Virtual power plant software dla agregatorów i spółdzielni energetycznych

Oprogramowanie DSR (demand response software) przyjmuje wezwanie agregatora, dzieli je na punkty poboru, powiadamia uczestników i rozlicza godzinę względem linii bazowej. Moduł DSR platformy Zeronest budujemy od maja 2025 r., a 23 marca 2026 r. obsłużył on na produkcji realne wezwanie.

W module są role operatora DSR, który widzi wszystkie instalacje, i klienta DSR, który widzi tylko swoje. Trzecia rola, konsultant, działa w imieniu agregatora albo klienta. Moduł grupuje punkty poboru w jednostki agregacji i przechowuje zgłoszenia niedyspozycyjności dla każdego punktu i każdej jednostki. Agregator tworzy wezwanie obejmujące wiele punktów poboru swoich klientów.

Od 2026 r. każdy punkt poboru dostaje w wezwaniu swoją zadeklarowaną moc zamiast równego podziału, z buforem ponad zamówioną wartość. Na przykład wezwanie na 5 MW może wymagać od klientów 5,25 MW. API odrzuca wezwanie, gdy suma nie zgadza się z limitem i buforem, a moc dzieli na pełne kW. Wezwanie trwa najwyżej godzinę i zaczyna się o pełnej godzinie, a wezwania są przewidziane między 7:00 a 22:00.

Linię bazową koryguje się danymi z trzeciej, czwartej i piątej godziny przed wezwaniem. Współczynnik korekty to średnia różnic między zużyciem a profilem, ograniczona do zakresu od -20% do +20%, i obejmuje też kolejne godziny wezwania. Gdy po awarii brakuje danych z liczników, platforma ma proces ich odtwarzania, także przy lukach dłuższych niż 10 dni.

Uczestnicy dostają SMS i e-mail z linkiem do potwierdzenia. Dziesięć minut po utworzeniu wezwania system sprawdza wysyłkę SMS i wysyła operatorowi e-mailem listę wiadomości, które nie wyszły. Raport za godzinę wezwania jest gotowy kwadrans po jej końcu, więc wezwanie 14:00-15:00 ma raport o 15:15. Limit wezwania w raporcie to suma limitów punktów poboru. Klient, którego punkty dzielą wezwanie z innymi, widzi tylko łączną moc swoich punktów.

Oprogramowanie spółdzielni energetycznej liczy co godzinę, ile należy się każdemu członkowi i całej spółdzielni, a ile każdy z nich ma zapłacić. Moduł spółdzielni energetycznej zbudowaliśmy dla Zeronest w 2026 r. Rozlicza spółdzielnię na dwóch poziomach: całej grupy i każdego punktu poboru. Energię każdej godziny dzieli na trzy strumienie: zużytą przez członków na miejscu, odłożoną do depozytu i wymienioną z siecią. Depozyt to niewykorzystana energia przenoszona na kolejne miesiące.

Rozliczenia godzinowe są dostępne przez API. Przelicza się je co 5 minut między 23. a 58. minutą godziny, ze sprawdzeniem, kto był członkiem w danej godzinie. W lipcu 2026 r. operator spółdzielni dostał sterowanie wieloma instalacjami naraz, a we wrześniu 2026 r. nowy tryb rozliczania depozytu. Testy złapały m.in. Wh pokazane jako kWh i autokonsumpcję grupy liczoną z niewłaściwej miary.

Zasady wynikają z polskiego prawa. Spółdzielnia może mieć najwyżej 10 MW mocy i musi pokrywać co najmniej 70% własnych potrzeb. Energię, którą członkowie oddają do sieci, rozlicza się z energią pobraną z sieci w proporcji 1:0,6, na danych godzinowych, a depozyt jest ważny do 12 miesięcy. Od 19 października 2026 r. dane godzinowe płyną z CSIRE, Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii.

Oprogramowanie dla rynku bilansującego musi dostarczyć zadeklarowaną moc w czasie aktywacji wymaganym przez rynek i jednocześnie trzymać się limitów operatora systemu dystrybucyjnego (OSD). PSE, polski operator systemu przesyłowego, podaje czasy pełnej aktywacji dla swoich czterech produktów bilansujących: 30 sekund dla FCR, 5 minut dla aFRR, 12,5 minuty dla mFRR i 30 minut dla RR.

Od grudnia 2025 r. budujemy EMS dla Global Green, operatora instalacji PV i magazynów bateryjnych w Niemczech i Kanadzie. EMS obejmuje 15 MWh magazynów, działa na komputerze przemysłowym na obiekcie i wysyła dane do chmury. Jego orkiestrator łączy nastawy z tradingu, aFRR i sterowania bezpośredniego, rozwiązuje konflikty między nimi i dopiero potem rozdziela wynik na baterie. Wstępną implementację orkiestratora zamknęliśmy 29 czerwca 2026 r., a MVP jest w toku.

W lipcu 2026 r. doszły dwie rzeczy. Pierwsza to pokrycie strat: po rozwiązaniu konfliktów orkiestrator zwiększa moc rozładowania i zmniejsza moc ładowania o skonfigurowany procent, tak żeby zobowiązanie zostało spełnione na przyłączu. Wynik nie wychodzi poza zakres pracy baterii, a każde przycięcie jest logowane. Druga to trzy kontrolery poleceń OSD: limit baterii, bezpośrednia komenda dla baterii i limit eksportu. OSD odwzorowaliśmy w symulatorze. We wrześniu 2026 r. nowa wersja EMS trafiła na sterownik na jednym obiekcie.

Stan na październik 2026 r.: migracja istniejącego pipeline'u aFRR do nowej platformy jest w testach, a kontroler łączący trading i aFRR na jednej baterii ma gotowy projekt i jest w implementacji.

EMS, który zbudowaliśmy dla Skyfri, realizuje peak shaving i ogranicza eksport na żądanie OSD. Do października 2024 r. przetestowaliśmy z OSD na obiekcie ograniczanie eksportu na jego żądanie, algorytmy zero-export i ogranicznik maksymalnego obciążenia.