08 - Kubiak Urabaniak popr - Rynek energii elektrycznej

08 - Kubiak Urabaniak popr - Rynek energii elektrycznej

INTELIGENTNY SYSTEM POMIAROWY – ROZWÓJ STANDARDU,
PRZYKŁADOWE ROZWIĄZANIA
Autorzy: Zygmunt Kubiak, Andrzej Urbaniak
(„Rynek Energii” – nr 1/2013)
Słowa kluczowe: inteligentne pomiary, inteligentne liczniki, inteligentne sieci
Streszczenie. W pracy dokonano przeglądu dotyczącego standaryzacji systemów pomiarowych w energetyce.
Omówiono stan zaawansowania prac nad koncepcją inteligentnych pomiarów i scharakteryzowano poszczególne
ich etapy. Omówiono wiodące rozwiązania, spotykane głównie w systemach energetycznych w aspekcie postępów w implementacji oraz wprowadzonych i przygotowywanych aktów prawnych. Przedstawiono szczegółowo
stan zaawansowania prac realizowanych na polskim rynku energii elektrycznej. Wskazano na ekonomiczne
aspekty systemu inteligentnych pomiarów wykorzystując doświadczenia krajów bardziej zaawansowanych w
rozwijaniu tego typu systemów. Wymierne korzyści uzyskuje się u wszystkich użytkowników systemu: wytwórcy energii, dystrybutora i odbiorcy. Rozkład korzyści uzależniony jest od przyjętej metodyki wprowadzania
standardu. Harmonogram podejmowania określonych działań implementacyjnych i prawnych wynika z przyjętych przez Polskę, w tym zakresie, zobowiązań wobec Unii Europejskiej. Przedstawiona analiza ukazuje zakres i
tempo niezbędnych dokonań w celu pełnej realizacji przyjętych zobowiązań.
1. WPROWADZENIE
Koncepcja pomiarów inteligentnych (ang. smart metering) tworzona była już od dawna jednak dopiero w ostatnich kilku latach zaistniały odpowiednie warunki technologiczne, ekonomiczne, ekologiczne i inne dla jej realizacji. Do niedawna dominującym rozwiązaniem stosowanym przy rozliczaniu kosztów zużycia mediów takich jak: energia elektryczna, gaz, woda,
ciepło były bezpośrednie odczyty urządzeń pomiarowych przez inkasenta. Efektem tej metody jest częstość pozyskiwania pomiarów raz na miesiąc lub rzadziej. Aktualnie w przypadku
ciepła i wody wprowadzane są liczniki mechaniczno elektroniczne wyposażone w transmitery
radiowe [9]. Osoba zbierająca odczyty nie musi mieć bezpośredniego dostępu do urządzeń
pomiarowych. Stanowi to niewątpliwą zaletę ponieważ odczyty mogą być prowadzone
w dowolnych terminach bez wizyt w mieszkaniach. Ponadto dane zbierane są w postaci cyfrowej, co upraszcza dalsze ich przetwarzanie. Jest to jednak rozwiązanie połowiczne ponieważ proces ten angażuje człowieka. Naturalnym rozwinięciem tego kierunku było opracowanie metody AMR (ang. Automatic Meter Reading) – rys. 1. AMR należy rozumieć jako
w pełni automatyczne zbieranie danych dotyczących zużycia przez rozproszonych odbiorców
różnego rodzaju zasobów i energii. Pomiary te gromadzone są we wspólnej bazie danych z
krótkim okresem liczonym np. w godzinach.
Zaletami takiego systemu są niskie koszty instalacji i eksploatacji. Wynikają one z jednolitego
rozwiązania sprzętowego i programowego w punktach pozyskiwania danych oraz ze wspólnego systemu archiwizacji danych. Otrzymane w ten sposób szczegółowe i aktualne informacje powinny przyczynić się do optymalizacji produkcji i dystrybucji energii. Kraje przodujące
we wprowadzaniu inteligentnych pomiarów rozpoczynały zazwyczaj od systemów AMR,
które stosowano między innymi w USA. Rozwinięciem tej koncepcji, polegającym na rozszerzeniu o komunikację dwukierunkową jest AMM (ang. Automated Meter Management).
