektóre przedsiębiorstwa użyteczności publicznej o strukturze pionowo zintegrowanej realizują własne projekty w zakresie reagowania na zapotrzebowanie, a pozostałe zlecają podmiotom agregującym

· Ceny w zamówieniach publicznych

· Zakup mocy: 20–330 USD/MW·dzień (na aukcji PJM w latach 2026–2027 cena osiągnęła poziom 329 USD/MW·dzień)

· Usługi pomocnicze: 5–50 USD/MW·godz. (regulacja częstotliwości, rezerwa obrotowa)

· Elastyczność lokalna DSO: 50–300 EUR/MWh (zazwyczaj rozstrzygana w drodze aukcji na zasadzie „pay-as-bid”)

· Ogólna zasada: Elastyczność musi być tańsza niż rozbudowa sieci (celem jest oszczędność rzędu 30–40%)

· Rysunek 1: Przegląd mechanizmu

1. Operator systemu dystrybucyjnego (DSO): Przedsiębiorstwo zarządzające lokalną siecią elektroenergetyczną (linie dystrybucyjne, stacje elektroenergetyczne), odpowiedzialne za dostarczanie energii elektrycznej z głównych linii przesyłowych do gospodarstw domowych i przedsiębiorstw.

2. Operator systemu przesyłowego (TSO): Podmiot odgrywający kluczową rolę w zarządzaniu i utrzymaniu sieci wysokiego napięcia (sieć energetyczna i gazociągi), odpowiedzialny za transport energii od producentów na duże odległości do lokalnych przedsiębiorstw dystrybucyjnych lub dużych odbiorców.

Szacowanie skali przychodów uczestników

Sytuacja w branży

System energetyczny boryka się ze strukturalną nierównowagą między podażą a popytem w zakresie mocy wytwórczych i infrastruktury sieciowej. Ta sprzeczność znajduje odzwierciedlenie w dwóch powiązanych ze sobą kwestiach: bezprecedensowych zaległościach w kolejkach na przyłączenia do sieci oraz gwałtownym wzroście zapotrzebowania wynikającym z elektryfikacji i działalności centrów danych.

Zaległości w kolejce połączeń międzysieciowych

Do końca 2024 r. tylko w Stanach Zjednoczonych o podłączenie do sieci ubiega się ponad 2300 GW mocy wytwórczej i magazynowej – to dwukrotność obecnej zainstalowanej mocy wynoszącej 1280 GW. Ten zaległości stały się poważnym wąskim gardłem we wdrażaniu czystej energii.

Presja ze strony popytu

· Centra danych: Przewiduje się, że do 2030 r. światowe zapotrzebowanie na energię elektryczną podwoi się, osiągając poziom 1000–1200 TWh (co odpowiada całkowitemu zużyciu energii elektrycznej w Japonii).

· Rynek mocy PJM: Ceny wzrosną z 28,92 USD/MW·dzień (lata 2024–2025) do 329,17 USD/MW·dzień (lata 2026–2027), co oznacza ponad dziesięciokrotny wzrost, spowodowany głównie zobowiązaniami centrów danych.

Pięcioletnia prognoza zapotrzebowania sporządzona przez amerykańskich planistów sieci energetycznej wskazuje na niemal dwukrotny wzrost; centra danych wykorzystujące sztuczną inteligencję wymagają dostępności na poziomie 99,999% i charakteryzują się ogromnym zużyciem energii.

· Koszty modernizacji sieci: Do 2040 r. UE potrzebuje 7,3 bln euro na inwestycje w sieci dystrybucyjne oraz 4,77 bln euro na inwestycje w sieci przesyłowe; rozwiązania zapewniające elastyczność mogą przynieść 30–40% oszczędności w porównaniu z rozbudową infrastruktury.

Elastyczność w zakresie handlu i ustalania cen

Operatorzy sieci (tacy jak PJM, ERCOT, CAISO itp., czyli ISO/RTO) muszą na bieżąco równoważyć podaż i popyt, ale nie są w stanie komunikować się bezpośrednio z milionami urządzeń rozproszonych (termostatów, akumulatorów, odbiorników przemysłowych). W związku z tym agregatory pełnią rolę pośredników.

