Potrzeba więcej wiedzy o smart grids

Rozmowa z Markiem Wąsowskim, dyrektorem konsorcjum Smart Power Grids Polska.

Smart Power Grids Polska

Stawia sobie za cel rozwój innowacyjnych technologii dotyczących inteligentnych sieci elektroenergetycznych. Funkcję lidera Konsorcjum pełni Politechnika Wrocławska. Należą do niego: Apator SA, Bank Zachodni WBK SA, Politechnika Opolska, Schneider Electric Polska sp. z o.o., KGHM Polska Miedź SA, Uniwersytet Zielonogórski, Instytut Automatyki Systemów Energetycznych sp. z o.o., Tauron Dystrybucja SA, Instytut Tele-i Radiotechniczny, Orange oraz ATOS IT Services.

Jakie zmiany zachodzą na rynku energii elektrycznej w związku z początkami inwestycji w sieci inteligentne?

W 2012 r. wypracowany został ostateczny kształt dokumentu Generalnej Umowy Dystrybucji Gdy zacznie powszechnie obowiązywać, sprzedawcy będą mogli zawierać swobodnie umowy na sprzedaż i obrót energią z odbiorcami na terenie całego kraju. To zarazem spełnienie jednego z warunków koniecznych dla całkowitego uwolnienia rynku wskazanych w "Mapie drogowej uwolnienia cen dla wszystkich odbiorców energii elektrycznej", opracowanej przez Urząd Regulacji Energetyki (URE). Ale prawdziwą rewolucją będzie stworzenie warunków do dynamicznego kształtowania cen energii po cenie dnia oraz możliwość wielokrotnej zmiany sprzedawcy. Na razie bezpłatna zmiana sprzedawcy jest możliwa raz w roku, a sprzedawcy energii preferują podpisywanie umów na rok, a nawet dłużej.

Zobacz również:

Warunkiem sine qua non takiej zmiany są liczniki inteligentne i zaawansowane systemy pomiarowe (ang. AMI), do których należy Infrastruktura Sieci Domowej (ISD). Niestety, mam wrażenie, że wciąż jesteśmy na początku drogi.

Rzeczywiście, trwa wielopoziomowa dyskusja, porządkowana stanowiskami Prezesa URE, np. "IV Stanowiskiem Prezesa URE w sprawie szczegółowych reguł dot. inwestycji w AMI" albo właśnie oddanym do konsultacji społecznych "Stanowiskiem Prezesa URE w sprawie niezbędnych wymagań dotyczących ram interoperacyjności współpracujących ze sobą elementów sieci Smart Grid oraz elementów sieci domowych współpracujących z siecią Smart Grid".

Zgodnie z nimi infrastruktura AMI, której tworzenie leży w kompetencji Operatorów Sieci Dystrybucyjnej (OSD) i które poniosą konieczne koszty inwestycji, winna zostać skonfigurowana w sposób pozwalający na osiągnięcie oczekiwanych korzyści przez wszystkich uczestników rynku energii. W kontekście opóźnień w budowie nowych elektrowni, zaś w konsekwencji spodziewanego deficytu mocy wydaje się, że wręcz jest konieczne, by AMI została utworzona bez zbędnej zwłoki w sposób spójny na obszarze całego Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Przecież powinniśmy rocznie instalować 2-3 mln liczników, by w 2020 r. zakończyć ten proces.

Tyle że wśród tych uczestników rynku energii jesteśmy my, zwykli użytkownicy, którzy ani chybi zapłacą za inteligentne liczniki, płacąc wyższą cenę za energię Ale to jest cena zapóźnienia w odtwarzaniu majątku polskich elektrowni.

Może przedłużająca się dyskusja nie wynika z powodów technicznych, ale z oporów przed zmianą?

Coraz częściej widać, że musi interweniować Prezes URE. Wszakże nie chce on narzucać swojego zdania. Przykładowo w stanowisku ws. interoperacyjności proponuje, aby rynek określił "wspólne ramy (…) dla interfejsów łączących licznik AMI z Infrastrukturą Sieci Domowej oraz Infrastrukturą komunikacyjną AMI, obowiązujących wszystkich uczestników rynku usług ISD oraz licznik AMI z Aplikacją Centralną AMI, obowiązujących wszystkich użytkowników Smart Grid oraz dostawców liczników". Chodzi o to, by uniknąć negatywnego efektu hamowania postępu technicznego, co mogłoby nastąpić, gdyby narzucić administracyjnie rozwiązanie.

Mimo to może się okazać, że pewne rozwiązania trzeba będzie odgórnie narzucić. W końcu wciąż nie działa Operator Informacji Pomiarowej (OIP).

A kto będzie odpowiedzialny za łączność w obrębie tego systemu?

Energetycy chcieliby to robić sami. Branża telekomunikacyjna mówi, że powinno to być ich zadanie, bo się na tym zwyczajnie znają. Lecz tego punktu widzenia nie podzielają energetycy. Nie ma porozumienia między sektorami. Jedni chcą pobierać dane z systemu AMI co minutę, inni co pół godziny. Dyskusja rozpoczęła się w 2012 r. Na razie stanęło na 15 min. Nie jest wykluczone, że zostanie wybrana jeszcze inna opcja: odczyt informacji raz dziennie, ale za to z pełnym profilem użytkownika.

Gorące głowy jak zwykle studzi Prezes URE, wskazując w Stanowisku ws. interoperacyjności, że dla zapewnienia elastyczności docelowego rozwiązania konieczne jest zastosowanie: dodatkowo, (…) rezerwowego toru komunikacji względem przyjętej przez OSD E jako standardowa komunikacji PLC pomiędzy licznikiem AMI a Aplikacją Centralną AMI. (…) który może być stosowany w przypadkach instalowania licznika AMI na życzenie odbiorcy wyprzedzającego harmonogram rolloutu oraz w sytuacjach trwałej niewydolności toru głównego, np. z uwagi na wyjątkowe, szczególnie niekorzystne lokalne uwarunkowania terenowe. A więc odpowiedzialność za komunikację AMI będzie najprawdopodobniej podwójna: OSD oraz firmy telekomunikacyjnej obsługującej. W konsekwencji Prezes URE mówi, że dane pomiarowe dotyczące stanu liczydeł energii czynnej będzie można również sczytywać z interwałem 5-sekundowym, wraz ze znacznikiem czasowym.

Być może konsensus jest już blisko. Prezes URE wspólnie z PSE Operator SA oraz przedstawicielami branży telekomunikacyjnej stworzyli platformę dyskusji - Warsztaty Rynku Energii, które mają na celu skuteczne wprowadzenie na rynek energii nowoczesnych rozwiązań technologicznych i organizacyjnych, zapewniających transparentność oraz stabilność przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej. W tę inicjatywę zaangażowali się zarządzający wszystkich kluczowych przedsiębiorstw energetycznych (OSD), co daje nadzieję na sprawne funkcjonowanie roboczej platformy gromadzenia i wymiany wiedzy związanej z budową inteligentnych sieci energetycznych.


TOP 200