Rys. 1. Rozwój koncepcji inteligentnych pomiarów
Nowym podejściem jest „inteligentny system pomiarowy” AMI (ang. Advanced Metering
Infrastrukture). Poza dwukierunkową komunikacją z urządzeniami pomiarowymi realizuje on
również szereg innych zadań takich jak: odczyt na żądanie, kontrola jakości dostaw, sterowanie obciążeniem, zdalne wyłączanie i załączanie odbiorcy, zdalne programowanie liczników,
wsparcie w wykrywaniu kradzieży energii, itd. Centralną częścią AMI jest „system zarządzania pomiarami” MDM (ang. Meter Data Management) lub MDMS (ang. Meter Data Management System). AMI zawiera cztery warstwy funkcjonalne: sprzętową (pomiarową), komunikacji z licznikami, rejestracji pomiarów i zarządzania pomiarami. W warstwie sprzętowej występują liczniki pomiarowe, wyposażone w moduły komunikacyjne z zaimplementowanym odpowiednim protokołem. W warstwie komunikacyjnej realizowana jest dwukierunkowa komunikacja między urządzeniami pomiarowymi a koncentratorami danych i ruterami.
System odczytowy działający w warstwie rejestracji pomiarów współpracuje z koncentratorami danych oraz ruterami, a z drugiej strony zapewnia komunikację z systemem zarządzania
pomiarami MDM. Dostęp do MDM ma operator systemu dystrybucyjnego (OSD). Komisja
Europejska sugeruje powołanie Niezależnego Operatora Pomiarów (NOP), który zapewniałby
bez-problemowy dostęp do danych pomiarowych różnym podmiotom z rynku energii – stanowiłby centrum wymiany danych. Jest to szczególnie istotne przy rozszerzeniu systemu
AMI na inne media (gaz, woda, ciepło).
Dla wprowadzania AMI w ramach Unii Europejskiej wśród przepisów prawnych UE istotna
jest Dyrektywa Parlamentu Europejskiego 2006/32/WE z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie
efektywności końcowego wykorzystania energii i usług elektrycznych [4]. Wspólne zasady
wewnętrznego rynku energii elektrycznej określa Dyrektywa 2009/72/WE z 13 lipca 2009r.
[6]. Do września 2012 r. państwa członkowskie powinny w tym zakresie przeprowadzić analizy ekonomiczne i w przypadku pozytywnej oceny co najmniej 80% odbiorców powinno
zostać wyposażonych w inteligentne systemy pomiarowe do końca 2020 r.. W pierwszym
etapie wymaga to niewątpliwie dostosowania omawianych idei do porządku prawnego poszczególnych krajów. Zawartość dyrektywy 2009/72/WE została dodatkowo sprecyzowana
przez Wytyczne Komisji UE z dnia 22 stycznia 2010 roku. Między innymi wprowadzono
definicję licznika inteligentnego, który powinien być wyposażony w możliwość dwukierunkowej komunikacji między odbiorcą energii a jej dostawcą. Związek z wyznaczonym celem
w dziedzinie energetyki dla krajów UE ma również Dyrektywa 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych [5]. Niezaprzeczalny jest też związek wprowadzania AMI z celami zawartymi w pakiecie energetycznoklimatycznym „3 x 20”: redukcja CO2 o 20%, redukcja zużycia energii o 20% oraz 20%
udział energii odnawialnej do 2016 roku.
Stan regulacji prawnych i postępy w implementacji AMI w krajach UE przedstawiono na rys.
2.
Rys. 2. Stan regulacji prawnych i postępy w implementacji AMI w krajach UE (oprac. na podstawie [13])
Rysunek adaptowano z opracowania przygotowanego w ramach projektu „Smart Regions”[13]. Ogólnym celem tego projektu jest promowanie innowacyjnych usług inteligentnych pomiarów we wszystkich państwach członkowskich UE, zamierzających osiągnąć
oszczędności energii elektrycznej oraz zredukować obciążenie szczytowe. Problematykę
przedstawiono dwuwymiarowo: od strony stanu regulacji prawnych oraz od strony postępu
w realizacji pomiarów inteligentnych. Materiały źródłowe na podstawie których przygotowano raport z reguły zamykają się mniej więcej do połowy 2010 r. i o tym należy tu pamiętać.
