Smart Grid Inteligentne sieci

Transkrypt

1 Smart Grid Inteligentne sieci Warszawa, 2018

2 Redakcja: Henryk Majchrzak Przewodniczący Rady Zarządzającej Polskiego Komitetu Światowej Rady Energetycznej Skład komputerowy: Aneta Ciszewska Dyrektor Biura Polskiego Komitetu Światowej Rady Energetycznej Copyright by Polski Komitet Światowej Rady Energetycznej Adres PK ŚRE ul. Mory Warszawa

3 Spis treści Przedmowa... 4 Słowo od Regulatora... 5 Co oznacza inteligentna infrastruktura w cywilizacyjnej transformacji energetyki i gdzie jest jej miejsce... 6 Ustawa o elektromobilności i paliwach alternatywnych tworzymy nowy rynek Aspekty środowiskowe rozwoju elektromobilności w Polsce Samochody elektryczne to przyszłość która dzieje się już teraz Inteligentne rozwiązania techniczne w krajowej sieci dystrybucyjnej i przesyłowej stan obecny i perspektywy Oczekiwane korzyści z wdrożenia sieci inteligentnych Inteligentne opomiarowanie obszarem korzyści dla użytkowników inteligentnej infrastruktury sieciowej Strategiczna Agenda Badawcza jako mapa drogowa dla wdrożenia inteligentnych sieci energetycznych w Grupie TAURON Mikrosieć w systemie energetycznym Usługi regulacyjne energetyki wiatrowej możliwości i perspektywy praktycznego wdrożenia Czwarta rewolucja przemysłowa Magazyny energii w Polsce Smart grid a cyberryzyko Ocena cyberbezpieczeństwa obiektów energetycznych Podsumowanie i wnioski z konferencji PK ŚRE pt. Smart grid w Polsce

4 Przedmowa Niniejszym mam przyjemność przedstawić Państwu publikację: Smart Grid Inteligentne sieci, przygotowaną przez Polski Komitet Światowej Rady Energetycznej. Opracowanie to jest efektem, zorganizowanej przez nasze stowarzyszenie w dniu 31 maja 2017 r. w Ministerstwie Rozwoju, konferencji: Smart Grid w Polsce. Wydarzenie to, zorganizowane wspólnie z Ministerstwem Energii, zgromadziło ponad stu uczestników oraz kilkanaście krajowych i zagranicznych znaczących podmiotów z sektora elektroenergetyki. Tematyka konferencji dotyczyła szeregu zagadnień z zakresu rozwoju inteligentnych sieci energetycznych w Polsce. Budowa inteligentnej infrastruktury energetycznej, obejmującej wszystkie sektory elektroenergetyki: wytwarzanie, przesyłanie, dystrybucję i zużycie energii elektrycznej, jest kluczowa dla rozwoju konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. Aktualność i doniosłość tematyki publikacji potwierdza dokonujący się na świecie proces transformacji elektroenergetyki, obejmujący w szczególności: budowę systemów energetyki rozproszonej z rosnącym udziałem odnawialnych źródeł energii, rozwój innowacyjnych systemów magazynowania energii, nowoczesne systemy pomiarowe, sterowania i regulacji, zagadnienia cyberbezpieczeństwa, rozwój elektromobilności, nowe mechanizmy funkcjonowania rynku energii elektrycznej. Lista zagadnień, które kształtują nowy model funkcjonowania tego ważnego sektora gospodarki, jest znacznie dłuższa. Część z nich przedstawiona została w artykułach zawartych w niniejszej publikacji, których autorzy nie szczędzą wysiłku w kreowaniu przyszłości krajowego sektora energetyki. Pragnę podziękować za ten wysiłek oraz odnotować Państwa realny wkład w ten trudny proces. Polski Komitet Światowej Rady Energetycznej jest narodowym komitetem Światowej Rady Energetycznej pozarządowej organizacji działającej od 1924 r. Jej celem jest wspieranie rozwoju i pokojowego wykorzystania zasobów energetycznych świata, z pożytkiem dla krajów członkowskich działających w skali globalnej. Obecnie Światowa Rada Energetyczna zrzesza ponad 95 komitetów narodowych, reprezentujących prawie wszystkie liczące się w gospodarce światowej kraje, zużywające ponad 90% produkowanej na świecie energii. Czując się odpowiedzialnym za dalszy rozwój elektroenergetyki, mamy nadzieję, że niniejsza publikacja ukierunkuje prowadzone w wielu środowiskach prace koncepcyjne i analityczne oraz stanie się inspiracją do dalszych działań w tych obszarach. W imieniu wszystkich członków naszego stowarzyszenia, Rady Zarządzającej oraz w imieniu własnym, wyrażam wolę oraz gotowość do czynnego wsparcia trudnego procesu kreowania zrównoważonej polityki energetycznej naszego kraju, będącego istotną częścią połączonego europejskiego systemu energetycznego. Z wyrazami szacunku, Henryk Majchrzak Przewodniczący Rady Zarządzającej PK ŚRE

5 Maciej Bando Prezes Urzędu Regulacji Energetyki Słowo od Regulatora Obecnie w całej Europie, w tym także w Polsce, toczy się dyskusja na temat przyszłości energetyki jej bezpieczeństwa, nowoczesnego kształtu, wymagań środowiskowych, nowych technologii wytwarzania i wykorzystywania energii czy coraz bardziej rosnącej roli konsumentów na rynku. Wśród podstawowych kierunków działań i wymagań współczesności wymienia się m.in. poprawę efektywności energetycznej. Ale przecież efektywność energetyczna oznacza wydajne i oszczędne użytkowanie energii nie tylko na skalę przemysłową, lecz również w warunkach domowych. To właśnie świadome korzystanie przez konsumenta z tak powszechnego i podstawowego dobra, jakim jest energia, leży u podstaw całościowego i efektywnego zarządzania energią. W przypadku indywidualnego odbiorcy energii wykazywanie się odpowiedzialną postawą rozpoczyna się zazwyczaj od zmiany przyzwyczajeń i wzrasta wraz z nowymi umiejętnościami oraz posługiwaniem się nowoczesnymi technologiami. Wyposażenie gospodarstwa domowego w energooszczędne urządzenia elektryczne oraz racjonalne i umiejętne ich użytkowanie to podstawa w kierunku osiągnięcia tego celu. W dyskusji na temat efektywności energetycznej zwraca się także baczną uwagę na samego wytwórcę energii. Zwiększenie efektywności energetycznej to nie tylko zyski płynące z ograniczania poboru energii elektrycznej, ale to również oszczędności po stronie wytwórców, oparte na wysokosprawnych i nowoczesnych procesach wytwarzania, dostarczania i wykorzystywania energii. Jednym z wielu kierunków działania mającym na celu poprawę efektywności energetycznej jest powstawanie klastrów energetycznych. Koncepcja ta wpisuje się w energetykę rozproszoną, podnosząc bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju i każdego obywatela. Idea klastrów energetycznych to możliwość współpracy odbiorców energii elektrycznej, lokalnych samorządów oraz podmiotów, które energię elektryczną produkują. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki jako polski regulator rynków energii i paliw przygląda się z uwagą i aktywnie uczestniczy w zmianach na rynkach, których nieodzownym elementem jest postępujący rozwój: od efektywności energetycznej, poprzez inteligentną infrastrukturę i urządzenia pomiarowe, magazynowanie energii, elektromobilność, klastry energii, po podnoszenie świadomości indywidulanego konsumenta energii.

6 Prof. dr hab. inż. Jan Popczyk Politechnika Śląska Co oznacza inteligentna infrastruktura w cywilizacyjnej transformacji energetyki i gdzie jest jej miejsce Streszczenie: Kiedy Parlament Europejski uchwala w połowie stycznia 2018 r. cel 2030 w zakresie źródeł OZE na 35% (jeszcze nie ostatecznie), to nie można dłużej traktować ich w Polsce jako przystawkę do węglowo-jądrowej polityki energetycznej. To KSE trzeba restrukturyzować do potrzeb rozwoju inteligentnej prosumenckiej energetyki. Do tego służy i musi być wykorzystana inteligentna infrastruktura. Słowa kluczowe: energetyka, transformacja, mono rynek, inteligentna infrastruktura. Jeśli inteligentna infrastruktura w energetyce nie ma być pustym hasłem, to musi być traktowana w kategoriach głównego środowiska technologicznego (obejmującego informatykę, teleinformatykę, elektronikę, energoelektronikę, mechatronikę, ) rynkowej innowacji przełomowej, którą w najszerszym sensie jest cała dokonująca się transformacja energetyczna. Bardziej szczegółowo, w aspekcie podmiotowym innowacją przełomową w energetyce jest energetyka EP (prosumencka) oraz NI (niezależnych inwestorów), a także struktury pochodne. Mianowicie, takie jak spółdzielnie energetyczne, klastry energetyczne, elektrownie wirtualne, i w najszerszym sensie wirtualne minisystemy elektroenergetyczne, a także nowe platformy biznesowe powstające w strefie alegalności (platformy wykorzystujące najbardziej zaawansowane technologie, takie np. jak blockchain). W aspekcie przedmiotowym są to źródła OZE i infrastruktura techniczna, poza źródłami OZE, obejmująca rozległe środowisko nowoczesnych technologii (ICT, LED, PH dom pasywny, HP pompa ciepła, EV- samochód elektryczny, UPS układ gwarantowanego zasilania, ). Łącznie (źródła OZE i zasygnalizowana infrastruktura) stanowią bazowe środowisko integracji prosumenckich usług energetycznych, całkowicie na nowo ukształtowanych (skonsolidowanych). Inaczej, jest to bazowe środowisko technologiczne procesu transformacji współczesnej energetyki do mono rynku energii elektrycznej OZE, rys. 1. Alokacja inteligentnej infrastruktury w procesie transformacji energetyki przedstawiona w artykule, inna od powszechnie uznawanej, ma podstawę w wynikach badań przedstawionych w Cyklu Raportów BŹEP [1] do [12] (biblioteka BŹEP, Portal CIRE). 6

7 Inteligentna infrastruktura w energetyce a innowacja przełomowa Przełomową jest taka innowacja, która przerywa tok rozwoju określonej branży (sektora), w odróżnieniu od innowacji przyrostowej zapewniającej kontynuację rozwojową (technologiczną oraz biznesową). W artykule nadaje się energetyce EP- NI status innowacji przełomowej, bo odwraca ona porządek ukształtowany na wielkich rynkach energii w całym dotychczasowym historycznym procesie ich rozwoju. INTELIGENTNA INFRASTRUKTURA: środowisko konsolidacyjne innowacji przełomowej zmieniającej współczesne rynki energetyczne w MONO RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ OZE STRUKTURA PRZEŁOMU aspekt podmiotowy energetyka EP-NI vs energetyka WEK aspekt przedmiotowy energetyka OZE vs energetyka paliw kopalnych rynki prosumenckich łańcuchów usług energetycznych vs korporacyjne rynki: energii elektrycznej, ciepła, paliw transportowych PROCES KSZTAŁTOWANIA MONO RYNKU energia elektryczna OZE-EP OZE-EP reelektryfikacja reelektryfikacja OZE NI elektryfikacja OZE NI elektryfikacja OZE-WEK reelektryfikacja OZE-WEK reelektryfikacja ciepło pasywizacja pasywizacja budownictwa budownictwa redukcja redukcja niedoskonałości niedoskonałości przemysłowych przemysłowych procesów procesów cieplnych cieplnych elektryfikacja elektryfikacja ciepłownictwa ciepłownictwa pompa ciepła (HP) energia transportowa elektryfikacja transportu samochód samochód elektryczny elektryczny (EV) 7

8 Rys. 1 Strategiczne znaczenie inteligentnej infrastruktury jako środowiska konsolidacyjnego innowacji przełomowej w procesie transformacji energetyki do mono rynku energii elektrycznej OZE To odwrócenie porządku ma podstawowe znaczenie z punktu widzenia rozróżnienia innowacji przyrostowej i przełomowej. Mianowicie, innowacja przyrostowa zapewnia ulepszenie produktu/usługi, ale nie zmienia organizacji wielkiego rynku, w szczególności nie zmienia sposobu zachowania się klienta (w elektroenergetyce odbiorcy). Innowacja przełomowa prowadzi zaś wprost do zmiany rynku, w szczególności do transformacji klienta w prosumenta; podkreśla się jednak, że innowacje przełomowe często mogą nie być, nawet w długim czasie, akceptowane przez klientów (obiorców energii elektrycznej). Dlatego w energetyce EP-NI ważne jest jak najszybsze rozpoczęcie dopasowywania wschodzącego mono rynku energii elektrycznej do nowych technologii (źródła OZE, inteligentna infrastruktura). Na przykład, ważne jest współcześnie, aby zaniechać dopasowywania źródeł OZE z wymuszoną produkcją (bardzo istotna potencjalnie część energetyki EP-NI) do głównych (wielkich, sektorowych) rynków energii. i dalej: zaniechać traktowania kosztów dopasowywania źródeł OZE do sektorowych rynków energii w kategoriach wsparcia tych źródeł. Przeciwnie, trzeba odwrócić dopasowywanie: zacząć w coraz większym stopniu dopasowywać rynek energetyki EP-NI (rynki energii użytecznej, jeszcze dalej rynki nowych zintegrowanych usług energetycznych) do właściwości źródeł OZE [1,2]. W konsekwencji, trzeba ogólnie działać na rzecz budowy kompetencji prosumentów i niezależnych inwestorów w obszarze wykorzystywania nowych technologii, ale także na rzecz zmiany upodobań prosumentów. Nie ma natomiast już praktycznie szans na ukształtowanie odmiennych (od dotychczasowych) umiejętności korporacyjnych firm energetycznych, wyspecjalizowanych i zależnych od swoich historycznych praktyk w zakresie stosowania tradycyjnych technologii ukierunkowanych na tradycyjne energetyczne (paliwowe/branżowe) rynki. Odwrócenie kierunku dopasowywania rynków energetycznych sprawia, że w artykule nadaje się inteligentnej infrastrukturze walor fundamentalnej infrastruktury technicznej rynku energii elektrycznej. Jest to zresztą skutek roboczej hipotezy, że właśnie na rynku energii elektrycznej zaczyna się rozgrywać w skali globalnej cywilizacyjna transformacja energetyki: termodynamicznej w elektrotechniczną. Czyli transformacja energetyki spalania paliw kopalnych i procesów cieplnych oraz rynków sektorowych (energii elektrycznej, ciepła, paliw transportowych) w mono rynek energii elektrycznej OZE i rynki energii użytecznej (czyli rynki energii o najwyższej egzergii, zarządzanej inteligentną infrastrukturą, zapewniającą najwyższą społeczną wydajność pracy) [2]. Hipotezę roboczą potwierdza już dokonująca się na świecie reelektryfikacja wtórna OZE (blok państw i regionów OECD) oraz elektryfikacja pierwotna OZE (Indie, Afryka 8

9 Subsaharyjska, a w dużej części elektryfikacji pierwotnej OZE podlegają jeszcze Chiny). Potwierdzają hipotezę roboczą również: dokonująca się elektryfikacja ciepłownictwa (pompa ciepła) i elektryfikacja transportu (samochód elektryczny). Zatem rynek energii elektrycznej, na którym będzie kształtowana równowaga rynków wschodzącego i schodzącego, zyskuje walor głównego mechanizmu równoważącego (narzędzia podtrzymywania stabilnej równowagi) w obrębie procesu transformacji całej energetyki [3,4]. Stąd wynika związek inteligentnej infrastruktury ze sferą technologiczną energetyki i z architekturą rynku energii elektrycznej (z mechanizmami rynkowymi) [5]. Inteligentna infrastruktura w energetyce EP-NI a doświadczenia z implementacji magistrali KNX/BMS i technologia blockchain Dopełnieniem uwag dotyczących, w kontekście innowacji przełomowej, miejsca inteligentnej infrastruktury w procesie transformacji energetyki jest odnotowanie historii rozwoju magistrali KNX/BMS (European Installation Bus Association) [11]. Technologia KNX, której właścicielem jest obecnie Stowarzyszenie KNX (wcześniej EIB). Jest to pierwszy na świecie otwarty standard automatyki budynkowej. Jest efektem konwergencji kilku protokołów i rozwijających je organizacji. Dla systemu KNX charakterystyczna jest automatyka budynkowa rozproszona, tzn. w systemie tym nie ma jednostki centralnej. Każdy element magistralny podłączony do instalacji, wyposażony jest w procesor i elementy niezbędne do samodzielnej pracy. Dotychczasowy rozwój systemu KNX (ostatnie kilkanaście lat) był ukierunkowany przede wszystkim na komfort i bezpieczeństwo użytkowników budynku, na bezpieczeństwo samego budynku oraz na zarządzanie (poprawę efektywności) w sferze użytkowania energii elektrycznej i ciepła, nie obejmował natomiast praktycznie integracji źródeł OZE z budynkiem. Historia magistrali KNX pokazuje problem alokacji inteligentnej infrastruktury między odbiorniki (odbiory) oraz budynkową instalację elektryczną (elektroenergetyczną). Jest sprawą bezsporną, że inteligentna infrastruktura odbiorników rozwija się znacznie szybciej niż magistrala KNX (systemy BMS). Między innymi dlatego, że konkurencja wśród producentów odbiorników (źródła światła, zmywarki, pralki, lodówki, ) zawsze była znacznie silniejsza niż konkurencja w środowisku magistrali KNX, w którym producenci odbiorników są w części obecni. (Podkreśla się, że jeszcze ciekawsze są doświadczenia z obszaru automatyzacji i sterowania przemysłowej infrastruktury energetycznej). Oczywiście, analiza miejsca inteligentnej infrastruktury w budynku (inteligentne odbiorniki vs inteligentna magistrala KNX) jest, może być, źródłem cennych wskazówek odnośnie umiejscowienia inteligentnej infrastruktury na mono rynku energii elektrycznej OZE (energetyka EP-NI vs energetyka WEK) [6,7,8]. Mianowicie, alokacja inteligentnej infrastruktury (obecnie powszechnie utożsamianej z pojęciem smart grid) do energetyki EP-NI nie budzi wątpliwości (podobieństwo prosumenckiej 9

10 mikro-, mini-, infrastruktury energetycznej do odbiorników budynkowych czy przemysłowych, niezwykle silnie wysyconych w układy energoelektroniczne i inne składowe inteligentnej infrastruktury, jest ewidentne). Przy tym najbardziej ogólną rekomendacją w tym zakresie jest ta, która dotyczy stworzenia dla potrzeb energetyki EP-NI terminali dostępowych do sieci rozdzielczych nn-sn [9]. Chodzi w szczególności o terminale na podobieństwo gniazdek służących do przyłączania odbiorników AGD (i innych) oraz opraw oświetleniowych służących do wkręcania źródeł światła w wypadku tradycyjnych budynkowych instalacji elektrycznych. Poszukiwanie funkcjonalności inteligentnej infrastruktury w obszarze energetyki EP- NI warunkujących jej (energetyki EP-NI) integrację z sieciami nn-sn za pomocą terminali dostępowych wśród rozwiązań dotyczących integracji inteligentnych odbiorników z tradycyjnymi instalacjami budynkowymi może być niezwykle płodne. Inteligentna infrastruktura pralki, zmywarki, i nie tylko tych urządzeń, umożliwia ich funkcjonowanie w środowisku Internetu IoT ponad instalacją budynkową. Inteligentne gniazdko ( przedłużenie gniazdka tradycyjnego) umożliwia zarządzanie ograniczeniami prądowymi (mocy) i napięciowymi instalacji budynkowej, ale także włączenie tradycyjnych odbiorników w środowisko Internetu IoT. Z kolei inteligentne źródło światła nie potrzebuje wyłącznika. Dla każdego z tych przypadków można budować liczne analogie w środowisku integracji energetyki EP-NI (o bardzo dużym potencjale wysycenia w układy energoelektroniczne) z sieciami nn-sn [10]. Odrębną sprawą, w kontekście alokacji inteligentnej infrastruktury na obszar wschodzącego mono rynku energii elektrycznej OZE jest infrastruktura inteligentnego kontraktu blockchain [12]. Wschodząca handlowa platforma technologiczna blockchain musi się łączyć ze zróżnicowanymi środowiskami wschodzącego mono rynku energii elektrycznej OZE za pomocą styków technologicznych, czyli za pomocą inteligentnej infrastruktury tego rynku. Zatem powstaje unikatowa sytuacja, w której mono rynek energii elektrycznej OZE (i energii użytecznej) będzie się kształtował pod wpływem jego inteligentnej infrastruktury technologicznej, zapewniającej mu połączenie z zasobami technologicznymi KSE (połączenie poprzez terminale sieciowe), a potencjalnie także z infrastrukturą handlową blockchain (poprzez styki technologiczne). To tworzy całkowicie nowe możliwości w zakresie kształtowania struktury mono rynku energii elektrycznej OZE oraz mechanizmów cenotwórczych na tym rynku. W pierwszym obszarze (struktury mono rynku) może (i powinien) być ukształtowany zbiór styków technologicznych obejmujących: prosumenta, a także elektrownię wirtualną (niezależnego inwestora), klaster energetyczny, spółdzielnię energetyczną, wirtualny minisystem elektroenergetyczny. Także zbiór styków technologicznych obejmujących: system podatkowy (Ministerstwo Finansów) i zasoby WEK (czyli wytwórców, operatora OSP, ale przede wszystkim operatorów OSD i sprzedawców 10

11 zobowiązanych). Ponadto zbiór styków technologicznych obejmujących: niezależnych sprzedawców, niezależnych operatorów pomiarowych NOP, Internet IoT, kantory walut (krypto walut). W drugim obszarze (mechanizmów cenotwórczych) może (i powinien) być ukształtowany na mono rynku energii elektrycznej OZE zbiór produktów rynkowych całkowicie nowej jakości. Mianowicie, w wyniku interakcji między inteligentną infrastrukturą technologiczną mono rynku, zapewniającą mu połączenie z zasobami technologicznymi KSE i infrastrukturą handlową blockchain może to być w szczególności taki produkt jak okazjonalna paczka energii elektrycznej. Chodzi tu o energię elektryczną kupioną z chmury, cechującej się filozofią ryzyka dostaw energii elektrycznej całkowicie przeciwstawną względem dominującej obecnie powszechnie doktrynie bezpieczeństwa energetycznego. Współczesny Krajowy System Elektroenergetyczny (KSE) System elektroenergetyczny w formie przedstawionej na rys. 2 ukształtował się w historycznym procesie, obejmującym dwa etapy. Pierwszy trwał nieco ponad pół wieku, i obejmował okres od końca XIX w. do lat 50ʼ XX w. Był to etap rozwoju elektroenergetyki od małych źródeł autogeneracyjnych (były to w gruncie rzeczy źródła prosumenckie, chociaż tak się nie nazywały) do elektrowni zasilających sieci miejskie i następnie regionalne. Źródła autogeneracyjne były potrzebne przemysłowcom budującym zakłady przemysłowe (były budowane przez tych przemysłowców. Z kolei elektrownie i zasilane przez nie sieci były budowane przez samorządy, ewentualnie przez przemysłowców, w ramach poszerzania przez nich swojego zakresu działalności gospodarczej. W jednym i drugim wypadku (własności samorządowej i prywatnej) była to infrastruktura z jednej strony o statusie monopolu technicznego, a z drugiej o statusie użyteczności publicznej. 11

12 JEDNOLITY RYNEK EUROPEJSKI BW KSE 400/220 kv BW SIEĆ PRZESYŁOWA Black out OK5 Obszar rewitalizacji bloków 200 MW BW BW BW BW 106 BW EFEKT SKALI Sekcja 110 kv BW C-GEN (50 MW) C-GEN BW SIECI 110 kv OK GPZ 110 kv/sn 1400 EFEKT PROSUMENCKI/KLASTROWY KLASTRY ENERGETYCZNE SPÓŁDZIELNIE ENERGETYCZNE (obszary wiejskie 30% rynku) OK3 C-GEN EB EW C-GEN (5 MW) SN/nN 160 tys. meb OK2 Rozległe awarie sieciowe OK1 PV , % 25% 75% ,000 80,000 60,000 40,000 20, :00 08:00 12:00 16:00 20:00 00: :00 08:00 12:00 16:00 20:00 00: :00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00 0,000 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00 regulacja sekundowa (pierwotna), minutowa (wtórna), godzinowa (trójna) Rynek WEK regulacja minutowa, sekundowa, milisekundowa Rynek NI/EP ENTSO-E (UCTE) OSP (PSE) OSD OHT PME Cena CK w grupie obecnych taryf G, PLN/MWh trajektoria WEK : = 1000 trajektoria NI/EP : = 600 Opracowanie: J. Popczyk Opracowanie graficzne: M.Fice Powiaty (na obszarach wiejskich, poza grodzkimi): 314 Spółdzielnie mieszkaniowe (miasta): 4000 Rys. 2 Synteza zagadnień związanych z przebudową systemu operatorskiego w KSE od scentralizowanego (OSP, OSD) do rozproszonego (zwłaszcza funkcjonującego w osłonach OK1 do OK2) [5] Drugi etap, liczony do obecnego przełomu, trwa już około 60 lat. Rozwój elektroenergetyki na tym etapie był uwarunkowany nacjonalizacją przeprowadzoną po II wojnie światowej (w Europie decydujące znaczenie miała nacjonalizacja elektroenergetyki we Francji, we Włoszech i w Wielkiej Brytanii, a ponadto nacjonalizacja ustrojowa w Europie Środkowej). Oczywiście, w środowisku własności państwowej rozwój elektroenergetyki został bardzo szybko zdominowany przez efekt skali bloków wytwórczych i elektrowni (przede wszystkim węglowych oraz jądrowych) i efekt pochodny, mianowicie efekt systemowy realizowany za pomocą sieci przesyłowych (w Europie Zachodniej głównie 220/400 kv, a w Europie Środkowej 220/400/750 kv). Skutkiem było ukształtowanie się do końca lat 80ʼ XX w. elektroenergetyki w postaci niezwykle silnego układu polityczno-korporacyjnego spójnego z ogromną skalą i złożonością techniczną systemu elektroenergetycznego i etatystycznym modelem biznesowym (w ogóle bez rynku, albo z bardzo szczegółowo regulowanym rynkiem energii elektrycznej). Reforma elektroenergetyki w kierunku liberalizacji rynkowej (za pomocą zasady TPA) 12

13 i prywatyzacji zapoczątkowana przez Wielką Brytanię w 1990 r., a następnie podjęta przez Unię Europejską, po Traktacie z Maastricht (1992), nie dała w pełni zadowalających wyników, ale przygotowała grunt pod transformację energetyki dokonującą się współcześnie pod wpływem przewrotu technologicznego. Osłony kontrolne integrujące KSE z nową architekturą rynku energii elektrycznej Osłona kontrolna [5-12] służy do wydzielenia charakterystycznej części KSE, rys. 2, umożliwiającej funkcjonowanie charakterystycznego segmentu rynku energii elektrycznej. Podkreśla się, że osłona integrująca infrastrukturę technologiczną KSE z rynkiem energii elektrycznej ma dużo wspólnego z osłonami stosowanymi w termodynamice oraz w informatyce. Jednoznaczne zdefiniowanie osłony kontrolnej w elektroenergetyce jest w szczególności niezbędne (tak jak w termodynamice) do sporządzania poprawnych bilansów mocy i energii dla potrzeb operatorskiego zarządzania ograniczeniami technicznymi (bezpieczeństwo samej infrastruktury i jej otoczenia) oraz do sporządzania poprawnych bilansów energii w procesach rynkowych. Jednocześnie, proponowane osłony mają kluczowe znaczenie (tak jak w informatyce) w kontekście ich wzajemnego komunikowania się; chodzi o zapewnienie komunikowania się osłon w procesie kształtowania infrastruktury sterowniczej oraz o wykorzystanie osłon do komunikowania się uczestników rynku (aspekt informatyczny, przedmiotowy i podmiotowy). W [5] wprowadza się pięć osłon kontrolnych, rys. 2: OK1 osłona prosumencka przecinająca przyłącze nn (wyodrębniająca prosumenta z segmentu ludnościowego), OK2 osłona przecinająca pola liniowe nn stacji transformatorowej SN/nN (wyodrębniająca infrastrukturę nn), OK3 osłona przecinająca pola przyłączeniowe (do infrastruktury SN/nN) źródeł oraz prosumentów/odbiorców (wyodrębniająca klastry, spółdzielnie, elektrownie wirtualne, wirtualne minisystemy elektroenergetyczne), OK4 osłona przecinająca pola liniowe SN stacji transformatorowej 110 kv/sn (wyodrębniająca infrastrukturę nn-sn/), OK5 osłona przecinająca połączenia transgraniczne KSE z systemem UCTE (wyodrębniająca rynek krajowy z jednolitego rynku unijnego/europejskiego). Koncepcja osłon kontrolnych jest kluczowa z punktu widzenia efektywnego wiązania ze sobą całkowicie nowych możliwości technologicznych z całkowicie nową architekturą rynkową. Krytyczną sprawą w tym kontekście jest zapewnienie publicznej (w Internecie) obserwowalności profili poszczególnych osłon. Najpierw chodzi o dostępność profili zapotrzebowania energii elektrycznej na osłonach kontrolnych OK2, OK3 i OK4. Znaczenie tych profili wynika z faktu, że stanowią one istotną podstawę jakościową do alokacji inwestycji wytwórczych ze schodzącego rynku WEK na wschodzący mono rynek energii elektrycznej OZE, a także do substytucji na tym ostatnim inwestycji sieciowych za pomocą inwestycji wytwórczych. Zapewnienie takiej 13

14 obserwowalności, gdyby tylko była wola ze strony URE (Urzędu Regulacji Energetyki), jest możliwe przy obecnym poziomie technologii elektronicznych i energoelektronicznych (pomiary) oraz teleinformatycznych i internetowych bez zwłoki czasowej (praktycznie natychmiastowo), na podstawie koncesji, które są podstawą funkcjonowania operatorów OSD. Następnie, w miarę rozwoju energetyki EP-NI, chodzi o zapewnienie możliwości realizacji dwukierunkowej wymiany energii elektrycznej przez osłony kontrolne, czyli wprowadzenie bilansowania energii elektrycznej (w przedziałach czasowych 5- minutowych i dłuższych) realizowanego na podstawie dynamicznych kryteriów cenowych obejmujących kryteria niezawodnościowe zasilania odbiorów/odbiorników (na podstawie cenotwórstwa, które musi być coraz bardziej adekwatne do osiągalnego poziomu technologicznego inteligentnej infrastruktury, obejmującej układy energoelektroniczne i zindywidualizowane układy UPS). Wreszcie, chodzi o regulację mocy na osłonach kontrolnych. Czyli o alokację regulacji wtórnej (minutowej) ze schodzącego rynku WEK na wschodzący mono rynek OZE. Podkreśla się natomiast, że otwartą sprawą jest zakres alokacji regulacji pierwotnej, czyli sekundowej. W tym wypadku dwie sprawy decydują. Otóż, niezbędne zasoby tej regulacji, odpowiedzialnej za bardzo wysoką jakość częstotliwości, czyli parametr systemowy, będą malały wraz z transformacją systemów elektroenergetycznych zdominowanych współcześnie przez układy wytwórczo-przesyłowe do postaci przyszłych elektroenergetycznych układów dosyłowych w korytarzach infrastrukturalno-urbanistycznych zarządzanych przez inteligentną infrastrukturę wysyconą w układy energoelektroniczne, rysunki 4 i 5, Raporty [5,10]. Z drugiej strony, koszt bilansowania sekundowego mocy odbiornikom/odbiorom na ogół niepotrzebnego będzie gwałtownie się obniżał. Zatem strategia alokacyjna regulacji pierwotnej powinna polegać obecnie na stworzeniu podstaw umożliwiających zdefiniowanie mechanizmów rynkowych na rzecz racjonalizacji podziału regulacji pierwotnej między układy dosyłowe w korytarzach infrastrukturalno-urbanistycznych oraz indywidualne odbiorniki/odbiory. Wirtualny minisystem elektroenergetyczny, symulator WME W artykule system WME oznacza system, którego działanie jest uwarunkowane pilotażową platformą prawno-regulacyjną dotyczącą dostępu do sieci rozdzielczych nn-sn według nowej zasady TPA (za pomocą sieciowych terminali dostępowych). System WME obejmuje (w sferze realnej) sieć rozproszonych rzeczywistych elektrowni bilansującą popyt rozproszonej sieci odbiorów z dokładnością do regulacji wtórnej (ewentualnie, w tendencji, do regulacji pierwotnej), działającą w środowisku rzeczywistych ograniczeń systemowo-sieciowych właściwych dla rzeczywistej infrastruktury nn-sn (sieci nn-sn i przyłączone do nich źródła) pracującej w układzie hiper-zamkniętym, czyli w układzie uwarunkowanym (uwzględniającym) rzeczywistą inteligentną infrastrukturę energetyki EP-NI gwarantującą dotrzymywanie ograniczeń 14

15 systemowo-sieciowych występujących w infrastrukturze nn-sn. Wymaga zatem podkreślenia, że system WME oznacza rzeczywistą inteligentną infrastrukturę łączącą rzeczywistych uczestników rynku, zgodnie z rzeczywistymi umowami (kontraktami). W artykule przyznaje się systemowi WME (jego koncepcji) walor głównego mechanizmu rynkowego równoważenia rynków wschodzącego i schodzącego, racjonalizującego trajektorię transformacyjną całej polskiej energetyki w horyzoncie Horyzont ten ma oczywiście związek z referencyjnymi celami globalnej polityki klimatyczno-energetycznej (porozumienie paryskie 2015), z celami unijnymi (mapa drogowa 2050), ale przede wszystkim z uwarunkowaniami realnej gospodarki w Polsce. Zgodnie z tymi ostatnimi poszukiwanie racjonalnej trajektorii transformacyjnej w Polsce powinno mieć u podstaw wykorzystanie środowiska kosztów krańcowych długoterminowych i kosztów unikniętych oraz inteligentnej infrastruktury energetyki EP-NI jako podstawy zdecentralizowanego (rynkowego) wyboru inwestycji wytwórczych i sieciowych. W kontekście równoważenia rynków wschodzącego i schodzącego podkreśla się, że koncepcja systemu WME, uwzględniająca uwarunkowania realnej gospodarki ma na celu wykorzystanie rozproszonych źródeł OZE jako alternatywnych (przy zastosowaniu kryterium kosztów unikniętych) dla inwestycji rozwojowych w źródła WEK i sieci przesyłowe (w szczególności chodzi o takie inwestycje wytwórcze jak blok na węgiel kamienny 1000 MW Ostrołęka, blok na węgiel brunatny 450 MW Turów, dwa bloki gazowe 450 MW Dolna Odra i Żerań, stopień wodny na Wiśle i elektrownia Siarzewo 80 MW, odkrywka Złoczew i inne odkrywki węgla brunatnego, program energetyki jądrowej oraz o inwestycje w sieci przesyłowe towarzyszące wymienionym inwestycjom wytwórczym). Jednocześnie koncepcja WME ma na celu wyeliminowanie ryzyka niewykorzystania istniejących zasobów wytwórczych i sieciowych, przesyłowych i rozdzielczych (przy zastosowaniu kryteriów właściwych dla środowiska kosztów unikniętych i równoczesnym wykorzystaniu potencjału inteligentnej infrastruktury energetyki EP- NI). W szczególności zaś niedopuszczenie do budowy źródeł OZE wymagających nieuzasadnionych nakładów sieciowych (czyli źródeł zbyt dużych, źródeł ekstremalnie niedostosowanych do profili obciążenia, źródeł budowanych w nadwyżkowych obszarach sieciowych). 15

16 sparametryzowany dostępowy terminal sieciowy OK(i, j, k) ekwiwalent WEK ekwiwalentowanie opisu WEK (R, Z, S k, f, P, Q, U, I, P) regulacja mocy czynnej f=f(p) w przyszłości ekwiwalent CCR wtyczka inteligentnej infrastruktury sygnały sterujące strażnik mocy wirtualny minisystem elektroenergetyczny model infrastruktury OK EB PV moduł ograniczeń sieciowych (U, I) moduł usług regulacyjnych (P, Q, K r ) czasy reakcji <5 min (Raporty 4 i 6) moduł usług bilansowania (E, C E, WNM, CCR) czasy reakcji >5min (Raporty 4, 5, 8) modele rozwojowe: struktura bilansu, rozpływy mocy, wykorzystanie sieci, dobór źródeł (Raporty 7 i 9) komunikacja zewnętrzna symulatora: inne OK model OK (modele numeryczne lub profile on-line) komunikacja wewnętrzna symulatora model OK kryteria regulacji i bilansowania: regulacja mocy czynnej PP opisana funkcją dyskretną WME (nntt ss ) = PP OOOO (nntt ss ) 0 EE WME WWWWWW (TT NNNN, WWWWWW) = EE OOOO (TT NNNN, WWWWWW) + EE WWWWWW (TT NNNN ) 0 funkcje wskaźnikowe f(pp) f(ee) f(wwwwww) f(cc) f(wwwwww) Rys. 3 Symulator (hardwarowo-softwarowy) WME (rysunek zaczerpnięty z [11], zespół autorski symulatora: J. Popczyk, K. Bodzek, M. Fice, R. Wójcicki) Ważne jest zaakcentowanie, że w systemie WME rzeczywista infrastruktura nn-sn służy do realizacji rzeczywistych rozpływów rzeczywistej energii elektrycznej. Warstwy handlowa i techniczna są oddzielone od siebie (są rozerwane). Platforma prawno-regulacyjna systemu WME określa zasady wirtualnego współistnienia warstw. Bardzo ważną część platformy prawno-regulacyjnej będą stanowić kodeksy sieciowe operatorów OSD określające techniczne (fizykalne) warunki użytkowania sieci. W gruncie rzeczy to one w dużym stopniu zadecydują o tym, czy inteligentna infrastruktura energetyki EP-NI zostanie wykorzystana do intensyfikacji wykorzystania sieci rozdzielczych nn-sn; byłoby to oczywiście w interesie energetyki WEK. Istnieje jednak duże ryzyko scenariusza przeciwnego, polegającego na tym, że energetyka WEK będzie blokować za pomocą kodeksów sieciowych wykorzystanie nowej zasady TPA przez energetykę EP-NI. Mianowicie, poprzez blokowanie dostępu inwestycyjnego do sieci nn-sn (dostępu za pomocą inwestycji w inteligentną infrastrukturę EP-NI). Wówczas nastąpi oczywiście przyspieszona autonomizacja energetyki EP-NI, co pociągnie za sobą zwiększenie jej nakładów 16

