Polska droga do smart gridów

Wdrażane rozwiązania do inteligentnego opomiarowania mają ograniczenia techniczne, których nie da się tanio ominąć. Jaki będzie system pomiarowy w Polsce?

Wyobrażenie, czym jest inteligenta sieć elektroenergetyczna, zmienia się w czasie wraz z doświadczeniami kolejnych wdrożeń i koncepcjami teoretycznymi. Trudno powiedzieć, jakie są niezbędne elementy, aby sieć elektroenergetyczną uznać za inteligentną oraz jakie rozwiązania należy zastosować, aby uznać, że osiągnięto już docelowy kształt i funkcjonalność smart gridu.

Nikt nie kwestionuje słuszności wdrażania inteligentnych sieci. Barierą są koszty inwestycyjne, chodzi o miliardy złotych w przypadku każdej z grup energetycznych.

Zobacz również:

Polskie tu i teraz

By wybrać najlepszy scenariusz dojścia do inteligentnych sieci, należy odnotować uwarunkowania, które mają wpływ na decyzję:

- zwiększa się zapotrzebowanie na energię elektryczną, a nie przybywa w odpowiednim tempie nowych mocy wytwórczych;

- Unia Europejska wprowadziła ograniczenia emisji dwutlenku węgla do atmosfery. To spowoduje albo podwyżki cen energii, albo konieczność zamknięcia najbardziej uciążliwych dla środowiska elektrowni. To może prowadzić do paradoksalnej sytuacji: technicznie moglibyśmy zapewnić sobie dostawy energii, natomiast nie byłoby to możliwe ze względu na cenę tej energii, która będzie musiała zawierać koszty praw do emisji CO2

- w bardzo szybkim tempie przybywa wiedzy dotyczącej inteligentnych systemów pomiarowych oraz sieci smart grid

- brakuje wielu standardów i norm, są one na etapie opracowania

- szybko rozwijają się urządzenia elektroniczne, w tym inteligentne liczniki wzbogacane o coraz bardziej zaawansowane funkcje

- w Polsce cena energii jest stosunkowo niska w porównaniu do innych krajów, jednak pod względem procentowego udziału kosztów elektryczności w budżetach gospodarstw domowych Polska zajmuje jedno z najwyższych miejsc w Europie, dlatego wprowadzanie różnych dodatkowych opłat będzie bardzo trudne

- Polska nie jest zamożnym krajem, a koszty każdej inwestycji sieciowej będą musiały być przerzucone na odbiorcę.

Obecnie w Polsce realizowane są dwa rodzaje projektów, które mają prowadzić do inteligentnych sieci:

- pilotażowe wdrożenia inteligentnych systemów pomiarowych, często o okrojonej funkcjonalności. Przedsiębiorstwo Energa SA postanowiło zainstalować inteligentne liczniki u wszystkich swoich odbiorców. Rozwiązania takie stosowane są we Włoszech i w Szwecji, a kolejne kraje: Norwegia, Wielka Brytania, Francja zaczynają wdrożenia na masową skalę

- wdrażanie krok po kroku coraz bardziej zaawansowanych elementów infrastruktury do obecnych sieci elektroenergetycznych. Takie działania mają zwiększać inteligencję sieci.

Grupa Energa jako pierwsza w Polsce rozpoczęła wdrożenia inteligentnych liczników u wszystkich odbiorców. Te wysiłki budzą jednak pewne wątpliwości.

Po pierwsze, promowana przez Energa Operator technologia przesyłu danych po sieciach energetycznych PLC PRIME (standard transmisji po sieciach energetycznych) nie osiągnęła jeszcze wystarczającego stopnia dojrzałości, aby można było ją z powodzeniem wdrożyć na masową skalę. Na ogłoszenie sukcesu jest jeszcze za wcześnie, bo nie wiadomo, czy ta technologia okaże się lepsza od wcześniej wdrażanych.

Po drugie, niepokój mogą budzić kwestie interfejsu i możliwości lokalnego odczytu danych z licznika przez odbiorcę. W proponowanym rozwiązaniu ma być to możliwie dzięki wbudowaniu złącza USB. Do końca nie wiadomo, czy i jak dane będą zabezpieczone, by jeden odbiorca nie mógł podłączyć się do licznika innego odbiorcy - liczniki często znajdują się na klatkach schodowych, w nowym budownictwie instaluje się je na parterze. Nie wiadomo jednak, czy klienci w ogóle będą zainteresowani odczytem danych.