Poszczególne kraje zostały przydzielone do jednego z pięciu klastrów:
− „Maruderzy” – kraje, w których brak zainteresowania inteligentnymi pomiarami (należą tu
Łotwa, Litwa, Luksemburg i Słowacja),
− „Niezdecydowani” – kraje, w których zapoczątkowano prace związane z przygotowaniem
uwarunkowań prawnych dla inteligentnych pomiarów (Cypr, Grecja, Polska i Węgry),
− „Niejednoznaczni inicjatorzy” – kraje, w których warunki prawne dla pomiarów inteligentnych zostały w znacznym stopniu już stworzone, natomiast w niewielkim stopniu zaczęto
instalować inteligentne liczniki (Austria, Belgia i Portugalia,
− „Liderzy rynku” – kraje, gdzie właściwe otoczenie prawne nie jest jeszcze zapewnione
natomiast
należą
do
liderów
w
instalacjach
sprzętowych
(Estonia, Niemcy, Czechy, Słowenia i Rumunia),
− „Dynamiczni inicjatorzy” – grupa przodująca w pełnowymiarowym wprowadzaniu inteligentnych systemów pomiarowych, do której załączono Danię, Finlandię, Francję, Irlandię,
Włochy, Maltę, Holandię, Norwegię, Hiszpanię, Szwecję oraz Wielką Brytanię.
W opracowaniu omówiono aktualny stan rozwoju AMI w Polsce. Ponadto przedstawiono
rozwiązania technologiczne dla dwóch dolnych warstw modelu AMI.
2. SMART METERING W POLSCE
Wprowadzenie AMI wymaga uporządkowania, a często dokonania istotnych zmian organizacyjnych i prawnych w energetyce (docelowo również w dystrybucji innych mediów niż energia elektryczna). Wdrażanie AMI jest procesem długotrwałym i bardzo kosztownym.
Z drugiej strony istnieje duża niepewność co do wymiernych korzyści, głównie ze względu na
brak danych historycznych w tym zakresie. Różnorodność rozwiązań sprzętowych czy brak
jednolitych standardów operacyjnych to są kolejne problemy zauważone przez Komisję Europejską i stąd strategiczne programy wspierane przez branżę energetyczną w celu standaryzacji problematyki AMI. Wynikiem tych prac są między innymi wspomniane wcześniej dyrektywy. W ten sposób wypracowana została droga dojścia do systemów sieci inteligentnych.
Należy się spodziewać, że obraz przedstawiony na rys. 2 będzie ulegał dynamicznym zmianom.
Spis Operatorów Systemów Dystrybucyjnych można znaleźć na stronie Urzędu Regulacji
Energetyki (URE).
Dzięki zmianom w strukturze działania energetyki poprzez utworzenie silnych przedsiębiorstw energetycznych na wzór firm europejskich oczekuje się rozwoju rynku energii elek-
trycznej i powszechnego dostępu do usług przesyłowych i dystrybucyjnych. Na rys. 3 pokazano aktualny podział rynku energii elektrycznej w Polsce.
Prywatyzacja w sektorze energetycznym powinna zapewnić fundusze na inwestycje, jak również zwiększenie efektywności i stymulo-wanie konkurencyjności w sektorze. Zakłada się
utrzymanie kontroli państwa nad PGE.
Problematyka związana z funkcjonowaniem rynku energii elektrycznej podzielona została na
dwie grupy: dziedzinę związaną z przesyłem i dystrybucją energii elektrycznej oraz dziedzinę
związaną z handlem energią. Pierwszą grupą zagadnień zajmują się operatorzy systemu elektroenergetycznego, a drugą – operatorzy rynku (rys. 4).
Rys. 3. Struktura sektora energetycznego
System elektroenergetyczny w części związanej z transportem energii składa się z sieci przesyłowej zarządzanej przez Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) oraz sieci dystrybucyjnych administrowanych przez Opera-torów Systemów Dystrybucyjnych (OSD). OSP zarządza bieżącym działaniem, konserwacją, przeprowadzaniem remontów oraz rozwojem sieci
przesyłowej o napięciu 220 i 400 kV, wymianą energii między Polską a krajami sąsiednimi.