17 rozwojowych. Jednak przede wszystkim zwiększy koszty restrukturyzacji energetyki WEK. Ze względu na niezwykle szeroki (i zarazem rozmyty) zakres badawczy charakterystyczny dla systemu WME potrzebny jest w celu zwiększenia efektywności badań, w tym ich przyspieszenia odpowiedni symulator. Ogólna struktura takiego symulatora, jedna z wielu możliwych, jest pokazana na rys. 3. Jest to mianowicie struktura symulatora (hardwarowo-softwarowego) tworzonego w ramach programu badawczego (niesformalizowanego), którego wyniki były prezentowane sukcesywnie w Raportach [1-12]. Oprócz faktu, że przedmiotowy symulator jest rozwijany jako hardwarowosoftwarowy, to w idei jest on hybrydowy, tzn. łączy różne techniki badawcze i zagadnienia należące do zróżnicowanych dyscyplin badawczych. Mianowicie, ma on umożliwiać w założeniu (na razie jeszcze nie umożliwia) łączenie zagadnień techniczno-ekonomicznych z prawno-regulacyjnymi. W tym kontekście podkreśla się, że system WME jest najogólniejszym rozwiązaniem w całym zbiorze rozwiązań energetyki EP-NI wymagających odpowiednich platform prawno-regulacyjnych; czyli jest to zarazem poligon do tworzenia najogólniejszej platformy prawno-regulacyjnej niezbędnej do przeprowadzenia rynkowej transformacji polskiej energetyki w horyzoncie 2050). W artykule na zbiór ten enumeratywnie składają się: prosument ze swoją prosumencką infrastrukturą, niezależny inwestor z wirtualną elektrownią, spółdzielnia, klaster. Prosumenta z prosumencką infrastrukturą nie zalicza się do zbioru rozwiązań wirtualnych. (O tym, że rozwiązanie jest wirtualne decyduje sposób użytkowania (wykorzystania) rzeczywistej infrastruktury nn-sn. Mianowicie, warunkiem jest duże nasycenie silnoprądowej infrastruktury nn-sn oraz infrastruktury technicznej wschodzącego rynku energii elektrycznej OZE w infrastrukturę inteligentną). Symulator przedstawiony na rys. 3 służy wyłącznie do badań rozpoznawczych, umożliwiających lepsze ustrukturyzowanie badań na kolejnych etapach. Centralne znaczenie przynależności inteligentnej infrastruktury Synonimem inteligentnej infrastruktury w energetyce WEK (wielkoskalowa energetyka korporacyjna), zwłaszcza w elektroenergetyce jest licznik inteligentny, który ze sztuczną inteligencją nie ma nic wspólnego (a już na pewno mniej niż ta ostatnia z inteligencją człowieka). Oczywiście, elektroniczny licznik ma istotny potencjał modernizacji rynku energii elektrycznej (również innych rynków energetycznych). Obecnie służy jednak jedynie do wydatkowania miliardów złotych i epatowania opinii publicznej jak bardzo innowacyjna jest korporacyjna energetyka. Faktury wystawiane są natomiast dalej na podstawie prognoz, a stany liczników odbiorcy nieobecni w czasie wizyty odczytywacza są zobowiązani przekazywać mu telefonicznie (można już niekiedy za pomocą sms-a). Są jeszcze trzy sprawy obrazujące wątpliwą rolę inteligentnej infrastruktury w strategii energetyki WEK. 17

18 Pierwszą jest cenotwórstwo. W tym zakresie rolą korporacyjnej :inteligentnej infrastruktury, od pomiarów poprzez przetwarzanie danych i billing, jest socjalizacja taryf (którą regulator twórczo rozwija przez ostatnie dwadzieścia lat, chociaż uwolnienie rynku energii elektrycznej od zatwierdzania taryf miało nastąpić nieodwołalnie wraz z odejściem minionego wieku do historii). Zatem energetyka WEK inteligentnie wykorzystuje inteligentną infrastrukturę (za pomocą socjalizacji taryf) do blokowania jej dyfuzji do potencjalnych beneficjentów, czyli do najlepiej wykształconej części społeczeństwa. Oczywiście, na tej ścieżce rozwojowej oprócz rzekomej ochrony odbiorców wrażliwych (czyli również tych, którzy niespecjalnie się trudzą podwyższaniem swoich kompetencji) korzyści osiągają grupy interesów rozwijające właściwą, z ich punktu widzenia, inteligentną infrastrukturę. Jednak pożytku w dziedzinie podwyższania społecznej wydajności pracy z takiej inteligentnej infrastruktury nie ma. Przeciwnie jest demoralizacja. Drugą sprawą jest zasada TPA handlu ponad siecią. Otóż po tej, która rewolucjonizowała rynek energii elektrycznej w ostatniej dekadzie ubiegłego wieku (na świecie i praktycznie równolegle w Polsce) niewiele już zostało. Rząd, w tym regulator, i korporacja wyspecjalizowały się w upychaniu do opłaty systemowosieciowej wszystkich kosztów, które na rynku konkurencyjnym zostałyby natychmiast osierocone. Recentralizacja (rozpoczęta w 2000 r. utworzeniem Południowego Koncernu Energetycznego), a następnie skutecznie przeprowadzona (w połowie ostatniej dekady) konsolidacja grup wytwórczo-operatorsko-sprzedażowych spowodowała, że inteligentna infrastruktura w rękach operatorów oznacza przede wszystkim niezwykle drogie systemy SCADA dla potrzeb obsługi awaryjnej (i dla potrzeb utrzymania) sieci rozdzielczych nn-sn. Koszty systemów SCADA można w zremonopolizowanej elektroenergetyce bezkarnie zwiększać, a same systemy prezentować jako inteligentną infrastrukturę (smart grid), chociaż w transformacji energetyki chodzi w rzeczywistości o zupełnie inną inteligentną infrastrukturę, mianowicie zwiększającą zdolność integracji tysięcy i milionów źródeł OZE z sieciami nn-sn. Tego celu nie da się osiągnąć już inaczej, jak tylko za pomocą zasady TPA+, która umożliwi prosumentom (energetyka prosumencka EP) i niezależnym inwestorom (energetyka NI) integrację własnej inteligentnej infrastruktury z istniejącymi sieciami rozdzielczymi poprzez terminale ZOS(I,U), do zarządzania ograniczeniami sieciowymi prądowymi i (gałęziowymi) i napięciowymi U (węzłowymi), oraz terminale ZOK(E,P) do zarządzania bilansami energii E i regulacją mocy P na osłonach kontrolnych (rys. 1). Jednakże trudno wyobrazić sobie na razie wprowadzenie zasady TPA+ jeśli regulator nic nie robi, aby wyegzekwować od operatorów OSD publiczną dostępność, w czasie rzeczywistym (namiastka inteligentnej infrastruktury), profili przepływu mocy na osłonach kontrolnych OK2 i OK4. Trzecią sprawą jest powiązanie z inteligentną infrastrukturą sprawy alokacji zdolności 18

19 wytwórczych z rynku schodzącego na rynek wschodzący. Nie da się przeprowadzić tej alokacji bez inteligentnej infrastruktury, ale ulokowanej w obszarze energetyki EP- NI, a nie WEK. Dlatego, bo jeśli sensem istnienia energetyki WEK jest efekt skali technologicznej i korporacyjnej oraz środowisko kosztów przeciętnych, to podkreśla się, że w tym obszarze inteligentna infrastruktura ma jednak drugorzędne znaczenie. Z kolei sensem istnienia energetyki EP-NI jest efekt fabryczny i koordynacji oraz środowisko kosztów krańcowych (krótkoterminowych, długoterminowych) i unikniętych, a to oznacza, że nie da się zbudować przewagi w tym obszarze bez inteligentnej infrastruktury. W kontekście wszystkich trzech wymienionych spraw trzeba podkreślić, że inteligentnej infrastruktury, która jest (powinna być) motorem transformacji energetyki (całej, nie tylko elektroenergetyki) nie można absolutnie redukować do technologii informatycznych (w tym takich jak blockchain). Nie jest też wystarczające rozszerzenie tych technologii na technologie teleinformatyczne i elektroniczne (czujniki sensoryczne, sterowniki PLC i inne). Potrzebne jest włączenie do inteligentnej infrastruktury układów energoelektronicznych. Na wschodzącym mono rynku energii elektrycznej OZE układy te stanowią silnoprądowy segment inteligentnej infrastruktury energetyki EP-NI służący do jej równoległej integracji z KSE na osłonach OK1 do OK5 za pomocą terminali sieciowych ZOS(I,U) oraz ZOK(E,P). Praktyczny wniosek z analiz wykorzystania inteligentnej infrastruktury w energetyce WEK jest następujący: technologie pod względem potencjału nieprawdopodobnie wyprzedziły już przestarzałe koncepcje rynku energii elektrycznej. i właśnie ta luka stała się na świecie strukturalną przyczyną przełomu w energetyce, który ma taki a nie inny charakter. Inteligentna infrastruktura: podstawa nowej architektury rynku energii elektrycznej Mianowicie, o charakterze tym stanowią: pretendenci, a dalej masowa innowacyjność w energetyce EP-NI, łącznie stanowiące innowację przełomową. Masowa innowacyjność, to w szczególności innowacje na mono rynku energii elektrycznej OZE (po stronie podażowej) oraz na rynku energii użytecznej po stronie popytowej (tu chodzi w szczególności o innowacje związane z elektryfikacją ciepłownictwa i transportu). W takiej sytuacji cenotwórstwo w energetyce EP-NI funkcjonującej w środowisku inteligentnej infrastruktury nabiera szczególnego znaczenia. Trzy jego wymiary są kluczowe. Pierwszy, to nowa architektura rynku (ogólne mechanizmy środowisko kosztów krańcowych, unikniętych; rynek wschodzący vs rynek schodzący) [5]. Drugi, to segmentacja EP-NI-WEK w cenotwórstwie (wyspecjalizowane mechanizmy ukierunkowane na spółdzielnie, klastry, wirtualne minisystemy elektroenergetyczne, ). Trzeci, to ukierunkowanie inteligentnej infrastruktury 19

20 energetyki EP-NI na potrzeby nowego cenotwórstwa i rozwój nowych technologii dedykowanych praktycznie wyłącznie handlowi energią elektryczną (przykładem jest choćby technologia blockchain [12]). Nową architekturę rynku energii elektrycznej trzeba traktować jako warunek zahamowania pogłębiającego się rozwarcia między technologiami możliwymi potencjalnie do zastosowania na rynku, a z drugiej strony przestarzałymi koncepcjami rynkowymi. W tym aspekcie w nowej architekturze rynku widzi się w artykule narzędzie umożliwiające kontrolowane osłabienie tempa degradacji (głębokiego kryzysu strukturalnego) energetyki WEK przez falę innowacji przełomowych. Z drugiej strony nową architekturę osadza się bardzo wyraźnie w kontekście innowacji przełomowej. Mianowicie, nową architekturę rynkową, całkowicie odmienną od dotychczasową uznaje się za ważny dowód hipotezy, że energetyka EP-NI łącznie z jej inteligentną infrastrukturą stanowi innowację przełomową. Osiem strukturalnych przesłanek radykalnej zmiany architektury rynku energii elektrycznej Tak jak w wypadku przebudowy struktury bilansu energetycznego łatwiejsze jest zbudowanie nowej energetyki (energetyki OZE i energii użytecznej) niż zrestrukturyzowanie energetyki paliw kopalnych [1,2] tak i na rynku energii elektrycznej łatwiejszym może się okazać stworzenie szybkiego rynku w środowisku kosztów unikniętych i kosztów krańcowych (krótkotrwałych i długotrwałych/inwestycyjnych) niż zamiana zasady TPA na net metering, czyli zrestrukturyzowanie interesów, których nośnikiem jest opłata systemowo-sieciowa. Punktem wyjścia do dyskusji w tym zakresie i do projektowania architektury nowego runku energii elektrycznej są następujące przesłanki (w niektórych wypadkach hipotezy robocze zasługujące na odrębne badania) [5]. 1. Technologie ICT (obejmujące cyfryzację oraz technologie energoelektroniczne) wyprzedziły bardzo daleko koncepcje strukturalne i modele biznesowe, w energetyce w ogóle, a na rynku energii elektrycznej w szczególności. 2. Niebezpiecznie rozwarły się nożyce między wielką falą technologicznej innowacyjności przełomowej w przemyśle AGD (przemysł masowych odbiorników energii elektrycznej), także w instalacjach przemysłowych (w tym wypadku kolejna fala innowacyjności, nieporównywalna z dotychczasowymi, będzie związana z przemysłem 4.0), a z drugiej strony wyłącznie przyrostowymi (mało znaczącymi współcześnie) innowacjami w tradycyjnych systemach elektroenergetycznych. 3. Niebezpiecznie rozwarły się nożyce między bardzo przestarzałą (socjalną, 20

21 realizującą transfery finansowe, bazującą na kosztach przeciętnych) ofertą taryfową przedsiębiorstw energetycznych zasiedziałych na rynku energii elektrycznej oraz potencjałem dyfuzji innowacji przez odbiorców (potencjalnych prosumentów funkcjonujących w środowisku technologii ICT: od ludności aż po wielki przemysł, zwłaszcza zaś przyszły przemysł 4.0). 4. Szybko narasta w Polsce deficyt powiązania gospodarki o obiegu zamkniętym, przede wszystkim w rolnictwie i w przemyśle przetwórstwa rolnospożywczego, z działaniami na rzecz wykorzystania potencjału synergii biotechnologii oraz technologii energetycznych. 5. Dostępny jest już wielki potencjał intensyfikacji wykorzystania istniejących sieci elektroenergetycznych, przesyłowych i rozdzielczych, za pomocą ich doposażenia technologiami ICT. 6. Istnieje już wielki potencjał selfdispatchingu, który wymaga integracji z technologiami zasobnikowymi na poziomie prosumenta (realizującego sprzedaż sąsiedzką), na poziomie spółdzielni oraz klastra energii, wreszcie na poziomie elektrowni wirtualnej będącej własnością niezależnego inwestora. 7. Istnieje dobrze rozwinięty w Polsce sektor przedsiębiorstw MŚP, zdolny do inwestycji na rynku nowych usług energetycznych, a w szczególności na rynku energii elektrycznej, w tym w obszarze systemu elektroenergetycznego (jeśli zniesione zostaną obowiązujące przestarzałe regulacje prawne podtrzymujące monopol sieciowy). 8. Narasta gwałtownie dysfunkcjonalność systemów podatkowych obowiązujących w energetyce WEK (w tym w szczególności akcyzy na paliwa ropopochodne) z jednej strony, a z drugiej systemów wsparcia energetyki OZE. Występuje w związku z tym pilna potrzeba zmiany tych systemów. Dwa szczególne praktyczne uwarunkowania radykalnej zmiany architektury rynku energii elektrycznej i inteligentnej infrastruktury Do ośmiu przesłanek o charakterze strukturalnym należy dołączyć dwa szczególne uwarunkowania praktyczne. Pierwsze dotyczy usytuowania KSE w północnoeuropejskiej strefie rynku energii elektrycznej (rys. 3), gdzie w 2017 r. zachodziły niezwykle istotne zmiany związane z mega projektami offshore na Morzu Północnym realizowanymi przez inwestorów w środowisku politycznym tworzonym przez zainteresowane rządy (głównie Niemiec, Wielkiej Brytanii, Belgii, Danii), z uwzględnieniem potencjału magazynów wodnych w energetyce wodnej Norwegii, a także Szwecji. Oczywiście, Polska ze swoim potencjałem offshore na Morzu Bałtyckim jest w strefie zasięgu mega projektów na Morzu Północnym, zarówno poprzez magazyny norwesko-szwedzkie oraz podmorski układ przesyłowy SwePol Link jak i poprzez Niemcy (węzły sieciowe Krajnik i Mikułowa). 21

22 Magazyny Wodne N-S 120 TWh (potencjał) Mega Projekt Wiatrowy (MP) 60 GW (2030) Farmy Wiatrowe (MB) 6 GW (potencjał) Niemcy % OZE Rys. 4 Antycypacja transformacji KSE i rynku schodzącego między osłonami OK5 i OK4 w kontekście północnoeuropejskiej strefy rynku energii elektrycznej [5] Drugie szczególne uwarunkowanie praktyczne, powiązane ściśle z pierwszym, jest zilustrowane na rys. 4. Rysunek obrazuje mianowicie powiązanie (pokrywanie się) selektywnych hybrydowych układów przesyłowych (tworzących dwa oczka ) z siecią korytarzy infrastrukturalno-urbanistycznych, obejmujących główne magistrale kolejowe i autostrady oraz największe miasta i największe zakłady przemysłowe (tworzące również dwa oczka ). Do korytarzy przedstawionych na rys. 4 należą w szczególności wszystkie miasta, w tym Metropolia Górnośląsko-Zagłębiowska, mające (0,5-2) mln mieszkańców, z (obecnym) rocznym zużyciem na energię elektryczną wynoszącym, bez wielkiego przemysłu (2-8) TWh, każde. Korytarze obejmują także wszystkie największe zakłady przemysłowe, z których każdy zużywa (obecnie) rocznie (0,5-3) TWh energii elektrycznej. 22

23 ESP Żarnowiec C-GEN C-GEN PKN Orlen Płock-Włocławek C-GEN C-GEN C-GEN C-GEN C-GEN C-GEN Multitechnologia C-GEN (50-200) MW ESP Porąbka-Żar Rys. 5 Hybrydowe (AC-DC) dostępowe korytarze przesyłowe, otwierające polskim strefom/korytarzom urbanistycznym dostęp do północnoeuropejskich zasobów wiatrowych offshore (Morze Północne, Bałtyk) i skandynawskich (Norwegia, Szwecja) wodnych zasobów magazynowych (z tymi zasobami może potencjalnie konkurować multitechnologia C-GEN) [5] Najważniejszym korytarzem urbanistycznym z punktu widzenia bilansu energetycznego jest oczywiście korytarz północ-południe: od Trójmiasta (0,8 mln mieszkańców), z odgałęzieniem obejmującym Warszawę (1,8 mln) i drugim obejmującym Łódź (0,7 mln), aż po Metropolię Górnośląsko-Zagłębiowską (2 mln), z odgałęzieniem obejmującym Kraków (0,8 mln) i Wrocław (0,7 mln), dalej nazywany korytarzem odwrócone T. W południowej części korytarza (od Krakowa, poprzez Metropolię Górnośląsko-Zagłębiowską do Wrocławia) zlokalizowana jest dominująca część polskiego wielkiego przemysłu; odzwierciedleniem tego po stronie elektroenergetyki jest około 200 GPZ-ów przemysłowych, na 370 w całym kraju, przyłączonych do sieci 110 kv należącej do OSD Tauron Dystrybucja. Korytarz odwrócone T obejmuje dwie najważniejsze magistrale kolejowe północ-południe: CMK ( pasażerska Centralna Magistrala Kolejowa) oraz MW ( towarowa Magistrala Węglowa). Ponadto dwie najważniejsze autostrady: A1 (północ-południe) i A4 23

24 (wschód-zachód). W korytarzu infrastrukturalno-urbanistycznym odwrócone T usytuowany jest najsilniejszy krajowy układ przesyłowy 400 kv: Gdańsk Pelplin (węzeł przyłączeniowy zaniechanej już definitywnie węglowej Elektrowni Północ 2 tys. MW i mającej ciągle warunki przyłączeniowe, ale na razie oczekującej na realizację, farmy wiatrowej 200 MW) Płock Rogowiec (Bełchatów) Joachimów (Częstochowa) Łagisza Wielopole (Rybnik) Nosovice (Republika Czeska), z odgałęziającymi się liniami 400 kv i 220 kv. z punktu widzenia tworzenia (w horyzoncie 2050) krajowego mono rynku energii elektrycznej OZE i hybrydowych układów (korytarzy) przesyłowych na tym rynku kluczowe znaczenie ma fakt, że wymieniony, obecnie istniejący, układ 400 kv spina elektrownie szczytowopompowe Żarnowiec (600 MW) na północy i Żar-Porąbka (500 MW) na południu, a w środkowej części nowe bloki gazowe combi: Płock (klasy 600 MW z transformatorową poprzeczną regulacją napięcia) oraz Włocławek (klasy 450 MW). Drugą kluczową sprawą jest stworzenie strategicznej (w horyzoncie 2050) koncepcji rozwojowo-inwestycyjnej kształtowania szkieletowej (w postaci hybrydowych korytarzy przesyłowych tworzących dwa oczka) struktury mono rynku energii elektrycznej OZE na infrastrukturze kv. W strategii tej ważnymi elementami (oprócz głównego, północ-południe, układu przesyłowego 400 kv) są przesuwniki fazowe na przekroju zachodnim (niemieckim) w węzłach: południowym (Mikułowa) i północnym (Krajnik), a także układ SwePol Link na północnym przekroju skandynawskim (układ przesyłowy DC o przepustowości 600 MW, i sekundowych zdolnościach regulacyjnych w zakresie ±600MMMM. Ponadto ważne jest wpisanie do strategii (zaprojektowanie) mechanizmów rynkowych umożliwiających konkurencję między dostępem do zasobów offshore (mega projekty na Morzu Północnym i polskie projekty na Morzu Bałtyckim) oraz dostępem do zasobów multitechnologii C-GEN (w ostatnim wypadku chodzi o uwzględnienie w strategii komercjalizacji C-GEN) [2]. Oczywiście, w kontekście nowej architektury rynku energii elektrycznej formułuje się tu roboczą hipotezę, że jeśli ma być respektowana zasada racjonalności makroekonomicznej (i politycznej), to w koncepcji rozwojowo-inwestycyjnej hybrydowych korytarzy przesyłowych musi obowiązywać w stosunku do wytwórców (inwestorów źródeł) zasada pokrywania obecnej opłaty systemowo-sieciowej w obszarze do osłony OK4. Dlatego, bo na osłonie OK4 będzie się rozgrywała strukturalna konkurencja między schodzącym rynkiem WEK oraz zasobami rynku wschodzącego w hybrydowych korytarzach przesyłowych i rynku wschodzącego w obrębie infrastruktury sieciowej nn-sn. Przy tym inwestorzy źródeł w hybrydowych korytarzach przesyłowych muszą mieć dostęp do istniejących sieci przesyłowych kv w postaci nowej zasady TPA, mianowicie TPA-inwestycje. Jest zrozumiałe, że bez inteligentnej infrastruktury w obszarze energetyki EP-NI 24

25 (energetyka przemysłowa, inwestorzy w obszarze energetyki offshore) nie będzie możliwa realizacja strategicznej (w horyzoncie 2050) koncepcji rozwojowoinwestycyjnej kształtowania szkieletowej (w postaci hybrydowych korytarzy przesyłowych) struktury mono rynku energii elektrycznej OZE. W tym wypadku zasadnicze znaczenie będzie miała oczywiście silnoprądowa inteligentna infrastruktura dosyłowych układów hybrydowych (wyprowadzających moc ze źródeł wytwórczych offshore, ewentualnie z przemysłowych źródeł wytwórczych gazowych, podobnych do bloku gazowego 600 MW zbudowanego przez PKN Orlen, posiadającego poprzeczną regulację mocy). Pożądane cztery strukturalne zmiany na rynku energii elektrycznej Wymienione przesłanki (tezy robocze zasługujące na dodatkowe badania), zarówno osiem strukturalnych jak i dwie praktyczne, wywołują potrzebę badań nad koncepcją rynku energii elektrycznej obejmującą liczne, bardzo istotne zmiany. Podstawowe z tych zmian (w artykule jest ich cztery) są następujące [5]. 1. Konieczne jest zredefiniowanie całego systemu regulacji biznesu sieciowego na rynku energii elektrycznej pod kątem jego nowej architektury, mianowicie architektury uwzględniającej równoległe działanie rynku schodzącego (w dużym stopniu scentralizowanego, głównie ze względu na pozostawienie go w sferze silnej regulacji) i rynku wschodzącego (zderegulowanego, o architekturze rozproszonej, zdolnej absorbować przełomowe innowacje technologiczne i rynkowe). 2. Konieczne jest w szczególności zredefiniowanie zasady TPA (a właściwie zdefiniowanie całkiem na nowo). W tym wypadku chodzi o znaczne rozszerzenie zakresu podmiotowego i przedmiotowego dostępu do sieci elektroenergetycznych, mianowicie: 1 - wszystkim prosumentom (w tym realizującym sprzedaż sąsiedzką), spółdzielniom i klastrom energii oraz niezależnym wytwórcom (właścicielom elektrowni wirtualnych) należy umożliwić net metering, łącznie z selfdispatchingiem, 2 - wielkim niezależnym inwestorom należy umożliwić dostęp do inwestycji technologiczno-kapitałowych w obrębie sieci elektroenergetycznych w zakresie hybrydyzacji (łączenie systemów prądu przemiennego i stałego) sieci elektroenergetycznych kv, w celu wytworzenia selektywnych korytarzy przesyłowych (szczególnie łączących farmy wiatrowe offshore z wielkimi korytarzami urbanistycznymi, o bardzo dużej gęstości zużycia energii elektrycznej (metropolie, elektrochłonne wielkie zakłady przemysłowe, strategiczne magistrale kolejowe, autostrady), 3 - niezależnym inwestorom z segmentu MŚP należy umożliwić dostęp do inwestycji technologiczno-kapitałowych w zakresie hybrydyzacji sieci rozdzielczych (średniego i niskiego napięcia) oraz ich automatyzacji, w celu zwiększenia powszechnego dostępu do tych sieci. 25

26 3. Pożądana jest w sferze regulacji (prawnych) integracja, na szeroką skalę, gospodarki obiegu zamkniętego z inwestycjami w obszarze technologii wytwórczych na rynku energii elektrycznej posiadających zdolności regulacyjno-bilansujące, np. z inwestycjami w prosumenckie utylizacyjne mikroźródła biogazowe. W praktyce chodzi o obligatoryjny obowiązek wyposażania w takie mikroźródła instalacji technologicznych w całym segmencie gospodarki odpadami, a przede wszystkim w rolnictwie, w tym w segmencie hodowlanym (obory, chlewnie, kurniki), a także w przemyśle przetwórstwa rolno-spożywczego (mleczarnie, ubojnie, ). Rozwiązanie to, napędzające innowacje w obszarze biotechnologii oraz regulacyjnobilansujących technologii wytwórczych na rynku energii elektrycznej zapewniałoby optymalne rynkowe finansowanie kosztów zewnętrznych gospodarki odpadami, żywnościowej i energetycznej (na mono rynku energii elektrycznej). W bardzo szerokim zakresie potrzeba synergicznej integracji na poziomach procesowych dotyczy technologii w energetyce, rolnictwie i gospodarce odpadami (baza synergetyki) oraz w przemyśle chemicznym. Przykładem synergicznej technologii przełamującej narastający deficyt łańcuchów wartości w podstawowych produkcyjnych procesach technologicznych jest multitechnologia C-GEN spinająca wymienione cztery obszary, cechujące się na razie strukturalną trwałą nieefektywnością charakterystyczną dla ich sektorowego funkcjonowania. Dlatego nieprzypadkowo instalacje multitechnologiczne C-GEN są na rys. 4, obrazującym korytarze infrastrukturalno-urbanistyczne, zlokalizowane w strefach przemysłu petrochemicznego (Lotos; PKN Orlen, łącznie z ZA Anwil) oraz w strefach przemysłu nawozowego (ZA Puławy, ZA Tarnów, ZA Kędzierzyn, ZA Police). 4. Konieczne jest podjęcie działań na rzecz długofalowej modernizacji systemów podatkowych zapewniających równowagę tych systemów z (szybko wygaszanymi) systemami wsparcia. Potrzeba modernizacji systemów podatkowych jest związana z transformacją rynków paliw kopalnych (rynków energii pierwotnej) w mono rynek energii elektrycznej OZE i z transformacją rynków energii końcowej w rynki energii użytecznej (u podstaw tej ostatniej są: pasywizacja budownictwa, elektryfikacja ciepłownictwa oraz elektryfikacja transportu). W szczególności transformacja rynków energii końcowej w rynki energii użytecznej spowoduje utratę przez budżet państwa wpływów z podatku akcyzowego na paliwa transportowe. Z drugiej strony zmniejszy się obciążenie budżetu państwa subsydiami socjalnymi w ramach systemów emerytalnorentowych górnictwa węgla kamiennego, a przede wszystkim rolnictwa (system KRUS Kasa Rolniczego Ubezpieczenia Społecznego). Oczywiście, zwiększą się także wpływy z podatku CIT płacone przez przedsiębiorców (w segmencie produkcji i usług na rzecz energetyki EP-NI), a także podatku PIT z segmentu pracowniczego (pobudzenie zatrudnienia poprzez rozwój 26

27 Bibliografia energetyki EP-NI). Cykl Raportów BŹEP Transformacja energetyki w rynki energii użytecznej OZE. Perspektywa 2050 : [1] Przełom w energetyce (R1). Popczyk J. Październik [2] Mono rynek energii elektrycznej (użytecznej) OZE (R2). Popczyk J. Listopad [3] Trajektoria transformacyjna polskiej energetyki zawężanie obszaru poszukiwań, etap 2 (R3). Popczyk J., Fice M. Listopad [4] Struktura polskiego bilansu wytwórczego 2050 na mono rynku energii elektrycznej OZE zawężanie obszaru poszukiwań, etap 3 (R4). Popczyk J., Bodzek K. Listopad [5] Architektura wschodzącego rynku energii elektrycznej (R5). Popczyk J. Listopad [6] Techniczno-ekonomiczne ekwiwalentowanie osłon kontrolnych na mono rynku energii elektrycznej OZE i rynkach energii użytecznej modele dla potrzeb inwestycyjnych i rozproszonego operatorstwa (R6). Fice M. Listopad [7] Kierunki rewitalizacji technologiczno-systemowej sieci elektroenergetycznych na mono rynku energii elektrycznej OZE i rynkach energii użytecznej (R7). Popczyk J., Bodzek K. Grudzień [8] Ekonomika prosumenckiej partycypacji w osłonach kontrolnych OK1, OK2 i OK3 na rynku wschodzącym energii elektrycznej w środowisku kosztów krańcowych długookresowych i kosztów unikniętych (R8). Wójcicki R. Grudzień [9] Elektrownia EW+ (Elektrownia Wirtualna Plus) Rzeczywista elektrownia rozproszona bilansująca popyt i podaż z dokładnością do regulacji pierwotnej, działająca w rzeczywistych ograniczeniach systemowo sieciowych kontrolowanych przez rzeczywistą inteligentną infrastrukturę energoelektroniczną zarządzaną przez Internet Rzeczy (R9). Popczyk J. Styczeń [10] Intensyfikacja wydolności infrastruktury technicznej wschodzącego mono rynku energii elektrycznej OZE za pomocą układów energoelektronicznych, w środowisku nowych usług energetycznych (R10). Michalak J. Styczeń [11] Raport zamykająco-otwierający (R11). Popczyk J. Styczeń [12] Potencjalne zastosowania technologii blockchain na rynku energii elektrycznej (R12). Kiluk S. Styczeń

28 Michał Kurtyka Podsekretarz Stanu w Ministerstwie Energii Ustawa o elektromobilności i paliwach alternatywnych tworzymy nowy rynek Streszczenie: w artykule przedstawione zostały globalne trendy w zakresie elektromobilności i działania podejmowane na forum UE oraz dalsze plany na przyszłość, jak również polskie podejście do zagadnienia elektromobilności w tym także ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych. Słowa kluczowe: elektomobilność, paliwa alternatywne, samochody elektryczne W dniu 18 stycznia 2017 r. Parlament przyjął ustawę o elektromobilności i paliwach alternatywnych. Ustawa jest ważnym krokiem w kierunku budowy w Polsce rynku elektromobilności w transporcie i wpisuje się w światowe trendy w tej dziedzinie. Przyjęcie tej ustawy jednoznacznie wskazuje, że Polska chce być pełnoprawnym uczestnikiem elektromobilnej rewolucji. Co więcej ustawa pozwoli na poprawę jakości powietrza w miastach, ograniczy uzależnienie Polski od importu ropy naftowej, a jej efekty wpłyną pozytywnie na gospodarkę. Globalne trendy w zakresie elektromobilności i działania podejmowane na forum UE Analizy rynku samochodowego na świecie wskazują, że następuje odejście od paliw konwencjonalnych na rzecz technologii alternatywnych, w tym głównie na rzecz elektromobilności. Liczba samochodów elektrycznych zaledwie w rok (2017) zwiększyła się o ponad 1 mln pojazdów, osiągając na koniec 2017 r. poziom przekraczający 3 miliony. Rozwój rynku samochodów elektrycznych jest zauważalny nie tylko w USA kolebce samochodów o napędzie elektrycznym, ale także w innych regionach świata. Największy udział nowo rejestrowanych samochodów elektrycznych w ogólnej liczbie pojazdów w 2016 r. odnotowały państwa europejskie - Norwegia 29%, Holandia 6,4% i Szwecja 3,4%. Jednocześnie w obu skandynawskich krajach utrzymał się trend wznoszący, pozwalając tym samym Norwegii i Szwecji osiągnąć w roku 2017 udział pojazdów elektrycznych odpowiednio 34 % i 4,3 %. Największym rynkiem dla samochodów elektrycznych są jednak Chiny, na które przypadało ponad 40% sprzedanych w skali globalnej samochodów elektrycznych. W 2015 r. to właśnie ten kraj stał się absolutnym liderem w zakresie liczby samochodów elektrycznych, wyprzedzając w tym zakresie Stany Zjednoczone. Na Chiny przypada ok 1/3 obecnie użytkowanych samochodów elektrycznych. 28

29 Trzeba też zwrócić uwagę, że obecnie na rynku pojazdów elektrycznych mamy do czynienia przynajmniej z dwiema technologiami. Za pojazdy elektryczne uznawane są pojazdy z wbudowanym akumulatorem napędzane tylko energią elektryczną (BEV) oraz pojazdy hybrydowe z możliwością doładowania z zewnętrznego źródła (PHEV). Liderem na rynku sprzedaży BEV są Korea i wspomniane wcześniej Chiny, z proporcją ponad 80% (BEV) do 20% (PHEV). Na rynku europejskim podobne prawidłowości prezentuje rynek francuski, gdzie w 2016 r. proporcja ta wynosiła 81% (BEV) do 19% (PHEV). Pomimo szybkiego rozwój rynku pojazdów elektrycznych na przestrzeni ostatnich lat stanowią one na razie niewielki ułamek globalnej floty samochodowej (ok. 0,2%). Internalizacja nowych technologii wymaga jednak czasu, a tempo rozwoju tego segmentu, niewątpliwie mającego potencjał w zakresie wsparcia realizacji celów środowiskowych, uzależnione jest od szeregu czynników. Kluczowym warunkiem koniecznym dla rozwoju rynku samochodów elektrycznych jest przede wszystkim spadek ceny akumulatorów, która jest najważniejszą składową ceny pojazdu elektrycznego. Jednocześnie wraz ze spadkiem ceny powinien nastąpić wzrost efektywności akumulatorów. Spełnienie obu warunków: spadek ceny i wzrost efektywności akumulatorów, pozwoli obniżyć cenę pojazdów elektrycznych i tym samym zwiększy zainteresowanie konsumentów tymi pojazdami. Prognozy w tym zakresie są obiecujące. Wg prognoz MAE do 2022 r. nastąpi spadek cen akumulatorów do 125 USD za kwh, przy jednoczesnym wzroście ich pojemności, a tym samym wzroście zasięgu samochodów elektrycznych osiąganym na jednym ładowaniu. Cena innych komponentów samochodu elektrycznego również ulegnie obniżeniu, przez co zmniejszy się różnica w kosztach zakupu samochodu z napędem elektrycznym i samochodu z silnikiem spalinowym. Zgodnie z analizami przeprowadzonymi przez Europejskie Obserwatorium Paliw Alternatywnych (EAFO) zakłada się, że parytet ceny zakupu BEV i porównywalnego pojazdu z silnikiem spalinowym zostanie osiągnięty w okresie Następnie BEV staną się tańsze niż pojazdy konwencjonalne. Należy również zwrócić uwagę na całkowity koszt posiadania (TCO), gdyż średni TCO dla BEV będzie wynosić od 0,04 do 0,06 za kilometr mniej niż ICEV do 2030 r. Nie bez znaczenia dla kosztów związanych z samochodem elektrycznym będzie jego upowszechnienie. Wzrost liczby samochodów przełoży się, bowiem na większe rozproszenie kosztów, związanych z rozwojem technologii. Tempo rozwoju tego rynku będzie także uzależnione od tzw. policy environment, czyli działań wspierających podejmowanych przez rządy. Zgodnie z prognozami Międzynarodowej Agencji Energii do 2020 r. flota samochodów elektrycznych w ujęciu globalnym wzrośnie do 9-20 milionów pojazdów, a do do milionów pojazdów. W kontekście policy environment należy podkreślić zaangażowanie Unii Europejskiej w zwiększenie neutralności klimatycznej sektora transportu. Sektor ten 29

