Inteligentne sieci w Europie i w Polsce

Andrzej Szopa

Sytuacja na polskim rynku energii zmieniła się radykalnie w ostatnich kilkunastu latach. Miało na to wpływ wiele czynników, a najważniejszym z nich stało się wejście Polski do Unii Europejskiej. Wraz z tym faktem pojawiła się nieuchronność regulacji branżowych, a co za tym idzie, presja związana z koniecznością dopasowania biznesu spółek sektora do wymogów unijnych. 

Regulacje branżowe doprowadzą już niedługo do wprowadzenia wymogu rozliczania odbiorców energii według rzeczywistego zużycia. Oznacza to, że zafakturowanie klienta będzie wymagało częstszego odczytu licznika – nie raz na pół roku, ale raz na miesiąc lub raz na dwa miesiące. Tak częsty odczyt nie będzie możliwy bez wprowadzenia nowej generacji inteligentnych liczników umożliwiających zdalne wykonanie tej czynności. Konieczne będzie budowanie tzw. sieci inteligentnych.

W Europie skala inwestycji w sieci inteligentne jest bardzo duża: w samym 2012 roku w obecnych państwach UE oraz w Szwajcarii i Norwegii prowadzonych było w tym zakresie około 280 projektów – badawczych, demonstracyjnych i wdrożeniowych – oraz około 90 związanych z inteligentnym opomiarowaniem. Jak podaje raport „Smart Grids Projects in Europe”, łączna wartość inwestycji w te projekty szacowana jest na około 1,8 mld EUR. 

W Polsce tych projektów jest nie więcej niż kilka, zaś ich wartość nie przekroczyła jak dotąd 150 mln USD. Polskie spółki dystrybucyjne zaczynają inwestować w projekty inteligentnych sieci, jednak inwestycje te dotyczą głównie obszaru urządzeń pomiarowych (liczników energii), w mniejszym stopniu urządzeń dodatkowych (koncentratory, huby, etc.). Firmy skupiają się raczej na projektach pilotażowych obecnie dostępnych technologii, ograniczając swoje zainteresowanie inteligentnymi sieciami zwykle do systemów typu AMR (zautomatyzowane, ale jednokierunkowe odczyty danych). 

Na obecnym etapie możemy wyróżnić kilka uwarunkowań, które sprawiają że zainteresowanie sieciami inteligentnymi w Polsce jest wciąż niewielkie. Przede wszystkim chodzi o bardzo wysokie koszty wdrożenia, w których zawierają się takie składniki, jak wymiana liczników, dostosowanie procesów i systemów bilingowych, również umów. Inny powód, to trudne do oszacowania ryzyka inwestycyjne. Dyrektywa unijna nakładająca obowiązek zainstalowania 80% tzw. inteligentnych systemów pomiarowych do 2020 roku, uzależnia wdrożenie m.in. od przeprowadzonej oceny ekonomicznej, której elementem ma być analiza najbardziej opłacalnej formy inteligentnego opomiarowania, określająca także szacunkowy czas zakończenia całej inwestycji. Takie analizy są niezwykle skomplikowane, wymagają najczęściej uruchomienia wielu różnych projektów pilotażowych.

Według oceny Oracle, na rynku polskim co roku rośnie świadomość uczestników rynku energii, a inwestycje w budowanie sieci smart grid są coraz większe. Tak jak wspominaliśmy wcześniej, projekty informatyczne tej kategorii ograniczają się jednak do niezbędnego minimum, obejmującego zdalny odczyt i repozytorium podstawowych danych pomiarowych.

O autorze

Andrzej Szopa jest dyrektorem Działu Oracle Utilities Polska.