OSD zajmują się bieżącym funkcjonowaniem, konserwacją, remontami oraz rozwojem sieci
dystrybucyjnych (do 110 kV). Za stronę handlową rynku energii, konsolidującą uczestników
rynku odpowiadają Operatorzy Handlowi (OH) oraz Operatorzy Handlowo-Techniczni
(OHT). OHT zajmują się przekazywaniem informacji między uczestnikami rynku (producentami lub odbiorcami) natomiast OH jedynie handlem energią. Odczytem liczników aktualnie
zajmują się OSD, a w przyszłości funkcje te będą realizowane przez odrębne podmioty zwane
Operatorami Pomiarów (OP).
Rys. 4. Operatorzy rynku energii elektrycznej
Rys. 5. Zależności między uczestnikami rynku energii elektrycznej; na podstawie [8]
Do maja 2007 r. działał prosty system powiązań uczestników rynku energii elektrycznej,
obejmujący tylko odbiorcę i przedsiębiorstwo energetyczne. Zmiany organizacyjne w energetyce, niezbędne do wprowadzania AMI i koncepcji sieci inteligentnych, wymusiły inny, bardziej złożony system zależności – rys. 5 [8]. Nastąpiło rozdzielenie działalności sieciowej od
obrotu energią. Odbiorca uzyskał prawo wyboru sprzedawcy. Pojawia się instytucja aktywnego odbiorcy, czyli prosumenta. Oznacza to możliwości świadczenia przez odbiorców usług
mikrogeneracji energii na rzecz Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Świado-
my odbiorca - klient będzie mógł podejmować decyzje, uwzględniając system wielotaryfowy,
w zakresie bardziej efektywnego wykorzystania energii. Projekt nowej Dyrektywy efektywnościowej wymusza wprowadzenie już od stycznia 2015 r. obowiązku comiesięcznych rozliczeń według rzeczywistego zużycia energii elektrycznej. Według Regulatora konieczne jest
rozróżnienie funkcji odczytów na rozliczeniowe i dokonywane do celów bieżącego zarządzania zapotrzebowaniem na energię (opartych, np. o odczyty piętnastominutowych profili zużycia energii elektrycznej). Z powyższego wynika konieczność zorganizowania rynku danych
pomiarowych. W opracowaniu [8] Regulator rozważa trzy modelowe grupy organizacji Operatora Informacji Pomiarowej (OIP), różniące się poziomem zaangażowania podmiotów regulowanych i/lub działających na rynku konkurencyjnym. Najdalej idącym rozwiązaniem jest
wariant WIII, w którym całość kompetencji przejmuje nowy podmiot spoza sektora elektroenergetycznego, na zasadach wolnorynkowych lub częściowo regulowanych.
W październiku 2012 r. Ministerstwo Gospodarki (MG) przygotowało w ramach tzw. trójpaku energetycznego, między innymi projekt ustawy prawo energetyczne. W odniesieniu do
problematyki poruszanej w artykule, projekt precyzuje zadania OSP energetycznego oraz
OSD energetycznego. Określa również zadania nowego podmiotu a mianowicie OIP, który
powinien stosować przejrzyste i obiektywne zasady bezpiecznego dostępu (z zachowaniem
poufności) do informacji dla wszystkich użytkowników systemu energetycznego. MG zakłada
powierzenie funkcji OIP Zarządcy Rozliczeń czyli spółce zależnej PSE Operator. Projekt definiuje także zasady powoływania i działania prezesa URE. Szczegółowe warunki funkcjonowania systemu opomiarowania oraz harmonogram instalowania liczników inteligentnych ma
określić w drodze rozporządzenia minister gospodarki.
W zakresie inteligentnego opomiarowania projekt jest krytykowany przez Ministerstwo Skarbu Państwa (MSP), Ministerstwo Finansów (MF), a także operatorów wdrażających AMI.
Zastrzeżenia dotyczą propozycji MG zainstalowania inteligentnych liczników u 100% odbiorców do 2020 r., co oznacza zaostrzenie wymagań w stosunku do dyrektywy 2009/72/WE
(80%). MSP i MF nie są też przekonane co do ekonomicznej efektywności wdrożenia inteligentnych pomiarów. Uwagi dotyczą również pomysłu utworzenia Operatora Informacji Pomiarowych (OIP).
