Te liczniki zmuszą nas do oszczędzania

Powodem tego, że tak wiele dyskutuje się o sieciach inteligentnych, są wyzwania stojące przed gospodarką związane ze zbyt wysokim kosztem energii, ochroną środowiska i bezpieczeństwem energetycznym. Inteligentna sieć nie jest lekarstwem, które wszystko uleczy, ale jednym ze środków, który należy wykorzystać - mówi Robert Stelmaszczyk, prezes RWE Stoen Operator.

Jak podkreśla prezes Stelmaszczyk, żeby inteligentne sieci mogły zafunkcjonować, spełnionych musi zostać kilka warunków. Przede wszystkim potrzebny jest organizator, który stworzy e-rynek energii zachęcający do korzystania z inteligentnych sieci. Według jednej z propozycji, mógłby to być organizator rządowy, według innych - prywatny podmiot, który pobiera opłaty.

Sławomir Klimowicz, odpowiedzialny za rozwój SAP na rynku utilities w Europie Środkowej, przypomina, że na świecie są różne doświadczenia związane z tym, kto jest odpowiedzialny za kreowanie rynku energii.

W Wielkiej Brytanii jest to państwowy regulator, Ofgem, w kanadyjskiej prowincji Ontario jest to Ontario Energy Association, posiadające centralną bazę danych odczytowych zebranych od ok. 90 dystrybutorów.

Niezależnie od tego, kto byłby odpowiedzialny za kreowanie rynku, jedno jest pewne - bez rynkowych korzyści elementy inteligentnych sieci się nie pojawią.

Robert Stelmaszczyk dodaje, że do rozwoju inteligentnych sieci niezbędne są także otwarte na zmiany przedsiębiorstwa dystrybucyjne i przesyłowe, które są gotowe stosować inteligentne technologie.

- Potrzebny jest również ktoś, kogo można określić jako "pro-sumer" - od angielskich słów producent ("producer") i konsument ("consumer"), który byłby zainteresowany tym, aby w odpowiednim czasie zużywać więcej energii, jeśli mu się to opłaca, a w odpowiednim czasie zmniejszać zużycie energii lub wręcz ją produkować - przekonuje prezes RWE Stoen Operator.

W jego ocenie, potrzebny jest także niezawodny operator pomiarowy, który niekoniecznie musi być wydzielony ze struktur OSD. Operator pomiarowy powinien wszystkim użytkownikom inteligentnych sieci na równych zasadach udostępniać informację o zużyciu energii i rozliczeniach odbiorców.

Do rozwoju inteligentnych sieci niezbędni są oczywiście producenci energii, którzy aktywnie uczestniczą w rynku, wymyślają nowe oferty w oparciu o informacje płynące z inteligentnych sieci i reagują na ceny. Producenci energii będą aktywnie uczestniczyli w e-rynku energii wtedy, kiedy będzie to dla nich opłacalne.

Inteligentne sieci i zdalny odczyt liczników pozwoliłyby na zmniejszenie liczby kradzieży energii, co oczywiście byłoby korzystne dla uczciwych konsumentów, ponieważ spadłyby koszty związane z nielegalnym poborem energii, którymi obciążani są wszyscy klienci.

RWE Stoen Operator inwestuje w ten obszar, już teraz straty sieciowe, jak zapewnia Robert Stelmaszczyk, znajdują się na poziomie najlepszych firm zachodnich.

Zdaniem Stelmaszczyka, w drugiej fazie z pewnością duży wpływ na rozwój inteligentnych sieci będą mieli dostawcy nowych produktów, których dzisiaj nie ma, a które się pojawią. Na przykład powstaną domy i obiekty, w których za pomocą odpowiednich urządzeń sterujących odbiorca będzie elastycznie reagował na ceny energii na rynku.

Kiedy klient widzi sens

- W Ontario, gdzie większość energii produkowana jest w elektrowniach jądrowych, część bloków będzie musiała zostać wyłączona i wyliczono, że w latach 2009 i 2010 może pojawiać się deficyt energii - informuje Sławomir Klimowicz z SAP.

