Inteligentne cyfrowe liczniki energii elektrycznej jako element systemu Smart Power Grids (część 1.)

Smart Power Grids to według definicji system elektroenergetyczny, który integruje w sposób inteligentny działania wszystkich uczestników procesów generacji, przesyłu, dystrybucji i użytkowania, w celu dostarczenia energii elektrycznej w sposób niezawodny, bezpieczny i ekonomiczny, z uwzględnieniem wymogów ochrony środowiska [1]. Podstawą tego systemu są technologie informatyczne i komunikacyjne umożliwiające dwukierunkowy przepływ informacji.

Z punktu widzenia obszaru wyróżniamy cztery sieci jako elementy systemu Smart Power Grids [1]:

• sieć HAN (Home Area Network), grupującą komunikujące się ze sobą sensory i urządzenia elektryczne znajdujące się w zabudowaniach odbiorcy,
• sieć LAN (Lan Area Network), obejmującą elementy sieci rozdzielczych łącznie z inteligentnymi licznikami (w zabudowaniach), znajdujące się między stacją rozdzielczą (SN/SN lub SN/nn) a zabudowaniami odbiorcy,
• sieć WAN (Wan Area Network), obejmującą sieci przesyłowe, podprzesyłowe i rozdzielcze, aż do stacji rozdzielczych włącznie (razem z elektrowniami, rozproszonymi źródłami i zasobnikami energii),
• sieć RAN (Regional Area Network), obejmującą sieci podprzesyłowe 110 kV zasilane z sieci przesyłowych oraz sieci SN zasilające stacje rozdzielcze.

Jedną z części systemu Smart Power Grids jest Smart Metering, czyli inteligentny system pomiarowy składający się z wielu elementów powiązanych określonymi interakcjami (rys. 1.). Dwa główne elementy stanowią:

• AMI (Advanced Metering Infrastructure) – zaawansowana infrastruktura pomiarowa. W jej skład wchodzą inteligentne liczniki (Smart Meters) oraz urządzenia służące do dwukierunkowej komunikacji [4],
• MDMS (Meter Data Management System) – system do zarządzania danymi.

Odbiorców energii elektrycznej w systemie inteligentnego systemu pomiarowego podzielić można na konsumentów energii elektrycznej oraz tzw. prosumentów (producent oraz konsument energii elektrycznej).

Produkcja energii elektrycznej przez prosumenta odbywa się najczęściej z wykorzystaniem energii wiatru lub energii słonecznej. Na rys. 2. przedstawiono schemat przesyłu danych w inteligentnym systemie pomiarowym.

W przypadku np. RWE Stoen Operator dane o zużyciu energii elektrycznej będą gromadzone w liczniku co 15 minut. Lokalny koncentrator co kilka godzin odczytywać będzie dane zgromadzone w licznikach. Pojedynczy koncentrator odczytuje dane z około 100 liczników energii. Raz na dobę zaszyfrowane dane będą przesyłane z koncentratora do systemu informatycznego operatora sieci dystrybucyjnej (RWE Stoen Operator). System OSD sprawdzi kompletność i poprawność danych pomiarowych, które zostaną następnie udostępnione spółce obrotu energią elektryczną (RWE Polska). Konsument podpisze umowę, w której wyrazi zgodę na przetwarzanie jego danych pomiarowych.

Należy podkreślić, że dane nie będą udostępniane osobom trzecim bez jego zgody. Dane nie będą na bieżąco monitorowane przez OSD – nie będzie więc zagrożenia ewentualnej obserwacji zachowań konsumenta w czasie rzeczywistym.

Charakterystyka cyfrowych inteligentnych liczników energii elektrycznej

Inteligentne liczniki energii elektrycznej mogą różnić się zakresem dostępnych funkcji. Ceny takich liczników mogą wahać się od około 350 zł do nawet 1200 zł, w przypadku bardzo zaawansowanych liczników. Należy dodać, że liczniki analogowe są znacznie tańsze, co niewątpliwie jest ich zaletą. Cena analogowego jednofazowego licznika to około 25 zł, natomiast cena licznika analogowego trójfazowego to około 70 zł. Na rys. 3. przedstawiono przykładowe, mało nowoczesne liczniki analogowe, a na rys. 4. – przykładowe liczniki inteligentne.

Warto również zauważyć, że liczniki analogowe mogą być dopuszczone po legalizacji wtórnej do dalszej eksploatacji. Liczniki analogowe wymieniane są co 15 lat, natomiast liczniki cyfrowe co 8 lat. Okres życia licznika analogowego jest więc znacznie dłuższy niż licznika cyfrowego.