W opracowaniu zespołu Hawlett-Packard Polska przygotowanym na zamówienie PSE Operator S.A. oszacowano korzyści (w PLN) do uzyskania wynikające z wdrożenia inteligentnego
oprogramowania w latach w latach 2012 – 2026 [7]: OSD – ok. 5 mld, sprzedawcy – ok. 3
mld, OSP – ok. 2,6 mld oraz klienci końcowi ok. 3,5 mld. Na korzyści odbiorcy składają się:
świadome zużycie energii (ok. 2,6mld), bonifikata jakościowa (ok. 400 mln), możliwości wyboru sprzedawcy (ok. 300 mln) oraz bonifikata z tytułu przerw w dostawie energii (ok.
200 mln). W korzyściach odbiorcy nie uwzględniono możliwości mikrogeneracji energii.
Wprowadzono pojęcie prosumenta, tzn. aktywnego klienta o potencjale produkcyjnym. System AMI jest podstawą dla sieci inteligentnych (ang. smart grid), które między innymi docelowo umożliwią klientowi również dostarczanie energii do sieci np. z baterii słonecznej, z
przydomowej elektrowni wiatrowej, lub pozwolą na udostępnienie samochodu elektrycznego
opera-torowi OSD jako akumulatora do przechowywania energii elektrycznej.
Na zamówienie Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) powstał raport opracowany przez Instytut Energetyki OG przy udziale Ernst & Young
(wersja końcowa z dnia 11 czerwca 2010 r.), który stanowi szczegółowe studium wdrożenia
inteligentnego pomiaru energii elektrycznej w Polsce [17]. Zawiera założenia do ogólnej
struktury AMI, bazuje na wdrożonych i wdrażanych rozwiązaniach w Europie, uwzględnia
aspekty prawne, a także ekonomiczne związane z wprowadzaniem AMI w Polsce. W raporcie
oszacowano koszty pojedynczego punktu pomiarowego (licznik, urządzenia pomocnicze oraz
ich instalacja) na 401 – 519 PLN. W innych krajach łączne nakłady w przeliczeniu na punkt
pomiarowy wyniosły przykładowo we Włoszech ok. 280 PLN, w Wielkiej Brytanii – 740
PLN, w Szwecji – 872 PLN [17]. To wszechstronne, obszerne studium analizuje skutki finansowe wdrożenia AMI.
Zespół Zadaniowy PTPiREE przygotował i udostępnił 2 marca 2012 r. propozycję wymagań
technicznych dotyczącą liczników komunalnych, liczników bilansujących i koncentratorów
danych. W opracowaniu brali również udział przedstawiciele OSD związani z PTPiREE. Takie podejście, uwzględniające wymagania URE [15] z 31 maja 2011 r. przyczyni się zapewne
do uzyskania wysokiej jakości urządzeń i ze względu na skalę zamówienia do obniżki ich
ceny. Przykładowe wymagania dla inteligentnych liczników 1-fazowych i 3-fazowych to:
pomiar i rejestracja energii czynnej w kWh i biernej w kvarh w obu kierunkach, pomiary realizowane z precyzją do co najmniej trzech miejsc po przecinku, możliwość zdalnego i lokalnego ograniczania mocy i również odłączenia lub załączenia, okresy uśredniania zużycia
energii w zakresie od 15 minut do 60 minut (cztery przedziały), wykrywanie i rejestracja zdarzeń, prezentacja danych na wyświetlaczu, interfejsy zapewniające bezpieczeństwo transmisji,
zegar czasu rzeczywistego z podtrzymaniem co najmniej 8 lat, i inne.