- Wyniki analiz pokazały, że inwestycja w Inteligentne Systemy Licznikowe (Smart Metering) umożliwi lepsze zarządzanie popytem, a to pozwoli na uniknięcie wielomiliardowych inwestycji w nowe moce wytwórcze.

Za inwestycję zapłacą klienci - przez 10 lat do każdego miesięcznego rachunku doliczone zostaną 2 dolary.

Dodaje, że kształtowanie krzywej popytu i elastyczne taryfy przyniosły pozytywne rezultaty także w Kalifornii. Tam rozpiętość cen pomiędzy najniższą a najwyższą jest prawie sześciokrotna, w efekcie poprzez wysokość rachunków za energię następuje "zniechęcanie" klientów do pewnych zachowań lub zachęcenie do zachowań prowadzących do oszczędzania energii w szczycie i w efekcie zmniejszenia opłat. Inaczej niż w Kanadzie czy Stanach Zjednoczonych jest jednak w Europie.

- W całej Europie sukces wprowadzania inteligentnych sieci jest umiarkowany.

W Niemczech niedawno w życie weszło prawo, które pozwala swobodnie funkcjonować niezależnym operatorom systemów pomiarowych - przyznaje Robert Stelmaszczyk z RWE Stoen Operator. - Sieci inteligentne rozwijają się tam dosyć wolno, ponieważ napotkały na bariery popytu. Nie każdy emeryt jest zainteresowany wydaniem dodatkowo 2 euro miesięcznie, by oglądać swoje profile obciążenia w cyfrowej ramce.

Andrzej Chabrzyk, architekt rozwiązań biznesowych z SAP Polska, zapewnia, że klient, który miałby możliwości wyboru czasu i sposobu używania energii, mógłby to przeliczyć na konkretne oszczędności, dałoby się sprowokować nawet masowe zachowania klientów.

- Na pewno nie wszyscy na to zareagują, ale większość się przyzwyczai, że pralkę czy podgrzewaną podłogę warto włączać wtedy, kiedy energia jest tańsza. To będą odbiorcy, którzy najwięcej płacą za energię, oni bardzo chętnie dowiedzą się, w jaki sposób mogą zmniejszyć swoje rachunki, ponieważ nie płacą 100-200 zł, lecz 600- 800 zł miesięcznie - ocenia Chabrzyk.

Dobre strony zapóźnienia

- Decyzje dotyczące rozwoju sieci inteligentnych powinny być ściśle powiązane z analizą sytuacji polskiej energetyki i problemami związanymi z regulacją, możliwościami inwestycji i koniecznością zapewnienia rozwoju sektora dystrybucji - twierdzi Krzysztof Pubrat, prezes Enion, i przypomina, że obecnie w wielu miejscach istnieje potrzeba podstawowych inwestycji odtworzeniowych. Takich inwestycji jest zbyt mało, co nie oznacza, że firmy dystrybucyjne mają rezygnować z wdrażania takich rozwiązań, jak inteligentne sieci.

Często jest tak, że OSD są jeszcze na etapie realizacji zadań wynikających z konsolidacji poziomej, gdzie wciąż są budowane jednolite standardy i systemy zarządzania.

W ocenie prezesa Enion, inwestycje w inteligentne sieci mogą przyczynić się do pozytywnych zmian, takich jak poprawa efektywności, optymalizacja procesów, ale źródłem tych decyzji powinna być właściwa polityka regulacyjna i wykształcenie mechanizmów rynkowych.

- Na sieci inteligentne powinniśmy patrzeć tylko jako na jeden z elementów działań poprawiających efektywność, muszą być również prowadzone inwestycje odtworzeniowe - przekonuje prezes Pubrat. Wprowadzenie systemu zarządzania majątkiem musi być poprzedzone uporządkowaniem dokumentacji, inwentaryzacją, aktualizacją danych, stworzeniem odpowiednich baz, co samo w sobie jest kosztownym i długotrwałym procesem. W grupie Tauron wdrażane są nowe działania dotyczące zarządzania majątkiem.

