Nosal: OZE nie może kanibalizować innych obszarów

30 września 2014, 12:10 Energetyka
Agnieszka Nosal

– Realizacja projektów smart metering w Europie, a tym samym w Polsce to wielkie wyzwanie, w którym Opower chce mieć udział. Na całym kontynencie to blisko 170 mln. europejskich gospodarstw. U podstaw wdrożeń musi naszym zdaniem leżeć m.in. uświadomienie i edukacja klienta końcowego. To on powinien najpierw zrozumieć korzyści z wdrożenia inteligentnego licznika i zaakceptować konieczne nakłady finansowe. Celem edukacji nie jest to by klient zaakceptował przyjęcie licznika do domu, a fakt zrozumienia przez niego „wartości” wynikającej z jego „inteligentnej funkcjonalności” – stwierdzi John Webster, Wiceprezes firmy Opower podczas IV Smart Communications & Technology Forum, które 18 września 2014 roku w Warszawie zostało zorganizowane przez zespół CBE Polska.

Dyskusja na temat rozwoju projektów smart grid/metering w naszym kraju trwa już dobrych kilka lat. Wszelkie opóźnienia we wdrożeniach wynikają głównie z braków legislacyjnych. Dlatego zmiany w prawie energetycznym dotyczące zapewnienia realizacji celów wynikających z dyrektywy 2009/72/WE były oczekiwane przez rynek od bardzo dawna. Zgodnie z unijnymi przepisami, Państwa Członkowskie są zobowiązane do zapewnienia wdrożenia inteligentnych systemów pomiarowych, które pomagają konsumentom w aktywnym korzystaniu z rynków dostaw energii elektrycznej.

Obecnie polskie projekty mają szansę przyśpieszyć, bowiem znane jest już stanowisko Prezesa URE w sprawie ram interoperacyjności i wymienności elementów sieci smart grid. Wciąż jednak trwają prace nad podsumowaniem wyników konsultacji wzorcowej specyfikacji technicznej dla postępowań przetargowych na dostawę infrastruktury licznikowej dla systemów AMI.

Przyspieszyło również polskie Ministerstwo Gospodarki, które opracowało i opublikowało projekt założeń do zmiany ustawy Prawe energetyczne. Projekt został przekazany do konsultacji, jednakże spotkał się z ostrą krytyką branży. Projekt ma doprowadzić do zainstalowania do 2020 r. inteligentnych liczników u 80 proc. odbiorców, zgodnie z wytycznymi UE. Na wypełnienie wymogów unijnych Polsce pozostało niespełna 6 lat. Dlatego MG zaproponowało harmonogram, wedle którego przedsiębiorstwa energetyczne mają wdrażać smart metering i instalować liczniki zdalnego odczytu do:

1) 31 grudnia 2015 r. – w ilości nie mniejszej niż 5 proc.,
2) 31 grudnia 2016 r. – w ilości nie mniejszej niż 15 proc.,
3) 31 grudnia 2017 r. – w ilości nie mniejszej niż 25 proc.,
4) 31 grudnia 2018 r. – w ilości nie mniejszej niż 40 proc.,
5) 31 grudnia 2019 r. – w ilości nie mniejszej niż 60 proc.,
6) 31 grudnia 2020 r. – w ilości nie mniejszej niż 80 proc. liczników zdalnego odczytu w ogólnej ilości liczników zainstalowanych u odbiorców końcowych przyłączonych do sieci danego operatora systemu dystrybucyjnego.

Na usta ciśnie się obecnie pytanie: czy publikacja wyników konsultacji prowadzonych przez URE, a w szczególności wzorcowej specyfikacji, zbiegnie się w czasie z planowanym na III/IV kwartał 2014 r. terminem przyjęcia przez Radę Ministrów projektu zmiany ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, wdrażającym system inteligentnego opomiarowania w Polsce?