Analizowany przez nas podmiot agregujący (Enel X, CPower, Voltus) pełni rolę pośrednika między dwiema stronami:

1. Operator sieci/przedsiębiorstwo energetyczne poszukujące elastycznych mocy

2. Klient końcowy o elastycznym obciążeniu lub posiadający odpowiednie zasoby

Agregator łączy tysiące małych, rozproszonych zasobów w jedną „wirtualną elektrownię”, która uczestniczy w przetargach na rynkach hurtowych, tak jakby była tradycyjną elektrownią.

Mechanizm rozliczeniowy

W przeciwieństwie do produkcji energii (mierzonej w MWh), reakcja na zapotrzebowanie jest mierzona w MWh energii, której nie zużyto. Wymaga to ustalenia „wartości odniesienia” – czyli ilości energii elektrycznej, jaką klient zużyłby, gdyby nie doszło do akcji reagowania na zapotrzebowanie. Do typowych metodologii bazowych należą:

· Zasada „10 na 10”: Biorąc pod uwagę średnie zużycie z ostatnich 10 podobnych dni o tej samej porze.

· Normalizacja danych pogodowych: Dostosowanie linii bazowej w oparciu o różnice temperatur.

· Pomiary ex ante/w trakcie zdarzenia: Porównanie zużycia przed wydarzeniem i w jego trakcie.

Przykład rozliczenia:

Następnie agregator wypłaca klientowi wynagrodzenie zgodnie z umową (zazwyczaj 50–80% całkowitych przychodów), a pozostała część stanowi przychód agregatora.

Elastyczność przekłada się na zyski dzięki różnym mechanizmom rynkowym, z których każdy charakteryzuje się innymi ramami czasowymi, rodzajami produktów i strukturami cenowymi. Dostawcy mogą stosować strategię „kumulacji przychodów” na wielu rynkach, aby zmaksymalizować zwrot z aktywów.

Ponadto „społeczności energetyczne” – lokalne spółdzielnie skupiające obywateli i małe przedsiębiorstwa, wspierane przez politykę UE – stają się znaczącą siłą w zakresie agregacji elastyczności. W całej Unii Europejskiej działa około 9 000 społeczności, zrzeszających około 1,5 miliona uczestników.

· Dzięki połączeniu zasobów znajdujących się po stronie odbiorczej (takich jak instalacje fotowoltaiczne, akumulatory i obciążenia sterowalne) społeczności te pokonują bariery związane ze skalą i koordynacją, które zazwyczaj uniemożliwiają poszczególnym gospodarstwom domowym czerpanie korzyści z wielu źródeł przychodów wynikających z elastyczności systemu.

· Jest to w pełni zgodne z wynikami badań: Podmioty oferujące elastyczność mogą „kumulować” wartość na rynkach mocy, usługach pomocniczych, w ramach arbitrażu energetycznego, w ramach reagowania na zapotrzebowanie oraz na lokalnych rynkach operatorów systemów dystrybucyjnych. Społeczności energetyczne stworzyły ramy organizacyjne i operacyjne niezbędne do niezawodnego uczestnictwa w różnych rynkach, przekształcając rozproszone zasoby energii rozproszonej (DER) w skoordynowany portfel, demokratyzując przychody z elastyczności przy jednoczesnym wspieraniu dekarbonizacji i odporności sieci energetycznej.

Dlaczego elastyczność ma znaczenie

Usługi w zakresie elastyczności stanowią szybszą i tańszą alternatywę dla budowy nowych obiektów wytwórczych i przesyłowych. Szybkość wdrożenia wirtualnej elektrowni jest porównywalna z procesem podłączania nowych klientów – nie trzeba czekać w kolejce na przyłączenie do sieci. Według szacunków firmy Brattle Group zdolność systemów VPP do wyrównywania szczytowego zapotrzebowania na energię jest o 40–60% tańsza niż w przypadku gazowych elektrowni szczytowych lub baterii na skalę przemysłową. ENTSO-E szacuje, że w samej tylko UE elastyczność może przynieść oszczędności rzędu 50 mld euro w rocznych kosztach wytwarzania energii.