Warto jednak dodać, że plany przewidują (prace zostaną podjęte za około dwa lata) wprowadzenie tzw. legalizacji statystycznej [16]. Legalizacja pełna, jaką prowadzi się obecnie, wymaga demontażu licznika u klienta i montażu zalegalizowanego, dostarczenia go do punktu legalizacji i przeprowadzenia procesu konserwacji i legalizacji ponownej. Koszt takiego procesu jest wyższy niż koszt nowego zalegalizowanego licznika.

Przewiduje się, iż legalizacja ponowna pozwoli na eksploatację licznika bez demontażu w miejscu poboru energii i jego jednostkowego sprawdzenia przez 15 lat, a nie jak dotychczas 8 lat. Dodać warto, że w wielu krajach stosuje się legalizację statystyczną.

Do głównych funkcji liczników cyfrowych zaliczyć można:

• jednokierunkowy pomiar (pobór energii czynnej) lub dwukierunkowy pomiar (pobór, generacja do sieci – prosumenci) energii czynnej oraz biernej pojemnościowej lub indukcyjnej,
• monitoring parametrów sieci elektrycznej: wartości skutecznych prądów i napięć, częstotliwości, współczynników mocy na każdej z faz, wykrywanie zakłóceń harmonicznych,
• programowalny interwał czasowy monitorowania energii czynnej oraz biernej, np. 5, 10, 15, 30 lub 60 min,
• lokalna rejestracja zdarzeń i pomiarów (około pół roku dla wartości 15-minutowych),
• dwukierunkowa komunikacja z koncentratorem zewnętrznym – wbudowany moduł lub moduły komunikacyjne przewodowe lub bezprzewodowe (np. PLC, Ethernet, GSM/GPRS),
• komunikacja przewodowa lub bezprzewodowa z siecią wewnętrzną HAN (Home Area Network),
• szyfrowana transmisja danych pomiędzy urządzeniami pomiarowymi a systemem akwizycji danych,
• odporność na działanie zewnętrznego pola magnetycznego oraz sygnalizacja jego wystąpienia,
• powiadamianie o próbie zdjęcia pokrywy licznika,
• wewnętrzny zegar taryfowy pozwalający na pracę w wielu strefach,
• synchronizacja czasu rzeczywistego, np. za pomocą sieci GSM,
• informacja o zdarzeniach widoczna bezpośrednio na wyświetlaczu,
• wbudowany przekaźnik z funkcją zdalnego załączenia/wyłączenia,
• możliwość zdalnej konfiguracji oraz wymiany firmware licznika.

Przepisy Unii Europejskiej

Zgodnie z projektem nowego Prawa energetycznego przygotowanym w Ministerstwie Gospodarki, do roku 2020 każdy odbiorca energii elektrycznej w Polsce będzie miał zainstalowany inteligentny licznik energii. Natomiast zgodnie z Dyrektywą 2009/72/WE z lipca 2009 r., dotyczącą wspólnego rynku energii, każdy kraj członkowski mógł wykonać analizę opłacalności wdrożenia systemów inteligentnego opomiarowania do września 2012 roku.

Końcowa decyzja o wdrożeniu inteligentnych liczników mogła być uzależniona od wyniku analiz opłacalności. W przypadku pozytywnego wyniku analizy (w Polsce analiza Ministerstwa Gospodarki [16] dała wynik pozytywny – koszt oszacowano na 9 mld  zł, korzyści w postaci zaoszczędzonych pieniędzy na 9,48  mld  zł, czyli zysk to około 500  mln  zł), wprowadzenie zdalnych odczytów liczników energii powinno nastąpić u co najmniej 80% odbiorców najpóźniej do końca 2020 roku (100% do końca 2022 roku). Rządowe centrum legislacyjne zaleciło dodatkowe badania opłacalności, niestety brak jest informacji o wynikach analizy.

Korzyści z wykorzystania systemu inteligentnego opomiarowania

Beneficjentów wdrożonego systemu będzie wielu, począwszy od Urzędu Regulacji Energetyki, a kończąc na konsumentach oraz prosumentach energii elektrycznej. W przypadku chociażby konsumenta energii elektrycznej do korzyści z funkcjonowania systemu inteligentnego opomiarowania można zaliczyć:

• rozwój świadomości zużycia energii elektrycznej [23] – dostęp dla konsumenta do informacji o historii zużycia energii elektrycznej (co może, ale nie w przypadku każdego konsumenta musi sprzyjać zmniejszeniu zużycia energii),
• stworzenie potencjału do rozwoju mikrogeneracji oraz podłączania do sieci dodatkowych urządzeń [16],
• dostarczanie niezbędnych informacji dla prosumenta do podejmowania decyzji o uczestniczeniu w rynku energii, np. możliwość sprzedaży energii "do sieci" [14],
• zarządzenie zużyciem energii – możliwość zmiany taryfy na taką, która jest lepiej dostosowana do odbiorcy i zapewni mu mniejsze opłaty za zużycie energii,
• wyższy poziom bezpieczeństwa dostaw energii – krótsze przerwy w zasilaniu dzięki automatycznej sygnalizacji zaniku napięcia u odbiorcy w systemie komputerowym dostawcy energii,
• miesięczne płatności za energię są oparte na rzeczywistym zużyciu energii, a nie na prognozach,
• w przyszłości możliwość sterowania zdalnym włączaniem oraz wyłączaniem domowych odbiorników energii elektrycznej w celu zmniejszenia zużycia energii elektrycznej (np. urządzeń AGD).

Operator systemu dystrybucyjnego oraz spółka obrotu energią również skorzystają na istnieniu tego systemu. Do najważniejszych korzyści można zaliczyć:

• zarządzanie popytem (DSM) – zmiana profili zapotrzebowania odbiorców "spłaszczenie" (manipulacja cenami taryf – w nocy taniej), a w konsekwencji mniejsze zapotrzebowanie na moc szczytową w systemie (można budować i wykorzystywać mniej elektrowni, zmniejszone ryzyko braku energii elektrycznej w szczycie obciążenia),
• wspieranie optymalizacji (np. minimalizacja strat energii), zarządzania pracą sieci elektroenergetycznej oraz jej rozwoju (remonty, modernizacje), minimalizacja kosztów udziału w rynkach energii, minimalizacja liczby i skutków awarii sieci w przypadku wykorzystania dedykowanych systemów obliczeniowych, jak np. system ElGrid firmy Globema, łączący w sobie cechy systemów informacji geoprzestrzennej (GIS), systemów zarządzania sieciami (DMS) oraz systemów oddziaływania na popyt (DSM) [15],
• lepsza kontrola jakości dostaw energii elektrycznej oraz stabilność sieci [5],
• szybsza i ułatwiona identyfikacja uszkodzeń w sieci oraz skrócenie przerw w zasilaniu (ograniczenie kosztów związanych z niedostarczeniem energii elektrycznej),
• obniżenie kosztów odczytu i automatyzacja rozliczeń,
• finansowanie zgodnie z rzeczywistą sprzedażą,
• zmniejszenie liczby skarg dotyczących prognozowanych faktur,
• możliwość generacji prognoz krótkoterminowych dzięki częstszemu odczytowi danych o zużyciu energii przez odbiorcę,
• możliwość segmentacji odbiorców i ustalania nowych taryf i cenników bardziej dla nich dopasowanych,
• identyfikacja odbiorców z nietypowymi profilami obciążenia,
• zdalne sterowanie zabezpieczeniami (obniżenie ryzyka awarii sieci),
• mniejsza będzie podatność na manipulacje przy liczniku – liczniki elektroniczne są bardziej odporne na działanie zewnętrznych pól magnetycznych i zniechęcają do manipulacji [16],
• znaczne ułatwienie wykrywania nielegalnego poboru energii dzięki skutecznemu bilansowaniu sieci,
• archiwizacja danych o odczytach (wyeliminowanie np. ręcznego odczytywania i wprowadzania danych stanowiącego potencjalne źródło błędów),
• wspomaganie decyzji inżynierskich mających na celu np. modernizację lub budowę nowej stacji elektroenergetycznej (potencjalna szansa na zmniejszenie inwestycji sieciowych),
• wizualizacja danych w systemach GIS (skrócenie czasu podejmowania decyzji),
• duża elastyczność regulacji dostawy energii (zdalne odłączanie odbiorców, natychmiastowe lub czasowe ograniczenie ich mocy).

Koszty i zyski z systemu inteligentnego opomiarowania "okiem" konsumenta

Rozpoczął się w Polsce stopniowy proces wdrażania systemów inteligentnego opomiarowania, a do wymiany jest ponad 16,5  mln liczników. Koszt wymiany wraz z budową niezbędnej infrastruktury to około 6–9 mld zł. Koszt wdrożenia systemu inteligentnego opomiarowania wyniesie od około 360 zł za punkt pomiarowy (według analizy zawartej w uzasadnieniu do nowego Prawa energetycznego) do około 550 zł (według raportu dla PSE Operator).