Nakłady na inteligentne liczniki zwracają się

Jak poinformował Dyrektor Departamentu Innowacji spółki Energa Operator Adam Olszewski, programy montażu inteligentnych liczników – jednego z elementów inteligentnej sieci Smart Grid – przyniosły ciekawe i pozytywne rezultaty. Ekspert wymienił test konsumencki w Kaliszu, w którym przez rok 1244 gospodarstwa domowe testowały funkcjonalność nowych liczników. Okazało się, że tylko wprowadzenie taryf wielostrefowych, czyli różnych cen energii elektrycznej o różnych porach doby, ogranicza zużycie energii o 5-14 proc. Możliwość redukcji poboru mocy na sygnał operatora sieci daje natomiast nawet 30-proc. oszczędności zużycia. W ogóle zużycie w testowanych gospodarstwach spadło o 2-4 proc. – podkreślił Olszewski. Jak mówił, Energa Operator znalazła ciekawe funkcjonalności swoich liczników – dane z nich pozwalają np. dokładnie obliczyć, a nie tylko oszacować optymalny model pracy sieci. Okazało się, że to o jedną dziesiątą zmniejsza straty techniczne energii, wynoszące normalnie 4-5 proc. To efekty tylko i wyłącznie analizy informacji, które tak czy inaczej gromadzimy z liczników – podkreślił Olszewski.

Dodatkowo inteligentna sieć automatycznie może wykrywać i izolować uszkodzenia, automatycznie przywracać zasilanie, co oznacza, że nakłady na nią zwracają się bardzo szybko – zaznaczył.
„Trudno dokładnie ocenić, o ile elementy inteligentnej sieci poprawiają wydajność całego systemu energetycznego, ale można szacować oszczędności na kilka mld euro rocznie w skali UE” – dodał Gianluca Fulli z centrum badań nad energią i transportem Komisji Europejskiej. Reprezentant KE podkreślał również, że jego Centrum przygląda się obecnie kwestiom wzrostu cen (zarówno na rynku hurtowym i detalicznym) w związku z wpływem przyłączenia OZE na system. Wkrótce zostanie opublikowany nowy raport na ten temat.

Doskonałym rozwinięciem wypowiedzi dr Olszewskiego z Energii Operator był wykład Maxima Granatiri, Kierownika Działu Innowacyjnych Technologii mołdawskiej firmy ADD, która jest dostawcą liczników dla polskiej Energii Operator. Prelegent podsumował poszczególne etapy realizacji wdrożenia, analizy dotyczące polskich konsumentów. W tym miejscu warto zaznaczyć, że kontrakt z ADD jest dotychczas największym tego typu w Polsce (310 tys. inteligentnych liczników do pomiaru zużycia prądu wraz z infrastrukturą odczytu danych). Energa-Operator zgodnie z obowiązującą strategią do 2020 r. ma przeznaczyć na rozwój inteligentnej sieci 1,4 mld zł. Firma dostarcza energię elektryczną dla 2,5 mln gospodarstw domowych oraz do ponad 300 tys. firm, ma ok. 17 proc. udział w rynku sprzedaży energii elektrycznej. Jest operatorem systemu dystrybucyjnego energii elektrycznej na obszarze ok. jednej czwartej powierzchni Polski.

Operatorzy i GIODO są zgodni – ochrona danych osobowych musi się znaleźć w ustawie
Główny Inspektor Ochrony Danych Osobowych dr Wojciech Wiewiórowski poinformował, że w 19 września wyśle uwagi do tych założeń, przy czym najważniejsze dotyczą małej precyzji sformułowań. Powiedział, że GIODO chce się zgodzić na określone możliwości przetwarzania danych z liczników, bo – jak wskazał – gdy operatorzy sieci nie będą mieli prawnie zagwarantowanych pewnych szczegółów, to nie będą mogli w pełni wykorzystywać danych. Dr Wiewiórowski podkreślił również fakt, że użytkownik musi mieć wgląd do informacji o tym, kto miał dostęp do danych z jego licznika, w jaki sposób je wykorzystał itp. Jak dodał, GIODO będzie naciskał, aby w obowiązkowym zakresie narzuconym ustawą dane były zbierane najczęściej co 15 minut, choć dobrowolnie będzie można się zgodzić na większą częstość odczytu. Przypomnijmy że Generalny Inspektor Ochrony Danych Osobowych zgłaszał już zaniepokojenie wcześniejszymi projektami, ale po zapewnieniach energetyków i resortu gospodarki, że dane z liczników będą podlegać reżimowi ustawy o ochronie danych jego obawy się zmniejszyły.