30 ma zredukować o 60 % emisję gazów cieplarnianych w UE do roku Dla osiągnięcia tak ambitnego celu flota samochodów pasażerskich będzie musiała ulec całkowitej dekarbonizacji i stać się zeroemisyjna. W efekcie istnieje duża szansa, że w najbliższych latach nastąpi szybki rozwój rynku elektromobilności. Co więcej biorąc pod uwagę, że ok milionów baryłek ropy rocznie można zaoszczędzić do roku 2050 w przypadku przejścia floty samochodów osobowych tylko i wyłącznie na pojazdy zeroemisyjne wydaje się, że zmian w kierunku pojazdów elektrycznych i innych pojazdów zeroemisyjnych jest nieunikniona. Uwzględniając pozytywny wpływ elektromobilności na jakość powietrza, jak również duże uzależnienie UE od importu ropy naftowej z zewnątrz, na poziomie Unii zastosowano systemowe podejście do problemu rozwoju elektromobilności. W 2014 r. Rada Unii Europejskiej w porozumieniu z Parlamentem Europejskim przyjęła dyrektywę 2014/94/ UE w sprawie rozwoju infrastruktury dla paliw alternatywnych, w ramach której państwa członkowskie zobowiązały się do wypracowania polityk krajowych na rzecz wsparcia m.in. elektromobilności. Dyrektywa nałożyła na Państwa Członkowskie UE obowiązek rozbudowy infrastruktury ładowania pojazdów z napędem elektrycznym w dużych aglomeracjach miejskich i innych obszarach gęsto zaludnionych oraz wzdłuż sieci dróg należących do transeuropejskich korytarzy transportowych - tzw. TENs-T. Państwa członkowskie zostały zobowiązane do określenia celów ilościowych i wskazania instrumentów ich realizacji. Jednocześnie dyrektywa wprowadziła jednolite standardy dla infrastruktury ładowania oraz zasady informacji na temat lokalizacji punktów ładowania i ich bieżącej dostępności, co miało służyć zapewnieniu funkcjonalności samochodów elektrycznych. Polski pomysł na elektromobilność Spośród 50 najbardziej zanieczyszczonych europejskich aglomeracji miejskich 33 zlokalizowane są w Polsce. Konieczność dokonania zmian w tym zakresie nie budzi, więc wątpliwości. Odpowiedzią na tę sytuację jest m.in. rozwój elektromobilności. Elektromobilność oznacza dla nas jednak nie tylko możliwość poprawy jakości powietrza, a przez to standardu życia mieszkańców, ale także szansę na dostarczenie gospodarce nowych obszarów wzrostu gospodarczego. W marcu 2017 r. obecny rząd przyjął opracowany przez Ministra Energii Plan Rozwoju Elektromobilności w Polsce. Plan opiera się na założeniu wykorzystania tzw. renty niedorozwoju i możliwości wejścia w nowy obszar działalności przemysłowej bez ryzyka utraty możliwości amortyzacji kosztów poniesionych na rozwój tradycyjnego przemysłu motoryzacyjnego. Głównymi celami Planu Rozwoju Elektromobilności są: 1. stworzenie warunków dla rozwoju elektromobilności Polaków, poprzez mechanizmy stymulowania popytu na pojazdy elektryczne tj. wdrożenie systemu zachęt, które doprowadzą do upowszechnienia się pojazdów 30

31 elektrycznych w Polsce; 2. rozwój przemysłu elektromobilności umożliwiający włączenie się polskich producentów w produkcję samochodów elektrycznych (do 2025 co najmniej 30% wartości dodanej związanej z produkcją pojazdów elektrycznych zarejestrowanych w Polsce powstanie w Polsce), 3. stabilizacja sieci elektroenergetycznej poprzez włączenie pojazdów elektrycznych w bilansowanie systemu elektroenergetycznego. Realizacja celów wymaga stworzenia ekosystemu rozwoju elektromobilności i współpracy z przemysłem. W dokumencie założono utworzenie spółki celowej z zadaniem skoordynowania potencjału badawczego i przemysłowego w obszarze elektromobilności. Dodatkowym narzędziem mógłby być dedykowany fundusz private eqiuty, otwarty nie tylko na projekty związane z pojazdami elektrycznymi i infrastrukturą ładowania, ale także na rozwiązania z zakresu smart cities. Wdrożenie przewidziano w trzech etapach: etap i - lata faza przygotowawcza tworzenie warunków rozwoju po stronie regulacyjnej, etap II lata obejmujący m.in. budowę infrastruktury ładowania pojazdów elektrycznych, identyfikacja zachęt do zakupy pojazdów elektrycznych i uruchomienie produkcji krótkich serii pojazdów elektrycznych na podstawie prototypów opracowanych w fazie i oraz etap III lata zakładający wzrost popularności pojazdów z napędem elektrycznym, wykorzystywanie pojazdów elektrycznych przez administrację oraz wytwarzanie przez polski przemysł wysokiej jakości podzespołów dla pojazdów elektrycznych, produkcję pojazdów oraz oprzyrządowania niezbędnego dla rozwoju elektromobilności. Jednocześnie rząd przyjął Krajowe ramy polityki rozwoju infrastruktury alternatywnych, które są dokumentem o charakterze strategicznym, wskazującym konkretne cele do osiągnięcia w zakresie rozwoju punktów ładowania w Polsce. Cele zostały określone w oparciu o dokładną analizę rozwoju rynku pojazdów elektrycznych w Polsce i dotyczą 32 największych aglomeracji. Planuje się wybudowanie ok. 6 tys. punktów o normalnej mocy ładowania i 400 punktów o dużej mocy ładowania do roku Biorąc pod uwagę obecną liczbę punktów ładowania w Polsce (niewiele ponad 400) i plany na najbliższe 2 lata, liczba punktów ładowania powinna wzrosnąć ponad 5 krotnie. Ustawa o elektromobilności i paliwach alternatywnych Przyjęta przez Parlament ustawa o elektromobilności i paliwach alternatywnych należy do działań regulacyjnych przewidzianych w i Etapie wdrażania Planu Rozwoju Elektromobilności w Polsce. Jej celem jest wykorzystanie elektromobilności dla ograniczenia uzależnienia od importu ropy naftowej i ograniczenia negatywnego wpływu transportu na jakość powietrza, w szczególności w aglomeracjach miejskich. Celem ustawy jest stymulowanie rozwoju elektromobilności oraz zastosowania 31

32 innych paliw alternatywnych (gazu ziemnego w formie LNG i CNG) w sektorze transportowym w Polsce poprzez określenie ram prawnych dla rozbudowy infrastruktury ładowania samochodów elektrycznych i tankowania CNG/LNG. Ustawa obejmuje dwa kluczowe obszary, działania na rzecz rozwoju infrastruktury i rozwoju rynku pojazdów. z uwagi na charakter artykułu w dalszej części zostaną omówione tylko kwestie związane z rozwojem infrastruktury do ładowania pojazdów elektrycznych i rynku tych pojazdów. Najważniejszą kwestią jest określenie zasad budowy sieci bazowej stacji ładowania w aglomeracjach miejskich oraz na obszarach gęsto zaludnionych, jak również wzdłuż dróg należących do transeuropejskich korytarzy transportowych. Rozbudowa sieci bazowej pozwoli na swobodne przemieszczanie się samochodów elektrycznych bez obaw ze strony użytkowników, że nie osiągną celu swej podróży. Sieć bazową, jak już zostało wspomniane, stworzy ok. 6 tys. punktów ładowania o normalnej mocy i 400 punktów ładowania o dużej mocy. Proces powstawania infrastruktury podzielono na dwa etapy. Etap pierwszy to rozwój infrastruktury na zasadach rynkowych. Następnie, w roku 2020, nastąpi ocena osiągnięcia wyznaczonych celów. W aglomeracjach, w których rynek nie rozmieścił odpowiedniej liczby stacji ładowania, władze gminy będą miały obowiązek opracowania planu rozwoju infrastruktury do ładowania pojazdów. Plan ten będzie uzgadniany z mieszkańcami oraz operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych. Po przyjęciu przez Radę Gminy planu operator elektroenergetycznego systemu dystrybucyjnego odpowiedzialny za dystrybucję energii na obszarze danej gminy będzie miał obowiązek wybudować punkty ładowania, natomiast nie będzie pełnił funkcji operatora tych stacji, gdyż taki operator na okres jednego roku będzie wyznaczany z urzędu. W celu skoordynowania planów rozwoju infrastruktury z rozwojem rynku samochodów z napędem elektrycznym ustawa zawiera także zachęty dla kierowców pojazdów elektrycznych. Są to m.in: 1. zwolnienie z akcyzy na zakup pojazdów elektrycznych i pojazdów napędzanych wodorem dla pojazdów elektrycznych hybrydowych typu plugin proponuje się zwolnienie do roku 2020, 2. korzystniejsza stawka amortyzacji dla pojazdów elektrycznych, 3. możliwość poruszania się pojazdów elektrycznych po pasach drogowych dla autobusów, 4. darmowe parkowanie w strefach płatnego parkowania dla pojazdów elektrycznych, Pewną nowością w prawodawstwie polskim, a istotnym instrumentem mogącym zachęcić do zakupu pojazdów elektrycznych, jest możliwość wprowadzenia przez 32

33 lokalne władze stref czystego transportu. Wprowadzenie stref nie będzie, co prawda obowiązkowe, ale ich ustanowienie wpłynie na spadek emisji szkodliwych związków, szczególnie w centrach miast. Decyzje o ustanowieniu strefy została pozostawiona jednostkom samorządu terytorialnego, które dzięki tej elastyczności będą mogły zharmonizować plany wprowadzania stref czystego transportu z działaniami dotyczącymi np. poprawy funkcjonowania transportu publicznego, aby wprowadzenie takich stref nie wiązało się z niedogodnościami dla mieszkańców oraz osób przyjezdnych (osoby których zakłady zatrudnienia znajdują się na terenie strefy lub np. turyści). Zgodnie z ustawą wjazd do strefy będą miały pojazdy elektryczne, pojazdy napędzane wodorem lub pojazdy napędzane gazem ziemnym. Ustawa pozostawiła także do decyzji jednostek samorządu terytorialnego możliwość wprowadzenia w uzasadnionych przypadkach wyłączenia z ograniczeń. Uprawnienia te mogą być wykorzystane np. dla wyłączenia z ograniczeń w dostępie do stref pojazdów osób niepełnosprawnych. Europejskie plany dalszego wspierania elektromobilności W listopadzie 2016 r. Komisja Europejska przedstawiła Pakiet czystego transportu (Clean Mobility Package), czyli zbiór propozycji zmian w prawodawstwie unijnym, których celem ma być rozwój nisko i zeroemisyjnego transportu. Pakiet ma na celu wzmocnienie europejskiego przemysłu samochodowego i zwiększenie jego konkurencyjności. Zgodnie z zapowiedziami KE jest to cześć odnowionej strategii UE w zakresie polityki przemysłowej, która została przedstawiona we wrześniu 2017 r. Pakiet składa się z m.in. projektów aktów prawnych dotyczących nowych standardów emisji CO 2, promocji czystych pojazdów w procedurze zamówień publicznych. W ramach pakietu została również rozpoczęta inicjatywa dotycząca baterii, która ma na celu zapewnienie aby pojazdy elektryczne oraz ich komponenty oraz ich komponenty były projektowane i produkowane w UE. Przede wszystkim pakiet proponuje nowe cele dla średnich emisji CO 2 w nowych samochodach osobowych i dostawczych, co ma wpłynąć na przyspieszenie przejścia na pojazdy o niskiej i zerowej emisji. Jest to również związane z celem Porozumienia paryskiego w sprawie wiążącej krajowej redukcji emisji CO 2 o co najmniej 40% do 2030 r. W pakiecie ujęto także Komunikat KE w kierunku jak najpowszechniejszego wykorzystania paliw alternatywnych plan działania dotyczący infrastruktury paliw alternatywnych. W komunikacie KE wskazuje na konieczność podjęcia dalszych działań wspierających rozwój elektromobilności i zastosowania paliw alternatywnych w transporcie. Zidentyfikowane na poziomie UE bariery obejmują: brak infrastruktury do ładowania i tankowania pojazdów i statków, niedostateczny stopień rozwoju inteligentnej sieci elektroenergetycznej oraz napotykane przez konsumentów 33

34 trudności w łatwym korzystaniu z infrastruktury. W planie działań zwrócono uwagę w szczególności na potrzeby w zakresie rozbudowy infrastruktury wzdłuż korytarzy sieci bazowej TEN-T. Celem jest m.in. zapewnienie wykorzystywania pojazdów z napędem elektrycznym w transporcie transgranicznym i na dalekie odległości. KE zwróciła uwagę na potrzebę szybkiego wypracowania wspólnego podejścia do interoperacyjności usług. Założono także większą koordynację instrumentów finansowych UE oraz integrowanie systemów: transportowego i energetycznego. Wnioski Rozwój transportu w kierunku pojazdów napędzanych energią elektryczną został już uznany przez wszystkie gospodarcze potęgi świata. Nikt już nie prowadzi analiz czy ta zmiana jest potrzebna, tylko w jakim tempie ona nastąpi. Zmiana taka wiąże się niewątpliwie z przebudową funkcjonowania całego dotychczasowego przemysłu motoryzacyjnego, jednak wydaje się, że jest to proces nieunikniony. Obecnie, w zależności od intensywności stosowanych przez państwa zachęt dla nabywców pojazdów elektrycznych (BEV i PHEV), mogą one znacząco wpływać na proporcje występowania tych pojazdów w krajowym parku samochodowym. W przypadku nieróżnicowania zachęt pomiędzy BEV a PHEV, konsumenci częściej wybierają pojazdy PHEV, co jest niewątpliwie spowodowane nieufnością do nowej technologii, jaką jest BEV, obawą o możliwość pokonania odpowiedniej trasy czy brakiem infrastruktury do ładowania. Pojazdy typu PHEV uważane są jednak za etap przejściowy w rozwoju motoryzacji, z tego względu z czasem i w związku z przewidywanym spadkiem cen BEV oraz rozwojem punktów ładowania - wydaje się, że konsumenci chętniej będą dokonywać zakupu pojazdów tylko i wyłącznie elektrycznych. Pojazdy konwencjonalne będą odchodzić do lamusa, przynajmniej w segmencie pojazdów osobowych. Jednocześnie wraz z rozwojem transportu opartego o energię elektryczną, staną przed Unią Europejską i innymi krajami nowe wyzwania związane ze większym zużyciem energii elektrycznej. Dlatego już obecnie szuka się rozwiązań, które mogą wspomóc pracę sieci energetycznych, a jednym z nich jest wykorzystanie pojazdów elektrycznych jako mobilnych magazynów energii. Niezależnie jednak od wyzwań jakie stoją przed gospodarką światową wydaje się, że trend odchodzenia od paliw konwencjonalnych w transporcie będzie stały i z każdym rokiem będzie przybierał na sile. Działania Polski w zakresie rozwoju elektromobilności są więc jak najbardziej uzasadnione i zgodne z kierunkiem rozwoju, które przyjęły największe gospodarcze potęgi świata. Powinniśmy wykorzystać naszą szansę na czystsze powietrze i rozwój gospodarczy. Stopień w jakim to nastąpi zależy w znaczącym stopniu od nas 34

35 samych. Osiągnięcie w pełni możliwych do uzyskania korzyści wymaga ogólnej mobilizacji i pogłębionej współpracy różnych szczebli zarządzania procesami gospodarczymi oraz koordynacji i współpracy różnych sektorów i środowisk. Każdy ma swoją rolę do odegrania. Główną rolą rządu jest tworzenie odpowiednich ram regulacyjnych. Ich elementem jest wspominana powyżej ustawa o elektromobilności i paliwach alternatywnych. Rynek nie rozwinie się jednak bez zdecydowanych działań na poziomie przedsiębiorstw. Nie możemy być niegotowi z planami inwestycyjnymi, gdy inni ich już dokonują. Mamy także mocnego sprzymierzeńca Komisję Europejską, która głęboko wierzy w celowość i potrzebę zachodzących zmian, wspierając je różnorodnymi instrumentami regulacyjnymi i finansowymi. W obecnym pakiecie finansowym UE znajduje się szereg instrumentów, które mogą być wykorzystane na wsparcie elektromobilności w różnych jej aspektach rozwoju technologii, rozbudowy infrastruktury, funkcjonowania sieci, rozwoju usług. Z perspektywy obserwatora tworzącego się rynku widzimy, że nowy rynek to nie tylko przestrzeń szans, ale przede wszystkim obszar tworzenia nowych powiązań między podmiotami ekosystemu elektromobilności i czas dla innowacyjnych modeli biznesowych. Budowa ekosystemu elektromobilności wymaga jednak podejmowania przemyślanych i skoordynowanych inicjatyw na różnych poziomach - dlatego sukces w tym obszarze będzie w dużej mierze zależał od determinacji, zaangażowania i umiejętności polskich przedsiębiorstw. Bibliografia [1] Electric Vehicle Outlook 2017, OECD, IEA 2017 [2] Plan Rozwoju Elektromobilności w Polsce, przyjęty przez Rząd RP w dniu 16 marca 2017 r. [3] Krajowe ramy polityki rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych, przyjęte przez Rząd w dniu 29 marca 2017 r. [4] EAFO Study - The transition to a Zero Emission Vehicles fleet for cars in the EU by 2050, [5] Komunikat KE w kierunku jak najpowszechniejszego wykorzystania paliw alternatywnych plan działania dotyczący infrastruktury paliw alternatywnych przyjęty na podstawie art. 10 ust. 6 dyrektywy 2014/94/UE, uwzględniający ocenę krajowych ram polityki na podstawie art. 10 ust. 2 dyrektywy 2014/94/UE 35

36 Dr hab. inż. Dorota Burchart-Korol, prof. nadzw. Pol.Śl Politechnika Śląska, Wydział Transportu Aspekty środowiskowe rozwoju elektromobilności w Polsce Streszczenie: w pracy przedstawiono wybrane aspekty środowiskowe związane z rozwojem elektromobilności w Polsce. Celem pracy była ocena emisji gazów cieplarnianych, czyli tzw. śladu węglowego CF (carbon footprint) pojazdów elektrycznych uwzględniając strukturę produkcji energii elektrycznej w Polsce w latach Zakres analiz obejmował analizy produkcji oraz użytkowania paliwa, zgodnie z metodą oceny środowiskowej pojazdów WTW (Well To Wheel). Analiza wykazała, że obciążenie środowiskowe związane z użytkowaniem pojazdów elektrycznych będzie się zmniejszać, na co ma wpływ przede wszystkim dywersyfikacja źródeł energii elektrycznej w Polsce. Wykazano również, że emisje gazów cieplarnianych pojazdów elektrycznych w Polsce są niższe niż pojazdów z silnikiem spalinowym. Słowa kluczowe: ślad węglowy CF, analiza od szybu do koła WTW, energia elektryczna, pojazdy elektryczne, Polska Wprowadzenie Do priorytetów Komisji Europejskiej należy rozwijanie gospodarki niskoemisyjnej, efektywnie korzystającej z zasobów, ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, zwiększanie konkurencyjności oraz zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego w Unii Europejskiej 1. Cele te również odnoszą się do sektora transportu, dlatego zgodnie z Europejską strategią na rzecz mobilności niskoemisyjnej, należy podejmować działania związane ze zmniejszaniem wpływu na środowisko pojazdów, w szczególności z ograniczeniem emisji gazów cieplarnianych z sektora transportu 2. Przedsiębiorstwa sektora transportu zwracają coraz większą uwagę na kwestie związane z ochroną środowiska. Rozwijane są nowe metody oceny środowiskowej, które umożliwiają wykonanie analiz emisji gazów cieplarnianych pojazdów. Metoda oceny środowiskowej z zastosowaniem analizy cyklu życia ma istotne znaczenie dla branży motoryzacyjnej 3. Do oceny aspektów środowiskowych w transporcie można zastosować między innymi metodę analizy cyklu życia paliwa od szybu 1 Burchart-Korol D.: Zrównoważone zarządzanie zasobami naturalnymi bazując na gospodarce cyrkulacyjnej. Zeszyty Naukowe, s. Organizacja i Zarządzanie, z. 87. Politechnika Śląska, Gliwice Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno- Społecznego i Komitetu Regionów: Europejska strategia na rzecz mobilności niskoemisyjnej, SWD (2016) 244 final, Bruksela 3 Burchart-Korol D.: Zastosowanie metod oceny środowiskowej na podstawie analizy cyklu życia dla branży motoryzacyjnej Zeszyty Naukowe, s. Organizacja i Zarządzanie, z Politechnika Śląska, Gliwice

37 do koła (WTW, Well To Wheel) 4. Metoda WTW umożliwia wykonanie oceny emisji gazów cieplarnianych powstałych w wyniku produkcji oraz użytkowania paliwa: 1. Etap od szybu do zbiornika (WTT, Well-To-Tank) - uwzględnia emisje gazów cieplarnianych związane z pozyskiwaniem surowca, z którego produkowane jest paliwo, jak również uwzględnia produkcję paliwa. 2. Etap od zbiornika do koła (TTW, Tank-To-Wheel) - uwzględnia emisje gazów cieplarnianych związane z wykorzystaniem paliwa w pojazdach w czasie eksploatacji pojazdów. Metoda WTW może służyć do wspomagania podejmowania decyzji odnośnie aspektów środowiskowych w sektorze transportu 5, może być też zastosowana do oceny paliw alternatywnych na etapie produkcji, jak również ich wykorzystania na etapie eksploatacji pojazdu umożliwiając dokonanie benchmarkingu różnych paliw. Analiza WTW stanowi uproszczoną analizę cyklu życia (LCA, Life Cycle Assessment). W literaturze przedstawiane są różne sposoby rozwinięcia metody WTW 6, 7, 8. Sektor elektromobilności wymaga współpracy zarówno przemysłu, przedsiębiorstw, instytucji finansowych, organizacji pozarządowych oraz instytucji badawczo-naukowych. Rozwój elektromobilności jest procesem wieloetapowym. Zgodnie z Planem Rozwoju Elektromobilności w Polsce (który Rząd przyjął dnia 16 marca 2017 r.) rozwój elektromobilności następować będzie w trzech fazach 9. W pierwszej fazie przygotowawczej (do roku 2018) zostaną określone warunki rozwoju elektromobilności po stronie regulacyjnej oraz ukierunkowane finansowanie publiczne. W drugiej fazie ( ) w wybranych aglomeracjach zbudowana zostanie infrastruktura zasilania pojazdów elektrycznych oraz zintensyfikowane zostaną zachęty do zakupu pojazdów elektrycznych. W drugiej fazie oczekuje się komercjalizacji wyników badań z obszaru elektromobilności rozpoczętych w fazie pierwszej oraz wdrożenia nowych modeli biznesowych upowszechnienia pojazdów elektrycznych. W ostatniej trzeciej fazie ( ) zakłada się, że rynek elektromobilności osiągnie dojrzałość, co umożliwi stopniowe wycofywanie instrumentów wsparcia. Plan Rozwoju Elektromobilności w Polsce wraz z Krajowymi 4 Well-to wheels analysis of future automotive fuels and powertrains in the European context CONCAWE, EUCAR, JRC, (JEC) Burchart-Korol D.: Zastosowanie metod oceny środowiskowej na podstawie analizy cyklu życia dla branży motoryzacyjnej Zeszyty Naukowe, s. Organizacja i Zarządzanie, z Politechnika Śląska, Gliwice Nordelöf A, Messagie M, Tillman A-M, Ljunggren M, Söderman JVM: Environmental impacts of hybrid, plug-in hybrid, and battery electric vehicles what can we learn from life cycle assessment? The International Journal of Life Cycle Assessment 19, Moro A., Helmens E., a new hybrid method for reducing the gap between WTW and LCA in the carbon footprint assessment of electric vehicles, The International Journal of Life Cycle Assessment DOI /s z 8 Folęga P., Burchart-Korol D.: Environmental assessment of road transport in a passenger car using the life cycle approach, Transport Problems 12 ( 2) Plan Rozwoju Elektromobilności w Polsce. Energia do przyszłości Ministerstwo Energii. Przyjęty przez Rząd dnia 16 marca 2017 r. 37

38 Ramami polityki rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych stanowiły podstawę prac nad ustawą o elektromobilności i paliwach alternatywnych, która ma przyczynić się do zwiększonego rozwoju elektromobilności w Polsce. Nowa ustawa o elektromobilności i paliwach alternatywnych z dnia 11 stycznia 2018 r. 10 określa między innymi zasady rozwoju i funkcjonowania infrastruktury służącej do wykorzystania paliw alternatywnych w transporcie. Celem artykułu jest analiza emisji gazów cieplarnianych samochodów elektrycznych w Polsce z zastosowaniem metody WTW uwzględniając strukturę produkcji energii elektrycznej w latach , wykorzystywanej do ładowania akumulatorów. Przedstawiono również analizę porównawczą emisji śladu węglowego pojazdu elektrycznego oraz pojazdu z silnikiem spalinowym. Metodyka W niniejszej pracy przedstawiono wyniki analiz emisji gazów cieplarnianych pojazdu elektrycznego wykorzystującego do napędu wyłącznie energię elektryczną. Zgodnie z metodą WTW uwzględniono analizę produkcji paliwa i jego wykorzystanie, w trakcie użytkowania pojazdu. Analiza WTW pojazdu elektrycznego obejmowała emisje gazów cieplarnianych związane z produkcją akumulatora oraz produkcją energii elektrycznej, która jest wykorzystywana w pojazdach w czasie eksploatacji pojazdów. Zakres prac dotyczących analizy systemów energetycznych obejmował wszystkie źródła energii elektrycznej uwzględniając strukturę produkcji energii elektrycznej w Polsce w latach Ocena emisji gazów cieplarnianych przeprowadzono zgodnie z metodą IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), która została opracowana przez Międzyrządowy Zespół ds. Zmian Klimatu. Metoda IPCC publikuje globalne potencjały ocieplenia (GWP Global Warming Potential). Kategoria oddziaływania odnosi się do gazów cieplarnianych i wyraża radiacyjne wymuszanie emisji gazów cieplarnianych w horyzoncie 100 lat, wyrażone w kilogramach ekwiwalentu CO 2. Wyniki analiz zarówno dla przykładowego pojazdu elektrycznego, jak i pojazdu z silnikiem spalinowym (benzynowym) odniesiono do 100 km. Rezultaty Na rys. 1 przedstawiono wyniki analizy porównawczej emisji gazów cieplarnianych dla samochodu z silnikiem spalinowym oraz elektrycznym uwzględniając jako źródło energii elektrycznej system energetyczny w Polsce w roku Ustawa z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych 38

39 kg CO2 eq/100km samochód spalinowy samochód elektryczny Rys. 1 Analiza WTW emisji gazów cieplarnianych samochodu elektrycznego i spalinowego w Polsce Emisja gazów cieplarnianych dla samochodu elektrycznego uwzględniając fazy WTW wynosi około 21 kg eq CO 2 /100 km i obejmuje wpływ czynników związanych w produkcją akumulatorów (stanowi 7% wpływu na emisję gazów cieplarnianych) oraz z energią elektryczną wykorzystywaną do ładowania samochodów (stanowi 93%). Emisje gazów cieplarnianych etapu produkcji i zużycia benzyny podczas podróży o długości 100 km wynosi około 25 kg eq CO 2 /100 km. W przypadku analizy śladu węglowego samochodu z silnikiem spalinowym analiza WTW odnosi się do produkcji benzyny (stanowi 20 %), a także emisji spowodowanych spalaniem benzyny podczas użytkowania samochodu (stanowi 80%). Wykazano, że głównym determinantem emisji gazów cieplarnianych samochodu elektrycznego jest system energetyczny w Polsce, dlatego przeprowadzono analizę udziału poszczególnych źródeł energii elektrycznej w Polsce w latach (rys. 2) % Energia jądrowa Węgiel kamienny i brunatny Olej opałowy Gaz ziemny Biomasa Energia wody Energia wiatru Energia słoneczna Rys. 2 Udział źródeł energii elektrycznej w Polsce w latach

40 W oparciu o inwentaryzację danych dotyczących systemu energetycznego w Polsce 11 w latach , określono udziały poszczególnych źródeł produkcji energii elektrycznej w systemie energetycznym w Polsce. Obecnie głównym źródłem energii elektrycznej w Polsce jest węgiel kamienny oraz węgiel brunatny. Węgiel kamienny stanowi ponad 60% paliw kopalnych wykorzystywanych do produkcji energii, pozostałą część stanowi węgiel brunatny. Polska ma największy udział węgla w produkcji energii elektrycznej wśród wszystkich krajów Międzynarodowej Agencja Energetycznej (IEA, International Energy Agency). W roku 2015 paliwa kopalne stanowiły 85 % udziału w systemie energetycznym Polski, biomasa natomiast stanowiła 6%, podobnie jak energia z wiatru. Trend ten w kolejnych latach będzie się zmieniał. Węgiel nadal będzie stanowił ważne źródło energii elektrycznej w Polsce, ale jego udział będzie się zmniejszał i będzie stanowił około 26% udziału źródeł energii elektrycznej w roku 2050, natomiast zwiększy się udział innych źródeł. Od roku 2035 roku zgodnie z danymi Międzynarodowej Agencja Energetycznej prognozowane jest zastosowanie energii jądrowej w Polsce w systemie energetycznym do poziomu 28 % w roku Odnośnie gazu ziemnego, jego udział w systemie energetycznym Polski w kolejnych latach będzie się zwiększał z poziomu 1,8 % w roku 2015 do poziomu około 17%. Również zostanie zwiększony udział odnawialnych źródeł energii, w tym biomasy, której udział będzie stanowił około 8,5% w 2050 roku 12. Szczegółowa analiza wpływu na środowisko obecnej oraz przyszłej struktury systemu energetycznego w Polsce został przedstawiony w pracy (Burchart-Korol i in. 2018) 13. Dla samochodu elektrycznego wykonano analizy dla etapu produkcji akumulatorów oraz dla etapu użytkowania samochodu, czyli ładowania akumulatorów uwzględniając zmiany w systemie energetycznym w Polsce w latach (rys. 3). 11 Energy Policies of IEA Countries - Poland Review (2016) The International Energy Agency 12 Energy Policies of IEA Countries - Poland Review (2016) The International Energy Agency 13 Burchart-Korol D., Pustejovska P.,Blaut A., Jursova S., Korol J., Comparative life cycle assessment of current and future electricity generation systems in the Czech Republic and Poland. The International Journal of Life Cycle Assessment 40

41 25 20 kg CO 2 eq/100 km Rys. 3 Analiza WTW emisji gazów cieplarnianych samochodu elektrycznego w Polsce Wykazano, że ślad węglowy samochodów elektrycznych w Polsce będzie się znacznie zmniejszał, na co ma wpływ dywersyfikacja źródeł energii. Bazując na danych inwentaryzacyjnych systemu energetycznego w Polsce określono determinanty emisji gazów cieplarnianych samochodów elektrycznych w Polsce w odniesieniu do poszczególnych źródeł energii (rys. 4). 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Węgiel kamienny Węgiel brunatny Olej opałowy Gaz ziemny Biomasa Energia wody Energia wiatru Energia słoneczna Energia jądrowa Rys. 4 Determinanty emisji gazów cieplarnianych samochodów elektrycznych w Polsce Wykazano, że głównym źródłem emisji gazów cieplarnianych w kolejnych latach nadal będą paliwa kopalne. Ślad węglowy samochodów elektrycznych determinowany jest przede wszystkim rodzajem zastosowanej energii elektrycznej do ładowania akumulatorów. Zmiany w systemie energetycznym Polski mają bezpośredni wpływ na kwestie związane z rozwojem elektromobilności w Polsce. 41

42 Podsumowanie i wnioski W pracy wykazano, że wpływ na emisje gazów cieplarnianych pojazdów elektrycznych w Polsce jest niższy niż samochodów z silnikiem spalinowym. Wykazano, iż zmiana w systemie energetycznym Polski, w tym przede wszystkim ograniczenie udziału paliw kopalnych wpływa bezpośrednio na ograniczenie emisji gazów cieplarnianych pojazdów elektrycznych. Ze względu na fakt, że metoda WTW ma pewne ograniczenia związane z nieuwzględnieniem w analizach innych etapów cyklu życia, takich jak produkcja samochodu, czy etap związany z zagospodarowaniem odpadów po eksploatacji samochodu, w kolejnych badaniach planuje się wykonanie analiz pełnego cyklu życia pojazdów, w tym etap produkcji pojazdu, eksploatacji oraz zagospodarowanie odpadów. W Polsce znaczna część zanieczyszczeń powietrza pochodzi z sektora transportu, dlatego należy rozwijać elektromobilność, która stwarza perspektywy na poprawę jakości powietrza. Rozwój elektromobilności jest również istotny ze względu na krajowe źródła energii, uwzględniając bezpieczeństwo energetyczne, co jest również związane ze zmniejszeniem zapotrzebowania na ropę naftową, którą Polska importuje. Rozwijanie innowacji w obszarze elektromobilności wiązać się będzie z rozwojem innych gałęzi gospodarki w Polsce, a w szczególności w sektorze energii, a to będzie miało również wpływ na znaczne obniżenie wpływu na środowisko, w tym ograniczenie emisji gazów cieplarnianych. Aby pojazdy elektryczne mogły stanowić alternatywę należy zapewnić finansowanie działalności badawczo-naukowej w celu umożliwienia rozwoju innowacyjnych technologii na rynku elektrobomilności. Na wzrost elektromobilności w Polsce ma również wpływ rozwój innowacyjnych technologii, w tym metody magazynowania energii, rodzaje akumulatorów, koszty pojazdu, w tym przede wszystkim koszt akumulatora oraz rozwój infrastruktury ładowania. Bibliografia [1] Burchart-Korol D., Pustejovska P., Blaut A., Jursova S., Korol J., Comparative life cycle assessment of current and future electricity generation systems in the Czech Republic and Poland, The International Journal of Life Cycle Assessment 2018, [2] Burchart-Korol D.: Zastosowanie metod oceny środowiskowej na podstawie analizy cyklu życia dla branży motoryzacyjnej Zeszyty Naukowe, s. Organizacja i Zarządzanie, z Politechnika Śląska, Gliwice 2017 [3] Burchart-Korol D.: Zrównoważone zarządzanie zasobami naturalnymi bazując na gospodarce cyrkulacyjnej. Zeszyty Naukowe, s. Organizacja i Zarządzanie, z. 87. Politechnika Śląska, Gliwice [4] Energy Policies of IEA Countries - Poland Review (2016) The International Energy Agency 42

43 (dostęp ) [5] Folęga P., Burchart-Korol D.: Environmental assessment of road transport in a passenger car using the life cycle approach, Transport Problems 12 ( 2) 2017 [6] Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego, Rady, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno- Społecznego i Komitetu Regionów: Europejska strategia na rzecz mobilności niskoemisyjnej, SWD (2016) 244 final, Bruksela [7] Moro A., Helmens E., a new hybrid method for reducing the gap between WTW and LCA in the carbon footprint assessment of electric vehicles, The International Journal of Life Cycle Assessment 22 (1), 2017 [8] Nordelöf A, Messagie M, Tillman A-M, Ljunggren M, Söderman JVM: Environmental impacts of hybrid, plug-in hybrid, and battery electric vehicles what can we learn from life cycle assessment? The International Journal of Life Cycle Assessment 19, 2014 [9] Plan Rozwoju Elektromobilności w Polsce. Energia do przyszłości Ministerstwo Energii. Przyjęty przez Rząd dnia 16 marca 2017 r. [10] Ustawa z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych [11] Well-to wheels analysis of future automotive fuels and powertrains in the European context - CONCAWE, EUCAR, JRC, (JEC)