- "Nierozwiązaną i trudną kwestią jest sposób finansowania tej modernizacji. W innych krajach część kosztów dotyczących dodatkowych funkcji komunikacyjnych (...) liczników (...) jest pokrywana bezpośrednio przez klienta (...). Jednym z najlepszych wyjść z takiej sytuacji wydaje się włączenie kosztów wymiany licznika w opłatę dystrybucyjną za prąd. Spowoduje to oczywiście jej podniesienie" – wyjaśnia w jednym z wywiadów przedstawiciel operatora systemu dystrybucyjnego.

- "Na pewno wpłynie to na wzrost stawek opłat, ale odbiorca, mając dostęp online do danych, na bieżąco może monitorować obciążenie i tak kształtować swój pobór energii elektrycznej, aby wzrost stawek opłat nie wpłynął na wzrost jego rachunków" – wyjaśnia w wywiadzie przedstawiciel innego operatora systemu dystrybucyjnego.

Należy więc spodziewać się, że pewną częścią kosztów wdrażania systemu zostaną obarczeni konsumenci oraz prosumenci energii elektrycznej. Na ile i czy będzie to odczuwalne przez przeciętnego konsumenta, trudno na dzień dzisiejszy stwierdzić. Być może liczba zalet, jakie oferują cyfrowe liczniki, będzie rekompensować być może niewielki wzrost opłat za energię elektryczną.

Według szacunków Ernst&Young [20] sumaryczny koszt odczytu pojedynczego licznika analogowego to około 3 zł. Ten koszt zniknie więc po wdrożeniu systemu inteligentnego opomiarowania, ale pojawią się inne koszty, chociażby koszt transmisji danych oraz działania i serwisu całej infrastruktury pomiarowej.

Warto pamiętać, że licznik cyfrowy kosztuje około 400 zł i jest wymieniany co 8 lat, co daje 50 zł rocznie za stosowanie tego licznika. Prosty licznik analogowy jednofazowy kosztuje 26 zł, a wymieniany jest co 15 lat, czyli jego roczny koszt to niecałe 2 zł. Licznik może być również dopuszczony do dalszej eksploatacji (legalizacja wtórna).

Jest to oczywiście spojrzenie subiektywne z perspektywy tylko i wyłącznie kosztu rocznego użytkowania danego licznika. Z drugiej strony, oczekuje się mniejszych strat energii w licznikach – liczniki indukcyjne pobierają bowiem większą moc niż liczniki cyfrowe (około 0,5 W w przypadku licznika jednofazowego i około 1,5 W w przypadku licznika trójfazowego) [16].

Dla niektórych konsumentów fakt płacenia co miesiąc za fakturę po wdrożeniu systemu inteligentnego opomiarowania i ponoszenie dodatkowych kosztów każdego przelewu może być pewnym dyskomfortem. Dodatkowe koszty związane z wysyłaniem faktur ponosić będzie również sprzedawca energii (obecnie typowo sprzedawca przesyła do typowego konsumenta faktury tylko 2 razy w roku po 3 faktury).

Czy obecnie stosowane taryfy zachęcają konsumentów do oszczędności?

Przykładowo w RWE Polska funkcjonuje podstawowa taryfa stosowana przez zdecydowaną większość konsumentów, tzw. taryfa "Najprostsza dla Ciebie", czyli taryfa G11.

Z drugiej strony, konsument posiadający licznik energii elektrycznej, obsługujący więcej niż jedną taryfę, może wybrać taryfę o nazwie "Najprostsza Dzień i Noc", czyli taryfę G12, która posiada wyższe ceny (tzw. dzienna) w godzinach od 6:00 do 13:00 oraz w godzinach od 15:00 do 22:00 oraz niższe ceny (tzw. nocna) w godzinach od 22:00 do 6:00 oraz w godzinach od 13:00 do 15:00.

Wykonano prostą symulację, której celem było ustalenie, jaka część energii elektrycznej w taryfie G11 powinna być wykorzystywana w strefie nocnej, aby koszty związane z wyborem tej taryfy nie wzrosły. W przypadku wykorzystywania energii elektrycznej tylko w ciągu dnia taryfa G12 jest droższa (o około 7%) niż taryfa G11. Natomiast w strefie nocnej jest odwrotnie – taryfa G12 jest tańsza o około 26% niż stała taryfa całodobowa G11.

Kalkulację powyższą wykonano uwzględniając składniki zależne od liczby KWh (dystrybucja – stawka jakościowa, składnik zmienny stawki sieciowej, przesył – cena za energię elektryczną). Podobne relacje są u innych sprzedawców energii elektrycznej w Polsce.

