Smart Grid na świecie

Inteligentne sieci - projekty, produkty i usługi
Autorzy: Włodzimierz Lewandowski - PGE Polska Grupa Energetyczna SA, Bartłomiej
Mroczek - PGE Dystrybucja SA
Rozwój inteligentnych sieci oznacza konieczność poniesienia znaczących nakładów w zakresie
niezbędnej infrastruktury i nie jest dotychczas w pełni jasne, w jakim okresie oraz zakresie
ponoszenie takich nakładów, w stosunku do możliwych korzyści oraz posiadanych środków, jest
uzasadnione. Zdecydowanie każdy przypadek wdrożenia musi być poprzedzony dogłębną analizą
opłacalności danego rozwiązania. Dlatego też tak ważne są projekty pilotażowe, które przy
mniejszej skali zaangażowania środków mogą dać odpowiedź na najbardziej kluczowe pytania z
punktu widzenia analizy kosztów, korzyści i ryzyk.
Projekty w zakresie inteligentnych sieci1
Do 2012 roku zidentyfikowano w sumie 281 projektów inteligentnych sieci w 30 krajach (UE-27,
Chorwacja, Szwajcaria i Norwegia), co daje inwestycje o łącznej wartości 1,8 mld Euro.
Po pierwszej fazie sporadycznej działalności (2002-05), działania w zakresie projektów
inteligentnych sieci znacznie przyspieszyły. W latach 2008-12 inwestycje w projekty
inteligentnych sieci wyniosły powyżej 200 mln Euro rocznie, osiągając poziom 500 mln Euro w
roku 2011.Tymczasem budżety projektów stale rosną. Udział inwestycji w projektach o budżetach
ponad 20 mln Euro wzrósł z 27% w 2006 roku do 61% w 2012 roku.
Wielka Brytania, Niemcy, Francja i Włochy są wiodącymi inwestorami w zakresie projektów
inteligentnych sieci, natomiast Dania jest krajem najbardziej aktywnym w projektach badawczorozwojowych.
Stan wdrożenia inteligentnego opomiarowania
Kluczowym elementem inteligentnych sieci jest inteligentne opomiarowanie odbiorców
końcowych, czyli klientów. Do września 2012 roku państwa członkowskie UE miały czas na
opracowanie studium wykonalności wdrożenia systemu AMI i podjęcie decyzji, czy inwestycja
jest opłacalna, czy nie. Te z państw, które uznały że inwestycja jest opłacalna zostały zobligowane
do zainstalowania inteligentnych liczników u 80% odbiorców końcowych na swoim terytorium do
roku 2020 (Dyrektywa 2009/72/WE).
Przy założeniu zainstalowania w krajach UE około 180 mln inteligentnych liczników do 2020 r.
inwestycje w tym zakresie i okresie można oszacować na około 30 mld Euro2.
1
Zródło – European Commission JRC Scientific and Policy Reports “Smart Grid projects in Europe: Lessons learned
and current development 2012 update” 2013 rok
1
Na zaprezentowanym wykresie przedstawiono państwa członkowskie UE i Norwegię w dwóch
wymiarach:
1. Według stanu prawnego i regulacyjnego oceniono, czy stworzone zostały ramy do
zapewnienia przejrzystych wytycznych dla przedsiębiorstw energetycznych w zakresie
instalowania inteligentnych liczników, oszczędności energii i zarządzania obciążeniem
szczytowym.
2. Postępy w realizacji: odnoszą się nie tylko do liczby projektów pilotażowych, liczników
inteligentnych i właściwych usług w tej dziedzinie, ale również do działań w zakresie
klarownego i realistycznego planu wdrożenia w zakresie technologii inteligentnego
pomiaru w celu osiągnięcia oszczędności energii i / lub racjonalizacji obciążenia
szczytowego.
W ramach tych wymiarów sklasyfikowano państwa członkowskie UE i Norwegię w pięciu
grupach3:
1. “dynamic movers” - charakteryzują się jasno wytyczoną drogą do pełnego wdrożenia
inteligentnego opomiarowania Podjęto tam decyzje o obowiązku jego wdrożenia albo
istnieją poważne pilotażowe projekty, które torują drogę dla późniejszej decyzji. W tej
grupie znajdują się: Estonia, Finlandia, Francja, Irlandia, Włochy, Malta, Holandia,
Norwegia, Portugalia, Hiszpania, Szwecja i Wielka Brytania.