44 Katarzyna Sobótka-Demianowska PKN ORLEN SA Samochody elektryczne to przyszłość która dzieje się już teraz Streszczenie: w artykule przedstawiono zagadnienia dotyczące pojazdów elektrycznych, które stają się coraz popularniejszym środkiem transportu. Zawarto w nim podstawowe informacje na temat samochodów elektrycznych oraz ich użytkowania, a także przedstawiono wiodące trendy w rozwoju sieci ładowania. Innowacyjne koncepcje, takie jak Vehicle-to-Grid oraz Vehicle-to-Home, a także projekt w pełni autonomicznych stacji zasilanych czystą energią słoneczną, mogą w niedalekiej przyszłości zrewolucjonizować system elektroenergetyczny. Słowa kluczowe: pojazd elektryczny, ładowanie pojazdów elektrycznych, Vehicle-to-Grid, V2G, Vehicle-to-Home. Wprowadzenie Popularność samochodów elektrycznych stale rośnie. Wedle prognoz, do 2050 roku ich liczba na świecie ma przekroczyć 1 miliard, a 70% wszystkich samochodów na terenie Europy ma mieć napęd elektryczny 1. Tendencji tej nie da się już powstrzymać, dzięki czemu to właśnie samochody elektryczne zawładną w przyszłości branżą motoryzacyjną, jednocześnie przyczyniając się do ochrony środowiska. Elektryczna rewolucja zdaję się być już przesądzona, a ropa naftowa, która dotychczas dominowała w sektorze transportu, będzie musiała poszukać zastosowania w alternatywnych gałęziach przemysłu. Typy pojazdów elektrycznych. Na rynku występuje kilka typów samochodów elektrycznych. Pierwszy z nich to pojazd typu BEV (ang. Battery Electric Vehicle), czyli samochód pozbawiony silnika spalinowego, o napędzie wyłącznie elektrycznym. Samochody te zasilane są akumulatorami, dlatego nie emitują zanieczyszczeń podczas jazdy. Sprawdzają się one do jazdy w ruchu miejskim oraz na krótkich i średnich trasach, ze względu na ograniczony zasięg na jednym ładowaniu, który w obecnych modelach samochodów waha się od 100 do 250 km. Następnie, pojazdy typu PHEV (ang. Plugin Hybrid Electric Vehicle), czyli pojazdy hybrydowe, posiadające napęd zarówno silnikowy, jak i elektryczny. Samochody te mają możliwość podłączenia do zewnętrznego źródła prądu. Zasięg naładowanej w ten sposób baterii to około km. Jest to duża różnica w porównaniu do czystych hybryd, które generują energię elektryczną w czasie hamowania, czy pracy silnika i magazynują ją

45 w stosunkowo niedużych akumulatorach, o niewielkim zasięgu kilkunastu kilometrów. W tym przypadku, start następuje na silniku elektrycznym, który po osiągnięciu odpowiedniej prędkości, automatycznie przełącza się na silnik spalinowy. Są też pojazdy typu REEV (ang. Range Extended Electric Vehicle), czyli pojazdy elektryczne o rozszerzonym zasięgu. W tym przypadku, podstawową jednostkę napędową stanowi silnik elektryczny. Dodatkowo tego typu pojazd wyposażony jest w silnik spalinowy, który włącza się tylko po to, by naładować akumulator zapewniający napęd elektryczny. Zasięg takiego pojazdu może wynieść około km 2. Samochód elektryczny swoje działanie opiera na obecności silnika elektrycznego i akumulatorów (niklowo-kadmowych, nikolowo-wodorkowych i coraz popularniejszych litowo-jonowych). Akumulatory magazynują energię elektryczną, którą przekazują do silnika elektrycznego. Silnik może napędzać koła bezpośrednio lub przez zespół przekładni mechanicznych. W pojazdach elektrycznych nie ma konieczności stosowania sprzęgła, ponieważ moment obrotowy silnika dostępny jest od zerowej prędkości obrotowej. Pozwala to na uzyskanie prostego układu napędowego 3. Zalety i wady samochodów elektrycznych Niewątpliwie wśród głównych zalet użytkowania samochodu elektrycznego należy wskazać na niskie koszty jego eksploatacji. Szacuje się, iż są one czterokrotnie niższe w porównaniu do pojazdów z silnikami spalinowymi. Pojazdy elektryczne cechuje także mniejsza awaryjność, wynikająca z prostej konstrukcji jego napędu. Dzięki temu, użytkownicy takich aut są w mniejszym stopniu narażeni na kosztowne wymiany filtrów czy inne wydatki związane z eksploatacją pojazdów spalinowych. Samochody elektryczne charakteryzuje także wysoka sprawność przetwarzania energii wynosząca około 90%, w porównaniu do samochodów z napędem spalinowym, dla których wynosi sprawność ta dochodzi do 45% 4. Samochody elektryczne dysponują także dużym momentem obrotowym, co z punktu widzenia użytkownika takiego pojazdu jest bardzo komfortowe. Co więcej, użytkowanie samochodów elektrycznych to lepsze rozwiązanie z ekologicznego punktu widzenia. Samochody elektryczne, nie emitują żadnych spalin, dlatego są mniej szkodliwe dla ludzi niż samochody tradycyjne, których spaliny rozprzestrzeniają się na niskich wysokościach oraz w dużych stężeniach. Spaliny samochodowe składają się w dużej mierze z substancji uważanych za kancerogenne i w znacznym stopniu wpływają na ryzyko wystąpienia nowotworu z powodu rakotwórczych zanieczyszczeń powietrza. Dzięki temu, że w przeciwieństwie do pojazdów spalinowych, samochody elektryczne

46 nie emitują szkodliwych toksyn, mogą one mieć realny wpływ na poprawę stanu powietrza w miastach, co bezpośrednio przyczyni się do polepszenia jakości życia ich mieszkańców. Ważne jest źródło pochodzenia energii elektrycznej, która napędza się pojazdy elektryczne. Oczywiście największy efekt środowiskowy ma energia odnawialna do zasilania samochodów elektrycznych, jednak ostatnie wyniki badań wskazują, że nawet jeżeli energia jest pochodzenia kopalnego, to i tak taki samochód jest bardziej przyjazny środowisku. Warto także zaznaczyć, że pojazdy te cechuje niska emisja hałasu. Jest to ważne z punktu widzenia aglomeracji miejskich, w których według badań, za dominujące źródło szkodliwego hałasu uważa się właśnie transport drogowy 5. Mimo tak licznych zalet, samochody elektryczne posiadają też swoje wady. Jednym z najczęściej pojawiających się zarzutów wobec używania tego środka transportu jest stosunkowo niewielka odległość jaką można pokonać na jednym ładowaniu baterii. Co więcej, zasięg ten zmniejsza się w przypadku korzystania z urządzeń zużywających energię elektryczną, czyli z klimatyzacji, radia czy ogrzewania. Zdecydowanym minusem jest także długi czas ładowania baterii akumulatorów oraz ich ograniczona żywotność. W chwili obecnej samochody elektryczne nie sprawdzą się także w pokonywaniu dalszych odległości, ponieważ infrastruktura ładowania nie jest jeszcze dostatecznie dobrze rozbudowana. z punktu widzenia ochrony środowiska problem stanowi proces wytwarzania baterii, a także źródło pochodzenia energii elektrycznej. Ładowanie samochodów elektrycznych Jedną z ważniejszych kwestii dla użytkowników samochodów elektrycznych, jest kwestia ładowania. Pojazdy elektryczne ładuje się poprzez odpowiednią wtyczkę w ładowarkach o różnej mocy. Oczywiście im większa moc, tym szybsze ładowanie. Aktualne standardy pozwalają naładować samochód prądem stałym (DC) o mocy do 50kW poprzez złącze CCS (głównie samochody produkcji niemieckiej) lub CHAdeMO (samochody japońskie). Czas ładowania od 20% do 80% pojemności baterii za pomocą ładowarek DC wynosi około minut i jest to tzw. ładowanie szybkie. Po osiągnięciu 80% stanu naładowania akumulatora, czas ładowania znacząco się wydłuża ze względu na ograniczenia technologiczne baterii, które się nagrzewają, tak aby zachować ich jak najlepszą żywotność. Duży wpływ na czas ładowania ma temperatura baterii oraz temperatura zewnętrzna. Im niższa temperatura, tym czas ładowania się wydłuża. Media donoszą o zwiększeniu przepustowości złączy CHAdeMO o mocy do 100kW a CCS nawet do 350kW, jednak na chwilę obecną nie ma samochodów, które mógłby przyjąć taki impuls energii. Samochody elektryczne można ładować również prądem zmiennym (AC), poprzez

47 złącze o nazwie Typ 2, wówczas czas ładowania wynosi około 4 godziny. Obecne samochody elektryczne są w stanie przyjąć moc do 22kW poprzez to złącze (za wyjątkiem Renault Zoe, które przyjmuje moc do 43kW), zależne jest to od wbudowanej pokładowej ładowarki samochodowej. Ten proces ładowania odbywa się poprzez złącze z kablem, w które ładowarka jest wyposażona, albo poprzez gniazdo, gdzie korzysta się z niego mając własny kabel. Ten typ ładowania stosuje się w budynkach jedno- i wielorodzinnych oraz w budynkach usługowych oraz na parkingach publicznych, gdzie postój samochodu zaplanowany jest na dłuższy czas. Ostatnią możliwością ładowania auta elektrycznego jest zwykłe gniazdko elektryczne, które ma każdy z nas w domu. Przez taką ładowarkę samochód może przyjąć moc do 3,7kW, co wydłuża czas ładowania do 8-9h. Jest to idealny źródło zasilania, gdy auto pozostawiamy na noc w garażu. Porównując kwestie użytkowania, koszt przejechania 100 km samochodem elektrycznym to około 8 zł, a dla porówna samochodem z silnikiem diesla 26 zł czy silnikiem benzynowym: 36 zł. Rozwój stacji ładowania Rosnące zainteresowanie pojazdami elektrycznymi, które skutkuje stale zwiększającą się ich liczbą na naszych drogach, wymaga ciągłego wdrażania innowacji. Naturalnym celem każdego producenta w pełni elektrycznych samochodów będzie próba wydłużania zasięgu swoich pojazdów, a także skracania czasu ładowania, aby proces tankowania elektrycznego samochodu nie był dłuższy niż tankowania pojazdu spalinowego. W ślad za poprawą parametrów pojazdów, rozwojowi ulegają także stacje ładowania. Gorącym ostatnio tematem jest też pochodzenie energii elektrycznej używanej, aby je zasilić oraz wpływ ładowania na sieci elektroenergetyczne. Istnieje równie ciekawa i testowania już koncepcja systemu 6, opracowana w 2007 roku przez naukowców z University of Delaware (USA), że samochody z napędem elektrycznym nie tylko nie będą wyzwaniem dla poprawnego funkcjonowania systemów energetycznych, ale staną się jego pożądaną i integralną częścią. Vehicleto-Grid (V2G), a więc w wolnym tłumaczeniu Połączenie Pojazd-Sieć jest systemem pozwalającym zarówno na ładowanie energią elektryczną samochodu, jak i oddawanie energii przez samochód z powrotem do sieci. V2G pozwala więc na zintegrowanie systemu mobilnego na przykład w postaci samochodów elektrycznych, hybrydowych lub wodorowych z krajowymi sieciami elektroenergetycznymi, a w konsekwencji stworzenie wirtualnej elektrowni (rys. 1). W istocie rzeczy, założenie systemu jest bardzo proste i polega na wykorzystaniu samochodów z napędem elektrycznym jako magazyny energii lub źródła zasilania

48 Proces rozpoczyna się w momencie podłączenia pojazdu do dwukierunkowej ładowarki AC/DC, która poprzez falownik jest w stanie zamienić prąd stały na prąd przemienny. Rys. 1 Schemat działania systemu V2G 7 Używanie interfejsu V2G byłoby korzystne dla systemu energetycznego. W praktyce, w momencie występującego dużego zapotrzebowania na moc elektryczną na danym terenie, samochody przyłączone do sieci w pobliżu tego obszaru, mogłyby zgromadzoną energię elektryczną oddawać z powrotem do sieci. Takie rozwiązanie skutkowałoby także zmniejszeniem obciążenia elektrowni konwencjonalnych. Kluczową zaletą tego rozwiązania byłoby zmniejszenie różnicy obciążenia sieci pomiędzy dniem i nocą. Ładowanie samochodów nocą pomogłoby wykorzystać nadwyżkę energii produkowaną o tej porze dnia. Rozwiązanie to mogłoby także pomóc zbilansować pracę lokalnych/domowych systemów odnawialnych źródeł energii, dzięki pełnieniu funkcji jednostek magazynujących energię. Działanie systemu V2G byłoby także istotne z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego. Samochód mógłby stanowić domowy magazyn energii, którą dostarczałaby do budynku w chwili utraty zasilania sieciowego. Taki system pracy został nazwany Vehicle-to-Home (rys. 2)

49 Rys. 2 Schemat działania systemu Vehicle-to-Home 9 I tak w przypadku Nissana LEAF, producent zapewnia, iż ładowanie go w nocą, a następnie wykorzystanie tej energii elektrycznej jako dziennego źródła zasilania dla gospodarstwa domowego, pomaga zmniejszyć zużycie energii w szczytowych okresach, gdy popyt jest najwyższy. Badania wskazują, że już obecnie produkowane auta elektryczne są wyposażone w akumulatory, które mogłyby zasilać statystyczny dom przez czas minimum jednej doby. Rozwiązanie V2G może przynieść także wymierne korzyści finansowe. Według wyliczeń firmy National Grid, właściciel pojazdu w Wielkiej Brytanii, w chwili dużego zapotrzebowania, mógłby zarobić na odsprzedaży energii elektrycznej od 600 do 8000 (ok zł) rocznie 10. Przeciwnicy pomysłu zwracają uwagę na fakt, iż każdy przepływ energii wiąże się ze stratami. Ponadto, przy obecnym zasięgu samochodów elektrycznych, ich użytkownicy dążą do tego, by bateria była zawsze naładowana do maksimum pojemności. Najpopularniejsze baterie stosowane w pojazdach są wykonane w technologii litowo-jonowej i cechują się określoną liczbą cykli, a więc ciągłe ładowanie oraz rozładowywanie prowadzi do ich zużycia w dość szybkim tempie. Wyniki badań w tym zakresie pokazały, że rozładowywanie i ładowanie baterii dwukrotnie w trakcie dnia, zwiększyło spadek pojemności baterii o 75% oraz rezystancji o 10%. Powtarzanie tych kroków raz dziennie, przyspieszyło spadek pojemności baterii o 33% a rezystancji o 5%. Bazując na otrzymanych wynikach, przewiduje się, iż implementacja systemu V2G może zmniejszyć żywotność baterii nawet do poniżej 5 lat 11. Niemniej jednak, w 2016 roku wdrażanie systemu V2G stało się rzeczywistością na terenie Europy. Bez wątpienia, kluczową rolę w przypadku tego systemu odgrywa firma Nissan. Nawiązała ona współpracę z jedną z największych firm energetycznych w Europie, włoską firmą Enel. W rezultacie, w Danii został uruchomiony pierwszy na świecie w pełni komercyjny system V2G. Obejmował on 10 modułów V2G w siedzibie duńskiego dostawcy mediów komunalnych Frederiksberg Forsyning 12. Komercyjność tego projektu oznacza, iż został on oparty na technologiach i komponentach, które może zakupić każdy klient. Dotyczy to zarówno samochodów elektrycznych, stanowisk ładowania, jak i platformy zarządzającej systemem V2G. z kolei w Wielkiej Brytanii, Nissan na terenie swojego ośrodka badawczo-naukowego Technical Centre Europe (NTCE) zainstalował system V2G. Osiem ładowarek V2G udostępniono do użytku wszystkim pracownikom NTCE. Stanowi to część większego projektu, który docelowo ma obejmować 100 próbnych obiektów V2G na terenie

50 Wielkiej Brytanii 13. Ponad to, Nissan podjął współpracę z firmą OVO Energy, umożliwiając klientom tańszy zakup domowego urządzenia xstorage, dzięki któremu, można odsprzedawać energię z powrotem do sieci. Według obliczeń, użytkownik takiego modułu może zarobić średnio 650 euro rocznie 14. Co więcej, w listopadzie 2017 roku Mitsubishi Motors Corporation ogłosiło, iż wraz z firmami NewMotion i TenneT rozpocznie w Amsterdamie wdrażanie pilotażowego systemu V2G z pierwszym punktem ładowania wykorzystywanym przez akumulatory samochodowe Mitsubishi Outlander PHEV. Według danych, na holenderskich drogach spotkać można ponad 25 tysięcy pojazdów Mitsubishi Outlander PHEV 15, co stanowi duży potencjał dla powodzenia pomysłu. Według szacunków firmy Nissan, aktualnie w Wielkiej Brytanii użytkowanych jest blisko samochodów tej firmy z napędem elektrycznym. Gdyby wszystkie były podłączone do interfejsu V2G, generowałyby one moc wyjściową równą elektrowni o mocy 200 MW 16. Natomiast wedle obliczeń, podłączenie w przyszłości do systemu V2G wszystkich samochodów z napędem elektrycznym w Wielkiej Brytanii, pozwoliłoby na stworzenie wirtualnej elektrowni o mocy do 370 GW 17. Taka moc pozwoliłaby pokryć zapotrzebowanie Francji, Wielkiej Brytanii i Niemiec jednocześnie. Firmy Nissan i Enel wprowadzają systemy V2G również we Włoszech i Niemczech, pokazując tym samym, kierunek rozwoju motoryzacji i systemów energetycznych. Podsumowanie Samochody elektryczne są dla nas szansą nie tylko w kwestii ochrony środowiska i ograniczenia emisji spalin, ale mogą także znacząco wpłynąć na poprawę bezpieczeństwa energetycznego oraz stanu sieci elektroenergetycznych. Rozwijane projekty, czy to w pełni autoza kominomicznych stacji zasilanych czystą energią słoneczną, czy też projekt systemu Vehicle-to-Grid, który da pojazdom ogromne możliwości magazynujące i wpłynie na stabilizację sieci, są już dziś coraz szerzej implementowane i mogą wyprzeć tradycyjne stacje benzynowe. z kolei system Vehicle-to-Home może być w przyszłości niezwykle ważnym i nieodłącznym elementem gospodarstw domowych, pozwalającym na utworzenie prawdziwie Inteligentnego Domu (Smart Home). Równoczesny rozwój pojazdów elektrycznych oraz całej infrastruktury potrzebnej do ich utrzymania, z całą pewnością, zrewolucjonizuje sektor transportu, pośrednio wpływając na energetykę i inne gałęzie przemysłu

51 Bibliografia [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] [14] [15] [16] [17] [18] [19] [20] 51

52 mgr inż. Adam Babś, Instytut Energetyki Oddział Gdańsk Inteligentne rozwiązania techniczne w krajowej sieci dystrybucyjnej i przesyłowej stan obecny i perspektywy Streszczenie: w artykule przedstawiono inteligentne rozwiązania techniczne w krajowej sieci dystrybucyjnej i przesyłowej, które są wdrażane lub powinny zostać zdaniem autora wdrożone, aby sieci te mogły być uważane za sieci inteligentne. W obszarze sieci średnich napięć jako podstawowe rozwiązanie techniczne dla sieci inteligentnych wybrano i opisano automatykę tych sieci. W szczególności opisano jeden z elementów automatyki sieci tj. automatykę restytucyjną i jej wpływ na poprawę wskaźników jakości dostaw energii. Przedstawiono różne sposoby wykrywania przepływów prądów zwarciowych możliwe do zastosowania w zależności od dostępnego wyposażenia w aparaturę pomiarową w stacjach transformatorowych średniego napięcia linii napowietrznych i kablowych. Omówiono zalety i wady tych rozwiązań oraz doświadczenia eksploatacyjne wybranych typów układów wykrywania przepływów prądów zwarciowych. Dla sieci 110 kv opisano system monitorowania dynamicznej obciążalności prądowej napowietrznych linii elektroenergetycznych 110 kv zwany dalej system DOL (Dynamiczna Obciążalność Linii). System ten wykorzystując pomiar warunków pogodowych pozwala na wyznaczenie dynamicznej obciążalności linii. Przedstawiono podstawowe wymagania związane z monitorowaniem dopuszczalnego obciążenia linii sieci dystrybucyjnej opisując strukturę systemu oraz podstawowe elementy systemu. Opisano również sposób prognozowania w krótkim horyzoncie czasowym dopuszczalnego obciążenia linii, które może być wykorzystywane do planowania prowadzenia ruchu sieci dystrybucyjnej. W obszarze rozwiązań inteligentnych dla sieci przesyłowej opisano zastosowanie pomiaru synchrofazorów napięcia i prądu dokonywanego w wybranych miejscach systemu elektroenergetycznego (sieci przesyłowej) do bieżącej analizy zjawisk w systemie i podjęcie właściwego działania zapobiegawczego. Pomiar synchrofazorów umożliwia realizację między innymi takich funkcji, jak: monitorowanie zmian napięcia i kąta oraz stabilności napięciowej, identyfikacja kołysań częstotliwości w systemie, bieżące obliczanie mocy zwarciowej. Rozwiązanie to również może być uważane jako inteligentne, gdyż integruje rozwiązana z dziedziny transmisji danych, zaawansowanych pomiarów synchronicznych oraz obliczeń zjawisk dynamicznych. Słowa kluczowe: sieci inteligentne, automatyka restytucyjna, dynamiczna obciążalność linii, synchorofazory Co to są sieci inteligentne? Pomimo dużej liczby publikacji oraz co najmniej kilku tysięcy wdrożeń pilotażowych instalacji sieci inteligentnych (SmartGrid) w energetyce desygnat tego pojęcia jest niejednoznaczny. Wydaje się, że jedynym kryterium wyróżniającym sieci inteligentne jest kryterium czasu ich powstania związane z wykorzystaniem w tych sieciach takich środków technicznych, który pojawiły się w masowej skali od początku 21 wieku, zwłaszcza w dziedzinie środków łączności i technik komputerowych. Wykorzystanie 52

53 w sieci dystrybucyjnej technik informatyczno-telekomunikacyjnych nadaje jej cech sieci inteligentnej, pozwalając zintegrować w sposób inteligentny działania uczestników procesów wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i użytkowania energii elektrycznej w celu poprawy niezawodności dostaw i efektywności OSD oraz aktywnego angażowania odbiorców w podnoszenie efektywności energetycznej [32]. z perspektywy odbiorców energii [32] sieć inteligentna ma pozwolić na zapewnienie ciągłych, bezpiecznych i efektywnych kosztowo usług w zakresie dystrybucji energii elektrycznej, a także stworzyć możliwości techniczne do oferowania odbiorcom nowych usług optymalizujących użytkowanie energii oraz umożliwiających efektywne włączenie odbiorców w proces wytwarzania energii. W stosunku do tradycyjnej definicji sieci dystrybucyjnej pojęcie sieci inteligentnej obejmuje nowe funkcje związane z monitorowaniem, sterowaniem i gromadzeniem danych, które dotychczas były i są wykonywane w sieci dystrybucyjnej w niewielkim zakresie. Jej innowacyjność polega więc w znacznej mierze na integracji wielu stosowanych do tej pory technik, także tych, które są w początkowej fazie rozwoju. Integracja ta dotyczy zatem wykorzystania w ramach jednej sieci rozwiązań z takich dziedzin jak informatyka i telekomunikacja, energoelektronika. Dotychczasowa infrastruktura sieciowa tj. linie i stacje energetyczne jest wyposażana w nowoczesne układy pomiarowe i urządzenia automatyki oraz urządzenia komunikacyjne i transmisji danych. Tak zintegrowaną strukturą zarządzają dedykowane systemy informatyczne umożliwiające realizację procesów sterowania i automatyki. Sprostanie wymogom stawianym przez politykę Unii Europejskiej i wyznaczonym celom do roku 2020 wymagać będzie znacznej zmiany istniejącej infrastruktury sieci elektroenergetycznych [29]. Wymagania te wynikają z rosnącego udziału generacji rozproszonej, w tym, ze źródeł odnawialnych, konieczności poprawy bezpieczeństwa i pewności zasilania, rozwoju rynku energii elektrycznej oraz konieczności poprawy efektywności energetycznej i oszczędzania energii. Spełnienie tych celów powinno nastąpić nie tylko poprzez budowę nowych linii i stacji elektroenergetycznych, ale przede wszystkim poprzez przekształcenie istniejących sieci w sieci inteligentne z wykorzystaniem rozwiązań z dziedziny techniki informatycznej i telekomunikacyjnej. Równolegle z przekształceniami sieci w sferze infrastruktury powinny postępować zmiany w dziedzinie uregulowań prawnych oraz zachowań odbiorców energii stymulowane poprzez nowe możliwości oferowane poprzez sieci inteligentne. Sieć elektroenergetyczną można klasyfikować ze względu na poziom napięcia (sieć najwyższych, wysokich, średnich i niskich napięć) oraz ze względu na funkcję jaki dany fragment sieci spełnia w całym systemie elektroenergetycznym. Można zatem w warunkach krajowych mówić o sieci przesyłowej o napięciu 220 kv i 400 kv służącej do przesyłu energii w skali kraju oraz sieci dystrybucyjnej o napięciu 110 kv do przesyłu energii pomiędzy siecią przesyłową a siecią rozdzielczą. Chcąc wyróżnić sieć średniego napięcia SN (od 10 kv do 30 kv) i sieć niskiego napięcia nn 0,4 kv, przyjęto nazywać te sieci sieciami rozdzielczymi. Nazwa ta jest w istocie synonimem 53

54 słowa dystrybucja i może nieco bardziej wskazuje na aspekt techniczny tej czynności niż słowo dystrybucja, bardziej związane z aspektami ekonomicznymi. W artykule przedstawiono inteligentne rozwiązania techniczne w krajowej sieci dystrybucyjnej i przesyłowej, których wdrożenie może sprawić, że nazywanie tych sieci sieciami inteligentnymi smart grid może być uzasadnione. Inteligentne rozwiązania w krajowej sieci dystrybucyjnej średnich i niskich napięć Obowiązująca od 2016 roku regulacja jakościowa dla Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) stanowi, że wskaźnikami mającymi bezpośredni wpływ na wysokość przychodu regulowanego OSD w latach będą: 1. wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy SAIDI, 2. wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw SAIFI, 3. czas realizacji przyłączenia CRP, 4. czas przekazywania danych pomiarowo-rozliczeniowych CPD, który zostanie wprowadzony do regulacji jakościowej od 2018 roku. Celem tej regulacji jest skrócenie średnich czasów SAIDI do 136 minut w 2020 roku. W Polsce w 2014 roku wskaźnik SAIDI wyniósł 272 minuty, podczas gdy w większości krajów europejskich wynosi poniżej 60 minut [26]. Według raportu Rady Europejskich Regulatorów Energii [8] (Council of European Energy Regulators CEER), około 75 % wartości wskaźników SAIDI i SAIFI dla odbiorców na niskim napięciu (nn) wynika ze zdarzeń w sieci średniego napięcia (SN), 20% ze zdarzeń w obrębie sieci niskiego napięcia i tylko ok. 5 % ze zdarzeń w sieci wysokiego napięcia (WN). W krajowej energetyce w sieci dystrybucyjnej SN o łącznej długości linii ponad km, zainstalowanych jest ponad stacji SN/nn. Na podstawie analizy przyczyn przerw w dostawie energii wskazano [21], że najbardziej znaczącą poprawę parametrów SAIDI i SAIFI można osiągnąć poprzez: 1. wymianę przewodów gołych na niepełnoizolowane w liniach SN przebiegających przez tereny zadrzewione oraz na przewody izolowane w liniach napowietrznych niskiego napięcia, 2. automatyzację sieci SN związaną głównie z instalacją rozłączników z telesterowaniem oraz instalacją sygnalizatorów przepływu prądu zwarciowego, 3. wymianę awaryjnych niesieciowanych kabli SN. 54

55 Automatyzacja sieci średnich napięć Automatyzacja sieci SN ma na celu poprawę jakości zasilania odbiorców oraz niezawodności dostaw energii rozumianej jako zmniejszenie czasu pozbawienia zasilania odbiorców na skutek awarii. Realizacja tego celu związana jest głównie z wyposażeniem miejsc rozdziału energii w głębi sieci, tj. stacji transformatorowych i złączy kablowych w sieci kablowej oraz łączników w sieci napowietrznej w układy zdalnego sterowania, monitorowania parametrów sieci oraz układy wykrywania i sygnalizacji przepływu prądu zwarciowego (SPPZ) [30]. Wykorzystanie informacji generowanych przez te układy, ich przetworzenie a następnie wykonanie poleceń sterowniczych przesłanych poprzez niezawodną sieć łączności, prowadzi do skrócenia czasu trwania przerw w zasilaniu w energię elektryczną oraz ograniczenie liczby niezasilonych odbiorców, czyli wpływa na zmniejszenie współczynnika SAIDI. Wykonanie łączeń bez udziału brygad poprawia bezpieczeństwo pracy brygad, zmniejsza koszty przejazdów oraz umożliwia lepsze wykorzystanie czasu pracy. Automatyzacja sieci angażuje działania z zakresu informatyki, techniki pomiarowej, automatyki zabezpieczeniowej, systemów sterownia SCADA/DMS/EMS, a zwłaszcza systemów łączności między centrum dyspozytorskim a obiektami w głębi sieci, względnie pomiędzy poszczególnymi obiektami SN. Działania te umożliwiają realizację takich funkcji jak: 1. zdalna, z udziałem dyspozytora sieci lub całkowicie automatyczna (bez udziału operatora) restytucja sieci SN tj. przywracanie zasilania poprzedzone wykryciem miejsca zwarcia, izolacją uszkodzonego odcinka sieci oraz zmianą konfiguracji sieci, 2. automatyczna regulacja napięcia uwzględniająca pomiary napięć na obszarze zasilanym z danego transformatora, 3. optymalizacja strat związana ze zmianą punktów podziału sieci SN, 4. planowanie rozbudowy sieci w oparciu o aktualne dane obciążeń, pochodzące również z systemu inteligentnego opomiarowania. Automatyka restytucyjna w sieciach średnich napięć Automatyka restytucyjna umożliwia samoczynne, szybkie (poniżej 3 minut) wykonanie czynności łączeniowych tj. otwarcie wyłączników i rozłączników położonych najbliżej uprzednio zidentyfikowanego miejsca uszkodzenia (wyizolowanie uszkodzonego odcinka sieci) oraz zamknięcie łączników podziałowych celem przywrócenia zasilania jak największej liczbie odbiorców. Czynności te mogą być zrealizowane bez udziału operatora. Szczególną rolę w realizacji automatyzacji sieci SN odgrywają sygnalizatory przepływu prądu zwarciowego, które wraz 55

56 z informacją o aktualnej konfiguracji sieci SN, umożliwiają lokalizację miejsca zwarcia w ciągu liniowym i wdrożenie automatyki restytucyjnej (FDIR 1 ) [31]. Automatyka powinna mieć następujące cechy: 1. Autonomiczność automatyka, po detekcji uszkodzenia (np. zwarcia) w linii SN wygeneruje odpowiednie ostrzeżenie dla dyspozytora oraz wykona czynności łączeniowe w sieci SN przywracając zasilanie maksymalnej możliwej liczbie odbiorców, a następnie wygeneruje odpowiedni raport z wykonanych czynności. 2. Bezpieczeństwo nie mogą zostać wykonane sterowania, które spowodowałyby zagrożenie dla zdrowia i życia ludzi (np. pracowników pogotowia energetycznego pracujących na sieci) w każdym momencie wykonywania sekwencji sterowniczej dyspozytor musi mieć możliwość przerwania jej pracy. 3. Adaptowalność każda zmiana konfiguracji sieci tj. wykonanie przełączeń w sieci na polecenie dyspozytora lub w wyniku zadziałania zabezpieczeń i automatyk powoduje automatyczne dostosowanie parametrów automatyki do nowych warunków. Brak łączności z urządzeniami obiektowymi również powoduje odpowiednią zmianę konfiguracji systemu. 4. Skalowalność możliwość rozbudowy systemu tj. dodawania kolejnych elementów realizujących automatykę w nowych obszarach sieci. Przykład działania automatyki pokazano na Rys. 1. Uszkodzenie w punkcie f1 wykryte przez SPPZ zainstalowany przy rozłączniku Q2 oraz zabezpieczenie w polu liniowym które spowoduje wyłączenie linii wyłącznikiem Q1 zainicjuje sekwencję łączeń prowadząca do wyizolowania uszkodzonego obszaru tj. otwarcie łączników Q2, Q3 i Q6. Zamknięcie punktu podziału w stacji s4 przywraca zasilenie odbiorców przyłączonych za uszkodzonym obszarem (stacja s3). Bez zasilania pozostają jedynie odbiorcy przyłączeni do stacji s2. 1 ang. FDIR Fault Detection, Isolation and Restitution. Stosowane są również określenia SHG (ang. Self-Healing Grid) lub FLISR (ang. Fault Location, Isolation, and Service Restoration) lokalizacja zwarcia, izolacja i przywrócenie usługi. 56

57 Rys. 1 Działanie automatyki restytucyjnej Sposób realizacji restytucji sieci może być różny, w zależności od sposobu wykorzystania systemu łączności i przyjętych algorytmów działania. Zasadniczo funkcja ta może być realizowana centralnie tj. poprzez centralne oprogramowanie zlokalizowane w systemie SCADA/DMS, lub bez udziału systemu centralnego, tj. w sposób zdecentralizowany. Realizacja funkcji FDIR, poprzez centralne oprogramowanie zlokalizowane w systemie SCADA/DMS wymaga określenia na podstawie sygnałów z SPPZ, obszaru zwarcia i odizolowania go od pozostałej części linii za pomocą operacji łączeniowych. Wybór docelowego układu sieci i załączenie zasilania nieuszkodzonej części sieci następuje na podstawie analizy uwzględniającej: liczbę niezasilonych odbiorców, aktualne i prognozowane obciążenie sieci (niebezpieczeństwo przeciążenia sieci lub osiągnięcia niedopuszczalnych poziomów napięć), wielkości strat sieciowych w nowym układzie oraz konieczną liczbę operacji łączeniowych. Powyższe zadania zazwyczaj są rozdzielone pomiędzy system SCADA odpowiedzialny za akwizycję danych ze wskaźników przepływu prądu zwarciowego i realizację wypracowanych przez DMS sekwencji łączeniowych. Realizacja funkcji FDIR w sposób zdecentralizowany wykorzystuje zależności nastaw układów SPPZ zainstalowanych w poszczególnych punktach łącznikowych SN, a w innych wykonaniach [11], [13] również bezpośrednią wymianę danych, pomiędzy sterownikami zainstalowanymi w tych punktach. Dane te zawierają informacje o przepływie prądu zwarciowego, obecności napięcia i stanu łączników. Niezbędna jest również informacja o stanie wyłącznika w polu zasilającym dany ciąg i możliwość zmiany jego stanu bez udziału systemu centralnego. Na podstawie wyników analizy danych otrzymywanych od sterowników w danym segmencie sieci możliwe jest wykonanie przełączeń bez polecenia systemu nadrzędnego. W układzie zdecentralizowanym konieczne jest zapewnienie dyspozytorowi możliwości monitorowania całego procesu przełączeń. 57

58 Pomimo, że operacje łączeniowe w głębi sieci w obu sposobach realizacji odbywają w stanie beznapięciowym, niezbędne jest zapewnienie bezpieczeństwa podczas podejmowanych działań, tj. blokowanie przełączeń w sytuacji niepewności, uszkodzenia elementów sieci lub identyfikowanego na bieżąco stanu łączności. Dla realizacji funkcji FDIR nie jest konieczne, aby wszystkie stacje SN/nn były wyposażone w układy łączeniowe i w układy wykrywania przepływu prądu zwarciowego. Obliczenia optymalnej liczby obiektów (stacji) biorących udział w automatyce restytucyjnej przeprowadzone na potrzeby spółki dystrybucyjnej [19], [20] wskazują, że w zależności tego czy sieć energetyczna jest napowietrzna czy kablowa, liczba tych stacji powinna stanowić odpowiednio około 20% i 40% ogólnej liczby stacji w ciągu liniowym. Zwiększanie liczby instalowanych rozłączników w ciągu nie prowadzi do znacznej poprawy jakości dostaw energii. Celowym natomiast jest instalacja SPPZ w punktach nie wyposażonych w układy łączeniowe sterowane zdalnie. Sygnalizacja z takich punktów jest wsparciem dla dyżurnego w zakresie zawężenia obszaru uszkodzonego, który jest następnie izolowany przez brygadę pogotowia energetycznego. Jak wskazują doświadczenia [27] instalacja urządzeń automatyki restytucyjnej na 15-20% obszaru sieci SN prowadzi do 80% redukcji czasu SAIDI. Wdrożenie funkcji FDIR we francuskim przedsiębiorstwie dystrybucyjnym ERDF we wszystkich 30 regionalnych centrach dyspozycji obsługujących każdy po około 1 mln klientów, umożliwiło zmniejszenie czasu przywrócenia napięcia. Automatyką zostało objęte 80% wszystkich linii SN, przy czym liczba łączników zdalnie sterowanych w każdym z ciągów wynosiła średnio około 2,5 łącznika. Szacuje się, że korzyści ze zmniejszenia SAIDI z 3 min (bez FDIR) do 1,3 min (z FDIR) wyniosły od 12 do 20 mln Euro przy nakładach inwestycyjnych rzędu 3 mln EUR. Pierwszego wdrożenia funkcji FDIR w krajowej energetyce dokonano w 2012 roku w ramach projektu Smart Grid [2], [4] obejmującego fragment sieci kablowej na Półwyspie Helskim oraz linię napowietrzną 15 kv Piaśnica. Sprawdzono rozwiązania układów wykrywania zwarć wykorzystujące pomiar prądów za pomocą przekładników indukcyjnych, cewek Rogowskiego oraz czujników optycznych wykorzystujących efekt Faradaya. Algorytm decyzyjny wdrożono w systemie SCADA. Identyfikacja realizowana jest przy zastosowaniu algorytmów macierzowych [1], [4] lub teorii grafów, na podstawie aktualnej konfiguracji sieci oraz wskazań z SPPZ. Wynikiem jest wygenerowanie sekwencji łączeniowej izolującej uszkodzenie i umożliwiającej zasilenie odbiorców poza miejscem awarii. Czynność łączeniowa może być wykonana automatycznie lub przez dyspozytora (wykonanie zaproponowanej przez system sekwencji). w ramach projektu Smart Grid Hel dokonano analizy uwarunkowań masowego wdrożenia sieci Smart Grid oraz szacunku korzyści technicznych i ekonomicznych. W dalszych latach potwierdzono możliwość znacznej redukcji czasu przerw nieplanowych dzięki zastosowaniu automatyki FDIR w sieci SN. 58