Najbardziej zaawansowany we wdrożeniu AMI jest Energa-Operator SA. Należy do największych OSD. Według stanu z 2008 r. obsługiwał 187 tys. km sieci dystrybucyjnej (19% całej
sieci dystrybucyjnej), 57 tys. stacji SN i NN (16%), 2,8 mln odbiorców (w tym 17% t.j. 2,5
mln – odbiorcy komunalni i 0,3 mln – odbiorcy biznesowi). OSD Energa-Operator S.A.
obejmuje powierzchnię 75 tys. km2; dostarczył w 2008 r. 19,9 TWh energii (aktualnie ok. 23
TWh) i zatrudniał 7,8 tys. osób [1, 2]. Aktualnie inwestycje w sieci wynoszą ok. 1,5 mld zł
rocznie. OSD Energa wdrożył już w ramach AMI obsługę klientów przemysłowych. Rozpoczęto wdrażanie Pierwszego etapu AMI obejmującego pozostałych odbiorców. Etap ten ma
charakter testowy, ponieważ operatorowi zależy na pozyskaniu możliwie różnorodnych i szerokich doświadczeń aplikacyjnych. W tym celu zaplanowaną liczbę 100 tys. inteligentnych
liczników postanowiono zainstalować w trzech maksymalnie zróżnicowanych obszarach:
pierwszy, stanowiący bazę projektu, dotyczący zabudowy mieszanej obejmuje Hel (30 tys.
liczników), drugi związany z zabudową miejską o dużym zagęszczeniu obejmuje Kalisz –
pozwoli na weryfikację technologii WiMAX (35 tys. liczników) oraz trzeci obszar
o zabudowie rozproszonej obejmuje Drawsko Pomorskie – pozwoli na weryfikację realizacji
transmisji w technologii PLC (ang. Power Line Communication) na niskim i średnim napięciu. W przypadku odbiorców indywidualnych koszt punktu pomiarowego (licznik oraz transmisja) wyniósł 362 PLN. Pierwotnie instalacje w tym etapie przewidziano na dwa pierwsze
kwartały 2011 r. [2], jednak nastąpiło opóźnienie mniej więcej rok [1]. Trzecia faza dotyczyć
ma weryfikacji założeń, co pozwoli na wprowadzenie ewentualnych korekt pozostałych etapów. Zmniejszono też liczbę etapów z 9 do 7, a cały projekt ma zostać zakończony w 2018 r..
Najnowszy harmonogram i intensywność instalacji przedstawiono na rys. 6.
Rys. 6. Przewidywane instalacje inteligentnych liczników w latach 2011 do 2018 przez Energa-Operator SA [1]
Instalacje liczników inteligentnych rozpoczęto pod koniec grudnia 2011 r.. Pierwszy etap
obejmował instalacje 109 tys. liczników. Etap drugi obejmie 520 tys., a pozostałe etapy po
500 tys. liczników. Aktualnie szacowany koszt punktu pomiarowego jest wyższy od wcześniej-szych wycen i zawiera się w przedziale 454-479 PLN. Dostawcami liczników dla
pierwszego etapu były spółki T-Matic i Arcus, które w czerwcu br. wygrały również przetarg
na dostarczenie liczników dla drugiego etapu (we wrześniu br. przetarg ten został unieważniony). Firmy te są partnerami ADD Polska (należy do ADD Grup), dostarczyciela rozwiązań systemu ADDAX dla liczników inteligentnych. ADDAX AMI jest systemem samowystarczalnym, obejmującym wszystkie elementy niezbędne do realizacji kompletnego i skutecznego rozwiązania AMI.
W systemie AMI tworzonym przez Energa-Operator SA, dla Etapu I jako dominującą technologię komunikacyjną po stronie sieci NN przyjęto transmisję przewodową PLC z modulacją
OFDM, natomiast w strefie SN dla obszarów o dużym rozproszeniu (tereny wiejskie) przyjęto
PLC SN, a dla obszarów o zwartej zabudowie – transmisję radiową WiMAX (rys. 7). Tam
gdzie nie ma możliwości stosowania rozwiązań PLC dopuszcza się w ograniczonym zakresie
stosowanie technologii GPRS. Do transmisji w systemie przyjęto stosowanie protokołów
TCP/IP. Energa Operator S.A. podpisał również umowy ze spółkami Grupy Apator S.A. na
dostawy jedno- i trójfazowych liczników przed-płatowych.
Rys. 7. Technologie komunikacyjne przyjęte dla Etapu I przez Energa-Operator SA
Pozostali operatorzy prowadzą dotychczas projekty pilotażowe wśród klientów indywidualnych lub ograniczają wdrożenia do odbiorców hurtowych.