2. “market drivers” " - nie posiadają wymogów prawnych dla wdrożenia inteligetnego
opomiarowania, lecz mimo to właściwe w tej kwestii przedsiębiorstwa posuwają się
naprzód w zakresie instalacji inteligentnych liczników. Grupa ta obejmuje: Danię, Niemcy
i Czechy.
3. “ambiguous movers”-ramy regulacyjne zostały ustalone w pewnym zakresie a sama
kwestia wdrożenia jest klasyfikowana wysoko na liście priorytetów zainteresowanych
stron. Jednak ze względu na brak pełnej jasności w tym momencie tylko niektóre OSD
postanowiły zainstalować inteligentne liczniki. Ta grupa to Polska i Austria.
4. "“waverers” - kraje wykazujące pewne zainteresowanie inteligentnym opomiarowaniem na
poziomie regulatora, przedsiębiorstw i ministerstw. Odpowiednie inicjatywy albo właśnie
się rozpoczęły, albo są w toku, ale jeszcze nie spowodowały regulacyjnego impulsu w
kierunku wdrożenia inteligentnego opomiarowania. Grupę tę tworzą: Belgia, Grecja,
Łotwa i Rumunia.
2
Zródło – European Commission JRC Scientific and Policy Reports “Smart Grid projects in Europe: Lessons learned
and current development 2012 update” 2013 rok
3 Zródło “European Smart Metering Landscape report 2012 update May 2013” Smart Regions Deliverable 2.1
Published and produced by: Österreichische Energieagentur – Austrian Energy Agency (AEA)
2
5. “laggards” – kraje, w których inteligentne systemy pomiarowe nie są
s jeszcze istotną
sprawą. Ta liczna grupa składa się
si z: Bułgarii, Cypru, Węgier,, Litwy,
Lit
Luksemburga,
Słowenii i Słowacji.. Jednakże,
Jednak
mającc na uwadze funkcjonowanie dyrektywy 2009/72EC
możliwe jest, aby te kraje nagle nabrały tempa w swoich działaniach.
Zródło: “European Smart Metering Landscape report 2012 update May 2013” Smart Regions Deliverable 2.1
Published and producedd by: Österreichische Energieagentur – Austrian Energy Agency (AEA)
Wpływanie na popyt
System elektroenergetyczny w Polsce i na świecie
wiecie zbudowany był w modelu jednokierunkowym
od stabilnej generacji przez duże
że bloki systemowe do odbiorcy końcowego,
ko cowego, który ma ograniczoną
ograniczon
mocą przyłączeniową możliwość
żliwość korzystania z energii elektrycznej.. Wraz z wymogami
dotyczącymi zwiększonego
kszonego udziału źródeł odnawialnych zmienia się również system
elektroenergetyczny i szereg warunków jego funkcjonowania. Pojawiająą się duże
du farmy wiatrowe
oraz, w niektórych krajach, mali wytwórcy energii elektrycznej – tzw. prosumenci (producent i
odbiorca w jednym). Ta część
ęść generacji energii elektrycznej nie jest ciągła
ci
i stabilna,
stabilna uzależniona
jest bowiem od czynników pogodowych,
pogodowych takich jak wiatr czy poziom nasłonecznienia.
nasłonecznieni
W takich uwarunkowaniach można
moż m.in. założyć działania:
•
w zakresie budowy mocy wytwórczych na pokrycie prognozowanego zapotrzebowania
zapotrzebowani na
energię elektrycznąą i utrzymanie stabilności
stabilno ci systemu elektroenergetycznego,
elektroenergetycznego
3
•
w zakresie efektywnego wykorzystywania energii elektrycznej przez odbiorców
końcowych, co za tym idzie optymalizowanie przez nich rosnącej konsumpcji na bazie
inteligentnego opomiarowania.
