Najbardziej drażliwą w kontaktach z klientami okazuje się oczywiście kwestia finansowa, przy czym należy pamiętać, że aktualnie obowiązująca ustawa Prawo Energetyczne nie dopuszcza możliwości współudziału finansowego odbiorcy energii w zakupie układu pomiarowego. 

Odbiorca świadomy i zaangażowany
        Rozważane są zatem różne scenariusze pokrycia kosztów, między innymi pozyskanie i wykorzystanie środków unijnych. Ponadto warto zwrócić uwagę, iż przeciętny odbiorca zwykle sceptycznie odnosi się do wizji jego zaangażowania w jakiekolwiek procedury obsługi liczników, chociażby przełączania ustawień, wyboru trybu pracy licznika itp. Działa tu bezpośredni mechanizm obawy przed popełnieniem jakichś błędów, asertywności wobec skomplikowanych urządzeń technicznych itd. Dlatego też już przy wstępnych założeniach systemowych należałoby uwzględniać automatyzacją procesów doboru nastaw, zmian parametrów pracy, przy pełnej ich konsultacji z klientem. Jednocześnie konieczne jest prowadzenie szerokiej akcji informacyjnej, tak by zwrócić uwagę społeczeństwa na konieczność i nieuchronność zmian w układach pomiarowych oraz systemie rozliczeniowym energii elektrycznej. Już w najbliższych latach w tym obszarze dotknie ona najpewniej przeciętnego Kowalskiego, a działania te wymusza odpowiednia dyrektywa Komisji  Europejskiej, która wprowadziła obowiązek zainstalowania 80% tzw. inteligentnych systemów pomiaru przed rokiem 2020. Uzależnia ona obowiązek wdrożenia inteligentnych systemów pomiaru od przeprowadzania i wyników ekonomicznej oceny wszystkich długoterminowych kosztów, korzyści dla rynku oraz indywidualnego konsumenta lub od oceny, która forma inteligentnego pomiaru jest uzasadniona z ekonomicznego punktu widzenia i najbardziej opłacalna oraz w jakim czasie wdrożenie jest wykonalne. Przygotowanie tych analiz spoczywa na zespole Ministerstwa Gospodarki, który powinien opracować je do września 2012 roku.

 Kontakty klient-zakład
        Zatem najbliższych kilka lat to okres intensywnych zmian w kontaktach zakład energetyczny-klient. Warto więc, by ten ostatni był ich świadomy i odpowiednio przygotowany. Jak podkreślają eksperci, tylko przy zaangażowaniu strony odbiorców, nowe technologie pozwolą na lepsze wykorzystanie możliwości nowoczesnych systemów elektroenergetycznych. – Jednym z kluczowych warunków uaktywnienia strony popytowej jest wdrożenie na szeroką skalę inteligentnego opomiarowania (Smart Metering). Dzięki temu możliwe będzie zapewnienie odbiorcom bieżących danych o aktualnym zużyciu i kosztach zaopatrzenia w energię. Powstanie również możliwość kierowania do odbiorców informacji pozwalających oddziaływać na stronę odbiorczą.

 Pierwszy krok do Smart Grid
      – Wdrożenie inteligentnego opomiarowania będzie ponadto pierwszym krokiem w kierunku realizacji idei sieci inteligentnej (Smart Grid), pozwalającej na zapewnienie ciągłości dostaw energii elektrycznej w optymalny i bezpieczny sposób, uwzględniając zmienną charakterystykę zapotrzebowania na energię elektryczną – wyjaśnia Henryk Majchrzak, prezes PSE Operator SA. Nie brakuje też głosów podkreślających kwestie konkurencyjności i oszczędności. – W debacie publicznej dotyczącej wprowadzenia inteligentnych sieci pomiarowych należy przypomnieć o obowiązku wdrażania przez polski rząd dyrektyw unijnych,  które generalnie zmierzają do utworzenia konkurencyjnego rynku energii. Dodatkowym bodźcem dla uruchomienia procedur szybkiego wdrożenia pierwszych elementów systemu Smart Metering jest również dobro odbiorcy końcowego, ustanowienie zdrowych relacji pomiędzy sprzedawcą energii a klientem. Pamiętajmy, że docelowo to rynek ma być swoistym regulatorem cen – podkreśla pan Andrzej Czerwiński, przewodniczący Parlamentarnego Zespołu ds. Energetyki.