Agnieszka Nosal z RWE Stoen stwierdziła: – Im większa precyzyjność regulacji dotyczących smart meteringu tym stabilniejsze jego wdrożenie oraz projektowanie systemów informatycznych. Konsumenci muszą mieć komfort i pewność, że dane z liczników są pozyskiwane we właściwych celach i są odpowiednio chronione. Dlatego też RWE Stoen Operator popiera stanowisko Pana Ministra Wiewiórkowskiego, wedle którego kwestie ochrony danych osobowych i zarządzania nimi powinny znaleźć się w ustawie by zminimalizować pole do interpretacji – podkreśliła.
Z kolei wieloletni pracownik Urzędu Regulacji Energetyki (obecnie Radca Prezesa w Biurze – Centrum Koordynacji Rozwoju Inteligentnych Sieci, URE), dr Tomasz Kowalak poinformował, że w listopadzie powinna pojawić się końcowa wersja wymagań, jakie powinny spełniać wszystkie urządzenia Smart Grid. Obecnie nad tym zagadnieniem pracuje zespół złożony z przedstawicieli operatora systemu przesyłowego, dystrybutorów, sprzedawców energii i producentów urządzeń. – Wciąż trwa spór nad przyjęciem konwencji „pull” (model niemiecki w którym SM jest instalowany na życzenie prosumenta) a „push” (w której obecność SMSGRCF stymuluje do aktywizacji zachowań prosumenckich przy jednoczesnym wykorzystaniu go do czerpania i innych korzyści) – stwierdził dr Kowalak.

W dyskusji o Smart Grid pojawił się też kontekst przyłączania do sieci niestabilnych z natury odnawialnych źródeł energii (OZE). Dr Adam Olszewski przypomniał, że Energa Operator ma na swoim terenie bardzo dużo farm wiatrowych, a zazwyczaj 1/4-1/3 potrzeb odbiorców spółki jest zaspokajana ze źródeł OZE w samej sieci dystrybucyjnej. Podkreślił, że sieć musi być bardziej elastyczna, aby obsłużyła więcej źródeł odnawialnych i do tego przydadzą się rozwiązania Smart Grid.

Na podobny problem wskazał Prezes Enea Operator Michał Jarczyński. W swym komentarzu odnosił się do tego, w jaki sposób ENEA przygotowuje się do współpracy z sektorem producentów energii z OZE. Jakie są obecnie możliwości przyłączania np. mocy fotowoltaicznej i mocy wiatrowej do sieci ENEA? Czy spółka ma jakiś plan zwiększania tych możliwości? Jarczyński poinformował, że w różnych miejscach sieci dałoby się obecnie podłączyć ponad 1,7 tys. MW OZE. Często jednak się zdarza, że tam, gdzie są bardzo dobre warunki dla wiatraków, do sieci możemy podłączyć bardzo mało – stwierdził prezes. Istniejąca w Polsce sieć była projektowana pod wielkie źródła centralne, a nie rozproszone OZE – przypomniał. Jak zapewnia ENEA w swoich komunikatach, firma będzie przygotowana na wdrożenie masowe w ustawowym terminie. Na razie pilotażowo udało się zainstalować ok. 1500 liczników w Opalenicy, Szczecinie i Wałczu. W latach 2014 – 2019 na wdrożenie AMI ENEA przeznaczy ponad 330 mln zł.