Mając na uwadze wizję UE w zakresie rynku energii, w której zawarta jest m.in. aktywizacja
strony klienta, narodziła się nowa idea pod nazwą Demand Side Response (DSR/DR) – Reakcja
Strony Popytowej lub Reakcja Popytu (w zależności od opracowań). Ma ona na celu stworzenie
programów, działań, które mają zachęcić konsumentów do zmiany zachowań w zakresie zużycia
energii elektrycznej, w tym czasu i ilości zapotrzebowania, co przełoży się na ich profil zużycia
dobowego. Reakcja strony popytowej może być wykorzystana w celu ograniczeń:
- awarii systemowych;
- kosztów energii elektrycznej przez odbiorcę końcowego i wytwórcę;
- kosztów i czasu pracy usług serwisowych na sieci elektroenergetycznej.
Poprzez świadome ograniczenie, tj. po otrzymaniu przez odbiorcę komendy DSR o potrzebie
obniżenia poboru energii elektrycznej aktualnie wykorzystywanej, operator
systemu
dystrybucyjnego i przesyłowego będzie mógł z wyprzedzeniem zapobiec awarii w sieci. Jest to
szczególnie ważne w okresach szczytowego zużycia energii elektrycznej latem lub zimą. W
chwili obecnej procedura awaryjna jest uruchamiana w momencie, gdy stan zagrożenia jest już
widoczny i bezpośredni. DSR w tym przypadku również pozwoli obniżyć koszty operacyjne
związane z przywróceniem systemu do stanu normalnej pracy. Impulsem dla odbiorcy końcowego
do obniżenia swojej aktualnej konsumpcji będzie zachęta cenowa. Odbiorca otrzyma
rekompensatę za poprawną reakcję na DSR ze strony systemu. Największą korzyścią dla odbiorcy,
ale również wytwórcy energii elektrycznej, będzie wzajemne dopasowanie się. Odbiorca, który
zmieni swoje nawyki konsumpcyjne, dopasowując swój profil zużycia dobowego do obciążenia go
poza szczytem, ograniczy swoje rachunki na energię elektryczną. Może się również okazać, że dla
wytwórcy bardziej opłacalne będzie niewłączanie w szczycie dodatkowe bloku systemowego dla
pokrycia mocy szczytowej (istnieje próg rentowności), tylko zapłacenie odbiorcy za wykonanie
komendy DSR. Ponadto, koszty niedostarczenia energii elektrycznej podczas prac remontowych
na sieci lub u wytwórcy mogą okazać się wyższe niż rekompensata dla odbiorcy za poprawne
wykonanie usługi DSR, polegającej na obniżeniu konsumpcji, w przypadku gdy jest to technicznie
wykonalne.
W całej przedstawionej powyżej filozofii budowy nowych mechanizmów rynkowych widoczne są
dwa duże ograniczenia. Pierwszy z nich to fakt, iż pojedynczy odbiorca zużywający ok. 3 000
kWh/rok nie będzie miał bezpośredniego wpływu na system elektroenergetyczny i na rynek
energii. Z punktu widzenia całego systemu i wpływu na niego jest zbyt małym podmiotem. Ten
problem, czy ograniczenie zauważono już na samym początku powstania idei DSR. W związku z
czym powstała koncepcja Agregatora DSR, który ma za zadanie zarządzać portfelem tych usług.
Model relacji pomiędzy odbiorcą końcowym, operatorem systemu dystrybucyjnego, systemu
przesyłowego, czy sprzedawcą energii elektrycznej oraz rynkiem bilansującym nie musi być
jednolity. Będzie uzależniony od modelu rynku przyjętego w danym kraju. Inne zasady i inne
relacje panują w Niemczech a inne w Wielkiej Brytanii. Inny również model relacji obowiązuje
4
we Francji. Opis poszczególnych modeli został przedstawiony w raporcie SEDC4 (Smart Energy
Demand Coalition). Wspólnym mianownikiem idei jest potrzeba agregacji usługi DSR
pojedynczych usług realizowanych przez odbiorców końcowych, wówczas wpływ na pracę
systemu elektroenergetycznego jest już widoczny.