Dla operatorów sieci: Równoważenie podaży i popytu w czasie rzeczywistym; zmniejszenie zależności od kosztownych elektrowni szczytowych i modernizacji sieci przesyłowej; usprawnienie integracji energii odnawialnej; zwiększenie odporności sieci na skutki ekstremalnych zjawisk pogodowych.

Dla właścicieli aktywów: Wykorzystanie istniejących zasobów (akumulatorów, pojazdów elektrycznych, systemów HVAC, odbiorników przemysłowych) do pozyskania nowych źródeł przychodów; połączenie wielu usług może zwiększyć zyski o 30–50%; minimalne zakłócenia w działalności operacyjnej.

Dla konsumentów: Obniżenie rachunków za energię elektryczną dzięki zachętom do reagowania na zmiany zapotrzebowania; uniknięcie kosztów związanych z inwestycjami infrastrukturalnymi poprzez ich odroczenie; poprawa niezawodności dostaw i ograniczenie przerw w dostawach.

Na rzecz transformacji energetycznej: Osiągnięcie wyższego udziału energii odnawialnej bez konieczności ograniczania produkcji energii wiatrowej i słonecznej; świadczenie usług sieciowych wspierających dekarbonizację (zastępujących gazowe elektrownie szczytowe); przyspieszenie wdrażania w porównaniu z alternatywnymi rozwiązaniami, których realizacja jest ograniczona przez infrastrukturę.

Czynniki sprzyjające

1. Kierunek regulacyjny: Rozporządzenia FERC nr 2222/2223 (USA), unijne kodeksy sieciowe dotyczące reagowania na zapotrzebowanie (2027), brytyjski standard BSC P483 umożliwiający udział 345 000 gospodarstw domowych. Ponad 45 krajów na całym świecie wprowadza rynki elastyczności.

2. Fala inwestycji w sieć energetyczną: Amerykańskie przedsiębiorstwa energetyczne przewidują, że do 2029 roku inwestycje w sieć energetyczną wyniosą 1,1 biliona dolarów. Do 2040 r. UE potrzebuje 7,3 bln euro na modernizację sieci dystrybucyjnych oraz 4,77 bln euro na modernizację sieci przesyłowych. Elastyczność stanowi bardziej opłacalne rozwiązanie.

3. Popyt na centra danych: Globalne zużycie energii elektrycznej przez centra danych ma się podwoić do 2030 roku, osiągając poziom 1000–1200 TWh. Prognozuje się, że ceny mocy w systemie PJM wzrosną dziesięciokrotnie (w latach 2024–2027), co wpłynie zarówno na popyt na elastyczność (obciążenie sieci), jak i na podaż.

4. Układanie w stosy DER: Ponad 4 mln domowych instalacji fotowoltaicznych w USA; ponad 240 tys. domowych akumulatorów; ponad 1 mln sprzedanych pojazdów elektrycznych do 2023 r. Osiągnięto masę krytyczną, co wzmacnia pozycję agregatorów i poprawia opłacalność zasobów energii rozproszonej.

Najważniejsze czynniki ryzyka, na które należy zwrócić uwagę

Nadwyżka podaży po 2030 roku: Inwestycje na dużą skalę w magazynowanie energii w akumulatorach mogą spowodować spadek marż na rynku usług elastyczności. Odrodzenie elektrowni szczytowo-pompowych na niektórych rynkach.

Cyberbezpieczeństwo: Miliony rozproszonych zasobów zwiększają powierzchnię ataku. W unijnej ustawie o sztucznej inteligencji eksploatacja sieci energetycznej została sklasyfikowana jako „wysokiego ryzyka”. Norma NFPA 855 powoduje wzrost kosztów miejskich magazynów energii akumulatorowej o 15–25%.

Model biznesowy agregatora

Źródła przychodów

1. Opłaty za moc (USD/MW·rok lub USD/MW·dzień): Największe i najbardziej przewidywalne źródło przychodów. Klienci otrzymują zwrot kosztów za dostępność, nawet jeśli zamówienie nigdy nie zostało zrealizowane. Na przykład ceny mocy w systemie PJM osiągnęły poziom 329 USD/MW·dzień podczas aukcji w latach 2026–2027.

2. Opłaty za energię (USD/MWh): Wypłata wynagrodzenia za rzeczywiste ograniczenia poboru mocy w trakcie zdarzeń. Większa zmienność, w zależności od częstotliwości dostaw i cen rynkowych.