Enea ma do zainstalowania docelowo ok. 2,2 mln liczników, Tauron ok. 5,2 mln, RWE ok.
0,9 mln, a PGE ok. 5,1 mln.
PGE Dystrybucja S.A. w ramach instalacji pilotażowych uruchomił ponad 3,3 tys. punktów
pomiarowych (13 instalacji). Kontynuując prace operator wytypował dwie lokalizacje
o zróżnicowanej charakterystyce. Pierwsza dotyczy terenu o dużym zagęszczeniu – na obszarze Oddziału Łódź Miasto, natomiast druga w Oddziale Białystok charakteryzuje się dużym
rozproszeniem odbiorców. Każda z instalacji ma objąć ok. 25 tys. liczników (do 2014 r.).
Enea Operator rozpoczął od instalacji pilotażowej ok. 1000 liczników (Szczecin i Kościan).
Obecnie posiada zainstalowanych ok. 15 tys. liczników. W przypadku klienta indywidualnego
koszt punktu pomiarowego (licznik oraz transmisja) wyniósł ok. 400 PLN.
Tauron w pierwszym etapie ma zainstalować ok. 60 tys. liczników w Krakowie i we Wrocławiu.
W RWE Stoen Operator proces instalacji inteligentnych liczników rozpocznie się na większą
skalę w 2014 r., a rocznie będzie instalowanych 140-150 tys. takich urządzeń.
3. PODSUMOWANIE
W opracowaniu skupiono się na rozwoju systemów AMI. Opierając się na dostępnej literaturze i doniesieniach medialnych można wyciągnąć wniosek, że termin wdrożenia inteligentnych pomiarów, wyznaczony w ramach Unii a także w projekcie prawa energetycznego (z
dnia 08.10.2012), na koniec 2020 r. może być w Polsce zagrożony.
W komunikacie Komisji Europejskiej „Smart Grids: from innovation to deployment” z dnia
12 kwietnia 2011 r. [14], skierowanym do Parlamentu Europejskiego, Rady UE, Komitetu
Regionów i Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego, podsumowano dotychczasowe efekty oraz kierunki dalszego rozwoju w zakresie inteligentnych technologii
w energetyce w krajach UE. Autorzy opracowania pozytywnie oceniają przewidywane efekty
tego kierunku działań i apelują o dotrzymanie przyjętych harmonogramów.
Jak wspomniano we wstępie zaawansowanie poszczególnych państw UE we wdrażaniu AMI
jest bardzo zróżnicowane, co wynika z wielu uwarunkowań takich jak: poziom technologicznego rozwoju, potencjał ekonomiczny czy struktura rynku dystrybucji energii. W kilku krajach rynek jest zmonopolizowany (np. Grecja, Portugalia, Włochy), a w innych znacznie rozdrobniony (np. Niemcy, Austria) [10]. W poszczególnych krajach w instalacjach inteligentnych liczników można zauważyć silne zaangażowanie producentów takich liczników.
Należy podkreślić, że prawidłowe funkcjonowanie systemów AMI, zależy też od powołania
niezależnego OIP, szczególnie gdy zakres inteligentnych pomiarów będzie rozszerzany o kolejne media. Obecnie MG zakłada powierzenie funkcji OIP Zarządcy Rozliczeń czyli spółce
zależnej PSE Operator. Proponowane rozwiązanie należałoby traktować jako tymczasowe.
Toczy się wiele dyskusji i kalkulacji na temat efektywności rozwiązań AMI i inteligentnych
sieci. HP Polska zauważa, że w naszym kraju mało uwagi w tej problematyce poświęca się
szacowaniu efektów. Pierwszy w Europie, kompleksowo zrealizowany projekt AMI (Telegestore) przez włoski koncern Enel, zapoczątkowany w 2002 r., kosztował 2,1 mld euro,
a wydatek ten zwrócił się już po czterech latach jego funkcjonowania.
LITERATURA
[1] Czyżewski R.: Smart Grid, doświadczenia w zakresie wdrażania Smard Grid. Prezentacja, Energa-Operator, Warszawa, 8 marca 2012 r.