Drugim ograniczeniem dla koncepcji usługi DSR jest przekazanie odbiorcy informacji w celu jej
realizacji. Rządy krajów UE zostały zobowiązane zgodnie z raportem SEDC do wspierania idei
DSR za pomocą technologii inteligentnego opomiarowania. Uznano, że kanałem komunikacji
pomiędzy odbiorcą końcowym a Agregatorem DSR będzie sieć elektroenergetyczna czyli lokalne
OSD. W związku z tym wdrażane systemy inteligentnego opomiarowania muszą posiadać
funkcjonalność, umożliwiającą przekazywanie komend DSR do odbiorców końcowych. W
przypadku regulacji polskich, Prezes URE w swoim stanowisku z dnia 31 maja 2013r. „w sprawie
niezbędnych wymagań wobec wdrażanych przez OSDE inteligentnych systemów pomiaroworozliczeniowych z uwzględnieniem funkcji celu oraz proponowanych mechanizmów wsparcia przy
postulowanym modelu rynku” nakłada obowiązek na OSD w zakresie wyposażenia Aplikacji
Centralnej systemu AMI w funkcjonalności związane z możliwością realizacji komend DSR.
Zgodnie z przywołanym stanowiskiem OIP – Operator Informacji Pomiarowej będzie pełnił rolę
Agregatora, jednakże komendy DSR będą inicjowane przez Spółki Obrotu, do których przypisani
są odbiorcy końcowi.
Inteligentne opomiarowanie, będące składową inteligentnych sieci, jest aktualnie kluczem dla
otwarcia całej gamy nowych produktów w zakresie rynku energii oraz zmiany zasad jego
działania. Budowa nowego rynku energii wg wytycznych regulacyjnych w krajach UE wprowadzi
nowe relacje pomiędzy odbiorcą końcowym a OSD, czy też OSD a sprzedawcą energii
elektrycznej. Odbiorca końcowy będzie mógł także korzystać z szerokiej gamy produktów i usług
powstających na bazie inteligentnych sieci.
Otwartą kwestią pozostaje to, w jakim zakresie klienci wykorzystają szereg funkcjonalności
inteligentnych sieci. Duże znaczenie ma w tym kontekście zarówno skłonność, jak i możliwości
ponoszenia przez klientów określonych kosztów automatyki domowej. Różnice w dochodach
przeciętnego gospodarstwa domowego w krajach UE są wyraźne i przeciętne gospodarstwo
domowe w naszym kraju będzie raczej miało ewentualne wydatki na dalszej pozycji priorytetów
niż takie samo gospodarstwo w Holandii, Wielkiej Brytanii, czy Niemczech.
Produkty i usługi w zakresie inteligentnych sieci
Wszystkie produkty i usługi w zakresie inteligentnych sieci opierają się na sprawnej komunikacji
między wszystkimi uczestnikami rynku i przepływie szczegółowych danych na temat ilości i
struktury zużycia energii. Dane te oraz sposoby komunikacji mogą być wykorzystywane do
projektowania innowacyjnych produktów nakierowanych na klienta.
Punktem wyjścia dla rozwoju produktów i usług są aktualne i potencjalne potrzeby klientów.
Znaczenie ma także oczywiście skłonność i możliwości klientów do inwestowania w sieć HAN.
4
Źródło – A Demand Response Action Plan For Europe Regulatory requirements and market models
5
Jednak nie tylko wymagania klientów wpływają na opracowanie oferowanych produktów i usług,
istotne są również ograniczenia i możliwości dostawcy energii. Szczególne znaczenia w tym
zakresie ma:
•
•
•
Umiejscowienie w zakresie realizacji wewnętrznych procesów
Wykonalność techniczna idei produktu
Rynkowe koszty tworzenia produktu lub usługi
Inteligentne liczniki są w stanie zmierzyć każdy kwadrans zużycia energii. Tworzy to możliwości
reagowania na zmiany cen energii oraz umożliwia zaoferowanie klientowi szeregu usług i
produktów.