3. Usługi dodatkowe (USD/MW + USD/MWh): Regulacja częstotliwości, rezerwa obrotowa itp. Wyższa wartość, ale wymagająca szybszej reakcji (od kilku sekund do kilku minut). Firma Voltus jako pierwsza umożliwiła dostęp do tych produktów o wyższej marży zysku.

Struktura kosztów

Przykład modelu ekonomicznego jednostki (klient z sektora przemysłowego i komercyjnego)

Kumulacja przychodów: W jaki sposób agregatory maksymalizują wartość

Najbardziej doświadczeni agregatorzy łączą wiele źródeł przychodów z tego samego aktywa:

Przykład: Obciążenie przemysłowe o mocy 10 MW w regionie PJM

Właśnie dlatego systemy DER.OS firmy Enel i Autobidder firmy Tesla kładą nacisk na „skoordynowaną optymalizację” – ich sztuczna inteligencja w każdej chwili określa, na których rynkach należy działać, aby zmaksymalizować całkowity zwrot z inwestycji.

Szczegółowa analiza kluczowych graczy na rynku agregatorów

Enel X — światowy lider rynku

· Informacje o firmie

Enel X to jednostka biznesowa Grupy Enel zajmująca się zarządzaniem popytem i energią rozproszoną; Grupa Enel jest jedną z największych na świecie firm energetycznych (z rocznymi przychodami przekraczającymi 860 mld euro). Początki firmy sięgają EnerNOC, pioniera w dziedzinie reagowania na zapotrzebowanie, założonego w 2001 roku i przejętego przez Enel w 2017 roku. Obecnie firma Enel X zarządza największą na świecie wirtualną elektrownią dla sektora komercyjnego i przemysłowego, dysponującą zdolnością reagowania na zapotrzebowanie na poziomie ponad 9 GW w 18 krajach oraz realizującą ponad 110 aktywnych projektów.

· Zakres i zasięg

· Globalna zdolność produkcyjna: Ponad 9 GW zarządzanych mocy (I kwartał 2025 r.), docelowo 13 GW

· Ameryka Północna: ~5 GW, obejmujące ponad 10 000 lokalizacji w 31 stanach USA i 2 prowincjach Kanady

· Projekty: Ponad 80 projektów w zakresie zarządzania popytem, ponad 30 partnerstw z przedsiębiorstwami energetycznymi (w tym 11 wyłącznych umów dwustronnych)

· Płatności klientów: Od 2011 roku uczestnikom programu DR przyznano prawie 20 miliardów dolarów

· Inwestycje w technologie: W rozwój platformy zainwestowano ponad 200 milionów dolarów

· Partnerstwa strategiczne

We wrześniu 2024 roku firma Enel X nawiązała współpracę z Google w celu zagospodarowania 1 GW elastycznego obciążenia pochodzącego z centrów danych — co stanowi największą na świecie korporacyjną wirtualną elektrownię (VPP). Współpraca ta stanowi przykład połączenia rosnącego zapotrzebowania centrów danych z elastycznością podaży: umożliwia ona dużemu dostawcy usług w chmurze generowanie obciążenia sieci, a jednocześnie pozwala mu pełnić rolę kluczowego dostawcy elastyczności po stronie popytu dzięki akumulatorom zasilaczy UPS oraz możliwościom przesuwania obciążenia.

· Platforma technologiczna: DER.OS

Platforma DER.OS firmy Enel X wykorzystuje optymalizację harmonogramowania opartą na uczeniu maszynowym, która – zgodnie z wynikami audytów wewnętrznych – może zwiększyć rentowność o 12% w porównaniu ze strategiami opartymi na regułach. Platforma pobiera dane z ponad 16 000 lokalizacji firmowych i prowadzi centrum operacyjne działające przez całą dobę, siedem dni w tygodniu, przez cały rok, które zajmuje się zarządzaniem wysyłkami i monitorowaniem w czasie rzeczywistym.