Smart Grid – jak to wdrożyć?

 Prawo na co dzień – niezbędne
        Wdrożenie nowych rozwiązań w zakresie inteligentnych systemów pomiarów zużycia energii i innych parametrów sieci zasilającej, a w przyszłości organizacja sieci Smart Grid, to nie tylko opisane wcześniej wyzwanie technologiczne i społeczne. Olbrzymie znaczenie ma tu również obszar legislacyjny, prawniczy i normatywny, w którym muszą zostać określone odpowiednie definicje urządzeń i funkcjonalności, ustalone zalecane standardy  wymiany danych oraz zasady legalizacji mierników, modułów rozliczeniowych, komunikacyjnych itp. Wiele procesów zmierzających do opracowania takich dokumentów, ustaw i rozporządzeń już rozpoczęto, biorąc pod uwagę m.in. nakazy odpowiednich dyrektyw Unii Europejskiej oraz ogólne. Jak donosi Platforma Informacyjna Inteligentnego Opomiarowania, na przełomie listopada i grudnia ubiegłego roku grupa posłów rozpoczęła prace nad ustawą o inteligentnych sieciach energetycznych, odbywając spotkania z przedstawicielami Ministerstwa Gospodarki, Urzędu Regulacji Energetyki (URE) i PSE Operator, na którym przedyskutowano jej główne założenia.

 W oczekiwaniu na ustawę
      – Ustawa o inteligentnych sieciach powinna być gotowa w 2011 r. Będzie to ustawa stwarzająca warunki do inwestowania w inteligentne sieci, a nie zmuszająca obligatoryjnie do wprowadzania inteligentnych sieci przez przedsiębiorstwa energetyczne. Obserwujemy już pierwsze tego typu inicjatywy, realizowane m.in. przez grupę Energa. Żeby tego typu projekty mogły być rozwijane, trzeba dostosować prawo – zaznacza cytowany już wcześniej pan Andrzej Czerwiński. Jednocześnie przy Ministerstwie Gospodarki powstał Zespół Doradczy do spraw związanych z wprowadzeniem inteligentnych sieci elektroenergetycznych w Polsce, którego jednym z zadań jest opracowanie projektów rozporządzeń do ustawy Prawo Energetyczne, które pozwolą Prezesowi URE na wliczenie kosztów systemów inteligentnych do nowych taryf Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD). Ponadto Zespół zajmie się przygotowaniem wspomnianych wcześniej w artykule analiz możliwości i zakresu wprowadzenia w Polsce inteligentnych sieci elektroenergetycznych, ujednoliceniem modelu inteligentnych sieci, ze szczególnym  uwzględnieniem inteligentnego opomiarowania. W skład Zespołu Doradczego wchodzą stali przedstawiciele Ministerstwa Gospodarki, Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, PSE Operator S.A., Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej i Towarzystwa Obrotu Energią.

Najbliższych kilka lat to okres intensywnych zmian w kontaktach zakład energetyczny – klient. Warto, by ten ostatni był ich świadomy i odpowiednio przygotowany.

      Wprowadzenie nowych typów liczników wymaga również konsultacji i odpowiednich decyzji Głównego Urzędu Miar zajmującego się prawną kontrolą metrologiczną, a więc m.in. zatwierdzaniem typów urządzeń pomiarowych, ich legalizacją oraz wydawaniem zezwoleń na prowadzenie działalności w zakresie montażu, serwisu i utrzymania instalacji pomiarowych.