Agnieszka Nosal, Członek Zarządu RWE Stoen Operator w swojej wypowiedzi podczas forum odnosiła się natomiast do kwestii wykorzystania doświadczeń niemieckich w zakresie wprowadzaniu OZE do systemu elektroenergetycznego. Komentowała również możliwość transferu regulacji niemieckich na grunt Polski. Podczas debaty podkreślała, że RWE Stoen Operator prowadzi swoistą kampanię informacyjną. Ma ona na celu uświadomienie jakie konsekwencje ma wprowadzenie pewnych rozwiązań systemowych dla konsumentów i gospodarki jako całości. Wiceprezes stwierdziła – Polska powinna uważnie przyglądać się transformacji energetycznej jaką wprowadza obecnie niemiecki regulator – tzn. Energiewende. Jej konsekwencją jest np. rezygnacja Niemiec z energetyki atomowej w wyniku katastrofy w Fukushimie oraz silna tendencja i wymogi związane z rozwojem sektora OZE. Jak podsumowała: – Rozwój OZE nie może „kanibalizować” innych obszarów działalności spółek energetycznych.

W tym miejscu warto przypomnieć, że RWE STOEN OPERATOR wdrożenie systemu AMI planuje na lata 2014 – 2015 od Pragi Południe w Warszawie. Skala wdrożenia będzie wynosić od 50 000 do 100 000 liczników. W przeważającej części będą to osiedla budynków wielolokalowych, w których liczniki umiejscowione są na zewnątrz. Ciekawostką może być to, że kilkaset liczników smart zostało pilotażowo zainstalowanych również w budynkach przy Pasażu Wiecha w centrum Warszawy.
Podczas debaty głos zabrał również Dyrektor Instytutu Łączności – inż. Wojciech Hałka, który w latach 2003-2005 był podsekretarzem stanu w Ministerstwie Infrastruktury, odpowiedzialnym za sektor łączności i rozwój infrastruktury sieciowej. W swej wypowiedzi skomentował wytyczne UE wskazujące na konieczność wdrożenia zintegrowanego inwestowania w infrastrukturę krytyczną. Odnosił się do przygotowań jakie poczyniono w Polsce, by ten warunek był spełniony w odniesieniu do projektowania i budowy w sposób zintegrowany infrastruktury elektroenergetycznej i telekomunikacyjnej. Jest to niezwykle istotne, bowiem KE stoi na stanowisku, że będzie to warunkiem koniecznym do spełnienia przy rozliczaniu inwestycji dofinansowywanych ze środków UE – od lat przy realizacji inwestycji wspólnych inwestycji infrastrukturalnych problemem była biurokratyzacja i to bardzo wydłużało cały proces. Kamieniem milowym było wdrożenie tzw. Megaustawy w lipcu 2011. Drugą rzeczywistą próbą ułatwienia jest tegoroczna dyrektywa UE odnoszącą się do wspólnych inwestycji liniowych (telekomunikacyjnych, energetycznych) która ma zwiększyć m.in. efektywne wykorzystanie środków UE przeznaczonych na ten cel. Ponadto Prezesi UKE i URE podpisali porozumienie o współpracy regulatorów przy podejmowaniu decyzji odnośnie unormowań ułatwiających inwestycje w sieci.

Jacek Koźbiał: Efektywne systemy muszą być zdolne do samodzielnej i inteligentnej rekonfiguracji
Dyrektor Jacek Koźbiał z firmy Mikronika podczas forum opowiadał o systemach szerokopasmowych Smart Communication dla Smart Grid. W swoim wystąpieniu omawiał przykłady inteligentnych wdrożeń komunikacyjnych na potrzeby Smart Metering i Smart Grid oraz opisywał wnioski z eksploatacji systemu. Wielokrotnie podkreślał, że systemy muszą być zdolne do samodzielnej, inteligentnej rekonfiguracji, by były efektywne. Jako przykład podał wdrożenie Mikroniki w gminie Kleszczów (system połączeń telekomunikacyjnych, napięć NN, SN i WN).

BiznesAlert.pl był patronem medialnym wydarzenia.

Źródło: CBE Polska