· Główny klient: Obiekty komercyjne i przemysłowe (C&I)

Są to duże odbiorcy energii o obciążeniach z możliwością przerwania dostaw — procesy, które można tymczasowo ograniczyć bez powodowania znaczących zakłóceń:

· Najważniejsze wnioski

Ci klienci są już właścicielami „aktywa” (swojego zapotrzebowania na energię). Enel X pomaga im jedynie czerpać korzyści finansowe z elastyczności, o której nie mieli pojęcia. Enel X koncentruje się wyłącznie na popycie i charakteryzuje się modelem biznesowym opartym na niewielkim zaangażowaniu kapitałowym, nie budując ani nie posiadając aktywów wytwórczych. Zmniejszenie zapotrzebowania w sieci jest równoznaczne ze zwiększeniem podaży.

· Głębszy sens współpracy z Google

Umowa z Google z września 2024 r. zasługuje na uwagę, ponieważ stanowi przełom w stosunku do tradycyjnego modelu:

· Model tradycyjny: Enel X pozyskuje obiekty → Łączy je w wirtualną elektrownię (VPP) → Sprzedaje energię do sieci

· Model Google: Centra danych Google stają się elastycznym zasobem → Enel X zarządza wirtualną elektrownią (VPP) → Operator sieci kupuje elastyczność

Centra danych Google dysponują rozbudowanymi układami akumulatorów UPS (zwykle wykorzystywanymi do zasilania awaryjnego), elastycznym obciążeniem systemów chłodzenia oraz pewną elastycznością w zakresie planowania obciążenia. Google nie wykorzystuje już elastyczności sieci energetycznej, lecz ją zapewnia – Enel X pełni rolę warstwy koordynującej. Jest to praktyczna realizacja koncepcji „centrum danych jako zasobu sieciowego”.

· Podział modelu przychodów

· Pozycja rynkowa

· Mocne strony: Największy zasięg globalny, silne relacje z dostawcami mediów, zintegrowany ekosystem czystej energii (11 GW energii odnawialnej + 1 GW magazynowania energii), sprawdzona platforma, wsparcie finansowe ze strony Grupy Enel

· Słabe strony: Tradycyjny model sprzedaży dla przedsiębiorstw, wolniejszy cykl wprowadzania innowacji w porównaniu z typowymi start-upami, wyższe koszty ogólne firmy

· Strategia: Skupienie się na rynku segmentu C&I, integracji odnawialnych źródeł energii na skalę przemysłową oraz partnerstwach w zakresie elastyczności centrów danych

Voltus – nowa firma stawiająca na oprogramowanie

· Informacje o firmie

Firma Voltus została założona w 2016 roku przez byłych członków kierownictwa EnerNOC, Gregga Dixona i Matta Plante'a, i pozycjonuje się jako oparta na technologii alternatywa dla tradycyjnych dostawców usług w zakresie reagowania na zapotrzebowanie. Firma twierdzi, że lepsze oprogramowanie i szerszy zasięg rynkowy mogą zniwelować niedogodności związane z brakiem skali. Według raportu Wood Mackenzie dotyczącego wirtualnych elektrowni (VPP) w Ameryce Północnej, we wrześniu 2025 roku firma Voltus po raz trzeci z rzędu zajęła pierwsze miejsce pod względem zarządzanej mocy w gigawatach.

· Zakres i finansowanie

· Pojemność: Ponad 7,5 GW zarządzanej mocy (stan na wrzesień 2025 r.), co stanowi znaczny wzrost w porównaniu z 2 GW w 2021 r.

· Zakres rynku: Działa na wszystkich 9 hurtowych rynkach energii elektrycznej w Stanach Zjednoczonych oraz w Kanadzie – co stanowi najszerszy zasięg geograficzny spośród podmiotów zajmujących się wyłącznie agregacją

· Finansowanie: Łączna kwota finansowania wyniosła 121 mln dolarów (wśród inwestorów znaleźli się Equinor Ventures, Activate Capital i Prelude Ventures)

· Próba utworzenia spółki typu SPAC: W grudniu 2021 r. ogłoszono fuzję z podmiotem typu SPAC o wartości 1,3 mld dolarów (wycenioną na 1,3 mld dolarów); transakcja nie została sfinalizowana

· Strategia różnicowania

· Firma Voltus wyróżnia się w trzech aspektach:

(1) Pionierskie innowacje — firma była pionierem w zakresie uzyskiwania dostępu do projektów dotyczących rezerw operacyjnych u wielu operatorów sieci;

(2) Najszerszy zasięg rynkowy — angażujemy się w projekty, których konkurenci unikają ze względu na ich złożoność;

(3) Partnerstwa w ramach DER — Nie konkurujemy z producentami sprzętu, lecz nawiązujemy współpracę z producentami OEM, takimi jak Resideo i Carrier, w celu zgromadzenia ich bazy instalacyjnej w ramach wirtualnej elektrowni (VPP).