59 Uwarunkowania realizacyjne automatyki restytucyjnej Ze względu na znaczny postęp w dziedzinie pomiaru wielkości elektrycznych oraz techniki przetwarzania sygnałów, w połączeniu ze spadkiem cen układów dedykowanych do realizacji tej funkcji, możliwe jest wdrożenie nowych rozwiązań wykrywania prądu zwarciowego. Już obecnie technicznie i ekonomicznie uzasadnione jest stosowanie elektronicznych przekładników napięciowych i prądowych w stacjach transformatorowych i rozłączników napowietrznych. Własności tych przekładników zdefiniowano w normach IEC i IEC , które obowiązują od 2017 roku [3]. W elektronicznych przekładnikach prądowych jako czujnik pierwotny stosuje się cewkę Rogowskiego lub magnetooptyczny czujnik Faradaya. Napięciowe przekładniki elektroniczne wykorzystują jako czujnik pierwotny do pomiaru napięcia dzielniki rezystancyjne, dzielniki pojemnościowe albo elektrooptyczne czujniki Pockelsa lub Kerra. Przekładniki elektroniczne mogą mieć wyjścia analogowe i/lub cyfrowe co ułatwia ich zastosowanie zarówno w tradycyjnych obwodach wtórnych jak i obwodach wykonanych w technice cyfrowej. Tradycyjny pomiar prądu wykonywany jest poprzez: 1. pomiar natężenia pola magnetycznego w wyniku zmian prądu zerowego I o, 2. pomiar prądu w każdej z faz za pomocą przekładników indukcyjnych rdzeniowych, 3. pomiar prądu I o za pomocą przekładnika Ferrantiego Dla detekcji napięcia stosuje się pomiar zmian natężenia pola elektrycznego spowodowanego zmianą napięcia U o oraz pomiar napięć fazowych za pomocą przekładników indukcyjnych lub dzielników napięć. W sieci napowietrznej przekładniki prądowe montowane są w izolatorach przepustowych łącznika. W sieci kablowej przekładniki prądowe zarówno indukcyjne jak i elektroniczne, montowane są bezpośrednio na doprowadzeniach kablowych. Przekładniki napięciowe w liniach napowietrznych (najczęściej dzielniki) zamontowane są w łącznikach SN o konstrukcji zamkniętej. Wartość napięcia wtórnego jest specyficzna dla danego producenta łącznika. W liniach kablowych przekładniki montowane są bezpośrednio w kątowych głowicach kablowych. Napięcie wyjściowe wynosi 3,25/ 3V lub 2/ 3V. Realizacja funkcji FDIR, zwłaszcza w sposób zdecentralizowany wymaga aby transmisja danych pomiędzy urządzeniami biorącymi udział w realizacji tej funkcji przebiegała w trybie punkt-punkt (ang. peer-to-peer ). Istotne jest, aby transmisja była niezawodna a opóźnienie transmisji niewielkie. Ze względu na standaryzację 59

60 rozwiązań i wymagany poziom niezawodności przesyłania danych właściwym jest zastosowanie sposobu wymiany informacji o zdarzeniach (zwarciach i doziemieniach) zgodnego z normą IEC 61850, zwłaszcza z wykorzystaniem mechanizmu GOOSE (ang. Generic Object Oriented Substation Event) [12]. Mechanizm ten polega na wysyłaniu w trybie wydawca/subskrybent krótkich komunikatów umieszczanych bezpośrednio w ramce Ethernet. Komunikaty GOOSE wysyłane są cyklicznie, z wydłużającym się odstępem czasu pomiędzy kolejnymi powtórzeniami, aż do osiągnięcia konfigurowalnego maksymalnego czasu powtórzeń, np. 300 s. Przeprowadzone w Instytucie Energetyki Gdańsk testy [5] sprawdzające możliwość wykorzystania do automatyki restytucyjnej sieci średnich napięć transmisji radiowej sieci komórkowej zgodnej z LTE potwierdziły możliwość wykorzystania tego typu transmisji do utworzenia połączeń pozwalających na sprawne i niezawodne przesyłanie komunikatów GOOSE. Komunikaty GOOSE przesyłane były pomiędzy urządzeniami SICAM CMIC mogącymi realizować funkcje samoczynnej reaktywacji sieci SN w przypadku wystąpienia zwarcia. Czasy opóźnienia transmisji w sieci LTE zależą od częstotliwości korzystania z transmisji oraz od poziomu sygnału w danej lokalizacji. Przy ponawianiu transmisji częściej niż co 10 s opóźnienie w warunkach dobrej siły sygnału wynosi średnio 100 ms. Pierwszego wdrożenia sieci inteligentnej w energetyce krajowej dokonano na Półwyspie Helskim. Wdrożenie to zostało poprzedzone opracowaniem koncepcji budowy i funkcjonowania takiej sieci, opracowaniem algorytmów sterowania siecią oraz badaniami modelowymi. Prace te [25] pozwoliły na zdefiniowanie zakresu wdrożenia doświadczalnej instalacji sieci inteligentnej na Półwyspie Helskim. Instalacja doświadczalna wdrożona i uruchomiona w 2012 roku [4]. Inteligentne rozwiązania w krajowej sieci dystrybucyjnej 110 kv Linie napowietrzne są jednym z niewielu urządzeń energetycznych dla których nie określa się mocy lub prądu znamionowego, specyfikując wyłącznie napięcie znamionowe. Dopuszczalna (znamionowa) wartość prądu wynika bowiem z konieczności równoczesnego spełnienia dwóch warunków: 1. zachowania dopuszczalnego zwisu (odległości od ziemi lub obiektów krzyżowanych) tak aby spełnione zostały wymogi bezpieczeństwa (zapobieganie przeskokom i porażeniom), 2. niedopuszczenie do przekroczenia maksymalnej temperatury dla danego typu przewodu (np. 80 C dla przewodów aluminiowych). Linie napowietrzne najwyższych napięć projektuje się w ten sposób, aby przy projektowanej temperaturze przewodu oraz przy zdefiniowanych warunkach pogodowych zachowane były określone w normie [10] odległości od ziemi i innych obiektów najniżej zawieszonego przewodu. 60

61 Przyjęto, że dla przewodów aluminiowych temperaturą projektową jest 40 C, 60 C lub 80 C. Można zatem przyjąć, że eksploatacja linii, której temperatura przewodów nie przekracza temperatury projektowej zapewnia bezpieczną pracę takiej linii. Dla określonej temperatury projektowej dla każdego typu linii wyznacza się dopuszczalny prąd przyjmując referencyjne warunki pogodowe. W Polsce przyjmuje się temperaturę otoczenia 30 C (lato), prędkość wiatru wiejącego prostopadle do linii 0,5 m/s oraz natężenie promieniowania słonecznego (solar irradiance) 900 W/m 2. Prąd odpowiadający tym warunkom nazywa się prądem statycznym linii. Warunki pogodowe wzdłuż linii nie są jednakowe i dlatego temperatura przewodu w poszczególnych sekcjach i przęsłach linii może się znacznie między sobą różnić. Wpływ temperatury otoczenia i prędkości wiatru na dopuszczalną temperaturę przewodu (temperaturę projektową) jest znaczny (Rys. 2) co powoduje, że dopuszczalny prąd może być różny od prądu statycznego. Dopuszczalny prąd w danych warunkach pogodowych nazywa się prądem (obciążeniem) dynamicznym linii dla podkreślenia, że jego wartość zmienia się wraz ze zmianą warunków pogodowych. Rys. 2 Zależność dopuszczalnej obciążalności linii od temperatury zewnętrznej i prędkości wiatru Wartość dynamicznej obciążalności linii, zależna od aktualnych warunków pogodowych, może być obliczona na podstawie znajomości parametru charakterystycznego dla linii, takiego jak temperatura powierzchni przewodu, naprężenie przewodu, kąt pochylenia względem ziemi czy częstość drgań odcinka linii. Znajomość któregokolwiek z nich pozwala na wyliczenie dopuszczalnego prądu przy zachowaniu dopuszczalnej odległości od ziemi [9]. Pośrednią metodą wyznaczenia dopuszczalnej obciążalności jest wykorzystanie pomiarów warunków pogodowych oraz wartości prądu płynącego w linii [6]. Posługiwanie się 61

62 w prowadzeniu ruchu sieci dystrybucyjnej dynamiczną obciążalnością linii prowadzi do lepszego, bardziej efektywnego wykorzystania zdolności przesyłowych linii. Przykładowo dla wiatru o prędkości 6 m/s wiejącego prostopadle do linii obciążalność linii zwiększa się o 50%. Jednym ze sposobów wyznaczania dopuszczalnej obciążalności linii jest pomiar warunków pogodowych w pobliżu w wybranych miejsc linii tj. w takich miejscach gdzie dla temperatury projektowej odległość od ziemi jest mniejsza niż w innych przęsłach. Miejsca te określa się przęsłami krytycznymi. Wykorzystując model cieplny i zasadę bilansu cieplnego linii, uwzgledniającego grzanie przewodu oraz chłodzenie zależne od warunków pogodowych [7], wylicza się dopuszczalne obciążenie linii w danych warunkach pogodowych. Takie rozwiązane wprowadzone w masowej skali w sieci 110 kv może być traktowane jako rozwiązanie inteligentne, gdyż integruje rozwiązania z dziedziny telekomunikacji, informatyki i zaawansowanej metrologii. System DOL umożliwia zwiększenie zdolności przesyłowych linii 110 kv jak również linii 220kV i 400kV poprzez wykorzystanie dynamicznych rezerw obciążalności, które wynikają ze zmieniających się warunków pogodowych panujących na trasie linii. Podstawowe zalety systemu DOL to: 1. możliwość wykorzystania pełnej obciążalności linii w danych warunkach pogodowych bez rozbudowy infrastruktury sieciowej, 2. ciągła kontrola odległości najniżej położonego przewodu od ziemi lub obiektów krzyżowanych zapewniająca bezpieczeństwo pracy linii, 3. integracja z istniejącymi systemami dyspozytorskimi poprzez wymianę informacji z wykorzystaniem standardowych protokołów komunikacyjnych; 4. wykorzystanie istniejącej infrastruktury telekomunikacyjnej usługi przesyłania danych GPRS/UMTS w sieci telefonii komórkowej 5. możliwość wykorzystania dla innych celów niż system DOL pomiarów warunków meteorologicznych z rozbudowanej przestrzennie sieci pomiarowej. Strukturę systemu przedstawiono na Rys. 3. W wybranych przęsłach linii sieci dystrybucyjnej instalowane są na słupach stacje pogodowe, przesyłające do serwera systemu DOL w centrum dyspozytorskim aktualne dane pogodowe: prędkość i kierunek wiatru, nasłonecznienie oraz temperaturę na wysokości montażu przewodów. 62

63 Rys. 3 Struktura systemu DOL Na podstawie danych pogodowych oraz parametrów stałych linii dla każdego przęsła objętego systemem DOL dokonuje obliczeń następujących wielkości: 1. maksymalny dopuszczalny prąd obciążenia (prąd DOL) oraz procentowe wykorzystanie zdolności przesyłowej linii, 2. temperatura rdzenia linii i zagrożenie sadzią, 3. zwis przewodu i odległość przewodu od ziemi. Do obliczeń wykorzystuje się model cieplny linii zgodny z zaleceniami WG opracowanymi przez CIGRE. Składniki bilansu cieplnego przewodu uwzględnione w modelu pokazano na Rys. 4. Metoda ta została uznana w literaturze światowej jako rozwiązanie zapewniające dużą dokładność wyznaczenia zwisu przewodów przy jednoczesnej względnej prostocie (koszcie) systemu. 63

64 Rys. 4 Składniki bilansu cieplnego przewodu Wyniki obliczeń są zapisywane w bazie danych systemu DOL. Procedura obliczeniowa jest realizowana automatycznie w cyklu 15 minutowym. Po przeprowadzeniu obliczeń następuje faza porównywania otrzymanych wyników z odpowiednimi wartościami prądów obciążenia linii. W przypadku, gdy w linii aktualny prąd obciążenia zbliży się (o ustaloną wartość) do obliczonej obciążalności dynamicznej, następuje skrócenie do 5 min. interwału obliczania parametrów dla danej linii. Wyniki tych obliczeń na bieżąco przekazywane są do systemu dyspozytorskiego odpowiedzialnego za prowadzenie ruchu sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej. Obok funkcji bieżącego monitorowania obciążalności linii istotnym dla właściwego planowania ruchu systemu jest znajomość prognozowanych, dopuszczalnych obciążalności wynikająca ze spodziewanych warunków pogodowych w miejscach instalacji linii. Do obliczenia dopuszczalnych spodziewanych obciążalności wykorzystuje się ten sam model matematyczny jaki został zastosowany dla monitorowania obciążalności, z tym, że zamiast pomierzonych warunków pogodowych przyjmuje się warunki pogodowe wynikające z prognozy. Prognozy pogody są pozyskiwane od firm meteorologicznych, a następnie weryfikowane i ulepszane w oparciu o rzeczywiste dane historyczne pomierzone skonfrontowane z historycznymi prognozami. Cykl wyznaczania bieżącej prognozy wynika z częstości otrzymywania prognozy. Zazwyczaj jest to prognoza 24 godzinna (48 godzinna) aktualizowana co 12 godzin. Prognozy dedykowane są do przypisanych im obszarów np. kwadratów o boku 14 km. Posiadając prognozę pogody dla całego obszaru działania OSD możliwe jest wyznaczenie prognoz dopuszczalnej obciążalności dla wszystkich linii i przyjęcie tych wartości w analizach rozpływowych związanych z planowaniem pracy systemu, w tym z analizami wykorzystującymi kryterium n-1. 64

65 Wyznaczenie obciążalności linii wymaga znajomości danych konstrukcyjnych linii takich jak: rodzaj przewodu fazowego (np. AFL-6, AFL-8), przekrój znamionowy przewodu fazowego [mm 2 ] i temperatura obliczeniowa linii (40 C, 60 C, 80 C). Pożądana jest również znajomość danych topograficznych linii takich jak usytuowanie linii w ternie względem stron świata i danych o przebiegu linii w miejscach krytycznych ze względu na warunki chłodzenia tj. usytuowanie w przecince leśnej, czy w dużym zagłębieniu terenu. Inteligentne rozwiązania w sieci przesyłowej system pomiaru synchrofazorów Pomiary synchrofazorów napięć i prądów są wykorzystywane w sieciach elektroenergetycznych od połowy lat 90-tych. Obliczanie i sposób przedstawiania fazorów synchronicznych (format zapisu) zostały zdefiniowane w kolejnych wydaniach zleceń IEEE Power & Energy Society [14] i [15] oraz w normach [16] i [17] z 2011 roku. Norma definiuje pojęcie fazorów synchronicznych, tożsame z pojęciem synchrofazorów, jako liczbę zespoloną, która reprezentuje sinusoidalną wielkość pomiarową, np. prąd lub napięcie w systemie elektroenergetycznym. Liczba ta jest wyznaczana na podstawie ciągu próbek wielkości mierzonej, a chwile próbkowania są synchronizowane wspólnym dla całego systemu źródłem synchronizującym. Zatem fazor wielkości mierzonej x(t) zawiera jej wartość skuteczną oraz fazę φ, która jest odległością kątową wyznaczoną w odniesieniu do początku pomiaru określonego przez zewnętrzny impuls synchronizujący. Jako wartość zerową fazy przyjmuje się dodatnie maksimum przebiegu funkcji cosinus pokrywające się z referencyjnym sygnałem czasu. Przechodzący w tym czasie przez zero rosnący sygnał sinusoidalny ma fazę równą -90 o. Pomiary synchrofazorów pozyskiwane są w ramach rozległego systemu pomiarowego WAM (Wide Area Monitoring) [22]. Dzięki dokładnej synchronizacji czasowej oraz dostępności w centralnym miejscu z opóźnieniem od kilkudziesięciu do kilkuset milisekund, możliwe jest ich wykorzystanie do monitorowania stanu systemu oraz realizacji zaawansowanych funkcji automatyki systemowej. Do wyznaczenia synchrofazorów wykorzystywane są pomiary trójfazowe z przekładników prądowych i napięciowych, przy czym w większości przypadków wykorzystywane są rdzenie pomiarowe tych przekładników. Wynikiem przetwarzania prądów i napięć są ich synchrofazory dla każdej z faz lub/i synchrofazor składowej zgodnej napięcia i prądu. Pomiar synchrofazorów w wielu miejscach systemu elektroenergetycznego pozwala na bieżącą analizę zjawisk i podjęcie właściwego działania zapobiegawczego poprzez realizację między innymi takich funkcji, jak: monitorowanie zmian napięcia i kąta oraz stabilności napięciowej, identyfikacja kołysań częstotliwości w systemie, bieżące obliczanie mocy zwarciowej. Pomiar synchrofazorów napięcia i prądu po obu stronach linii pozwala na wyznaczanie rezystancji linii co jest równoznaczne 65

66 z wyznaczeniem temperatury przewodów linii. Struktura systemu synchrofazorów i lokalizacja PMU Wymóg całkowitej obserwowalności systemu powoduje, że PMU powinny być instalowane na jednym końcu linii, umożliwiając wyznaczenie napięcia sąsiedniej stacji poprzez wyliczenie spadku napięć. Stąd liczba w PMU w systemie powinna w dużym przybliżeniu odpowiadać liczbie linii przesyłowych. Ocenia się, że wykorzystanie pomiaru synchrofazorów umożliwi pełną obserwowalność w czasie około 20 krotnie krótszym niż obecna estymacja stanu. Istotny wpływ na lokalizację PMU i sposób działania systemu ma przepływność kanałów wykorzystywanych do transmisji pakietów danych, która z kolei powinna wynikać z przewidywanych liczby fazorów, sposobu ich zapisu oraz częstości raportowania Fs. W ogólności zalecanym sposobem transmisji jest wykorzystanie wirtualnych kanałów VLAN dla komunikacji pomiędzy koncentratorem a PMU. Możliwe jest wyodrębnienie kilku koncentratorów danych obsługujących określoną liczbę PMU. z punktu widzenia aplikacji, które wykorzystują znaczna liczbę synchrofazorów istotnym jest zapewnienie spójności danych generowanych przez PMU oraz zdefiniowanie interfejsu do tych danych gromadzonych przez PMU. Prowadzi to do hierarchicznej struktury systemu pomiarów synchrofazorów (Rys. 5). Z punktu widzenia praktycznych zastosowań istotnym jest aby wszystkie koncentratory danych instalowane w systemie na różnych szczeblach systemu elektroenergetycznego zapewniały jednakową strukturę dostępnych danych i znormalizowany sposób transmisji danych. Jednym ze sposobów przedstawienia danych może być zastosowanie jednolitego modelu danych CIM [18],a do transmisji danych zaimplementowanie mechanizmu OLE (ang. Object Linking and Embedding), dla systemów przemysłowych (OPC - OLE for Process Control). 66

67 Rys. 5 Struktura rozległego systemu pomiaru synchrofazorów Przykłady zastosowań synchrofazorów Technika pomiarów synchronicznych i wykorzystanie synchrofazorów osiągnęły dojrzałość techniczną. Na rynku istnieje wiele firm oferujących zarówno urządzenia pomiarowe (PMU), często jako rozszerzenie funkcji rejestratora zakłóceń lub terminalu zabezpieczeniowego. Wraz z PMU oferowane są koncentratory danych, będące w istocie specjalizowanym oprogramowaniem komunikacyjnym oraz podstawowe aplikacje pomiarowe i wizualizacyjne. Największa liczbę PMU (kilkaset), zainstalowano w systemie przesyłowym w Chinach i Stanach Zjednoczonych [22],[23]. W energetykach z obszaru ENTSO-E instalacje pomiaru synchrofazorów obecne są we wszystkich systemach przesyłowych w różnym zakresie [24]. Również w Polsce instalowane są rejestratory zakłóceń z funkcją obliczania synchrofazorów. Trwają przygotowania do wyboru dostawcy urządzeń i wdrożenia instalacji pilotażowej obejmującej 4 stacje najwyższych napięć. Pomiary pozyskiwane w ramach rozległego systemu pomiarowego WAM (Wide Area Monitoring), dzięki dokładnej synchronizacji czasowej oraz dostępności w centralnym miejscu z opóźnieniem od kilkudziesięciu do kilkuset milisekund, umożliwiają ich wykorzystanie do monitorowania stanu systemu oraz realizacji zaawansowanych funkcji automatyki systemowej. Do wyznaczenia synchrofazorów wykorzystywane są pomiary trójfazowe z przekładników prądowych i napięciowych, przy czym w większości przypadków wykorzystywane są rdzenie pomiarowe tych przekładników. Dzieje się tak dlatego, gdyż większość zastosowań dotyczy monitorowania, gdzie pożądana jest duża dokładność pomiarów zapewniana przez rdzenie pomiarowe przekładników. Wynikiem przetwarzania prądów i napięć są ich 67

68 synchrofazory dla każdej z faz lub/i synchrofazor składowej zgodnej napięci i prądu. Transmisja danych z PMU do centralnych systemów odbywa się przy wykorzystaniu dedykowanych łączy komunikacyjnych zapewniających pożądany poziom bezpieczeństwa danych. Istotnym elementem transmisji jest ustalony, zgodny z normą [17] sposób transmisji, określający zarówno protokół transmisji jak i strukturę danych pakietów. Rozliczne doświadczenia z wdrażania techniki pomiarów synchronicznych, pozyskane w większości krajów europejskich wskazują, że proces ten przebiega w dwóch etapach. W pierwszym etapie pomiary synchrofazorów oraz częstotliwości wykorzystywane są do wizualizacji danych i monitorowania stanu systemu. Pozwala to operatorom systemu na poprawę obserwowalności systemu i wzrost świadomości ewentualnych zagrożeń. Pomiar synchrofazorów w wielu miejscach systemu elektroenergetycznego pozwala na bieżącą analizę zjawisk i podjęcie właściwego działania zapobiegawczego. Narzędzia (oprogramowanie) do wizualizacji jest powszechnie dostępne i pozwala w bardzo atrakcyjnej formie obserwować zarówno mierzone wielkości napięcia i prądu, jak również częstotliwość i szybkość jej zmiany. Na tym etapie wdrożenia systemu WAM możliwe są do realizacji między innymi takie funkcje jak: 1. monitorowanie zmian napięcia i kąta oraz stabilności napięciowej, 2. wyznaczanie temperatury przewodów w linii, z wykorzystaniem pomiaru prądu po obu stronach linii, 3. identyfikacja kołysań częstotliwości w systemie, 4. bieżące obliczanie mocy zwarciowej. Monitorowanie stanu systemu możliwe jest poprzez całościowy obraz sieci przesyłowej z zaznaczonymi miejscami dużego obciążenia objawiającego się dużymi kątami rozchyłu, które prezentowane są zazwyczaj w postaci wykresów biegunowych z wirującymi wektorami napięć. Taki sposób prezentacji odpowiada zjawiskom dynamicznym zachodzącym w systemie i stanowi dużą zmianę w stosunku do prezentacji w stanach ustalonych z wykorzystaniem systemu SCADA. Dokładne pomiary wektorów napięć i prądów na obu końcach linii umożliwiają dokładny pomiar strat w linii i w konsekwencji wyznaczenie rezystancji, która poprzez znaną zależność od temperatury pozwala tę średnią temperaturę linii wyznaczać na bieżąco. Nawet bez uwzględnienia miejsc w linii (przęseł) gdzie temperatura można być wyższa niż wartość średnia temperatury linii, to na tej podstawie można ocenić czy w danych warunkach pogodowych przesyłana moc zapewnia bezpieczną pracę linii oraz ewentualnie oszacować zapas obciążalności tej linii. Znacznie dokładniejsze wyniki, odnoszące się do przęseł krytycznych w linii przesyłowej uzyskać można poprzez wyznaczanie dynamicznej obciążalności linii z wykorzystaniem warunków pogodowych [7]. 68

69 Jednym z zastosowań techniki pomiaru synchrofazorów w sieci przesyłowej jest monitorowanie oscylacji elektromechanicznych. Rozwiązanie takie zostało wdrożone w północnej części połączonego systemu przesyłowego Norwegii i Finlandii charakteryzującego się długimi liniami przesyłowymi, dużą generacją i małym obciążeniem [28]. Dzięki ciągłemu pomiarowi z wykorzystaniem fazorów synchronicznych możliwe było zidentyfikowanie tłumionych oscylacji elektromechanicznych o częstotliwości 0,8 Hz, które ograniczają przesył mocy z Norwegii do Finlandii. Bibliografia [1] Babś A.: Automatyzacja sieci rozdzielczych jako podstawowy element sieci inteligentnych. Automatyka - Elektryka - Zakłócenia nr 2/2013, oraz CIRE - Materiały problemowe [2] Babś A, Madajewski K, Ogryczak T, Noske-S, Widelski G, Pilotażowy projekt-wdrożenia w Energa Operator SA sieci inteligentnej Inteligentny Półwysep, Acta Energetica, Wydanie tematyczne Smart Grid [3] Babś A.: Wybrane zagadnienia z kolokwium Komitetu Zabezpieczeń i Automatyki B5 CIGRE w Nanjing Chiny (23 24 września 2015), Wiadomości Elektrotechniczne nr 6/2016 [4] Babś A.: Smart Grid Hel peninsula pilot project in DSO Energa network ideas and application, konferencja Smart Metering Central and Eastern Europe 2011, Warszawa maja [5] Babś A., Gurzyński J., Świniarski M., Bobrowska M.: Wykorzystanie transmisji radiowej sieci komórkowej do automatyki restytucyjnej sieci średnich napięć. Wiadomości Elektrotechniczne nr 9/2016 [6] Babs A., Weather-based and conductor state measurement methods applied for dynamic line rating forecasting The International Conference on Advanced Power System Automation and Protection, Beijing October 2011 [7] Babs A.: Weather conditions based wide area Dynamic Line Rating system for 110 kv network monitoring and contingency analysis, CIGRÉ Canada Conference, Winnipeg, Manitoba, August 31-September 2, 2015 [8] CEER Benchmarking Report 5.2 on the Continuity of Electricity Supply Data update Ref: C14-EQS February 2015 [9] CIGRE, Paris, Guide for Thermal Rating Calculations of Overhead Lines, Technical Brochure 601, December [10] EN :2012 Overhead electrical lines exceeding AC 1 kv - Part 1: General requirements - Common specifications [11] Floryn J.: Wdrożenie rozproszonego systemu automatyk restytucyjnych typu Self-Healing Grid produkcji Schneider Electric na terenie TAURON Dystrybucja Oddział, Wiadomości Elektrotechniczne nr 3/2016 [12] Goraj M., Lipes L., McGhee J.: IEC GOOSE Over Wimax For Fast Isolation And Restoration Of Faults In Distribution Networks Paper

70 [13] Grabarczyk B.: Obniżanie współczynników SAIDI/SAIFI przy wykorzystaniu innowacyjnego systemu restytucyjnego Self Healing Grid, Wiadomości Elektrotechniczne nr 5/2016 [14] IEEE Std , IEEE Standard for Synchrophasors for Power Systems. [15] IEEE Std C , IEEE Standard for Synchrophasors for Power Systems. [16] IEEE Std C IEEE Standard for Synchrophasor Measurements for Power Systems [17] IEEE Std C , IEEE Standard for Synchrophasor Data Transfer for Power Systems. [18] IEC , IEC , IEC Normy opisujące wspólny model informacji CIM (Common Information Model) i wymianę danych [19] Kajda Ł.: Analiza możliwości rozbudowy obszaru pilotażowego sieci Smart Grid o cztery linie napowietrzne na obszarze ZD Wejherowo, Opracowanie IEn nr OG/78/13. [20] Koncepcja rozwoju automatyzacji sieci SN z uwzględnieniem rozwoju tych sieci w kierunku Sieci Inteligentnych, Opracowanie IEn nr OG/82a/2011, sierpień [21] Kubacki S, Mazierski M.: Poprawa SAIDI i SAIFI: cztery kroki ku niezawodności, Energia Elektryczna nr 5/2013 [22] NASPI 2014 Survey of Synchrophasor System Networks Results and Findings. North American SynchroPhasor Initiative Technical Report July 2015 [23] Neuman P., Sadecky B.: PMU Measurements as Basis of System WAMS in Czech Transmission Power System. Modern Electric Power Systems 2010 Wroclaw, Poland P24 [24] N.S. Sodha, R.K. Tyagi, N. Mishra, S. Shuklaindie: Phasor Measurement Applications in Smart Grid. CIGRE 2012 Paris Session C-212 [25] Opracowanie koncepcji budowy i wdrożenia rozwiązań Smart Grid w sieci ENERGA-OPERATOR SA na Półwyspie Helskim, Opracowanie IEn, grudzień [26] Ordyna P.: Regulacja jakościowa z perspektywy Operatora Systemu Dystrybucyjnego, Kraków, [27] Schroedel O.: Distribution Automation Solutions Impact on System Availability in Distribution Networks, CIRED Frankfurt czerwiec 2011, Paper 1117 [28] Seppänen J. at al: Experiences of Using Wide Area Measurements for Monitoring the Electromechanical Modes in Northern Parts of Finland and Norway, 2015 CIGRÉ Canada Conference, Winnipeg, Manitoba, [29] Smart Grid projects in Europe: lessons learned and current developments. European Commission, Joint Research Centre, Institute for Energy lipiec 2011 [30] Verneau G., Chollot Y., Cumunel P.: Auto-adaptive Fault Passage Indicator with Remote Communication Improves Network Availability, CIRED Frankfurt, 6-9 June 2011 Paper 0245 [31] WANG Hui i wsp., a Fault Detection and Isolation Algorithm for Distribution Systems containing Distributed Generations, Referat nr 1760, konferencja APAP, Pekin, październik [32] Wizja wdrożenia sieci inteligentnej w ENERGA-OPERATOR SA, w perspektywie do 2020 roku, wrzesień

71 Rafał Świstak Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Oczekiwane korzyści z wdrożenia sieci inteligentnych Streszczenie: w referacie dokonano przeglądu potencjalnych korzyści jakie mogą się pojawić w związku z wdrażaniem sieci inteligentnych, a wynikających w szczególności z użytkowania liczników inteligentnych. Ocena korzyści dokonana jest z perspektywy Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD) oraz z uwzględnieniem krajowych obserwacji i doświadczeń instalacji pilotażowych. Słowa kluczowe: sieci inteligentne, liczniki inteligentne Wprowadzenie Sieć inteligentna (Smart Grid - SG) to sieć, która w sposób automatyczny reaguje na zapotrzebowanie w systemie, zachowanie klientów oraz źródeł wytwórczych, dostosowując i optymalizując parametry pracy. Sieć inteligentna umożliwia bardziej efektywne przesyłanie energii elektrycznej, poprawę bezpieczeństwa i niezawodności pracy sieci, szybsze przywracanie energii elektrycznej po wystąpieniu awarii, redukcję kosztów zarządzania siecią dzięki automatyzacji wielu procesów, zmniejszenie szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną, wzrost integracji energetyki rozproszonej, a ostatecznie pozwala osiągnąć niższe koszty energii dla konsumentów. W połączeniu z cyfrowymi (inteligentnymi) licznikami, które zapewniają dwukierunkową komunikację pomiędzy klientami a podmiotami świadczącymi usługi energetyczne, nowoczesne sieci elektroenergetyczne pozwolą klientom efektywnie zarządzać, a przede wszystkim lepiej zrozumieć ich zapotrzebowanie na energię elektryczną, ułatwią integrację OZE oraz zapewnią infrastrukturę ładowania pojazdów elektrycznych. Wdrożenie inteligentnych sieci będzie miało wpływ na różne grupy podmiotów (Operatora Sieci Dystrybucyjnej (OSD), klienci, sprzedawcy, dostawcy innych mediów, samorządy i urzędy centralne). Grupy te pełnią w procesie wdrożenia SG różne cele i dlatego ich oczekiwania są odmienne, a nierzadko sprzeczne. Smart Grid integruje w sposób inteligentny działania wszystkich uczestników procesów, to jest: generacji, dystrybucji/sprzedaży i użytkowania, w celu dostarczania energii elektrycznej w sposób ekonomiczny, trwały i bezpieczny. Konsekwencją wdrożenia idei smart będzie zmiana zasad funkcjonowania rynku energii elektrycznej, w wyniku pojawienia się nowych usług i uczestników lub nowych ról istniejących podmiotów. Poniżej zaprezentowano katalog potencjalnych korzyści, w podziale 71

72 na poszczególnych interesariuszy, przy czym wiele z wymienionych korzyści będzie możliwe do osiągnięcia wyłącznie w przypadku wprowadzenia stosownych regulacji prawnych, taryfowych, standaryzacji, a także reorganizacji funkcjonowania rynku energii elektrycznej. Należy podkreślić, że opłacalność jest też uzależniona od skali wdrożenia SG oraz zależy od skłonności poszczególnych interesariuszy do zaangażowania w dany proces, zarówno pod względem ekonomicznym, jak i zachowawczym (np. zmiana stylu życia klienta). Najistotniejszym zadaniem które będzie realizowane przez OSD jest stworzenie możliwości do osiągania korzyści przez interesariuszy Inteligentnych Sieci poprzez instalację liczników inteligentnych oraz udostępnianie i wymianę informacji pomiarowych. Jednakże to nie do OSD będzie należała decyzja i zaangażowanie pozostałych beneficjentów wdrożeń SG. Zdecydowana większość korzyści może zostać osiągnięta jednak w odległym horyzoncie czasowym. W celu weryfikacji korzyści należy wykonać analizę wdrażania poszczególnych rozwiązań Smart Grid w kraju. Należy przy tym pamiętać, iż Smart Grid to raczej wizja niż konkretne działanie/projekt ze zdefiniowanym końcem. Korzyści OSD 1. Rozpoznanie rzeczywistych charakterystyk poboru energii, np. obciążenia stacji transformatorowych, które mogą zapewnić lepsze planowanie i zarządzanie siecią (np. optymalizacja gospodarki transformatorami). 2. Kontrola napięć w węzłach sieci, a także rozpływu mocy i energii czynnej i biernej. 3. Zarządzanie jakością energii w miejscach dostarczania (uproszczenie i skrócenie postępowań spornych w zakresie jakości energii w zakresie niektórych parametrów jakościowych). 4. Lokalne bilansowanie systemu i efektywne wykorzystanie możliwości dystrybucyjnych sieci poprzez wykorzystanie narzędzi zarządzania popytem. 5. Możliwość ograniczenia negatywnego wpływu niestabilnej generacji rozproszonej. 6. Optymalizowanie inwestycji i poprawa wykorzystania majątku sieciowego poprzez spłaszczanie krzywej obciążenia dzięki wdrożeniu taryf dynamicznych i wykorzystaniu narzędzi zarządzania popytem. 7. Planowanie i ocena efektywności inwestycji (lokalizacja i usuwanie ograniczeń sieciowych). 8. Planowanie remontów unikanie awarii, ograniczanie zasięgu awarii i ograniczanie ich kosztów. 9. Przyspieszone wykrywanie i lokalizacja awarii. 10. Ochrona majątku sieciowego przed kradzieżami. 72