Do symulacji przyjęto przeciętne, typowe gospodarstwo domowe (wg GUS przeciętne mieszkanie ma powierzchnię 49,7 m², przeciętne roczne zużycie energii elektrycznej w Polsce wynosi 36,8 KWh/1m² powierzchni mieszkalnej). Takie gospodarstwo w przeliczeniu na jeden miesiąc zużywa więc 152 KWh energii elektrycznej. Rys. 5. przedstawia wyniki symulacji dla typowego gospodarstwa domowego. W symulacji wzięto pod uwagę wszystkie składniki ceny energii uzależnione od liczby KWh. Równanie (1) przedstawia zdefiniowany problem, w którym poszukiwana jest wartość x określająca, jaka część energii elektrycznej powinna być wykorzystana w strefie nocnej taryfy G12, aby ogólne koszty były identyczne jak w przypadku taryfy całodobowej G11.

Rozwiązaniem równania jest wartość x = 0,21, czyli w strefie nocnej taryfy G12 należy zużyć 21% całkowitej ilości energii elektrycznej, aby nie tracić na wyborze taryfy dwustrefowej, czyli G12:

0,603731 = 645523 · (1−x) + 0,446624 · x  (wzór 1)

gdzie:

0,603731 – koszt 1 KWh w całodobowej taryfie G11,

0,645523 – koszt 1 KWh w strefie dziennej taryfy G12,

0,446624 – koszt 1 KWh w strefie nocnej taryfy G12.

Na podstawie analizy rys. 5. widać, że gdyby konsument wybrał taryfę G12 i nie zużywał energii elektrycznej w strefie nocnej w ogóle, to koszt miesięczny wyniósłby ponad 98 zł, co stanowi kwotę o około 6 zł wyższą, niż gdyby stosował taryfę G11 całodobową.

Dopiero w sytuacji, gdy w części nocnej zużywa się 21% całkowitej energii elektrycznej, kwoty te są równe. Warto zauważyć, że w przypadku bardzo specyficznych odbiorców, którzy wykorzystują np. 50% energii elektrycznej w strefie nocnej, zysk może wynosić ponad 10 zł miesięcznie w stosunku do taryfy G11.

Dla pewnej niewielkiej raczej grupy konsumentów taryfa G12 może być korzystna. Powstaje w tym momencie zasadne pytanie – ile procent energii elektrycznej zużywa przeciętne gospodarstwo domowe i jakiego zysku/straty może oczekiwać zmieniając taryfę całodobową G11 na taryfę ze strefą nocną i dzienną, czyli G12?

Na podstawie danych z rys. 6. można spróbować to w przybliżeniu oszacować.

Z obliczeń wynika, że w strefie nocnej taryfy G12 (przy założeniu wykorzystywania pralki i zmywarki wyłącznie w strefie nocnej) przeciętne gospodarstwo domowe może wykorzystać około 23,2% (pralka 9,1%, zmywarka do naczyń 0,5%, lodówka 11,6% [obliczono zużycie w strefie nocnej przez 10 godzin dziennie), inne urządzenia elektryczne włączane w godzinach od 13:00 do 15:00, które należą do strefy nocnej, to 3% (mój szacunek)].

Oszczędność dla konsumenta w skali roku wynosi więc około 8 zł, dzięki wykorzystaniu taryfy G12 w stosunku do taryfy G11. Należy jednak podkreślić, że są to tylko szacunki statystyczne. Profile dobowego zużycia u poszczególnych odbiorców energii mogą być bardzo odmienne.

Warto wspomnieć, że od maja 2015 roku RWE Polska wprowadziła dla odbiorców indywidualnych jeszcze jedną taryfę, tzw. G12 w "taniej po godzinach", która potencjalnie może być ciekawsza niż G12.

Część tańsza (nocna) obejmuje dni robocze od godziny 22:00 do godziny 6:00, ale również, co jest jej największym atutem, 24 godziny w soboty oraz niedziele. W tym przypadku należy spodziewać się większych oszczędności niż w taryfie G12.

Warto pamiętać jednak o tym, że w przypadku odbiorców energii elektrycznej mieszkających w bloku mieszkalnym uruchamianie np. pralki lub zmywarki w godzinach nocnych może być niemożliwe (niewskazane) z uwagi na hałas dochodzący do sąsiadów. Przykładowo w Szwajcarii jest to w wielu budynkach zwyczajowo zakazane po godzinie 22:00.

Z drugiej strony, dla pewnych odbiorców energii (mniej typowych) możliwość tańszej ceny za energię elektryczną w godzinach nocnych jest bardzo cenna, np. w przypadku ogrzewania elektrycznego mieszkania czy też podgrzewania ciepłej wody z wykorzystaniem energii elektrycznej.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!