· Centrum danych w centrum uwagi

W 2025 roku firma Voltus wprowadziła na rynek produkt Bring Your Own Capacity (BYOC), stworzony specjalnie z myślą o centrach danych i dostawcach chmury hiperskalowej. Rozwiązanie BYOC umożliwia deweloperom centrów danych wdrażanie elastyczności sieci opartej na VPP równolegle z realizacją projektu, kompensując zapotrzebowanie na moc poprzez pozyskiwanie elastyczności z rozproszonej sieci firmy Voltus, co pozwala skrócić czas realizacji elektryfikacji. Wśród partnerów znajduje się firma Cloverleaf Infrastructure.

· Główny klient: Obiekty przemysłowe i komercyjne (podobne do Enel X)

· Współpraca z producentami OEM

· Dlaczego model OEM ma znaczenie

Koszt pozyskania klienta (CAC) stanowi największą pozycję w kosztach agregatora. W ramach współpracy z producentami OEM:

· Firma OEM zajmuje się obsługą klientów

· Voltus zapewnia oprogramowanie i dostęp do rynku

· Przychody są dzielone między producentów OEM, firmę Voltus i klientów końcowych

· CAC jest znacznie niższy niż w przypadku bezpośredniej sprzedaży korporacyjnej

Różne źródła przychodów: Voltus kontra Enel X

· Enel X: Przede wszystkim rynek mocy

· Przewidywalne (coroczne aukcje)

· Niższy koszt w przeliczeniu na kW, ale przy większej skali

· Wymaga znacznych nakładów w zakresie mocy

· Voltus: Aktywne angażowanie się w projekty z zakresu usług pomocniczych, których konkurenci unikają

· Dlaczego warto wybrać usługi dodatkowe?

Wyższa cena za kW (2–3 razy wyższa niż na rynku mocy); mniej konkurentów (bariera w postaci złożoności); wymaga zaawansowanego oprogramowania (mocna strona firmy Voltus); ale wymaga szybszej reakcji aktywów.

· Pozycja rynkowa

· Mocne strony: Zaawansowanie technologiczne, najszerszy zasięg rynkowy, wpływ na regulacje (były przewodniczący FERC Jon Wellinghoff pełni funkcję dyrektora ds. regulacji), strategia partnerstwa z producentami OEM, pozycjonowanie w sektorze centrów danych

· Słabe strony: Mniejsza skala działalności niż w przypadku Enel X, brak aktywów na skalę przemysłową, tempo wydatkowania środków finansowanych z kapitału venture, niepowodzenie w ramach SPAC

· Strategia: Monetyzacja zasobów energii rozproszonej (DER) innych podmiotów, przewaga wynikająca z bycia pionierem w zakresie usług pomocniczych, partnerstwa z centrami danych

Kryteria oceny inwestycji w VPP/agregatora

Rynek UE a rynek amerykański

Dzięki solidnym, sprzyjającym przepisom i silnie zintegrowanej infrastrukturze UE przoduje w zakresie rozbudowy elastyczności całego systemu w porównaniu ze Stanami Zjednoczonymi. Eurelectric zauważa, że zliberalizowany rynek UE skutecznie zachęcił producentów i konsumentów do współpracy, co przyczyniło się do stałego zwiększania elastyczności dostaw;

Jednocześnie powszechne wprowadzenie inteligentnych liczników przyczyniło się do wdrożenia taryf zróżnicowanych w zależności od pory dnia, tworząc podstawy dla mechanizmów reagowania na zapotrzebowanie.