73 11. Uproszczenie procedur przyłączeniowych dla nowych klientów i generacji rozproszonej. Znajomość obciążenia sieci, pozwoli na szybsze podjęcie decyzji o możliwości przyłączenia nowego klienta lub odnawialnych źródeł energii. 12. Redukcja kosztów inkasenckich (odczytu) oraz obniżenie kosztów działań na licznikach. Oszczędność na kosztach realizacji odczytów tradycyjnych oraz pozostałych operacji na licznikach dzięki możliwości przeprowadzenia tych czynności w sposób zdalny. 13. Wzrost efektywności obsługi podmiotów przyłączonych do sieci OSD. Redukcja kosztów obsługi klienta na przyjmowanie zgłoszeń o stanach liczników i obsługi reklamacji w zakresie dotyczącym wykorzystania danych pomiarowych. Uproszczenie procedur i redukcja kosztów zmiany sprzedawcy w zakresie odczytu wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego. Poprawa rzetelności i ograniczenie kosztów weryfikowania generacji potwierdzanej przez OSD. 14. Obniżenie kosztów usług obcych (osiąganie korzyści zależy od modelu biznesowego poszczególnych OSD oraz skali usług obcych). 15. Redukcja strat handlowych nie związanych z kradzieżą (synchronizacja wzajemna pomiarów, obniżenie mocy i prądu bazowego liczników przy zastosowaniu liczników statycznych w miejsce indukcyjnych). 16. Wsparcie procesu wykrywania nielegalnego poboru energii. Wdrożenie Systemu AMI (Advanced Metering Infrastructure, zaawansowane systemy pomiarowe) przyczyni się przede wszystkim do redukcji strat handlowych wskutek możliwości precyzyjnej identyfikacji obszarów sieci, gdzie występuje nielegalny pobór energii lub inne zjawiska generujące wysoki poziom strat sieciowych. 17. Redukcja kosztów energii niedostarczonej (ograniczenie utraconych korzyści poprzez zapobieganie awariom, skrócenie czasu usuwania awarii i przywracania zasilania). Korzyści klienta 1. Informacja o bieżącym zużyciu energii elektrycznej wzrost świadomości klienta i wzmocnienie zachowań na rzecz efektywnego wykorzystania energii i racjonalizacji jej poboru. Przekazywanie informacji o bieżącym zużyciu energii elektrycznej może być realizowane za pośrednictwem sieci Internet (dostęp do portalu WWW lub dedykowane oprogramowanie dla smartfonów i tabletów) lub, w przypadku jej uruchomienia, z wykorzystaniem infrastruktury sieci domowej (ISD). W przypadku 73

74 ISD będzie możliwe przekazywanie informacji w czasie zbliżonym do rzeczywistego. Odniesienie korzyści przez klienta uwarunkowane jest od jego aktywności, wyposażenia oraz systemu rozliczeń sprzedawcy oraz taryfy OSD. 2. Informacja o bieżącej cenie energii loco klient (ujawnienie faktycznej elastyczności cenowej popytu). W przypadku wprowadzenia zmian na rynku energii elektrycznej, jak również zmian formalno-prawnych, możliwe będzie dostarczanie klientom informacji o bieżącej cenie energii, która będzie skorelowana z cenami rynku dnia bieżącego. 3. Rezygnacja z rozliczeń prowadzonych na podstawie prognoz. 4. Możliwość korzystania z personalizowanych ofert sprzedaży energii oraz łatwość i szybkość zmiany taryfy. 5. Aktywacja mechanizmów DSM/DSR (demand side managment/demand side response, zarządzanie stroną popytową). 6. Osiągnięcie korzyści uzależnione jest od zaangażowania klienta w programy DSM, jego wyposażenia technicznego (np. ISD), a także od mechanizmu dystrybucji korzyści. 7. Korzyści z proefektywnościowej zmiany zachowań w formie: redukcji zużycia - korzyść zaistnieje pod warunkiem, że klienci będą korzystać z przekazywanych przez SG informacji i podejmą działania dla zracjonalizowania swojego zużycia (potrzebna jest duża skala do osiągnięcia korzystnych efektów). spłaszczenia krzywej obciążenia - korzyść zaistnieje pod warunkiem aktywnego uczestniczenia klienta w programach zarządzania popytem. 8. Informacja o parametrach jakości dostarczanej energii loco klient (ułatwienie dochodzenia bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych). 9. Powszechna możliwość skorzystania przez klienta z rozliczania w ramach systemu przedpłatowego. 10. Zwiększenie bezpieczeństwa dostaw i poprawa jakości energii elektrycznej, w tym skrócenie czasu przerw. Wzrost obserwowalności sieci i kompleksowa analiza danych dostarczanych przez SG pozwoli na uniknięcie przeciążenia sieci lub utraty jej stabilności prowadzącej do wielkoobszarowych przerw w zasilaniu klientów. 11. Poprawa jakości obsługi, w tym okresu niezbędnego na przyłączenie, a także uproszczenie i przyspieszenie procedury zmiany sprzedawcy. Rozpoznanie lokalnych warunków pracy sieci oraz jej stanu technicznego, 74

75 w niektórych przypadkach może pozwolić na skrócenie okresu niezbędnego dla przyłączenia nowego klienta. Wykorzystanie funkcjonalności odłączenia klienta stycznikiem licznika klasy AMI, w sytuacji kiedy klient np. rozwiązał umowę sprzedaży energii, pozwoli na szybsze podłączenie nowego klienta w tym samym miejscu sieci (np. sprzedaż / zakup mieszkania). 12. Platforma dla usług dodatkowych, w tym nie związanych z systemem elektroenergetycznym. Infrastruktura AMI OSD może pozwolić na świadczenie usług odczytów innych mediów (ograniczenie kosztów odczytu) lub dostarczania informacji niezbędnych do sterowania urządzeniami domowymi (ISD). Korzyść uzależniona od wprowadzenia stosownych regulacji prawnych i taryfowych oraz rozwoju rynku usług np. ESCO (Energy Service Company, przedsiębiorstwo świadczące usługi energetyczne lub dostarczające innych środków poprawy efektywności energetycznej w zakładzie lub w pomieszczeniach użytkownika). 13. Obniżenie rachunków za energię elektryczną, będące następstwem poprawy efektywności inwestycyjnej i operacyjnej OSD i Sprzedawcy. 14. Wzmocnienie pozycji klienta wobec przedsiębiorstw energetycznych, większa możliwość korzystania przez klienta z uprawnień, które mu przysługują. Korzyści Sprzedawcy 1. Rozpoznanie rzeczywistych charakterystyk poboru energii przez klientów (segmentacja klientów i dostosowanie ofert sprzedaży). 2. Poszerzenie oferty produktów (np. usługi prepaid dla wszystkich klientów, usługi DSR). Będzie możliwe zaoferowanie nowych typów taryf oraz usług polegających na np. wsparciu klienta w wyborze najkorzystniejszej dla niego taryfy. Oferta produktów będzie mogła zostać rozszerzona o usługi związane z optymalizacją zużycia energii (w powiązaniu z ISD). 3. Obiektywizacja projektowania planów sprzedażowych. 4. Poprawa jakości prognoz zakupu energii na potrzeby klientów. 5. Optymalizacja zakupów energii na rynku spot i bilansującym. 6. Uproszczenie i przyspieszenie rozliczeń z klientami i obniżenie ryzyka reklamacji faktur. 7. Poprawa efektywności procesu zmiany sprzedawcy. 8. Zmniejszenie kosztów obsługi klienta (np. oszczędności w obsłudze call center). 9. Poprawa płynności rozliczeń z klientami, ograniczenie ryzyka zatorów płatniczych. 75

76 Korzyści Dostawców innych mediów 1. Redukcja kosztów inkasenckich (odczytu) oraz obniżenie kosztów działań na licznikach. 2. Możliwość aktywnego wpływu na zmienność poziomu zapotrzebowania na inne media. Korzyści OSP 1. Podniesienie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. 2. Możliwość aktywnego wpływu na zmienność poziomu obciążenia Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) (obniżenie dynamiki zmienności obciążenia) poprzez wprowadzenie taryf dynamicznych i narzędzi DSM. Stworzenie możliwości świadczenia przez klientów usług systemowych o charakterze interwencyjnym. Ograniczenie konieczności stosowania wyłączeń obszarowych poprzez wykorzystanie sygnału emergency wzrost pewności utrzymania równowagi bilansowej w systemie. Ograniczenie kosztów usługi jakościowej poprzez wprowadzenie konkurencji w jej świadczeniu pomiędzy generacją scentralizowaną, rozproszoną i odbiorem, w formie rynku mocy. Wdrożenie inteligentnego opomiarowania jest otwarciem drogi do możliwości świadczenia usług systemowych, oferowanych OSP w formie zagregowanej. Jest to możliwość wprowadzenia bezpośredniej konkurencji wobec źródeł centralnych, co może pozwolić na zracjonalizowanie kosztów świadczenia tej usługi. 3. Ograniczenie związania majątku wytwórczego w ramach rezerwy wirującej. 4. Odsunięcie w czasie, rezygnacja ze zbędnych inwestycji, w szczególności źródeł szczytowych. 5. Ograniczenie strat technicznych spłaszczenie krzywej obciążenia oraz skrócenie przepływów energii w skutek rozwoju generacji rozproszonej może wpłynąć pozytywnie na redukcję strat technicznych w sieci przesyłowej. 6. Poprawa wykorzystania sieci przesyłowej poprzez zwiększenie kontroli rozpływów mocy i energii czynnej i biernej (mechanizmy dynamicznej oceny obciążalności elementów sieci). Korzyści Regulatora 1. Możliwość szerokiego, elastycznego stosowania taryf dynamicznych i strefowych wzrost efektywności zużycia energii elektrycznej redukcja obciążenia w szczytach poboru zmniejszenie kosztów systemu zwiększenie konkurencyjności na rynku energii. 76

77 2. Ułatwienie procesu zmiany sprzedawcy wzrost konkurencyjności na rynku energii. 3. Zapewnienie powszechności i pewności pomiaru parametrów jakościowych wzrost efektywności regulacji jakościowej poprawa jakości dostawy energii. 4. Uzyskania narzędzia do benchmarkingu poprawa efektywności OSD optymalizacja obciążeń finansowych dla odbiorców i poprawa jakości dostawy energii. Korzyści Samorządów 1. Poprawa jakości lokalnej infrastruktury. 2. Wzrost zadowolenia mieszkańców. Korzyści Państwa Korzyści ogólnogospodarcze 1. Poprawa efektywności zagospodarowania zasobów naturalnych. Zwiększenie udziału OZE w produkcji energii elektrycznej oraz w dalszej przyszłości wprowadzenie magazynów energii elektrycznej i samochodu elektrycznego, a w szczególności zarządzanie tymi elementami, może pozwolić na zwiększenie efektywności wykorzystania zasobów naturalnych. 2. Poprawa konkurencyjności gospodarki. 3. Bardziej optymalne wykorzystanie energii elektrycznej, nowe obszary w których można prowadzić działalność biznesową, ewentualne przychody z nowych usług oraz produkcji infrastruktury AMI oraz innych elementów inteligentnej infrastruktury sieciowej mogą przyczynić się do poprawy konkurencyjności gospodarki. Rozwój nowych, proinnowacyjnych gałęzi gospodarki, w zakresie produkcji i utrzymania źródeł odnawialnych, mikroźródeł nieodnawialnych, magazynów energii oraz infrastruktury ISD. 4. Ograniczenie ryzyka kar ze strony Komisji Europejskiej za: nieuzyskanie udziału OZE wymaganego Dyrektywą 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, nieudostępnianie klientom informacji wymaganych Dyrektywą 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej. 5. Ograniczenie ryzyka black'outu i wynikłych z niego kosztów. 6. Ograniczenie ryzyka kosztów rotacyjnych wyłączeń obszarowych. 77

78 Korzyści ogólnospołeczne 7. Poprawa niezależności energetycznej Państwa bez pogłębiania problemów związanych z wykorzystaniem węgla oraz importem paliw. 8. Podstawa proekologicznej, proefektywnościowej edukacji społeczeństwa. 9. Powstanie nowych miejsc pracy, z zastrzeżeniem, że produkcja infrastruktury AMI, OZE, oraz infrastruktury ISD będzie w dużej skali realizowana na terenie Polski. Należy jednocześnie zaznaczyć, że kosztem redukcji miejsc pracy związanych z odczytem liczników, powstaną nowe miejsca pracy związane z utrzymaniem i rozwojem infrastruktury AMI oraz sieci Smart Grid. Korzyści ekologiczne 10. Redukcja CO 2 ze względu na ograniczenie strat technicznych, upowszechnienie bezemisyjnych źródeł wytwórczych, racjonalizację ruchu brygad w terenie oraz poprawę efektywności wykorzystania energii przez klientów. 11. Redukcja emisji NO x, SO 2 oraz pyłów, przy założeniu, że jednym z efektów wdrożenia AMI będzie większy udział źródeł odnawialnych w produkcji energii elektrycznej. Należy podkreślić, że wiele z tych korzyści odległy horyzont czasowy, a ich osiągnięcie będzie zależało od determinacji OSD, akceptacji społecznej, dostępności i dojrzałości różnego technologii, aspektów prawnych oraz dostępności środków oraz mechanizmów finansowych, które ułatwią wdrożenie wizji Sieci Inteligentnych. Sukces wdrożenia inteligentnych sieci i materializacja oczekiwanych korzyści w głównej mierze zależeć będzie od klientów energii elektrycznej, ich akceptacji i aktywnego zaangażowania. Kluczowym zagadnieniem jest zmiana zachowań klientów w zakresie użytkowania energii elektrycznej. Można tu wyróżnić dwa aspekty: aktywny udział konsumenta w zakresie zarządzania popytem, w tym sterowania odbiorami oraz sieciami domowymi ISD (Infrastruktura Sieci Domowej), zaangażowanie klientów, którzy podejmują się instalowania u siebie źródeł wytwórczych energii. Podsumowanie Chociaż sieć inteligentna jest różnie definiowana w poszczególnych krajach to podstawowe założenie jest spójne system elektroenergetyczny, wykorzystujący technologie informatyczne, w celu integracji uczestników rynku, w tym źródeł wytwórczych i konsumentów energii elektrycznej. W skali ogólnoświatowej wiele podmiotów podejmuje działania w zakresie inteligentnych liczników, sieci 78

79 inteligentnych a nawet miast inteligentnych. Przeprowadzonych zostało wiele analiz kosztów i korzyści w celu udowodnienia, że roll-out jest opłacalny lub nie, ale nawet, gdy analiza kosztów i korzyści daje wynik negatywny istnieje co najmniej jedna bezpośrednia korzyść oszczędność energii dla klienta, a ostateczne decyzje o wdrożeniu inteligentnych liczników (Smart Metering) lub budowie sieci inteligentnych (Smart Grid) wynikają z lokalnych uwarunkowań i regulacji. Tempo wdrożeń i efektywność ekonomiczna tych inwestycji w poszczególnych krajach są bardzo zróżnicowane i uzależnione od regulacji prawnych oraz systemu zachęt ekonomicznych. Bez względu na stopień realizacji i zaangażowanie poszczególnych Państw, regionów i kontynentów w realizację projektów smart w zakresie globalnych działań ukierunkowanych na inteligentne sieci można wskazać wspólny mianownik: inteligentne technologie wymuszają duże zmiany procesowe i organizacyjne w całej branży energetycznej, zmiany te będą ukierunkowane na klienta, wzmacniając jego pozycję wobec sektora energetycznego/ przedsiębiorstw energetycznych. Niniejszy referat powstał w wyniku prac zespołu PTPIREE ds AMI. 79

80 mgr inż. Robert Trzajna APATOR SA Inteligentne opomiarowanie obszarem korzyści dla użytkowników inteligentnej infrastruktury sieciowej Streszczenie: Inteligentne opomiarowanie jest potężnym instrumentem umożliwiającym pozyskanie wielu strategicznych informacji pozwalających zarządzać wieloma sferami naszego współczesnego życia. Publikacja ta ma na celu przedstawić: stan zaawansowania wdrożenia inteligentnego opomiarowania (IO) w Polsce w porównaniu z innymi krajami UE, wymagania techniczne jakie stawiane są przed IO, dalsze możliwości rozwoju IO oraz korzyści płynące z zastosowanych IO dla różnych jego użytkowników. Opracowanie to pozwoli nam uzyskać odpowiedzi na pytania: Czy dziś możemy korzystać z zalet Inteligentnego Opomiarowania oraz co możemy zrobić aby spopularyzować inteligentne opomiarowanie wśród jego użytkowników? Słowa kluczowe: Korzyści dla użytkowników inteligentnego opomiarowania Sytuacja bieżąca Komisja Europejska z obowiązała wszystkie kraje członkowskie Unii Europejskiej do przeprowadzenia analizy kosztów i korzyści wdrożenia systemów AMI. Polska pozytywnie zaopiniowała CBA (Cost Benefit Analysis) rys. 1. Rys. 1 Stan wdrażania inteligentnych liczników energii elektrycznej w państwach członkowskich (stan na lipiec 2013 r.) wyciąg, za Komisją Europejską z Benchmarking smart metering deployment in the EU-27 with a focus on electricity 80

81 Rys. 2 Plany wdrażania inteligentnych liczników energii elektrycznej i wskaźnik wdrożenia u najmniej 80% wszystkich konsumentów do 2020 r. (stan - lipiec 2013 r.), za Komisją Europejską Benchmarking smart metering deployment in the EU-27 with a focus on electricity Według pierwotnego planu Polska zobowiązała się do rozpoczęcia wdrożenia smart meteringu w roku 2012 a zakończeniu w 2020 roku rys. 2. Na dzień dzisiejszy liczniki smart stanowią mniej niż 10% całej populacji wszystkich liczników energii elektrycznej zainstalowanych przez OSD. Niektóre kraje Unii Europejskiej takie jak Szwecja, Włochy, zakończyły wdrożenie pierwszej generacji liczników smart i przystąpiły do wdrażania drugiej generacji inteligentnych systemów pomiarowych. W Polsce sytuacja jest zgoła odmienna. Pomimo deklaracji wdrożenia 80% wszystkich liczników smart do końca 2020 roku do dnia dzisiejszego nie ma oficjalnego harmonogramu wdrożenia inteligentnego systemu opomiarowania. Brak decyzji o przystąpieniu do wdrożenia smart meteringu na masową skalę sprawia, że zadeklarowana data zakończenia wdrożenia w 2020 roku jest nierealna. Najbardziej realnym terminem wdrożenia smart meteringu w zakładanej ilości 80% jest możliwa dopiero w 2025/26 roku przy założeniu, że bezzwłocznie zostanie podjęta decyzja o przystąpieniu do masowej instalacji. Największe instalacje liczników smart w Polsce zostały zainstalowane w Koncernie Energa (PLC PRIME), Tauronie (PLC OSGP) i PKP Energetyka (GSM). 81

82 Zastosowane rozwiązania Jednym z głównych celów wdrożenia inteligentnego opomiarowania jest zainteresowanie klienta korzyściami, jakie daje nam smart metering. Pierwsze urządzenia pomiarowe zainstalowane w gospodarstwach domowych w pierwszych instalacjach pilotażowych nie posiadały zbyt wielu funkcji AMI. Pierwotnie Komisja Europejska wymagała, aby konsumentów obciążać kosztami rzeczywistego zużycia energii elektrycznej (a nie szacunkami, jak jest to praktykowane obecnie). Do spełnienia powyższych wymogów wystarczyłby odczyt AMR lub zwiększenie częstotliwości ręcznych odczytów obecnie zainstalowanych urządzeń pomiarowych. Czy takim rozwiązaniem zainteresujemy konsumentów w dobie łatwego dostępu do internetu i informacji? Zdecydowanie nie. Komisja Europejska zaproponowała 10 funkcjonalności jakie powinno posiadać AMI zgodnie z rekomendacją 201/148/EU, M441EU z podziałem na konsumentów (rys. 3), operatorów pomiarów, biznesowe aspekty dostawcy, bezpieczeństwo i prywatność i generacji rozproszonej. Rys. 3 Rekomendacja 201/148/EU, M441EU z podziałem na konsumentów Producenci inteligentnych układów pomiarowych przy współpracy z Operatorami Systemów Dystrybucyjnych zastosowali urządzenia pomiarowe posiadające znacznie więcej funkcji, niż urządzenia zdolne do zdalnego odczytu (AMR). Wśród nich możemy wymienić, np.: 82

83 1. pomiar wybranych wielkości fizycznych takich jak: energia czynna, bierna, moce maksymalne, długość przerw w dostawach, poziom napięcia i prądu, 2. możliwość zapamiętywania agregowanych danych w zadanych interwałach czasowych, 3. możliwość transmisji danych z zadaną częstotliwością, 4. możliwość wykrywania prób włamań (ingerencji) do urządzenia pomiarowego, 5. możliwość zdalnego odłączenia danego odbiorcy, 6. możliwość zdalnej wymiany pliku taryfowego, Rys. 3 Liczniki smart EMU 1 i EMU 3 - wielotaryfowymi, licznikami energii elektrycznej, służącymi do bezpośredniego pomiaru czynnej i biernej energii elektrycznej w sieciach prądu przemiennego 7. możliwość zmiany trybu pracy licznika (np. przełączenie w tryb licznika przedpłatowego), 8. możliwość zdalnej aktualizacji oprogramowania urządzenia pomiarowego. Polskie wymagania stawiane przed inteligentnym opomiarowanie proponowanym przez PTPiREE, KIGEiT i URE są ostrzejsze i bardziej przyszłościowe niż w większości krajów UE. Obecnie dostępne na polskim rynku układy pomiarowe mogą zaoferować o wiele więcej (rys. 3 i rys. 4). Umożliwiają pomiar parametrów jakościowych energii elektrycznej zgodny z Wzorcową Specyfikacją Techniczna (WST)/PTPiREE i WST/KIGEiT oraz rekomendacjami AGH. Umożliwiają pomiar prądu w przewodzie neutralnym zgodny z ostatnią polską specyfikacją Wymagań Technicznych i Eksploatacyjnych (WTE) zaproponowaną przez KIGEiT. Rys. 4 OTUS 1 i OTUS 3 - wielofunkcyjne liczniki smart energii elektrycznej do zastosowania w sieci jednofazowej lub sieci trójfazowej Zapewniają dokładność i stabilność pomiaru niezależnie od charakterystyki odbiorników energii elektrycznej. Gwarantują wsparcie dla zarządzania stroną popytową DSM/DSR (DSM mechanizm oparty na redukcji zużycia energii poprzez zarządzanie stroną popytową, DSR 83

84 mechanizm oparty na systemowej redukcji zużycia energii elektrycznej). Umożliwiają powiadomienie OSD o braku zasilania, przepaleniu bezpiecznika oraz prób kradzieży. Rozwój nowych technologii komunikacyjnych pozwala na zastosowanie bardzo wielu kanałów komunikacyjnych do przekazywania danych pomiarowych. Obecnie oferowane urządzenia pomiarowe zapewniają komunikację z systemem AMI wykorzystując technologię PLC (PRIME,G3, IoT, OSGP), GSM/3G/LTE, LTE cat. M1. To nie wszystkie zalety jakie oferują inteligentne układy pomiarowe. Systemy smart metering (rys. 5) umożliwiają również: 1. zdalny odczyt zużycia prądu oraz ciepła, gazu i wody, 2. przesyłanie informacji na temat zużycia energii elektrycznej do sieci domowej, 3. realizację zaawansowanych funkcji prepaid, 4. efektywne wykorzystywanie ofert taryfowych. Rys. 5 Schemat współdziałania licznika energii elektrycznej z innymi inteligentnymi urządzeniami pomiarowymi (np. wody, ciepła i gazu). Inteligentne opomiarowanie wykorzystuje różne kanały transmisyjne w celu zapewnienia przesłania danych pomiędzy urządzeniami pomiarowymi różnych mediów. W tym celu najważniejsze jest zapewnienie bezpieczeństwa przesyłania danych pomiarowych zawierających dane wrażliwe takie jak numer PPE, zużycie energii profil energii, moc chwilowa. Producenci inteligentnych urządzeń pomiarowych kładą bardzo duży naciska na zapewnienie bezpieczeństwa pozyskania, przesyłania i zarządzania danymi pomiarowymi poprzez zastosowania nowoczesnych algorytmów autoryzacji i szyfrowania. Wybrane przykłady Po zapoznaniu się z zaletami inteligentnego opomiarowania możemy zastanowić się jakie funkcje mogą znaleźć zastosowanie w praktyce. Koncern Energa zadał pytanie swoim klientom, którzy posiadają dostęp do danych pomiarowych z inteligentnych 84

85 układów pomiarowych: Jakie korzyści z zainstalowania licznika umożliwiającego automatyczny odczyt Pan dostrzega? Rys. 6 Wyniki ankiety przeprowadzonej przez Energa -Operator SA Z opublikowanych wyników (rys. 6) możemy wywnioskować, że klientom głównie zależy na aspektach finansowych takich jak: niższa opłata abonamentowa, rachunki oparte o rzeczywiste zużycie prądu, możliwość wprowadzenia nowych oszczędnych taryf. z drugiej strony klienci zwracają również uwagę na zalety funkcjonalne i techniczne takie jak: szybsza zmiana sprzedawcy prądu, lepsza jakość prądu (stabilność napięcia). Z perspektywy OSD, wdrożenie inteligentnych sieci przyniesie m.in.: 1. poprawa efektywności pracy sieci (ograniczenie strat sieciowych) straty sieciowe, 2. poprawa jakości dostaw energii elektrycznej w tym ograniczenie ilości i czasu trwania przerw w dostawie energii elektrycznej, 3. efektywniejsze wykorzystanie istniejącej infrastruktury sieciowej w tym zwiększenie możliwości przyłączania OZE, 4. możliwość uzyskania dokładniejszych wyliczeń dotyczących zapotrzebowania na energię 5. poprawę efektywności operacyjnej. 85

86 Wdrożenie sieci inteligentnych wiąże się z szeregiem korzyści dla odbiorców energii, m.in.: 1. powstaniem nowoczesnych i dostosowanych do potrzeb odbiorcy usług w zakresie dostaw energii elektrycznej, w tym nowych, dynamicznych taryf, 2. umożliwieniem dwustronnej komunikacji między odbiorcą energii a jej dostawcą, 3. możliwością optymalizowania użytkowania energii w zależności od indywidualnych potrzeb, 4. możliwością szybkiej zmiany przez odbiorcę dostawcy energii, 5. większą jakością i pewnością dostaw energii obecne wskaźniki długości i częstotliwości przerw w dostawach energii są w Polsce wielokrotnie wyższe niż w większości innych państw Unii Europejskiej, 6. fakturami wystawianymi za rzeczywiste zużycie energii, a nie na podstawie prognoz, 7. brakiem konieczności wizyt inkasentów, 8. ułatwionym dostępem do danych pomiarowych, m.in. za pośrednictwem specjalnego portalu internetowego, 9. możliwością przyłączenia do sieci własnych mikroźródeł energii (np. przydomowych elektrowni wiatrowych czy urządzeń mikrokogeneracyjnych), i tym samym produkcji energii na potrzeby własne. Ostatni punkt jest warunkiem rozwoju tzw. energetyki prosumenckiej, czyli takiej, w której świadomy konsument energii staje się jej producentem dzięki możliwości wytwarzania energii na potrzeby własne w mikroźródłach (np. za pomocą przydomowych elektrowni wiatrowych, paneli słonecznych czy ogniw fotowoltaicznych). W dobie współczesnej globalizacji powinniśmy również pamiętać o globalnych korzyściach jakie daje nam wdrożenie inteligentnego opomiarowania. Globalny dostęp do danych pomiarowych ułatwia nam upowszechnienie nowych rozproszonych technologii wytwarzania i magazynowania energii elektrycznej. Umożliwia nam wdrożenie mechanizmów zarządzania przepływami w sieci i zarządzania jej pracą i rozwojem. W tym celu dla uzyskania oczekiwanych efektów ekonomicznych wdrożenia infrastruktury AMI istotne jest wykorzystanie informacji pomiarowej nie tylko do prowadzenia rozliczeń ale przede wszystkim do zarządzania pracą urządzeń pozostających w obrębie Strefy Domowej. 86

87 Podsumowanie Niestety w chwili obecnej nie możemy korzystać z zalet inteligentnego opomiarowania. Na dzień dzisiejszy nie istnieje oficjalny i zatwierdzony harmonogram wdrożenia systemów inteligentnego opomiarowania w Polsce. Zakładając, że polskie koncerny energetyczne przystąpią do intensywnego wdrożenia układów pomiarowych inteligentnego opomiarowania w roku 2019, to zakończenie wdrożenia AMI (80% wszystkich liczników smart) może zakończyć się najszybciej w roku. Tam gdzie wdrożono AMI nikt nie interesuje się natychmiastowym zaoferowaniem korzyści z nowego licznika smart dla odbiorcy. Tylko ogólnokrajowa standaryzacja interfejsu do HAN - Home Area Network pozwoli na uruchomienie usług/ korzyści dla odbiorcy, które muszą być wdrażane natychmiast po instalacji. Polscy dystrybutorzy energii elektrycznej nie współpracują z producentami urządzeń pomiarowych tak jak w Hiszpanii Francji czy Anglii. Brak interoperacyjności i wymienności w ramach wdrożonych już pilotów w skali kraju. Nadal oficjalnie nie zatwierdzono wspólnych wymagań technicznych AMI dla Polski, choć są one gotowe (WRE-WST, WTE). Brakuje rekomendacji dla wybranych otwartych technologii odczyt urządzeń pomiarowych dla Polski. Najlepszym rozwiązaniem byłby mix technologii komunikacyjnych. Podstawową technologią komunikacyjną powinien być otwarty standard PLC lub otwarta technologia radiowa wraz z jednakowym standardem komunikacji i wymiany danych z HAN. Nie ma regulacji prawnych dotyczących dopuszczenia nowych graczy na rynku energii (Narodowy Operator Pomiarów, niezależni agregatorzy popytu, podmiot odpowiedzialny za bilansowanie na wszystkich poziomach napięciach BRP, niezależne firmy ESCO). Odbiorcy nie będą mieli korzyści z liczników smart dopóki nie powstaną nowe taryfy dynamiczne, które dadzą klientom możliwość efektywnego gospodarowania energią. Obecnie dominuje eksponowanie zagrożeń i ryzyk jakie niesie za sobą zdalne przekazywanie informacji wrażliwych. Brakuje edukacji społecznej dotyczącej wdrożenia smart metering. Odbiorcy nie zdają sobie sprawy, jakie korzyści mogliby uzyskać dzięki licznikom smart. Trzeba wywołać zainteresowanie samych odbiorców smart meteringiem. Niezbędna jest kampania finansowana przez Państwo na rzecz inteligentnych sieci, eksponująca korzyści dla odbiorców i prosumentów. Tylko natychmiastowe działania wszystkich zainteresowanych podmiotów odpowiedzialnych za wdrożenie inteligentnego opomiarowania pozwoli na szybkie urealnienie korzyści jakie daje smart metering dla wszystkich użytkowników inteligentnej infrastruktury sieciowej. 87

88 Szymon Kowalski i Damian Różycki TAURON Polska Energia S.A., Obszar Badań i Innowacji Tomasz Rodziewicz TAURON Dystrybucja S.A. Strategiczna Agenda Badawcza jako mapa drogowa dla wdrożenia inteligentnych sieci energetycznych w Grupie TAURON Streszczenie: sieć inteligentna (ang. smart grid) jest definiowana na tyle różnych sposobów i w różnym kontekście, że nie sposób wybrać jeden właściwy lub uniwersalny. Charakterystyczne we wszystkich definicjach jest to, że przypisuje się ważne role i zadania sieciom, w których działania wszystkich uczestników oraz procesów generacji, transmisji, dystrybucji i użytkowania energii są integrowane w sposób inteligentny. Skoro definicji inteligentnych sieci jest wiele to jak należy ją zastosować. Jest to trudne pytanie i każde z przedsiębiorstw energetycznych musi samo sobie na nie odpowiedzieć. Grupa TAURON jest największym dystrybutorem energii elektrycznej w Polsce i również jak pozostałe spółki próbuje wypracować swoją definicję tego pojęcia. Wyrazem tych poszukiwań jest przygotowanie dokumentu Strategicznej Agendy Badawczej, która wskazuje co naszym zdaniem należy przez to pojęcie rozumieć i jakie działania należy podjąć aby można było powiedzieć, że sieć, którą zarządzamy jest inteligentna. W poniższym artykule pragniemy pokazać kilka projektów, które naszym zdaniem realizują zadanie związane z budową inteligentnej sieci. Słowa kluczowe: Inteligentna sieć, Strategiczna Agenda Badawcza, Cyfryzacja Trendy kształtujące rynek energii elektrycznej i wpływające na potrzebę budowy inteligentnej sieci Zmiany na rynku energii zachodzące w Polsce wpisują się w ogólne trendy obecne na świecie i w Unii Europejskiej. Trendy te to przed wszystkim: 1. zmiana podejścia do ochrony klimatu i środowiska, czyli wzrost wymogów środowiskowych w zakresie wytwarzania energii, redukcji emisji, gospodarki cyrkularnej, rezygnacji ze składowania odpadów itp.; 2. rozwój technologii odnawialnych źródeł energii, w szczególności źródeł wiatrowych, fotowoltaiki, czy małych źródeł rozproszonych itp.; 3. zmiana dominującego znaczenia paliw kopalnych, czyli postępująca dekarbonizacja; 4. poprawa efektywności energetycznej poprzez spadającą energochłonność gospodarki, ograniczenie energochłonności w przemyśle i budownictwie; 5. wzrost świadomości i decyzyjności odbiorców energii działania proefektywnościowe, zarządzenie energią; 88

89 6. rozwój nowych technologii smart cyfryzacja, Internet Rzeczy; 7. zmiana roli tradycyjnych przedsiębiorstw energetycznych prosumenci, klastry, odejście od wielkoskalowej produkcji energii itp. Dlatego przed sektorem energetycznym stoi wiele wyzwań, które powinny przyczynić się do zmiany dotychczasowego sposobu funkcjonowania uczestników rynku, wpływając na zmianę ról, modeli biznesowych oraz procesów. Wyzwania te to przede wszystkim: 1. wzrost obciążenia szczytowego oraz zapotrzebowania na energię elektryczną; 2. integracja rosnącej liczby przyłączonych do sieci rozproszonych źródeł wytwórczych o zmiennym charakterze pracy; 3. nowe zmieniające się charakterystyki korzystania z energii elektrycznej (zwiększenie udziału pojazdów elektrycznych, inicjatywy wzmacniające aktywność konsumentów, reakcja strony popytowej DSR); 4. ewolucja rynków energii i nowe segmenty usług pomocniczych z tendencją do działania coraz bliżej czasu rzeczywistego; 5. zmiany regulacyjne i silne oczekiwania organów regulacyjnych, wspierające promowanie zrównoważonych, bezpiecznych, niezawodnych i konkurencyjnych dostaw energii; 6. rozwój technologiczny i innowacje, które otwierają nowe możliwości biznesowe, jak i stanowią ograniczenia dla różnych podmiotów i interesariuszy, 7. wzrost oczekiwań klientów w zakresie niezawodności i jakości zasilania, 8. rozwój nowych produktów, w tym nowych usług, z których korzystają odbiorcy końcowi 89

90 Rys. 1 Za: EURELECTRIC 10 Steps to Smart Grids Wymienione trendy sprawiają, że sektor energii elektrycznej po okresie względnej stabilizacji w ostatnich kilkunastu latach podlega bardzo dynamicznym zmianom. Zwłaszcza w ostatniej dekadzie coraz wyraźniejsze są kierunki związane z odchodzeniem od tradycyjnego modelu rynku energii na rzecz energetyki rozproszonej (rys. 1). W Polsce trend ten rozwija się nieco wolniej niż w Europie Zachodniej jednak i nad Wisłą coraz istotniejszą rolę odgrywają również odnawialne źródła energii. Dodatkowo ustawa z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (tj. Dz.U poz. 1148) wprowadzając zapisy propagujące idę klastrów energetycznych pokazała olbrzymie zainteresowanie takimi rozwiązaniami. Rozwój klastrów/ mikrosieci i źródeł OZE połączony ze wzrostem ich dostępności (nowe technologie dot. zarządzania i stabilizacji), wciąż spadającymi kosztami technologii jak również propagowanie idei energetyki rozproszonej powodują, że na rynku energii istotną rolę zaczynają odgrywać odbiorcy energii, którzy z biernych odbiorców stają się tzw. prosumentami. Przy wzroście dostępności technologii wytwarzania energii oraz wspierających ją regulacjach prosumenci skutecznie będą mogli konkurować z energetyką tradycyjną. Jednak zmiana roli odbiorcy na rynku energii to nie tylko zmiana postawy w zakresie wytwarzania energii, to także zmiana postawy w jej konsumpcji. Dzisiaj odbiorca jest coraz bardziej świadomy tego w jaki sposób zużywa energie co powoduje, że częściej inwestuje własne środki w obniżenie konsumpcji jak również staje się podmiotem, który może świadczyć dla energetyki nowe usługi w zakresie np. redukcji zapotrzebowania na energię czyli DSR (Demand Side 90