Wynikiem tego jest m.in. poprawa wskaźników związanych z oceną niezawodności i awaryjności sieci oraz wskaźników związanych z jakością świadczenia usługi dystrybucyjnej.

Sławomir Klimowicz zaznacza, że przez długi okres w sieci nie inwestowano i starzejąca się infrastruktura jest problemem. To jest jednak doskonały moment, aby myśleć o wplataniu elementów inteligentnych do sieci, czyli innego opomiarowania, oczujnikowania, innego zarządzania majątkiem, lepszego monitorowania. To pozwala m.in. na szybsze usuwanie awarii.

Według Roberta Stelmaszczyka, każdy z sześciu polskich dystrybutorów energii zainteresowany jest nowymi technologiami i chętnie by zainwestował w urządzenia do zdalnego odczytu, monitorowania sieci, zdalnego sterowania oraz inteligentnego zarządzania siecią głównie w celu zwiększenia bezpieczeństwa i lepszego planowania sieci.

W dyskusji o inteligentnych sieciach kilkakrotnie pojawiło się twierdzenie, że korzyści dystrybutorów energii są na tyle duże, że można ich obciążyć dodatkowymi kosztami wprowadzania inteligentnych sieci.

- Obecny system regulacji nie pozostawia takiego marginesu. Operatorzy sieci są całkowicie regulowani i nie mają możliwości sfinansowania dodatkowej działalności, która przyniosłaby korzyści innym użytkownikom sieci - zapewnia Robert Stelmaszczyk.

Za co płaci klient?

Wprowadzenie sieci inteligentnych kosztuje. Chodzi o to, by finansowali je ci, którzy na tym naprawdę skorzystają.

Klient powinien sam zdecydować, co dla niego czy dla jego firmy jest najlepsze, bez przymusu partycypowania w kosztach funkcjonalności, z której nie skorzysta.

Sławomir Klimowicz z SAP podkreśla, że ważne jest, aby klient widział sens w rozwoju inteligentnych sieci i nie miał poczucia, że płaci za gadżet i dane, których nie wykorzysta. Klient musi wiedzieć, że płaci za bezpieczeństwo energetyczne. Zdaniem prezesa Stelmaszczyka, trzeba ustalić uczciwy poziom równowagi pomiędzy niską ceną a bezpieczeństwem dostaw. Należy także zapytać klienta, od którego momentu woli zapłacić złotówkę więcej, by nie być narażonym na przerwy w dostawach.

- Zarządzanie popytem DSM (Demand Side Management) jest ciekawą technologią.

Jesteśmy nią zainteresowani, bo jako OSD dzięki jej wdrożeniu moglibyśmy zwiększyć bezpieczeństwo w okresach przeciążenia, wyłączając tych klientów, którzy za drobny upust w opłatach dystrybucyjnych się na to zgadzają - zapewnia Robert Stelmaszczyk.

Jego zdaniem, klienci przemysłowi potrzebują i chcą mieć możliwość bieżącego monitorowania swojego poboru i dostosowywania go do aktualnej sytuacji na rynku. Poszczególni OSD obserwując dużych klientów zdalnie, mogą podejmować lepsze, opłacalne decyzje.

RWE Stoen Operator planuje rozszerzenie pilotażowych instalacji zdalnego odczytu liczników. W tym momencie w Warszawie odczytywanych jest zdalnie ok. tysiąca klientów.

- Przy dużych klientach przemysłowych w zasadzie możemy już mówić o zarządzaniu popytem. Ci klienci dopasowują swoje zużycie do aktualnych cen na rynku i taryf, przesuwając produkcję na pory dnia, kiedy energia jest tańsza. Ma to znaczenie w przedsiębiorstwach, gdzie udział kosztów energii w kosztach działalności jest wysoki - twierdzi Robert Stelmaszczyk.