· Struktura rynku: Zliberalizowane mechanizmy rynkowe sprzyjają aktywnemu udziałowi zarówno po stronie podaży, jak i popytu, a inteligentne liczniki umożliwiają stosowanie taryf zróżnicowanych w zależności od pory dnia w celu przesunięcia obciążenia

· Połączone sieci energetyczne: Solidne połączenia międzysystemowe w UE znacznie ograniczyły częstotliwość i czas trwania przerw w dostawach energii, zapewniając odbiorcom przemysłowym stabilne i niezawodne zasilanie

W Stanach Zjednoczonych drzemie znaczny, niewykorzystany potencjał elastyczności po stronie odbiorców; badania wskazują na możliwość osiągnięcia redukcji obciążenia na dużą skalę (np. 100 GW) przy minimalnym wpływie na odbiorców.

· Skupiamy się na sieciach lokalnych: Gwałtowny wzrost liczby rozproszonych zasobów energetycznych (DER) sprawił, że elastyczne zarządzanie na „peryferiach sieci” staje się coraz ważniejsze dla amerykańskich przedsiębiorstw energetycznych

„Z natury krucha struktura sieci wymaga od nas ostrożnego podchodzenia do każdego przyłączenia obiektu, aby zapewnić, że niezawodne dostawy będą odpowiadały prognozowanemu zapotrzebowaniu”. „Gwałtowny rozwój źródeł energii o charakterze przerywanym (niestabilne dostawy) w połączeniu z falą elektryfikacji (szczytowe zapotrzebowanie) stanowi poważne wyzwanie dla systemu elektroenergetycznego.” ——a16z

Wnioski

Jak dotąd elastyczność wynikała głównie z tzw. „elastyczności makro” — czyli dużych instalacji przemysłowych (>200 kW) podłączonych do sieci przesyłowej lub sieci dystrybucyjnej wysokiego napięcia. Atutami tych zasobów są łatwość ich identyfikacji, zawierania umów oraz wysyłki. Model ten napotyka jednak na przeszkodę o charakterze strukturalnym.

Ogólne rozwiązania w zakresie elastyczności energetycznej nie są już wystarczające, co prowadzi do niedoborów energii i łańcuchowych problemów, takich jak opóźnienia w podłączeniu do sieci. Powoduje to wzrost wrażliwości systemu i staje się poważnym wąskim gardłem dla wzrostu obciążenia wynikającego z wykorzystania sztucznej inteligencji.

Dlatego kolejnym nieuniknionym wyzwaniem jest: Mikroelastyczność. Chodzi tu o niewielkie urządzenia podłączone po stronie odbiorczej o mocy w zakresie 1–10 kW, podłączone do sieci średniego i niskiego napięcia, w tym stacje ładowania pojazdów elektrycznych, pompy ciepła, systemy wentylacyjno-klimatyzacyjne, akumulatory oraz urządzenia gospodarstwa domowego. Zasoby te, po zsumowaniu, stanowią potencjał o kilka rzędów wielkości większy niż źródła makroekonomiczne, ale dostęp do nich jest znacznie trudniejszy.

Obecne sposoby korzystania z tej elastyczności w znacznym stopniu nie pozwalają w pełni wykorzystać jej potencjału, co stwarza właścicielom zasobów elastyczności okazję do wypełnienia tej luki i włączenia się w funkcjonowanie ekosystemu. Agregator, który bezpośrednio osiąga masę krytyczną, niezależnie od dostawców czy marek sprzętu, może wywołać potężny efekt mnożnikowy. Gdy użytkownicy zostaną zgrupowani w ramach struktury horyzontalnej, przedsiębiorstwa energetyczne i producenci OEM będą mieli ekonomiczną motywację do aktywnego udziału w tym procesie, zamiast próbować od samego początku kontrolować relacje z klientami.

Uważam, że DePIN ma największe szanse, by zrewolucjonizować tę branżę i stworzyć długoterminową wartość dzięki infrastrukturze opartej na natywnym szyfrowaniu oraz mechanizmom motywacyjnym. Dzięki zwiększeniu mocy przesyłowych i stworzeniu nowych możliwości w zakresie elastyczności ten niszowy obszar wprowadzi innowacje na obecnym rynku energii, umożliwiając sztucznej inteligencji ciągłe przekształcanie świata w warunkach pozbawionych ograniczeń.

Link do oryginalnego artykułu