[2] Czyżewski R.: Smard Grid, wdrożenie systemu Inteligentnego Opomiarowania (AMI)
w Energa-Operator. Prezentacja, Energa-Operator, Warszawa, 8 grudnia 2010 r.
[3] Dyrektywa 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r.
dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 96/92/WE.
[4] Dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r.
w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych oraz
uchylająca dyrektywę Rady 93/76/EWG.
[5] Dyrektywa 2009/28/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia z dnia 23 kwietnia
2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca
i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE.
[6] Dyrektywa 2009/72/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę
2003/54/WE.
[7] Hawlett-Packard Polska: Ogólny model rynku opomiarowania - etap II. PSE Operator
S.A., Warszawa 2010.
[8] Koncepcja dotycząca modelu rynku opomiarowania w Polsce, ze szczególnym uwzględnieniem wymagań wobec Operatora Informacji Pomiarowej. URE, Warszawa, 9 maja
2012 r.
[9] Kubiak Z., Urbaniak A.: Systemy monitorowania zużycia mediów w budynkach, Rynek
Energii, nr 5(84), 2009, 22 – 31.
[10] Nowak B: Wewnętrzny rynek energii w Unii Europejskiej. C.H.Beck, Warszawa, 2009.
[11] Polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Dokument przyjęty przez Radę Ministrów 10
listopada 2009 r.
[12] Program dla energetyki, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa, 27 marca 2006 r.
[13] Renner S., i inni: European Smart Metering Landscape Report, SmartRegions Deliverable 2.1. Vienna, February 2011 r.
[14] Smart Grids: from innovation to deploy-ment, COM (2011) 202 final. European Commission, Brussels 2011 r.
[15] Stanowisko Prezesa URE ws. AMI, URE, Warszawa 31 maja 2011 r.
[16] Strategia „Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko” Perspektywa 2020 r., Projekt.
Ministerstwo Gospodarki, Ministerstwo Środowiska, Warszawa, 4 maja 2011 r.
[17] Studium wdrożenia inteligentnego pomiaru energii elektrycznej w Polsce. Instytut Energetyki Oddział Gdańsk, Ernst & Young, zamawiający PTPiREE, Gdańsk 2010.
SMART METERING SYSTEM
SOLUTIONS
- STANDARD DEVELOPMENT, EXAMPLE
Key words: smart metering, intelligent networks
Summary. A review of the standarization solutions in the metering systems was made in the paper. A development level of the tasks connected with a concept of smart metering was analyzed and its particular steps was
characterized. There are described the leading solutions taking into account the implementations and legal ones,
they occur in energy systems mainly. In details, the development level of Polish electrical energy market was
presented. The economic aspects of smart metering systems was analyzed using experience of more advanced
countries in this fields. The measurable benefits are observed for all systems’ participants: producers, distributors and users. The benefits distribution depend on the accepted methods of standard implementation. The timetable of needed implementation and legal actions results from obligations accepted by Polish Government towards European Union. The analysis presents the range and rate needed actions to full realization of fixed obligations.
Zygmunt Kubiak, dr inż., adiunkt w Instytucie Informatyki Politechniki Poznańskiej. Zajmuje się głównie problematyką przetwarzania i kodowania informacji pomiarowych, zastosowaniem nowoczesnych tzw. inteligentnych czujników pomiarowych, programowaniem sterowników PLC i systemami uruchomieniowymi mikroprocesorów. Aktualnie jego prace koncentrują się wokół zagadnień bezprzewodowych sieci pomiarowych.
Andrzej Urbaniak, dr hab. inż., profesor w Instytucie Informatyki Politechniki Poznańskiej.
Pełni również funkcję prorektora w Państwowej Wyższej Szkole Zawodowej w Gnieźnie.
Zajmuje się zastosowaniami automatyki i informatyki w ochronie i inżynierii środowiska.
Prowadzone prace badawcze koncentrują się wokół problemów modelowania i symulacji procesów i obiektów, monitorowania i sterowania procesami, syntezy algorytmów sterowania
wykorzystujących elementy sztucznej inteligencji oraz wykorzystaniem systemów wbudowanych. Zainteresowania: muzyka, historia i problematyka wychowawcza.