Instalacja zdalnych liczników u klientów indywidualnych na masową skalę powinna być poprzedzona analizą potrzeb. Szerokie zastosowanie liczników elektronicznych dla wszystkich konsumentów nie zostało zrealizowane w żadnym innym kraju europejskim, poza Włochami. Klient nie życzy sobie od operatorów i regulatora instrukcji, jak ma postępować i czego ma używać, lecz kompletnej informacji dotyczącej korzyści i kosztów. Klient sam zdecyduje, za co chce płacić.

Krzysztof Pubrat zapewnia, że dystrybutorzy w ostatnich latach rozwinęli systemy pomiarowe. W Enion zdalnym opomiarowaniem zostali objęci już wszyscy klienci z grup A i większości z grup B, a także część odbiorców grup C. Zwraca przy tym uwagę, że wprowadzenie zdalnego odczytu jest nie tylko decyzją ekonomiczną, ale i strategiczną, odpowiadającą na pytanie, na jaką skalę i w jakim tempie takie rozwiązania powinny się w Polsce pojawiać. Część OSD jest na etapie przygotowywania się do projektów pilotażowych, które pozwolą zdobyć wiedzę i kompetencje, co z kolei pozwoli świadomie podjąć decyzję o ewentualnym zastosowaniu zdalnego odczytu na szeroką skalę.

- Liczniki przedpłatowe w polskich warunkach to przede wszystkim narzędzie windykacji - dodaje prezes Pubrat. - Jeżeli klienta nie stać na energię albo ją kradnie, to zazwyczaj wtedy instaluje mu się licznik przedpłatowy. Obecnie ok. 6 proc. klientów kradnie energię.

Rzadko taki licznik służy jako wyrafinowane narzędzie dla klienta mającego specyficzne odbiory, typu dom letniskowy.

Andrzej Chabrzyk z SAP Polska przekonuje, że zastosowanie na szeroką skalę inteligentnych liczników, powiązanych ofertą elastycznych taryf, nawet godzinowych, będzie bardzo mocno powiązane z poziomem konkurencyjności rynku. Obecnie nikt się nie zajmuje tym, że można klientowi zaoferować energię nieco taniej, jeśli skłoni się go do określonych zachowań.

Jak ocenia Piotr Kukurba, pierwszy prezes PSE Operator, przedstawiciel firmy ESB International w Polsce, dla klientów komercyjnych, głównie z grup A i B, zarządzanie popytem może przynieść korzyści, ale na pewno nie dla klientów indywidualnych.

- Tam trzeba zrobić atrakcyjne taryfy, można zrobić liczniki dwu- lub kilkutaryfowe i sterować ceną. Wtedy odbiorca się nauczy, jak obniżyć swoje koszty. Jeśli tak, to będzie wiedział, że pralkę i zmywarkę należy puścić w nocy, kiedy energia jest tańsza. Robienie zdalnych odczytów dla 99 proc. klientów indywidualnych jest bez sensu - mówi Kukurba.

Zdaniem Piotra Kukurby, polska elektroenergetyka ma większe problemy. Przypomina, że w Polsce jest wiele miejsc, gdzie przerwy w dostawach energii nie trwają 30-60 min, lecz nawet kilka dni. Konieczne jest ograniczenie długości sieci niskiego napięcia, zdarzają się linie niskiego napięcia nawet o długości kilku kilometrów lub kilkuset metrów, co generuje wysokie straty energii. Piotr Kukurba podkreśla, że wpierw potrzeba pomyśleć, jaką klient będzie miał korzyść z danego rozwiązania, a potem mu coś zaproponować.

- Przekonywanie do instalowania elektronicznych układów pomiarowych z możliwością zdalnego odczytu u klientów indywidualnych jest wobec nich nieuczciwe. Nie powinno się realizować planów wyposażania w inteligentne liczniki np. wszystkich odbiorców z jednego miasta czy dzielnicy. Trzeba powybierać tych odbiorców, dla których warto to zrobić z punktu widzenia interesu klienta i firmy - ocenia Kukurba.

Dariusz Ciepiela