 Czym jest inteligentny licznik?
         W grudniu ubiegłego roku na warszawskiej konferencji poświęconej wdrażaniu Smart Metering-u przedstawicielka GUM pani Janina Maria Popowska zwróciła w pierwszym rzędzie uwagę na brak powszechnie przyjętej jakiejkolwiek definicji inteligentnych mierników. Jej określenie ma istotne znaczenie, a jej głównymi elementami powinny być: ustalenie zasad/standardów komunikacji dwukierunkowej z przyrządem, organizacja i bezpieczeństwo przechowywania danych, zdalne włączanie i wyłączanie mierzonego medium oraz funkcje czasowe. Poza tym jak zaznaczyła, z punktu widzenia działań legalizacyjnych i zatwierdzających urządzenia pomiarowe, dodatkowe funkcje licznika nie zmieniają stosowanych wobec niego procedur badawczych i weryfikacyjnych, analogicznych jak dla klasycznych przyrządów. Prace normalizacyjne polskiego Urzędu zbiegają się ściśle z pracami organów europejskich, a organizacja CEN/CENELEC otrzymała od Komisji Europejskiej mandat na przygotowanie normy europejskiej dotyczącej otwartej architektury komunikacyjnej – sprzętowej i programowej – dla inteligentnych systemów pomiarowych Smart Metering. Widać więc wyraźnie, iż odpowiednie instytucje starają się w miarę możliwości nadążyć za bardzo szybko postępującym rozwojem technologicznym; wypada mieć tylko nadzieję, że wszystkie te działania będą z pożytkiem również dla odbiorców.
        W procesie przygotowania i wdrożenia systemów Smart Metering-u ważną rolę odgrywają również środowisko naukowe i prowadzone przez jego przedstawicieli prace, w pierwszym rzędzie weryfikujące rozwiązania już oferowane na rynku, a w następnej kolejności zmierzające do poprawy ewentualnych niedociągnięć, dostrzeżonych braków chociażby w zakresie bezpieczeństwa, szybkości transmisji czy niekompatybilności. Polskie uczelnie techniczne podjęły już kroki w tym kierunku.

 Naukowcy na start
        Dzięki funduszom unijnym oraz ministerialnym (np. inicjatywy programowe Narodowego Centrum Badań i Rozwoju i inne) powstają laboratoria i doświadczalne, pilotażowe instalacje. Powoływane są do życia konsorcja naukowe i naukowo-przemysłowe. Przykładem może być Konsorcjum Naukowo-Przemysłowe Energooszczędnych Technologii Budynkowych Instalacji Elektrycznych (NPETBIE – członkowie: Akademia  Górniczo-Hutnicza z Krakowa - lider, Politechnika Poznańska, Politechnika Gdańska, Politechnika Łódzka, firma Schneider Electric Polska i ZDANIA Sp. z o.o. Kraków) czy Konsorcjum SmartPowerGrids Polska (członkowie m.in.: Politechnika Wrocławska – lider, URE, UKE). W działaniach NPETBIE szczególną uwagę poświęcono zbadaniu możliwości wykorzystania w poprawie efektywności energetycznej budynków coraz częściej spotykanych w nich systemów automatyki budynkowej, bazujących na komunikacji magistralowej. Utworzono w tym celu sieć certyfikowanych laboratoriów (AUTBUDNET), gdzie prowadzone są badania urządzeń i całych systemów sterowania popularnych, i międzynarodowych standardów tej branży - Lon-Works, KNX oraz BACnet. Na rynku pojawia się coraz więcej liczników i modułów pomiarowych z interfejsami tych standardów, oferujących wiele funkcjonalności i możliwości współdziałania, stąd wspomniana konieczność ich oceny, weryfikacji i potwierdzonych przykładami rekomendacji.

dr inż. Andrzej Ożadowicz, Wydział Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki, AGH Kraków

Artykuł został opublikowany w magazynie "ECiZ" nr 4/2011