91 Response). Dodatkowym bardzo istotnym czynnikiem wpływającym na zmiany zachodzące na rynku energii jest intensywny postęp technologiczny w dziedzinie informatyzacji i cyfryzacji. Dzięki szybko postępującej cyfryzacji w prowadzonej przez przedsiębiorstwa energetyczne działalności możliwa jest z jednej strony integracja nowych podmiotów wchodzących na rynek energii (OZE, prosumenci), a z drugiej strony poprawa jakości świadczonych usług, czy kreowania nowych takich jak np. zarządzanie energią, magazynowanie energii czy rozwój elektromobilności. Te wszystkie zmiany zachodzące na rynku energii wymuszają na przedsiębiorstwach energetycznych inwestycje w nowe rozwiązania technologiczne dzięki, którym będzie można zachować stabilizację dostaw energii i rozwój nowych źródeł jej wytwarzania. Powoduje to, że infrastruktura, którą dysponują przedsiębiorstwa energetyczne musi zacząć odgrywać oprócz tej podstawowej roli jaką jest dostarczanie energii również dodatkową i w przyszłości stać się swego rodzaju platformą do kreowania nowych usług. Temu celowi służyć ma budowa inteligentnej sieci elektroenergetycznej, która będzie oparta na pełnej cyfryzacji, a w przyszłości stanie się nieodłączną część systemu, którego dzisiaj nazywamy Internetem Rzeczy. Obecnie obserwujemy postępującą cyfryzację wszystkich aspektów naszego życia, w szczególności otaczających nas urządzeń co powoduje, że niezbędny jest rozwój narzędzi, które pozwolą na ich pełne wzajemne skomunikowanie.. Dlatego bardzo ważna jest tzw. cyfryzacja sieci elektroenergetycznych, którą rozumiemy jako wykorzystanie zaawansowanych technologii informatyczno-telekomunikacyjnych, do przesyłania wszelkich informacji o charakterze technicznym (dane pomiarowe, sygnały sterujące, itp.). Efektem końcowym takiej cyfryzacji będzie powstanie zintegrowanych systemów zarządzania procesami we wszystkich obszarach działalności, które umożliwią wzrost efektywności i konkurencyjności, a także zamieni dotychczasowych klientów na partnerów biznesowych. Wszystkie te czynniki sprawiają, że budowa inteligentnej sieci, która jest w stanie zasymilować rosnącą liczbę OZE, prosumentów czy zarządzać dużymi odbiorami energii jak w przypadku samochodów elektrycznych, wymagać będzie od przedsiębiorstw energetycznych podjęcia szeregu działań, do których z pewnością zaliczyć trzeba działalność badawczo-rozwojową. Taka działalność wymaga jednak ustrukturyzowania, tak aby można było dojść do stanu, w którym będziemy mogli powiedzieć, że inteligentna sieć jest w pełni funkcjonalna i realizuje postawione przez nią zadania. Strategiczna Agenda Badawcza (SAB) jako mapa drogowa dla budowy inteligentnej sieci dla Grupy TAURON Grupa TAURON przygotowała dokument o nazwie Strategiczna Agenda Badawcza Grupy TAURON (dalej SAB), który wyznacza ogólne kierunki prac badawczo- 91

92 rozwojowych, w ramach czterech portfeli badawczych: 1. Klient i jego potrzeby; 2. Inteligentne Usługi Sieciowe; 3. Energetyka Rozproszona; 4. Niskoemisyjne technologie wytwarzania energii. W artykule omówione zostaną przykłady projektów, które wchodzą w zakres merytoryczny portfela badawczego Inteligentne Usługi Sieciowe. To w tym portfelu zostały wskazane działania, które należy podjęć aby można było mówić m.in. o budowie inteligentnej sieci dystrybucyjnej energii elektrycznej lub ciepłowniczej. Portfel Inteligentne Usługi Sieciowe skupia się na realizacji dwóch głównych założeń. Pierwsze z nich to realizacja projektów badawczo-rozwojowych nakierowanych na rozwój działalności, w zakresie dostarczania energii (elektrycznej lub ciepła), w tym w szczególności na rozwój inteligentnej infrastruktury sieciowej. Drugie to kreowanie nowych usług i funkcjonalności na bazie posiadanej infrastruktury oraz wiedzy i doświadczeń. Rozwój bieżącej działalności to przede wszystkim działania związane z poprawą niezawodności dostaw oraz jakości energii elektrycznej ciepła, poprzez rozwój nowoczesnych rozwiązań w obszarze diagnostyki, automatyzacji i cyfryzacji procesów zarządczych. Ponadto wskazane są wyzwania towarzyszące zmianom zachodzącym na rynku energii, związanymi z intensywnym rozwojem generacji rozproszonej i koniecznością jej integracji z siecią. Realizacja drugiego założenia opiera się na doświadczeniu w obsłudze inteligentnej infrastruktury powiązanej obsługą infrastruktury komunikacyjnej (np. infrastruktury światłowodowej) dzięki czemu łatwiej jest świadczyć usługi w zakresie inteligentnych budynków, inteligentnych miast, czy usług związanych z zarządzaniem energią. Przedstawione powyżej założenia realizowane są w ramach trzech celów rozwojowych: 1. Rozwoju Inteligentnej Infrastruktury Sieciowej; 2. Zarządzanie Inteligentną infrastrukturą sieciową; 3. Nowe biznesy na bazie inteligentnej infrastruktury sieciowej. Pierwszy z tych celów przewiduje prowadzenie projektów B+R, które dążą do uzyskania maksymalnego poziomu funkcjonalności rozwiązań łączących inteligentne opomiarowanie z technologiami komunikacyjnymi i umożliwiającymi wykorzystanie danych pomiarowych do podwyższenia skuteczności prowadzenia ruchu sieci. Dodatkowo prowadzone projekty powinny realizować zadania zapewnianiające pełną 92

93 automatyzację operatywności sieci i obsługi wszelkiego rodzaju awarii. Należy mieć również na uwadze, że automatyzacja pracy sieci i rozwój inteligentnych form pomiaru wiąże się z zbieraniem i przesyłaniem dużej ilości danych. Stąd zaplanowane są projekty, które takiej inteligentnej sieci zapewnią bezpieczeństwo danych pomiarowych oraz zabezpieczą infrastrukturę pomiarową przed cyberatakami. Drugi z celów dotyczy zarządzanie inteligentną infrastrukturą sieciową i przewiduje realizację projektów badawczo-rozwojowych, które będą dążyć do maksymalizacji niezawodności dostarczania energii elektrycznej i ciepła oraz wzrostu jej jakości przy jednoczesnym zachowaniu efektywności ekonomicznej podejmowanych działań. Chcemy tutaj wprowadzić inteligencję w systemach aktywnego monitorowania stanu sieci i diagnostyki. Chcielibyśmy uruchomić projekty związane z nadmiarowym wprowadzeniem do sieci energii elektrycznej z rozproszonych źródeł energii, jak również nadmiarowymi odbiorami, które pojawią się w sytuacji intensywnego przyrostu pojazdów elektrycznych. Trzeci z celów nawiązuje do rozwoju nowych usług na bazie inteligentnej infrastruktury sieciowej. Inteligentna infrastruktura sieciowa jest tutaj pojmowana jako baza do podjęcia próby wykorzystania tej infrastruktury do innych celów niż te związane z dostarczeniem energii elektrycznej. W ramach prowadzonych projektów będziemy dążyć do wykorzystania wiedzy i zasobów posiadanych w całej Grupie TAURON, nie tylko bezpośrednio w ramach spółki dystrybucyjnej. Dlatego realizowane tutaj projekty powinny pomóc nam rozwinąć i zintegrować nowe technologie w obszarze AMI i stworzyć warunki do aktywizacji odbiorców/prosumentów poprzez rozwój cyfrowych narzędzi do zarządzania energią elektryczną i ciepłem. Chcemy rozwijać produkty i usług na bazie IoT (Internetu Rzeczy) oraz wspierać rozwój systemów magazynowania energii. Taki podział portfela Inteligentne Usługi Sieciowe pozwala na precyzyjne określenie zakresu prac badawczo-rozwojowych prowadzonych w ramach Grupy TAURON, dzięki czemu możliwe będzie skoncentrowanie działań na projektach, które pozwolą na pełną realizację założonych celów. Projekty badawczo-rozwojowe realizowane w grupie TAURON realizujące założenia SAB dotyczące rozwoju inteligentnej sieci SAB to nie jest jedynie kolejna strategia i dokument, który będzie odłożony na półkę. Grupa TAURON poważnie podchodzi do realizacji założeń zawartych w tym dokumencie. Już dzisiaj w ramach portfela uruchomionych jest ponad 10 projektów badawczo-rozwojowych, które realizują zawarte tam założenia. Część z tych projektów bezpośrednio dotyczą tematyki związanej z budową inteligentnej sieci. Sieć inteligentna (ang. smart grid) jest definiowana na tyle różnych sposobów i w różnym kontekście, że nie sposób wybrać jeden właściwy lub uniwersalny. 93

94 Charakterystyczne we wszystkich definicjach jest to, że przypisuje się ważne role i zadania sieciom, w których działania wszystkich uczestników oraz procesów generacji, transmisji, dystrybucji i użytkowania energii są integrowane w sposób inteligentny. W tym kontekście TAURON traktuje pojęcie inteligencji w sieciach dystrybucyjnych w sposób przedmiotowy, świadomie ujmując cech podmiotowości na rzecz chęci uzyskiwania efektów (najlepiej mierzalnych) zamiast pielęgnowania idei wprowadzania inteligencji do sieci jako takiej. Inteligencja sieci oznacza zdolność uczenia się i przyjmowania innowacji korzystając z infrastruktury cyfrowej i technologii komunikacyjnych przy wysokim poziomie sprawności zarządzania w celu dostarczania energii elektrycznej w sposób ekonomiczny, trwały i bezpieczny. Poszczególne elementy składowe muszą zatem same w sobie podlegać transformacji technologicznej. z perspektywy sieci dystrybucyjnej to sieć elektroenergetyczna wyposażona w automatykę, urządzenia pomiarowe, komunikacyjne i narzędzia IT, integrująca i stymulująca wszystkich użytkowników tej sieci do jej użytkowania w sposób efektywny z zachowaniem jakości i bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. z perspektywy klienta to sieć która umożliwia korzystanie z różnych usług, a z perspektywy wytwórcy energii, szczególnie posiadającego rozproszone źródła odnawialne, taka sieć powinna umożliwiać efektywne wykorzystanie generowanej energii. Podstawowymi cechami infrastruktury smart jest możliwość zdalnego sterowania i automatycznego dostosowania się sieci do warunków operacyjnych oraz oferowanie możliwości komunikacji (najlepiej dwukierunkowej), jak również możliwość włączenia w cyfrowy obwód sterowania. Fundamentem sieci inteligentnej są systemy pomiarowe, zgodnie z ideą, że wartość stanowi sprawdzona i pewna informacja. Samo pozyskanie danych jest elementem wstępnym, choć w przypadku złożonych systemów pomiarowych (składających się z bardzo licznych punktów pomiarowych) w połączeniu z niekorzystnymi okolicznościami samo w sobie może być sporym wyzwaniem technicznym i organizacyjnym. W zakresie opomiarowania odbiorców końcowych (AMI) i zbierania danych z liczników inteligentnych większość rozwiązań wdrażanych w krajach europejskich wykorzystuje technologię komunikacji PLC. Jako uzupełnienie lub alternatywne rozwiązanie wykorzystywana jest komunikacja po GPRS i drogą radiową (na przykład niektóre wdrożenia na obszarze Wielkiej Brytania) lub na przykładzie Holandii, gdzie warstwa komunikacyjna wykorzystywała dostęp szerokopasmowy do gospodarstwa domowego (kabel/adsl). Najczęściej to Operator Systemu Dystrybucyjnego (OSD), jako właściciel liczników inteligentnych decyduje o przyjętej koncepcji dotyczącej sposobu wdrożenia systemów AMI. We wrześniu 2014 r. TAURON Dystrybucja podpisał umowę na wdrożenie Systemu AMI obejmującego instalację ponad 330 tysięcy 94

95 inteligentnych liczników na terenie miasta Wrocław. Dzisiaj to wdrożenie jest zakończone osiągnięto bardzo dobry poziom interoperacyjności i stabilności odczytu liczników zainstalowanych u klientów końcowych względem koncentratora. Jesienią 2016 roku projekt AMIPlus Smart City Wrocław otrzymał podczas największej konferencji o tematyce Smart Grid, Smart Metering i Smart Home w Europie European Utiity Week w Barcelonie nagrodę Best Interoperability Performance Award. Projekt został nagrodzony między innymi za staranną realizację, pozwalającą uzyskiwać współczynniki skuteczności odczytów na poziomie 99,5 proc. podczas gdy liczniki te są w pełni interoperacyjne, zarówno w obszarze komunikacji jak i modelu danych. Komunikacja odbywa się w technologii PLC według standardu OSGP, a wypracowane rozwiązania umożliwiają równoległą pracę liczników kilku producentów (w tym przypadku firm Apator i NES) w tej samej, uprzednio skonfigurowanej sieci komunikacyjnej. Nagroda przyznana firmie TAURON Dystrybucja jest oceną dokonaną przez OSGP Alliance, które zrzesza Operatorów Systemów Dystrybucyjnych posiadających rozwiązania AMI zgodne ze standardem OSGP, jak również producentów urządzeń AMI. Osiągnięte rezultaty bardzo cieszą, zwłaszcza że zostały zauważone wśród europejskich środowisk branżowych. Nie spowodowało to jednak, że ten rodzaj infrastruktury sieciowej nabrał wystarczający poziom inteligencji jaki wielu by oczekiwało. Najbardziej pojemne definicje systemów zaawansowanej infrastruktury pomiarowej (ang. AMI) zawierające urządzenia pomiarowe tj. setki tysięcy liczników, sieci, systemy komputerowe, protokoły komunikacyjne łączą się nieodłącznie z procesami organizacyjnymi, które nimi zarządzają lub wspierają. Owe procesy organizacyjne są elementem realizacji czynności związanych z pozyskiwaniem danych, ponieważ to one w głównej mierze przekładają się na sposób wykorzystania tego co można ogólnie określić jako zbiory kompletnej infrastruktury pomiarowej. Poniżej przedstawimy dwa projekty, które pokazują przykłady realizacji idei inteligentnych sieci. Oba projekty są aktualnie realizowane w ramach pierwszego konkursu Programu Badawczego Sektora Elektroenergetycznego przygotowanego przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju. Projekt MDM - Platforma zarządzania danymi z zaawansowanej infrastruktury pomiarowej Nowy projekt badawczo-rozwojowy o akronimie MDM jest bezpośrednim przykładem realizacji idei Smart Grid przez Grupę TAURON. Celem projektu MDM jest opracowanie platformy do zarządzania danymi z zaawansowanej infrastruktury pomiarowej. Aby przybliżyć skalę wyzwania wystarczy wskazać przykład, iż w Centralnej Bazie Pomiarowej znajduję się około 470 tysięcy punktów PPE ze zdalną transmisją danych, które generują codziennie około 145 milionów rekordów w kontekście punktów z grupy taryfowej G1x i C1x w zakresie 15- i 60-minutowych 95

96 danych profilowych energii czynnej i biernej. Projekt jest realizowany w formule konsorcjum z firmą Future Processing z Gliwic, w którym TAURON Dystrybucja pełni rolę lidera konsorcjum. Wypracowywane rozwiązanie (software klasy Big Data) umożliwi prowadzenie zaawansowanych analiz dla dużych zbiorów danych pomiarowych w oparciu o opracowane modele matematyczne i statystyczne. CENT Rys. 2 Schemat platformy zarządzania danymi z zaawansowanej infrastruktury pomiarowej W ramach czterech etapów prac planowane jest osiągnięcie następujących celów szczegółowe: 1. opracowanie dedykowanych modeli przetwarzania danych z inteligentnych liczników energii elektrycznej oraz analizy i prace badawcze mające na celu opracowanie założeń funkcjonalnych dla platformy; 2. analizy i prace badawcze mające na celu opracowanie założeń, schematów i wymagań technicznych dla platformy; 3. badania użyteczności systemu i weryfikacja całego systemu w warunkach rzeczywistych; 4. implementacja systemu oraz wdrożenie dedykowanych modeli wytworzonych w ramach prac badawczych wraz z weryfikacją w warunkach rzeczywistych Wyniki projektu pozwolą na wdrożenie do działalności operacyjnej innowacji procesowej, która obniży straty handlowe i techniczne dzięki zwiększonej obserwowalności sieci dystrybucyjnej, podejmowania bardziej efektywnych decyzji w odniesieniu do utrzymania i rozwoju infrastruktury sieciowej OSD. Ponadto Projekt zakończy się także wprowadzeniem innowacji produktowej, a w efekcie umożliwi sprzedaż innowacyjnego produktu podmiotom zarządzających własną infrastrukturą pomiarową. Jeżeli rezultaty badań przemysłowych i prac rozwojowych to umożliwią, przeprowadzone zostaną zgłoszenia patentowe wypracowanych w ramach projektu modeli matematycznych w języku pośrednim lub pseudokodzie. 96

97 Projekt ZSDS - Zintegrowany System Diagnostyki Sieciowej Projekt ZSDS - Zintegrowany System Diagnostyki Sieciowej stanowi przykład projektu badawczo-rozwojowego zgodnego z założonymi celami portfela Inteligentne Usługi Sieciowe. TAURON zajmuje się w tym projekcie jednym z najistotniejszym elementów infrastruktury dystrybucyjnej, czyli transformatorami (rys. 3). W sieciach dystrybucyjnych wciąż pracują transformatory WN/SN, będące ponad 30 lat w ciągłej eksploatacji. Wysoka cena nowego transformatora (ponad 1 milion złotych w zależności od mocy) oraz duża ilość transformatorów o zaawansowanym wieku eksploatacji rodzą istotne wyzwania dla zapewnienia stabilnej pracy sieci elektroenergetycznej. Na wspomnianą sytuację należy spojrzeć również z perspektywy historii techniki i zmian w sektorze elektroenergetycznym jakie miały Rys. 3 Transformator miejsce przez ostatnie dwie dekady. Ówczesne wytyczne, zasady i instrukcje eksploatacji transformatorów stosowane przez sektor zbyt wolno uwzględniały zmiany w konstrukcjach transformatorów i rozwój technologii w zakresie diagnostyki i oceny stanu technicznego. Rosnące wymagania w zakresie niezawodności zasilania ze strony klientów oraz krajowego regulatora (Urząd Regulacji Energetyki) powodują, że TAURON zamierza przejść do nowej ery w zakresie zarządzania życiem transformatorów, kładąc duży nacisk na pełne wykorzystanie danych z bieżącej diagnostyki transformatorów oraz odpowiednie wczesne ostrzeganie przed potencjalnymi stanami awaryjnymi. Z puntu widzenie celów biznesowych zostaną uzyskane następujące korzyści: 1. uzyskanie kompleksowej oceny stanu technicznego populacji transformatorów WN/SN i SN/SN; 2. optymalizacja okresu użytkowania sieci poprzez wspomaganie procedury decyzyjnej: naprawa modernizacja wymiana ; 3. uzyskanie danych pozwalających zarządzać ryzykiem awarii urządzeń WN/SN i SN/SN poprzez wydłużenie okresu bezawaryjnej eksploatacji oraz wspomaganie decyzji o wycofaniu z eksploatacji jednostek o najgorszym stanie technicznym; 4. optymalizacja poziomu oraz efektywności inwestycji. Cele biznesowe są wspierane poprzez cele techniczne, takie jak ujednolicenie zasad oceny stanu technicznego transformatorów WN/SN i SN/SN we wszystkich jednostkach organizacyjnych TAURON Dystrybucja S.A., wyznaczenie trendów 97

98 zmian parametrów eksploatacyjnych urządzeń, poprawa efektywności prowadzonych zabiegów eksploatacyjnych poprzez optymalizację okresów między przeglądami oraz właściwy dobór działań eksploatacyjnych. Projekt ZSDS w ramach realizacji trzech etapów zamierza wprowadzić nową jakość i narzędzia pozwalające zbierać, przetwarzać i archiwizować dane pomiarowe w postaci zintegrowanego systemu, który przeniesie TAURON Dystrybucja w erę inteligentnego zarządzania flotą transformatorów. Podsumowanie Sieć inteligenta to przetwarzanie bardzo dużej ilość informacji, która wymaga czasu i energii, a oczekiwania biznesu, branży i klientów stale się zwiększają lub zmieniają. Postawienie na komplementarność, wielozadaniowość, i stabilność jest zestawem standardowych wymagań stawianych kolejnym rozwiązaniom. Równie istotnym elementem, każdego rozwiązania jest zapewnienie prywatności i bezpieczeństwa danych realizowanych za pomocą odpowiednich metod autentykacji, autoryzacji i szyfrowania w każdym elemencie systemu. Budowa takiej sieci to operacja bardzo złożona wymagająca od przedsiębiorstw energetycznych ogromnego wysiłku organizacyjnego, naukowego i finansowego dlatego jest to proces, który będzie trwał i ze względu na wciąż zmieniające się uwarunkowania techniczne, prawne i organizacyjne de facto może nigdy się nie zakończyć. Nie oznacza to, że taka sieć nigdy nie powstanie, ale rozwój techniki może spowodować, że to co dzisiaj nazywamy siecią inteligentną w przyszłości już tak nazywaną nie będzie. Dlatego budowa inteligentnej sieci to proces, który będzie podlegał ciągłym modyfikacjom i ulepszeniom. 98

99 mgr inż. Rafał Płatek ABB Sp. z o.o. Mikrosieć w systemie energetycznym Streszczenie: liberalizacja rynku energii, jakiej jesteśmy świadkami w ciągu minionych kilkunastu lat w całej Europie, przynosi nieoczekiwane procesy technologiczne. Tworzący się rynek kształtuje nowe potrzeby użytkowników, którzy natychmiast starają się przekształcić je w źródło dochodu. Przykładem takiego działania jest idea tworzenia mikrosieci. Pierwotnie, przesłanką do tworzenia mikrosieci była chęć uniezależnienia się od problemów głównego systemu energetycznego. Obecnie, w połączeniu z dynamicznie rozwijającymi się źródłami energii odnawialnej staje się to dla wielu zarządców takich sieci niezłym źródłem dochodu. Energia staje się prawdziwym produktem rynkowym, gdzie każdy ma szansę zostać dostawcą i mieć własne zabezpieczenie w przypadku blackoutu. Słowa kluczowe: mikrosieć, systemy sterowania, rozporoszone źródła energii odnawialnej Dlaczego mikrosieci są potrzebne? Mikrosieć można zdefiniować jako wzajemnie połączoną grupę odbiorów/odbiorców i rozproszonych źródeł energii w obrębie jasno określonego obszaru sieci elektroenergetycznej, która działa jako niezależnie sterowany podmiot w odniesieniu do całego systemu elektroenergetycznego. Mikrosieć może być podłączona do systemu elektroenergetycznego lub odłączona od niego i w ten sposób pracować jako jego element lub sieć wydzielona wyspa. 99

100 Mikrosieć może być elementem integrującym wiele rozproszonych źródeł energii takich jak: konwencjonalne generatory diesla lub gazowe, źródła energii odnawialnej (fotowoltaiczne, wiatrowe, wodne) oraz generację połączoną z wytwarzaniem ciepła razem z magazynami energii. Mikrosieć gwarantuje sterowanie tymi źródłami i koordynację ich pracy w celu spełnienia oczekiwań odbiorców przemysłowych, indywidualnych i komercyjnych. Mikrosieć jest najlepszym znanym rozwiązaniem z obszaru dostawy energii dla odbiorców komunalnych i przemysłowych, znajdujących się w trudno dostępnych obszarach lub w miejscu o słabo rozwiniętej sieci elektroenergetycznej, w przypadku gdy zagwarantowanie dostępu do energii wiąże się z bardzo kosztownym podłączeniem ich do systemu energetycznego. W dzisiejszych czasach mikrosieć przyłączona do systemu energetycznego spełnia dodatkową rolę w rozwiniętych obszarach świata zapewnia ciągłość dostaw energii w przypadku problemów z podstawowym zasilaniem. Zdolność mikrosieci do bezproblemowego odseparowania się od systemu energetycznego gdy zachodzi taka potrzeba staje się coraz ważniejszą cechą. Kolejnym zastosowanie mikrosieci, które pojawiło się w ostatnich dwóch latach w Polsce jest wsparcie rozwoju odnawialnych źródeł energii w klastrach energii. Inicjatywa tworzenia kalstrów energii ma szanse stać się do pewnego stopnia receptą na niektóre niedoskonałości obecnie funkcjonujących systemów wsparcia rozwoju odnawialnych źródeł energii ułatwiając jednocześnie spełnienie wysokich celów polityki klimatycznej Europy. W pierwszym rzędzie, mikrosieć w klastrze energii spełnia wszystkie dotychczasowe funkcje przypisywane mikrosieci. Integruje wiele rozproszonych źródeł energii będących do dyspozycji klastra (lokalna elektrociepłownia, istniejące źródła energii odnawialnej, konwencjonalne źródła energii itp.) oraz poprawia niezawodność zasilania lokalnych odbiorców. Zapewnia sterowanie rozproszonymi źródłami energii zgodnie z potrzebami energetycznymi klastra umożliwiając funkcjonowanie klastra zarówno jako dostawcy jak i odbiorcy na rynku energii. Pojawia się tym samym dodatkowa korzyść takiej inicjatywy, sprzyjająca inwestowaniu w najnowsze technologie związane np. z odnawialnymi źródłami energii oraz magazynami energii. Taka mikrosieć z zasady pracuje jako podłączona do systemu energetycznego, ale w przypadku jakichkolwiek problemów w systemie ma możliwość automatycznego odłączenia się od systemu i pracować wyspowo gwarantując niezawodność zasilania lokalnych odbiorców. Pojawiają się tutaj korzyści w wielu obszarach. Po pierwsze Klienci klastra mają zagwarantowaną większa niezawodność zasilania, co sprzyja na przykład inwestowaniu w takich obszarach i generuje dodatkowe korzyści dla lokalnej społeczności. Dodatkowo zmniejsza się presja na operatorów sieci dystrybucyjnej 100

101 umożliwiając tym samym lepsze planowanie niezbędnych inwestycji infrastrukturalnych. Jeśli jest to jeszcze wsparte odpowiednimi regulacjami to sprzyja to lokalnym inicjatywom nakierowanym na rozwój rozproszonych źródeł energii odnawialnej zmniejszając jednocześnie ich niepożądany wpływ na system energetyczny oraz przybliżając nas do spełnienia ambitnych celów klimatycznych. Warto podkreślić pozytywny wpływ mikrosieci na system energetyczny. Oprócz wcześniej wspomnianych korzyści dla operatorów sieci, mikrosieć, zarządzając jakością generacji na wydzielonym obszarze przyczynia się pozytywnie do właściwego bilansowania systemu energetycznego i podnoszenia parametrów zasilania w całym systemie. Mikrosieć może stać się aktywnym elementem rozwiązania polegającego na bilansowaniu systemu energetycznego na poziomie sieci dystrybucyjnej przyczyniając się w ten sposób jednocześnie do poprawy niezawodności całego systemu. Składniki mikrosieci Jednym z kluczowych elementów mikrosieci jest system sterowania. ABB posiada w swojej ofercie specjalnie zaprojektowany dla mikrogridu system sterowania korzystający z rozproszonych elementów sterowania i integrujący wszystkie elementy mikrogridu takie jak konwencjonalna generacja, generacja ze źródeł odnawialnych, odbiory, magazyny energii i połączenie z systemem energetycznym. Zapewnia on inteligentne i efektywne zarządzanie mocą oraz bezproblemowe przejście z pracy w połączeniu z systemem energetycznym do pracy wyspowej i na odwrót. Wynikiem jest nieprzerwane zasilanie odbiorców gdyż mikrosieć bezzwłocznie reaguje na zmieniające się parametry operacyjne mikrosieci i systemu energetycznego, do którego jest podłączona. Mikrosieć ma jak już wcześniej wspomniano pozytywny wpływ na system. Jedną z funkcji technicznych mikrosieci to bilansowanie energii na poziomie mikrosieci oraz sterowanie parametrami zasilania w mikrosieci. Dzięki temu podłączona do systemu mikrosieć jest pewnego rodzaju stabilizatorem parametrów w miejscu podłączenia. Jednym z istotnych rozwiązań technicznych wspierających to są magazyny energii. Dla magazynowania energii oraz stabilizacji parametrów w mikrosieci ABB rozwinęło szeroki zakres standardowych, modułowych i skalowalnych systemów zapewniających skuteczne rozwiązanie plug and play dla wszystkich aplikacji. Te kompaktowe, kontenerowe systemy zapewniają szybki i łatwy transport a następnie instalację i uruchomienie systemu. Nasze systemy magazynowania energii są zaprojektowane w celu łatwej integracji z siecią Klienta i lokalnym systemem sterowania. Pomagają ustabilizować przepływ mocy w sieci w przypadku pojawiających się zakłóceń częstotliwości i/lub napięcia związanych ze zmianami wynikającymi ze zmiennej generacji odnawialnych źródeł energii lub z nagłymi 101

102 zmianami poboru mocy u odbiorców podłączonych do mikrosieci. Współcześnie trudno wyobrazić sobie istnienie mikrosieci bez takiego elementu jak odnawialne źródła energii. Szczególnie panele fotowoltaiczne mogą mieć szerokie zastosowanie gdyż nie wszędzie wieje wiatr, ale raczej wszędzie znajdzie się dobrze nasłonecznione miejsce. Postęp technologiczny i co za tym idzie coraz mniejszy koszt inwestycji w takie źródła, w połączeniu z ich niewątpliwymi zaletami w mix-ie energetycznym są zachętami do coraz szerszego ich zastosowania. Mimo iż kilkadziesiąt lat temu nie było jeszcze odpowiedniego uzasadnienia technicznego do rozważania zastosowania fotowoltaicznych źródeł w takich strefach klimatycznych jak Polska to obecnie nikt nie podważa ich sensu. Jeśli rozważa się mikrosieć budowaną na obszarze klastra energetycznego, często skupionego wokół jakiejś jednostki samorządowej (niekoniecznie mającej warunki do instalacji wiatraków) znaczenie źródeł opartych o energię słoneczną rośnie. ABB jest dostawcą kluczowych elementów dla energetyki opartej o energię słoneczną. Inwertery PV, baterie, konwerter, zabezpieczenia system sterowania, całość zintegrowane w kontenerze, przetestowane fabrycznie i gotowe do podłączenia do paneli fotowoltaicznych. Takie rozwiązanie umożliwia najszybszą możliwą instalację i uruchomienie, a następnie szybki dostęp odbiorców do energii w wielu miejscach świata. Szczególnego znaczenia nabiera to w przypadku projektów elektryfikacji małych skupisk wiejskich. Takie rozwiązanie może również pracować równolegle z istniejącymi źródłami energii, może być podłączone w celu poprawy jakości zasilania. Oprócz wyżej wymienionych ważnych elementów, mikrosieć to też cała infrastruktura zasilania z takimi jej częściami jak systemy sterowania, zabezpieczeń i pomiarów, w skład których wchodzą rozdzielnice, transformatory, wyłączniki, stacje (rys. 1.). Jako lider w obszarze produktów dla energetyki ABB posiada w swojej ofercie szeroki zakres rozwiązań w tych obszarach. 102

103 Rys. 1 Schemat mikrosieci Technologie to część zagadnienia Budowa mikrosieci to projekt i jak każdy projekt musi być dobrze przygotowany i prowadzony. We wstępie do tego artykułu przedstawiono między innymi możliwe zastosowanie mikrosieci oraz potencjalne źródła korzyści. W drugiej części opisano podstawowe elementy infrastruktury. ABB wspiera projekty mikrosieci na każdym etapie, wspomagając znalezienie optymalnego rozwiązania, które maksymalizuje wartość aktywów i inwestycji finansowej. Podstawowe elementy naszych usług doradczych to: studium wykonalności i symulacje; analizy sieci; inżynieria odnawialnych źródeł energii. ABB wspiera projekty mikrosieci w wielu obszarach swojego działania. Zdalny serwis w czasie pracy i obsługi systemu. Koncepcja tej usługi serwisowej wykracza poza standardowe rozwiązywanie codziennych problemów i rozciąga się również do takich obszarów jak pomoc w osiąganiu przez mikrogrid najbardziej optymalnej wydajności, niezawodności i elastyczności utrzymując jednocześnie bezpieczeństwo operacyjne. Rozwój mikrosieci wiąże się z koniecznością ich widoczności przez różne istniejące systemy na poziomie regionu i kraju. Integracja mikrosieci z systemami operatorów sieci lub na rynku energii to jedno z działań wspieranych przez ABB. Podsumowanie Jest wiele przesłanek świadczących o tym, że mikrosieci mogą stać się istotną częścią systemów energetycznych. Oprócz ich oczywistych zalet związanych z dotychczasowym zastosowaniem jako wydzielonych obszarów/systemów 103

104 dostrzegane są również inne silne strony. Sprowadzenie zarządzania coraz powszechniejszymi rozproszonymi źródłami energii do wyższego poziomu (pewnego rodzaju agregacja) zarządzania kreuje nowe formy aktywności na rynku energii, a to z kolei wspiera inwestowanie w mikrosieci i umożliwia lepsze wsparcie ambitnej polityki klimatycznej opartej o rozsądny model biznesowy. Jednoczesne zarządzanie generacją i konsumpcją (demand response) w wydzielonym obszarze z zastosowaniem odpowiednich systemów zachęt ułatwia bardziej elastyczne zarządzanie całym systemem energetycznym. Mikrogrid może być elementem stabilizującym cały system. Nie bez znaczenia jest profil interesariuszy takich inicjatyw: od lokalnych samorządów poprzez lokalnych znaczących odbiorców i inne lokalne inicjatywy. Pozwala to na spojrzenie na funkcjonowanie dostaw energii z punktu widzenia lokalnych potrzeb, które mogłyby być mniej dostrzegalne z punktu widzenia całego systemu. To zbliża dostarczycieli usług do klientów i przez to zapewnia większą elastyczność i szybszą reakcję na lokalne potrzeby. 104

105 Janusz Gajowiecki Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej Usługi regulacyjne energetyki wiatrowej możliwości i perspektywy praktycznego wdrożenia Streszczenie: ze względu na zaawansowane technologie wytwarzania oraz wielkość instalacji, farmy wiatrowe są naturalnym dostawcą usług regulacyjnych dla Operatora Systemu Przesyłowego, a w przyszłości także dla Operatorów Systemów Dystrybucyjnych. Dla sukcesu wdrożenia tych możliwości elektrownie muszą zapewniać standardy techniczne i telekomunikacyjne świadczenia tych usług identyczne z tymi, które oferują jednostki konwencjonalne. Nowoczesne turbiny wiatrowe są w stanie zaoferować standard świadczonych usług zgodnych z wymaganiami zdefiniowanymi w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) w odniesieniu do regulacji mocy czynnej czy też regulacji napięcia i mocy biernej. Słowa kluczowe: farmy wiatrowe, usługi regulacyjne, regulacja pierwotna, regulacja wtórna, regulacja trójna, regulacja napięcia i mocy biernej Usługi regulacyjne a bezpieczeństwo dostaw w KSE Krajowy System Elektroenergetyczny (KSE) stoi przed rosnącymi wyzwaniami dotyczącymi bezpiecznego i niezawodnego przesyłania energii elektrycznej i bilansowania systemu. Wynika to ze zwiększania ilości zastosowań energii elektrycznej oraz wzrostu zapotrzebowania na moc i energię u odbiorców końcowych a także ze zmian zachodzących w strukturze samego KSE. W szczególności wiąże się to z rozwojem OZE, rozbudową infrastruktury sieciowej i sukcesywną wymianą systemowych jednostek wytwórczych. W Krajowym Systemie Elektroenergetycznym rośnie, i w najbliższym czasie będzie to stała tendencja, zapotrzebowanie na usługi regulacyjne pozwalające na zapewnienie wymaganego poziomu jakości, bezpieczeństwa i niezawodności dostaw energii. Biorąc pod uwagę, że coraz większa część zapotrzebowania na energię elektryczną jest pokrywana przez Odnawialne Źródła Energii, część z tych usług będzie mogła lub musiała być świadczona właśnie przez OZE. Szczegółową analizę tego czy i jakie usługi regulacyjne mogą świadczyć przeprowadził Instytut Energetyki Oddział Gdańsk w raporcie Możliwości świadczenia i zapotrzebowanie w KSE na usługi regulacyjne dostarczone przez generację wiatrową w Polsce [1]. Do oszacowania potencjału możliwości świadczenia usług regulacyjnych przez farmy wiatrowe wykorzystano wyniki ankiet uzyskanych od producentów 830 siłowni wiatrowych o łącznej mocy 1694 MW, dane publikowane przez PSE S.A. W ramach planów koordynacyjnych (m.in. informujące o mocy zainstalowanej elektrowni wiatrowych w Polsce) oraz prognozę generacji wiatrowej do 2020 roku. Ustalono, że obecnie usługi regulacyjne 105

106 mogą świadczyć elektrownie wiatrowe o łącznej mocy zainstalowanej ok MW. Do 2020 roku ten potencjał może wzrosnąć nawet do MW. Usługi regulacyjne, które mogą być świadczone przez farmy wiatrowe Poszczególne turbiny oraz ich grupy zagregowane w ramach farm wiatrowych mogą służyć systemowi elektroenergetycznemu szeregiem usług. Przykładowo, spośród skatalogowanych w IRiESP [2] usług, turbiny wiatrowe spełniają wymagania techniczne stawiane: 1. Regulacji pierwotnej częstotliwości (Frequency Containment Reserve FCR). Usługa jest aktywowana autonomicznie przez jednostki wytwórcze w zależności od zmiany częstotliwości sieciowej mierzonej lokalnie; 2. Regulacji wtórnej częstotliwości i mocy czynnej (Frequency Restoration Reserves FRR). Usługa aktywowana przez OSP za pomocą centralnego regulatora; 3. Regulacji trójnej (Replacement Reserves RR). Usługa aktywowana przez OSP za pomocą narzędzi komunikacyjnych Rynku Bilansującego; 4. Regulacji napięcia i mocy biernej. Usługa aktywowana przez OSP. Oprócz tego turbiny wiatrowe mogą być też wyposażone w dodatkowe urządzenia rozszerzające zakres ich usług o kolejne możliwości, które mogą być wykorzystywane w celu poprawy bezpieczeństwa i niezawodności pracy systemu elektroenergetycznego: 1. Szybka odpowiedź na zmianę częstotliwości (Fast Frequency Response); 2. Szybka generacja prądu biernego (Fast Reactive Current Injection); 3. Regulacja napięcia i mocy biernej w warunkach braku generacji mocy czynnej. Regulacja pierwotna Turbiny wiatrowe mają możliwości świadczenia symetrycznej rezerwy pierwotnej [2], przy czym IRiESP wymaga od elektrowni wiatrowych zdolności tylko w paśmie redukcyjnym mocy (przy wzroście częstotliwości). Różnica wobec Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanych (JWCD) polega na nastawach strefy nieczułości statyzmu generatora. W przypadku JWCD jest ona niewielka i generator pracuje w trybie regulacji częstotliwości. Natomiast elektrownie wiatrowe, o większej strefie nieczułości, zmniejszają moc w trybie obrony KSE. Nie ma barier technicznych uniemożliwiających świadczenie usługi w symetrycznym (-/+) paśmie regulacyjnym. Większość turbin oraz farm wiatrowych jest technicznie przystosowana do równoczesnej regulacji mocy w funkcji częstotliwości i redukcji mocy o zadaną wartość (vide regulacja wtórna). Turbiny i farmy mają możliwość zaniżenia mocy 106