Przede wszystkim klient otrzymuje dokładniejsze informacje na temat swojego profilu zużycia
energii elektrycznej, co pozwala mu na racjonalne zarządzania zużyciem i lepszą kontrolę
kosztów. Klient będzie miał wiele możliwości zarządzania swoim zużyciem w sposób
automatyczny i zdalny także przy użyciu np. telefonu komórkowego (małe zapotrzebowanie w
„drogim” szczycie i większe zapotrzebowanie w „tańszym” okresie pozaszczytowym).
Przykłady:
•
•
•
•
zorientowany na klienta układ regulacji ogrzewania, na przykład elastyczne zmniejszenie
temperatury, gdy nikogo nie ma w domu;
usługi ochrony zdalnej budynku z kamer i dodatkowych funkcji bezpieczeństwa takich jak
np. czujniki ruchu;
włączanie i wyłączanie światła;
inteligentny dom ma potencjał, aby umożliwić korzystanie z wielu innych usług, które
mogą być przydatne dla konsumenta, m. in.multimetering – jeden kanał komunikacji dla
mediów (gaz, woda, ciepło).
Zmiany, które odczują klienci, to przede wszystkim zmniejszenie zużycia i niższe koszty zakupu
energii oraz możliwość korzystania z usług dodatkowych.
Inteligentne sterowanie powiązane z inteligentnymi sieciami, zainstalowane bezpośrednio u
klienta, będzie monitorować obciążenia, profil zużycia oraz ewentualne wytwarzanie w źródle
wytwórczym klienta, czy też magazynowanie energii. W tym kontekście możliwości takiego
produktu to m. in.:
•
•
•
•
•
Uruchamianie pralki, suszarki czy też zmywarki do naczyń w czasie obowiązywania
niższych cen dobowych;
Produkcja i magazynowanie energii, na przykład na potrzeby podgrzewania wody, podczas
okresu występowania niższych cen w ciągu doby (korzystanie z energii elektrycznej
dostarczonej z sieci, a kiedy ceny wzrosną korzystanie z energii zmagazynowanej);
Ładowanie akumulatorów pojazdów elektrycznych w okresie pozaszczytowym;
Odsprzedaż energii z akumulatorów pojazdów elektrycznych w godzinach szczytu;
Zaprogramowane (w związku z cenami czy też potrzebami systemu) lub zdalne okresowe
zmniejszanie zużycia przez klienta, gdy energia jest droga a system obciążony (do tego
6
niezbędny jest funkcjonujący system korzyści dla klientów, którzy podejmują takie
działania).
Klient może skorzystać także na modernizacji, poprzez wykorzystanie funkcjonalności
inteligentnych sieci. Efektywne wykorzystanie istniejącej infrastruktury sieciowej do produkcji,
transportu i zużycia energii elektrycznej zmniejszy potrzebę nowych inwestycji sieciowych.
Ponadto, poprawie ulec może także bezpieczeństwo dostaw energii oraz jakość obsługi.
Dalsze analizy
Działania w zakresie wdrażania inteligentnych sieci nabrały na poziomie UE znacznego
przyspieszenia, ciągle jednak wiele kwestii wymaga głębokiego przeanalizowania.
Przedmiotem analizy powinny być więc możliwości finansowania wdrożenia inteligentnych sieci
w powiązaniu z okresem, w jakim to wdrożenie byłoby w pełni uzasadnione i możliwe. Analiza
taka powinna brać pod uwagę także stan infrastruktury elektroenergetycznej w danym kraju oraz
związaną z tym listę priorytetów.
Każdy rynek energii elektrycznej ma swoją specyfikę, odmienne cechy mają także grupy
odbiorców końcowych. Z uwagi na znaczne zróżnicowanie w zakresie ekonomicznym oraz
wiedzy w zakresie mechanizmów rynku energii w krajach UE, czy też na obszarze danego kraju,
zasadne określenie jaka część społeczeństwa praktycznie, w jakim okresie i w jakim zakresie
wykorzysta możliwości oferowane przez nowy system inteligentnych sieci. Ważną kwestią jest
także szacunkowe określenie kosztów dostosowania infrastruktury mieszkaniowej czy biurowej do
możliwości inteligentnych sieci i skonfrontowania ich z możliwościami poniesienia tych kosztów
przez danych odbiorców.
7