Poszukując własnej drogi

Czy lepiej postępować małymi krokami, wdrażając proste AMI, czyli podstawowe rozwiązania zdalnego odczytu liczników, czy też stawiać ambitne cele i wykonać odważny skok w smart metering, czyli inteligentną infrastrukturę pomiarową i dwukierunkową komunikację?

Jeżeli inteligentne liczniki energii będą rozwijane w takim samym tempie jak telefony komórkowe, to na etapie wdrożenia instalowane będą takie, które wykorzystują przestarzałe technologie. Można podejrzewać, że najbardziej rewolucyjny rozwój funkcjonalny inteligentnych liczników dopiero nastąpi, i to w niedługim czasie.

Właściwym krokiem wydaje się tworzenie systemu zdolnego do funkcjonalnej rozbudowy, chociaż i to staje się dyskusyjne. Jako jedną z kluczowych funkcjonalności inteligentnych liczników wymienia się możliwość zdalnego wgrania nowej wersji oprogramowania wewnętrznego. Ale czy jest to wystarczająca rozbudowa funkcjonalna?

Wdrażane obecnie technologie inteligentnego opomiarowania charakteryzują się określonymi ograniczeniami technicznymi, których tanio nie da się ominąć. Dlatego pytanie o kształt inteligentnego systemu pomiarowego jest pytaniem bardzo złożonym. Oczywiście zawsze można podjąć decyzję, aby wdrażać obecnie dostępne technologie, ale to, czy przedsiębiorstwo dystrybucyjne stanie się wtedy liderem, czy królikiem doświadczalnym, który dodatkowo za parę lat będzie męczył się z przestarzałym sprzętem i oprogramowaniem, zupełnie nieprzystosowanym do otaczającej rzeczywistości, wcale nie jest takie oczywiste.

Warto zauważyć, że Polska w zasadzie nie jest zapóźniona w kwestii wdrażania inteligentnych systemów pomiarowych, zwłokę notujemy bowiem w obszarze instalacji generacji rozproszonej - wytwarzania energii w odnawialnych źródłach przez odbiorców na własne potrzeby.

W tej chwili trudno jest jednoznacznie powiedzieć, które drogi są najwłaściwsze. Wiadomo że różnymi ścieżkami można dojść do tego samego celu. Oczywiście jest wielu zwolenników wdrażania inteligentnych systemów pomiarowych - pytanie tylko, jaka funkcjonalność zostanie wdrożona, za jakie pieniądze oraz kto na tym tak naprawdę zarobi?

Dr inż. Krzysztof Billewicz jest pracownikiem Instytutu Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej.

Energetyczna strategia

Warto zadać sobie pytanie, czy wdrażania inteligentnych sieci elektroenergetycznych jest konieczne. Wbrew informacjom prasowym oraz wypowiedziom niektórych ekspertów dyrektywa 2009/72/WE nie wymaga od Polski wprowadzenia do 2020 r. zaawansowanej infrastruktury pomiarowej AMI (ang. Advanced Metering Infrastructure). Dyrektywa ta decyzję pozostawia krajom członkowskim, które powinny ją podjąć na podstawie przesłanek ekonomicznych.

Jakie mamy alternatywy?

- Możemy nie robić nic - w konsekwencji taka postawa doprowadzi do powstania deficytów mocy w systemie, czyli wprowadzenia stopni zasilania wraz z zaleceniami, jakie odbiorniki energii należy wyłączyć, oraz wiąże się z większym prawdopodobieństwem występowania wyłączeń (mocy może zabraknąć, bo zapotrzebowanie stale rośnie, a po 2015 będziemy musieli wyłączyć przestarzałe i wyeksploatowane bloki energetyczne).

- Możemy zbudować nowe bloki energetyczne i elektrownie, ale jest są drogie inwestycje, ich efekty są oddalone w czasie, a energia potrzebna jest teraz. Ponadto nie wiadomo, kto miałby być głównym inwestorem i czy banki skredytują taką inwestycję. Inwestycje w energetykę niosą pewne ryzyka. Gdyby okazało się, że za 10 lat ogniwa fotowoltaiczne będą tanie i odbiorcy będą masowo wytwarzali energię na własne potrzeby nie kupując jej z sieci, to te centralne inwestycje mogłyby okazać się chybione.

- Wreszcie możemy postawić na rozwój i promocję tzw. generacji rozproszonej, czyli wytwarzania przez odbiorców energii na własne potrzeby.


TOP 200