107 oddawanej do sieci w stosunku do aktualnych warunków meteorologicznych z równocześnie aktywnym trybem regulacji związanym z częstotliwością, pozwalającym zarówno na dodatkowe zmniejszanie, jak i zwiększanie mocy farmy (do poziomu wynikającego z aktualnych warunków meteorologicznych) stosownie do zmian częstotliwości w sieci. Regulacja wtórna Na świadczenie przez turbiny wiatrowe usług w zakresie rezerwy wtórnej pozwalają im m.in. zakres i gradient zmian mocy czynnej. Turbiny wiatrowe są technicznie przystosowane do zaniżania mocy oddawanej do sieci o zadaną wartość lub utrzymywania mocy oddawanej do sieci na poziomie nie większym od zadanej wartości. W zależności od producenta turbiny, istnieje możliwość obniżenia mocy oddawanej do sieci bezpośrednio na turbinie wiatrowej lub poprzez system SCADA dla całej farmy wiatrowej. Wykorzystanie generacji wiatrowej do świadczenia usługi rezerwy wtórnej wymagałoby modyfikacji, tj. wprowadzenia usługi rezerwy wtórnej niesymetrycznej, oferowanej wyłącznie z pasmem regulacji mocy w dół. Pozwoliłoby to na obniżenie kosztów świadczenia usługi (produkcja utracona tylko w momencie wykorzystywana usługi). Systemy informatyczne funkcjonujące na farmach wiatrowych umożliwią wyznaczenie maksymalnej produkcji możliwej do osiągnięcia w chwilowych warunkach atmosferycznych. Estymacja maksymalnej możliwej produkcji może być jednak obarczona błędem (5%-10% Pn wg deklaracji producentów turbin). Stanowi to wyzwanie przy wyznaczaniu korzyści utraconych właściciela farmy z tytułu świadczenia usługi regulacji wtórnej dla celów ewentualnej odpłatności za świadczoną usługę. Zagadnienia związane z wyznaczaniem błędów estymacji maksymalnej możliwej w danych warunkach produkcji elektrowni wiatrowych powinny być objęte standaryzowanym zestawem testów zaaprobowanym przez OSP i Regulatora. Regulacja trójna Na świadczenie usług w zakresie rezerwacji trójnej pozwalają turbinom wiatrowym m.in. możliwości techniczne dotyczące zakresu i gradientu zmian mocy czynnej. Uwzględniając zmienność i błędy prognoz generacji wiatrowej, farmy wiatrowe musiałyby składać na Rynku Bilansującym oferty redukcyjne obarczone poziomem ufności. Regulacja napięcia i mocy biernej Farmy wiatrowe spełniają techniczne wymagania i mogą być wykorzystywane do regulacji napięcia oraz mocy biernej. Potwierdzeniem tych możliwości jest obecnie prowadzona praktyka operatorów systemu, którzy coraz częściej z powodu problemów z dotrzymaniem parametrów napięcia w sieci wykorzystują możliwości farm wiatrowych w tym zakresie. Warto zwrócić uwagę, że elektrownie 107

108 konwencjonalne świadczą na rzecz Operatora usługi regulacji napięcia i mocy biernej, ale robią to odpłatnie. Zakres regulacji mocy biernej jest określany indywidualnie dla każdej jednostki w uzgodnieniu z OSP. Przedmiotem zakupu jest udział w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej polegający na pracy jednostki z załączonym układem ARNE na polecenie OSP. Cena za usługę jest kalkulowana na podstawie kosztów eksploatacyjnych układów ARNE. Zapisy instrukcji ruchu OSP wymagają, by farma wiatrowa udostępniła, w zależności od potrzeb Operatora, całą dostępną moc bierną wynikającą z jej możliwości technicznych. Ma to uzasadnienie tylko w przypadkach, kiedy generacja źródeł przyłączonych do sieci dystrybucyjnej powoduje obniżenie jakości dostaw energii do odbiorców. Dodatkowo przyłączone do stacji sieci przesyłowej farmy wiatrowe o mocy nie mniejszej niż 50 MW muszą posiadać system zdalnego sterowania napięciem i mocą bierną zarówno w trybie autonomicznym, jak i we współpracy z nadrzędnym układem regulacji. Ostatnie wymaganie usługi bez odpłatności świadczy o nierównoprawnym traktowaniu Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanych i elektrowni wiatrowych. Farma wiatrowa wyposażona w automatykę regulacyjną, z punktu widzenia systemu elektroenergetycznego i nadrzędnego układu regulacji napięcia elektrowni ARNE i stacji transformatorowych ARST (jeśli oba układy są skoordynowane), stanowi zasób regulacyjny napięcia i mocy biernej identyczny jak JWCD (Jednostka Wytwórcza Centralnie Dysponowana). Dodatkowe funkcjonalności elektrowni wiatrowych Poza wymienionymi wyżej usługami, które farmy wiatrowe mogą świadczyć, elektrownie wiatrowe dysponują też możliwościami, które także mogłyby być traktowane jako usługi regulacyjne. Szybka odpowiedź na zmianę częstotliwości Elektrownie wiatrowe wyposażone w przekształtnik dla wyprowadzenia mocy mają możliwość niemal natychmiastowej zmiany mocy oddawanej do systemu, nawet większej, niż to wynika z aktualnych warunków wietrzności, kosztem zmniejszenia prędkości obrotowej wirnika (tzw. sztuczna inercja). Dzięki temu farmy potencjalnie mogą świadczyć usługi w zakresie szybkiej rezerwy częstotliwości. Jednak ze względu na to, że inercja jest naturalną cechą generatorów synchronicznych, OSP nie zdefiniował jej jako płatnej usługi systemowej. W przypadku systemów wyprowadzenia mocy przez przekształtnik (turbiny wiatrowe) inercja wymaga specjalnego zaimplementowania i wiąże się z dodatkowymi kosztami. Zapotrzebowanie na tego typu usługę może jednak zaistnieć m.in. ze względu na zmiany, jakie są spodziewane w strukturze źródeł wytwórczych. W przyszłości wzrost mocy zainstalowanej źródeł rozproszonych (m.in. farm wiatrowych czy fotowoltaiki) oraz rozwój energetyki prosumenckiej mogą przyczynić się do zwiększenia ryzyka zagrożenia bezpieczeństwa i niezawodności dostaw energii m.in. w zakresie bilansowania mocy czynnej, w szczególności na obszarach 108

109 z dużym udziałem energetyki rozproszonej. Rozwój generacji rozproszonej przyczyni się do zmniejszenia udziału generatorów synchronicznych w strukturze pokrywania zapotrzebowania na moc w KSE, co może stwarzać problemy w zapewnieniu dostatecznej sztywności systemu elektroenergetycznego. Turbiny wiatrowe charakteryzują się możliwościami generowania prądu biernego z szybkim czasem reakcji rzędu milisekund. Obowiązujące instrukcje operatorskie wymagają, aby farma wiatrowa była przystosowana do utrzymania się w pracy w przypadku wystąpienia zwarć w sieci, skutkujących obniżeniem napięcia w miejscu przyłączenia farmy wiatrowej. Według opracowywanych przez ENSTO-E kodeksów sieciowych, siłownie wiatrowe o mocy od 1 MW powinny nie tylko przetrwać stan zwarć w sieci, ale także wspomóc pracę sieci poprzez szybką generację mocy biernej. Po przyjęciu zapisów kodeksu sieciowego przez Komisję Europejską wymagania te będą obligatoryjne dla jednostek wiatrowych przyłączanych do sieci. Regulacja napięcia i mocy biernej w warunkach braku generacji mocy czynnej Producenci turbin deklarują, że ich urządzenia są fabrycznie (lub mogą być opcjonalnie) wyposażone w urządzenia umożliwiające generację mocy biernej w warunkach braku generacji mocy czynnej. Większość producentów energii elektrycznej deklarowała zdolność generacji mocy biernej w warunkach braku generacji mocy czynnej. Zakres oraz jakość regulacji są uzależnione od zainstalowanych na farmie urządzeń. Większość usług regulacyjnych świadczonych na rzecz OSP, w tym wszystkie wymienione powyżej, są aktywowane i rozliczane w ramach mechanizmów funkcjonowania Rynku Bilansującego. Ich dostawcami są natomiast wytwórcy energii będący uczestnikami tego rynku. Poza Rynkiem Bilansującym uruchamiane są jedynie usługi, które nie mogą być świadczone przez farmy wiatrowe. Udział generacji wiatrowej w regulacji mocy czynnej Ograniczanie mocy jednostek njwcd (jednostka wytwórcza niebędąca centralnie dysponowana) w dolinie może wynikać z konieczności utrzymania wymaganej liczby pracujących JWCD oraz równoczesnego zapewnienia pasma regulacji mocy czynnej w kierunku zmniejszania generacji (JWCD pracujące z mocą powyżej minimum technicznego). Rezerwa wirująca w kierunku zmniejszenia generacji jest niezbędna do niezawodnego prowadzenia ruchu sieci. Nie jest jednak tożsama ze zmniejszaniem generacji jednostek wytwórczych świadczących tę usługę. Jest to rodzaj możliwości, którą OSP może wykorzystać w razie potrzeby. OSP zamiast alokacji na JWCD rezerwy w kierunku zmniejszania generacji w dolinie, mógłby ją częściowo alokować na njwcd. Takie rozwiązanie pozwoliłoby uniknąć prewencyjnych redukcji mocy njwcd w momentach, gdy obciążenie do pokrycia przez JWCD w dolinie (powiększone o rezerwę w kierunku zmniejszania generacji) jest mniejsze od minimalnego 109

110 wymaganego poziomu generacji JWCD wymuszonego bezpieczeństwem pracy KSE. Rezerwa wtórna alokowana na jednostkach njwcd (w odróżnieniu od prewencyjnego redukowania mocy) powoduje, że ewentualne ograniczanie mocy farm wiatrowych byłoby ściśle związane z chwilowymi warunkami pracy KSE i po ustąpieniu zagrożenia automatycznie byłoby anulowane. Centralny regulator, śledząc w trybie on-line generację na terenie całego kraju, precyzyjnie określa chwilowe wartości redukcji stosownie do warunków panujących w KSE i anuluje redukcje w momencie, gdy przyczyna zaniżania mocy farm wiatrowych znika. Utracona produkcja elektrowni wiatrowych wynikająca z pracy w regulacji wtórnej njwcd byłaby znacznie mniejsza niż w przypadku prewencyjnego ograniczania ich mocy. Narzędzie regulacyjne, które dodatkowo otrzymałby OSP, byłoby technicznie identyczne z regulacją na blokach cieplnych. Po wyczerpaniu zasobów regulacyjnych na JWCD centralny regulator LFC automatycznie uruchamiałby regulację polegającą na zaniżeniu mocy elektrowni wiatrowych. Zdolności regulacyjne elektrowni wiatrowych byłyby też wykorzystywane do poprawy bezpieczeństwa i niezawodności pracy KSE. Tym samym koszty funkcjonowania systemu byłyby niższe, co pozwoliłoby unikać najpierw nocnych odstawień JWCD, a potem ich porannych uruchomień. Przeniesienie znacznej rezerwy wtórnej na njwcd z jednej strony pozwoliłoby na pracę dodatkowych bloków JWCD z mocą równą minimum technicznemu, a z drugiej minimalizowałoby ryzyko ograniczania mocy njwcd. Zwiększenie mocy zainstalowanej bloków JWCD pracujących w dolinie obciążenia dałoby natomiast możliwość pokrycia większego zapotrzebowania na moc w szczycie obciążenia, bez potrzeby uruchamiania dodatkowych JWCD. To wszystko sprawia, że niższe byłyby łączne koszty funkcjonowania KSE ze względu na zmniejszenie produkcji utraconej elektrowni wiatrowych oraz unikanie odstawień i ponownych uruchomień JWCD. Udział farm wiatrowych w regulacji napięcia i mocy biernej Wymagania, jakie początkowo IRiESP stawiała farmom wiatrowym, były związane z problemami napięciowymi, które mogą być stwarzane przez dużą generację przyłączoną w głębi sieci i nieprojektowaną z myślą o przepływie mocy z sieci dystrybucyjnej w kierunku sieci przesyłowej. Ewentualne problemy napięciowe najczęściej mają więc charakter lokalny i wynikają z przyłączenia farmy wiatrowej w danym punkcie sieci. Wymagania stawiane farmom mają przeciwdziałać negatywnym skutkom ich obecności. W niedalekiej przyszłości należy oczekiwać zmian w przyczynach powstawania problemów napięciowych w KSE. Wynika to z faktu, że OSP w planach rozwoju sieci przesyłowej do 2025 r. zakłada intensywną rozbudowę sieci 400 kv na północy Polski. Umożliwi to transfer mocy z południa i centrum Polski, gdzie zlokalizowana jest znakomita większość systemowych źródeł wytwórczych, na północ kraju. Jednocześnie należy się spodziewać intensywnego rozwoju energetyki wiatrowej na północy Polski. Może to doprowadzić do występowania wielogodzinnych stanów, gdy na północy Polski farmy 110

111 wiatrowe będą lokalnie pokrywać zapotrzebowanie odbiorców na moc, co generalnie będzie prowadziło do zmniejszenia obciążenia linii 400 kv łączących północ z centrum kraju. W efekcie nieobciążone linie systemu przesyłowego będą generowały moc bierną, co z kolei będzie prowadziło do wzrostu poziomu napięć w systemie przesyłowym. W odróżnieniu od sytuacji rozważanej uprzednio, przyczyna ewentualnego wzrostu napięć w systemie dystrybucyjnym nie będzie miała charakteru lokalnego (związanego z obecnością farm wiatrowych), ale charakter globalny związany z pracą systemu przesyłowego. W warunkach deficytu aktywnych źródeł mocy biernej na północy Polski (JWCD), farmy wiatrowe dysponujące dobrymi właściwościami w obszarze regulacji napięcia i mocy biernej z powodzeniem mogłyby zostać wykorzystane w celu przeciwdziałania negatywnym skutkom wzrostu napięcia w sieci przesyłowej. Aktualne i prognozowane możliwości regulacyjne elektrowni wiatrowych Autorzy opracowania [1] przeprowadzili symulację, która miała umożliwić ilościową ocenę efektów wdrożenia proponowanego rozwiązania, polegającego na niesymetrycznej alokacji rezerwy wtórnej (tylko w kierunku zmniejszenia generacji) w elektrowniach wiatrowych. W wyniku symulacji oszacowano, że usługi regulacji wtórnej z niesymetrycznym pasmem regulacji do 2020 r. technicznie byłyby w stanie świadczyć farmy wiatrowe o mocy co najmniej 4 4,5 GW (przy łącznej mocy zainstalowanej na poziomie ok MW). z kolei pasmo regulacji mocy czynnej, przy wzięciu pod uwagę szacunków dotyczących realnej mocy chwilowej wszystkich farm wiatrowych, które mogłyby uczestniczyć w regulacji, oszacowano na ok. 2,5 2,8 GW. Wartość ta będzie zmienna w zależności od wietrzności. Bibliografia [1] Bronk L., Czarnecki B., Magulski R., Korpikiewicz J., 2016, Możliwości świadczenia i zapotrzebowania w KSE na usługi regulacyjne dostarczone przez generację wiatrową w Polsce, wersja skrócona, Instytut Energetyki Instytut Badawczy Oddz. Gdańsk, Zakład Strategii i Rozwoju Systemu, OGS- 26/15; 66 pp, [2] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej PSE-Operator S.A. 111

112 Dr inż. Jarosław Tworóg Krajowa Izba Gospodarcza Elektroniki i Telekomunikacji Czwarta rewolucja przemysłowa Streszczenie: artykuł opisuje procesy gospodarcze prowadzące do postawania nowego sposobu funkcjonowania gospodarki. Wskazano na zmianę paradygmatów wzrostu gospodarczego. Porównując tempo tych zmian do analogicznych, mających miejsce w przeszłości, uzasadniono tezę, że powstawanie Przemysłu 4.0 ma charakter rewolucji przemysłowej. Omówiono rolę elektroniki i technik informacyjnych w przemianach, z jakimi będziemy mieli do czynienia w XXI wieku. Zdaniem autora, zmiany jakie będą miały miejsce w sposobach wytwarzania dóbr i świadczenia usług wymuszą reformy systemu edukacji, szkolnictwa wyższego, systemu podatkowego oraz praw regulujących obrót gospodarczy i funkcjonowanie przedsiębiorstw. Słowa kluczowe: transformacja, przemysł 4.0, sztuczna inteligencja, robotyzacja Obecne debaty gospodarcze toczą się głównie wokół globalizacji, transformacji technologicznej energetyki, cyfryzacji, Internetu rzeczy, kryptowalut i sztucznej inteligencji. To tematy zazębiające się i wiązane z przyspieszającą zmianą nazywaną umownie przemysłem 4.0. Unikamy słowa rewolucja, bo ta kojarzy nam się z konfliktem, gwałtownymi zmianami społecznymi i dużymi kłopotami. Mamy świadomość ścisłego związku pomiędzy rewolucjami społecznymi i przemysłowymi. Ich istotą są głębokie zmiany w sposobach funkcjonowania gospodarki i w organizacji życia społecznego. Pierwsza z nich miała miejsce w XVIII wieku i wywróciła feudalny porządek świata do góry nogami. Obserwowane tempo zmian w metodach produkcji jest bardzo szybkie, a ich oddziaływanie dotyczy wszystkich. W najbliższych dwudziestu latach czeka nas radykalna zmiana funkcjonowania rynku pracy, edukacji i stosunków społecznych. Wiedza na ten temat powinna być powszechnie dostępna dla wszystkich. Szybciej i aktywniej będziemy wychodzić naprzeciw nadchodzącym zmianom, gdy przypomnimy sobie, jak wyglądały poprzednie trzy rewolucje przemysłowe i jaką cenę trzeba było zapłacić za spóźnienie. Słów kilka o historii gospodarki Gatunek ludzki liczy sobie kilkaset tysięcy lat, ale większość czasu zabrało nam zgromadzenie wiedzy. Pozwoliła m.in. na wypracowanie techniki niezbędnej do pozyskania żywności ponad ilość niezbędną do przeżycia. Wygospodarowaliśmy czas na produkcję narzędzi i broni, uruchamiając zainteresowanie stałą poprawą produktywności. Migracja w rejony chłodniejsze wzmocniła popyt na odzież i inne dobra materialne. Etap rozwoju wspólnotach pierwotnych trwał ok. 100 tysięcy lat, 112

113 zanim na Bliskim Wschodzie zaczęły powstawać pierwsze cywilizacje. Wdrożono reguły wymiany dóbr i usług, tworząc w ten sposób podstawy gospodarki. Stało się to ok. 10 tysięcy lat temu. Cywilizacje podnosiły poziom konsumpcji żywności, dóbr i usług, ale do końca XVI wieku dominująca część populacji żyła na poziomie konsumpcji niezbędnej do przetrwania biologicznego. Potrzebowaliśmy ponad 9 tysięcy lat funkcjonowania gospodarki rolno-rzemieślniczej, by zgromadzić wiedzę niezbędną do rozwoju produkcji zorganizowanej w manufakturach. Przez ten cały okres PKB per capita pozostawało na podobnym poziomie. Z technicznego punktu widzenia można zauważyć, że przez te 9 tysięcy lat nie potrafiliśmy pokonać bariery energetycznej. Można też przyjąć, że główną barierą rozwojową był brak świadomości, że o przewadze jednych społeczności nad drugimi decyduje wiedza, a nie siła militarna. Często zapominamy, że już w czasach rzymskich zgromadzona wiedza była ogromna, ale dostępna tak nielicznej garstce ludzi, że nie miało to istotnego wpływu na rozwój gospodarczy. Dopiero w XVI wieku zaczęła rosnąć na dworach Europy świadomość, że powszechna edukacja może przyczynić się do radykalnego podniesienia poziomu życia poddanych. Wtedy właśnie nastąpił intensywny rozwój szkolnictwa podstawowego, a z cechów rzemieślniczych wykształciły się manufaktury. Już od początku XVII wieku, głównie w księstwach Rzeszy podejmowano próby wprowadzenia obowiązku szkolnego. Pierwsza regulacja ogólnopaństwowa ma miejsce w Prusach na początku XVIII wieku. Na efekty nie trzeba było długo czekać. Wiek XVIII to początek rewolucji przemysłowej nazywanej dzisiaj pierwszą. Upowszechnienie edukacji, a w konsekwencji świadomości szerokich kręgów społecznych, że o powodzeniu życiowym jednostki decyduje jej wykształcenie - zmieniło wszystko. Maszyna parowa, węgiel i osiągnięcia techniki, które zaczęły się od tego momentu gwałtownie rozwijać, to efekty ogólnego wzrostu poziomu wykształcenia ludności. Termin rewolucja przemysłowa najlepiej uzasadnia poniższy wykres wzrostu PKB świata w ciągu ostatnich 10 tysięcy lat Rys. 1 Wzrost PKB świata od starożytności do końca XX wieku 113

114 Epokę przemysłową zwykło się dzielić na etapy. Na każdym z nich kluczową rolę odgrywały ekonomia skali i pełne wykorzystania efektów rozwoju techniki. Rys. 2 Kolejne etapy rozwoju epoki przemysłowej Równie interesujący jest wykres pokazujący, co stało się w ostatnich 300 latach. Rys. 3 Względny wzrost PKB świata w stosunku do roku Zestawienie krzywej wzrostu światowego PKB z etapami rozwoju techniki skłania do kilku wniosków. Po pierwsze, w dotychczasowej historii epoki przemysłowej czas pomiędzy opanowaniem nowej techniki, a jej upowszechnieniem był liczony w dziesiątkach lat, co dawało czas na przystosowanie się poprzez zmianę pokoleniową. Najpierw efektem rewolucji przemysłowej było zwiększenie przyrostu naturalnego, a dopiero potem (w drugiej połowie XIX wieku) nastąpił istotny wzrost PKB per capita. Co ciekawe, tempo wzrostu PKB na osobę w okresach oraz było podobne. Początek epoki przemysłowej w różnych regionach świata był różny. Przyspieszenie po roku 1950 to efekt wejścia w epokę przemysłową najbardziej zaludnionych regionów Azji. Wiek XX zamknął się podwojeniem PKB per capita. W sensie technicznym maszyna parowa przyczyniła się do przełamania bariery energetycznej i rozpoczęła proces globalizacji gospodarki. Elektryfikacja i postępująca za nią elektronizacja przyczyniły się do demokratyzacji dystrybucji PKB, natomiast cyfryzację należy łączyć z rozwojem technik informacyjnych. W XXI wieku tempo głębokich zmian technicznych i społeczno- 114

115 gospodarczych uległo tak istotnemu przyspieszeniu, że zachodzące zmiany zaczęliśmy postrzegać jako w czwartą rewolucję przemysłową. Infrastruktura Epoka przemysłowa to szybki rozwój infrastruktury sieciowej, który możemy podzielić na trzy etapy. Rys. 4 Kolejne etapy rozwoju infrastruktury Pierwszy polegał na budowie nowej infrastruktury transportowej. Upowszechnienie paliw kopalnych i transportu zmechanizowanego dało nam system linii torowych i połączeń drogowych. Kształtowaną przez tysiąclecia sieć traktów komunikacyjnych wymieniliśmy na system dróg transportu samochodowego. Drugi etap polegał na budowie infrastruktury technicznej. Powstały sieci kablowe dostarczania energii elektrycznej, sieci rurowe oraz sieci komunikacji elektronicznej (komunikacja kablowa, bezprzewodowa, teleinformatyka itd.). Były to etapy przygotowujące nas do trzeciej rewolucja infrastrukturalnej polegającej na cyfryzacji i integracji całości infrastruktury transportowej i technicznej w systemy zarządzane za pośrednictwem sieci telematycznych. Jej przejawem jest budowa sieci inteligentnych. Przykładem jest rozwój warstwy Smart w sieciach elektroenergetycznych i jej integracja z sieciami teleinformatycznymi. Przemysł 4.0 zmiana paradygmatów wzrostu gospodarczego Dotychczasowy rozwój gospodarczy realizowany był w oparciu o dwa paradygmaty: 1. zasoby ziemi są niewyczerpywalne, 2. jedynym źródłem wiedzy i czynnikiem zdolnym do pracy twórczej jest człowiek. Oba już nie przystają do rzeczywistości. 115

116 Od zarania dziejów aż do początku XX wieku, założenie o nieograniczonych zasobach Ziemi w stosunku do możliwości gospodarki było całkowicie uzasadnione i stało się fundamentem kulturowym naszej cywilizacji. Zatem nie można się dziwić, że rezygnacja z tego paradygmatu jest związana z wielkimi trudnościami i konfliktami. Powszechna ignorancja i ograniczenia kulturowe doprowadziły do zatrucia środowiska, zniszczenia całych ekosystemów, wymierania gatunków i zmian klimatu. Czynnikiem hamującym odpowiednie zmiany jest prymat interesów krótkookresowych nad strategicznymi. Tylko nieliczni mają świadomość, że musimy jak najszybciej przejść do gospodarki ekologicznej i opartej na zamkniętym obiegu materiałów produkcyjnych. Jest pewnym, że bez odpowiednich zmian w programach edukacji, wprowadzanie niezbędnych zmian w funkcjonowaniu przemysłu i gospodarki nie zyska poparcia społecznego. Proces komercjalizacji sztucznej inteligencji (AI) zaczął się w XXI wieku. Wraz z opracowaniem pierwszych modułów sztucznej inteligencji przekonaliśmy się, że w perspektywie lat maszyny będą zastępować ludzi w wykonywaniu praktycznie każdej pracy, w tym również w pozyskiwaniu nowej wiedzy, a nawet w pracy twórczej. Obserwowane tempo zmian i gwałtownie rozszerzające się spektrum zastosowań AI nie pozostawiają wątpliwości mamy do czynienia z wynalazkiem technicznym, którego oddziaływanie na sposób funkcjonowania gospodarki będzie tak wielkie, że jeszcze nie jesteśmy w stanie sobie tego wyobrazić. Z obserwacji zachodzących zmian można określić nowe paradygmaty wzrostu gospodarczego: 1. zasoby Ziemi są ograniczone, 2. prymat inwestycji w innowacyjność i efektywność wykorzystania dostępnych zasobów, 3. każda praca ludzka może być wykonana przez maszyny, 4. globalizacja jest stymulowana produktywnością i ekonomią skali. Określają one ramy, w jakich będzie się rozwijać gospodarka przez najbliższe dziesięciolecia. Zrozumienie ich wagi będzie decydować o konkurencyjności i przetrwaniu firm, branż regionów, krajów i kontynentów. Nie można wykluczyć, że tak bezprecedensowo szybki rozwój technologii może budować nowe determinanty rozwoju, ale wydaje się, że z przyczyn czysto psychologicznych, wymienione powyżej będą dominować przez co najmniej dwa pokolenia. Obecne tempo zmian już nie może ulec dalszemu przyspieszeniu, bo społeczeństwa nie będą w stanie ich zaabsorbować. Obserwowaliśmy to już w epoce cyfryzacji. Wydaje się, że tempo wdrażania postępu technicznego zaczyna być ograniczane czasem uczenia się. Jest prawdopodobnym, że obserwowane przejawy wchodzenia w epokę przemysłu 4.0 to początek gospodarki, w której podstawową barierą rozwoju wyznaczającą tempo 116

117 wzrostu będzie społeczny czas uczenia się. Wydaje się też, że przewagę zyskuje rozwój jakościowy nad ilościowym. Zajmowanie pozycji lidera tych zmian, we wszystkich zidentyfikowanych przejawach, to szansa odniesienia ogromnych i trwałych korzyści gospodarczych. Wielkie przełomy dziejowe to okresy, w których łatwiej niż zwykle skoczyć w górę w rankingu najlepiej rozwiniętych gospodarek świata. Zarządzanie zasobami Racją i celem istnienia każdego przedsiębiorstwa jest wytwarzanie wartości dodanej. Wejściowe zasoby to kapitał fizyczny, ludzki oraz wiedza i technologia. O rozwoju i konkurencyjności przedsiębiorstwa decyduje trafność prognoz oraz umiejętność realizacji decyzji wynikających z tych prognoz. Konkurencyjność i tempo wzrostu są tym większe, im lepiej zarządzamy dostępnymi zasobami. Kluczowe czynności biznesowe takie jak opracowanie prognozy, programowanie działań i podejmowanie decyzji biznesowych - należały do wyłącznych kompetencji ludzi. Istotą czwartej rewolucji przemysłowej jest przekazywanie tych kompetencji inteligentnym maszynom. Zgromadzona już wiedza daje nam świadomość, jak niedoskonale korzystamy z posiadanych zasobów, więc pozwala założyć, że przyszłe technologie myślenia mają olbrzymi potencjał wzrostu. Spodziewane zwiększenie tempa wzrostu produktywności całkowej, musi szybko doprowadzić do przełomowych zmian jakościowych. Konsekwencje tego procesu są bardzo trudne do określenia, bo nie sposób przewidzieć, jak szybko będą się zmieniać cele przyświecające ich konstruktorom i nauczycielom AI oraz co te maszyny wymyślą. Optymalizacja wykorzystania zasobów jest również podstawą funkcjonowania wszystkich niekomercyjnych organizacji. Jest nieuniknionym, że technologie myślenia opracowywane dla potrzeb przedsiębiorstw komercyjnych będą przechodzić do wszystkich innych instytucji i organizacji świadczących wszelkiego rodzaju usługi. Zarządzanie procesami Problematyka jest obszerna i wielowątkowa, więc prognozy dotyczące kształtu, a nawet istoty przemysłu 4.0 mogą zależeć od punktu widzenia i zestawu czynników, które weźmiemy pod uwagę przy ich opracowywaniu. Opisywane wizje mogą być bardzo różne, ale powinny być spójne. Mnogość niewiadomych powoduje, że bywają zasadniczo różne i sprzeczne. Najważniejszym jest, że wizje te stają się podstawą prowadzonych na olbrzymią skalę prac naukowych i konstrukcyjnych. W ich wyniku wizje nieefektywne zostaną odrzucone. Przemysł 4.0 to radykalna zmiany jakościowa w procesach zarządzania przedsiębiorstwem, grupami przedsiębiorstw i gospodarką. Przemysł 4.0 to również technologia, która obecnie rozwija się wewnątrz zakładów i przejawia się w postaci integracji cyfrowej wszystkich procesów biznesowych 117

118 w przedsiębiorstwie. Robotyzacji ulegają wszystkie typy czynności, łącznie z tymi, które mają charakter decyzji zarządczych, handlowych, technicznych, organizacyjnych itd. Powstają platformy technologiczne, w ramach których maszyny będą samodzielnie decydować, w jaki sposób najlepiej wykorzystać swój czas pracy i jak najefektywniej zorganizować współpracę między sobą. To inwestycje w oprogramowanie, sensory, sterowniki PLC i sieci komunikacji elektronicznej. Służą głównie poprawie efektywności wykorzystania zasobów przedsiębiorstwa oraz zwiększania jego produktywności. Istniejące już systemy EPR (Enterprise Resource Planning) służą wyciąganiu wniosków z odpowiednio zagregowanych olbrzymiej ilości danych. Początkowo systemy te rozwijały się tylko w dużych zakładach i wymagały wysokich kompetencji kadry. Wraz z rozwojem ich inteligencji stają się bardziej przyjazne i wchodzą do coraz mniejszych zakładów, przyczyniając się do zmniejszania deficytu kompetencji zarządczych. W nadchodzących latach systemy ERP będą przekształcać się w systemy podejmowania decyzji. Rosnąca automatyzacja wszystkich procesów technologicznych i logistycznych pobudza popyt na systemy realizacji produkcji MES (Manufacturing Execution System). MES to technologie informatyczne, oprogramowanie, urządzenia elektroniczne i elementy automatyki, umożliwiające efektywne zbieranie informacji w czasie rzeczywistym wprost ze stanowisk produkcyjnych i ich transfer na obszar biznesowy (do ERP). Informacje o realizacji produkcji pobierane są jeszcze przy udziale pracowników produkcyjnych, ale coraz częściej bezpośrednio z maszyn. Stale rośnie procent stanowisk pracy wyposażonych w interfejs komputerowy HMI (Human Machine Interface), przekształcany z czasem w autonomiczny komputer czyli w moduł PLC (Programmable Logic Controller). Stanowiska te z reguły połączone są szerokopasmową siecią transmisji danych. W publikacjach o przemyśle 4.0 dominują opisy optymalnych mechanizmów tzw. pionowej integracji cyfrowej (wewnątrz zakładu), ale większą rewolucją będzie integracja pozioma, dotycząca analogicznej integracji, ale pomiędzy zakładami. Obecnie zaczyna się pomiędzy zakładami powiązanych właścicielsko. Na obecnym etapie oba te procesy skupione są na wdrażaniu oprogramowania, które w sposób kompleksowy i spójny zarządza całością funkcjonowania wszystkich procesów biznesowych i technologicznych. Docelowo, powierzenie myślącym maszynom zadania zarządzania procesami oznacza autonomię w podejmowaniu decyzji technologicznych i biznesowych. Maszyny będą zawierać umowy kupna/sprzedaży towarów i usług, umowy o współpracy technicznej i handlowej. Współczesny Internet rzeczy służy zapewnieniu współpracy rozproszonych automatów. W przyszłości stanie się transakcyjną platformą cyfrową, na której maszyny i ludzie będą trudno rozróżnialnymi podmiotami uczestniczącymi w obrocie gospodarczym. 118

119 Transformacja rynku pracy W procesie rozwoju gospodarczego (wzrostu PKB) stale rośnie koszt roboczogodziny. Historycznie, zastępowanie pracy ludzkiej pracą automatów i robotów obniżało tempo wzrostu kosztu roboczogodziny i udział kosztów pracy w bezpośrednich kosztach produkcji, ale rosły koszty wiedzy i technologii. Spadek kosztów pracy automatów i wzrost kosztów pracy spowodował, że w gospodarkach o produktywności (wyrażanej w PKB/roboczogodzinę) powyżej 50$ gwałtownie rośnie popyt na roboty i całkowicie zautomatyzowane procesy wytwarzania dóbr i usług. Barierą ograniczającą tempo tego procesu jest niedostateczna podaż maszyn zdolnych do myślenia czyli wyposażonych w wiedzę niezbędną do samodzielnego podejmowania w ramach zdefiniowanych konstrukcyjnie kompetencji. Wraz z rozwojem sztucznej inteligencji bariera ta będzie ulegała obniżaniu. W krajach słabiej rozwiniętych, gdzie PKB na osobogodzinę jest niskie (np. w Polsce wynosi nieco ponad 20$), to bariera radykalnie przeciwdziałająca jakościowemu rozwojowi gospodarczemu. Produktem epoki cyfrowej są olbrzymie i stale rosnące zasoby danych, technologie przetwarzania ich w informacje oraz sieci zdolne do ich bardzo szybkiego przesyłania w skali globalnej po minimalnych kosztach. Równolegle, rozwój szerokopasmowej komunikacji elektronicznej stworzył możliwość współpracy robotów i automatów. Proces cyfryzacji wszystkiego wszedł w fazę dojrzałości. Sztuczna inteligencja to maszyna zdolna do przetwarzania tych informacji w wiedzę i wykorzystania do podejmowania decyzji. Można założyć, że rynek pracy 4.0 będzie generował popyt na ludzi i dane niezbędne do uczenia maszyn. Stworzy to nową relację maszyna człowiek, która będzie przekształcać się w relację partnerską. Nieuchronny szybki wzrost produktywności doprowadzi do zmiany priorytetów pracowniczych i czynników motywujących do pracy. Brak jest w historii zmiany o podobnym charakterze, więc bardzo trudno dzisiaj przewidzieć, jak to wpłynie np. na regulacje podatkowe, stosunki społeczne, system edukacji, a nawet na podstawowy system wartości. Nie mamy pojęcia jak to wpłynie na wiele zachowań jednostkowych, grupowych i społecznych. Edukacja i system kształcenia System edukacyjny wykształcony w epoce przemysłowej nastawiony był na przygotowanie ludzi do pracy, której istotą było uzupełnianie maszyn i narzędzi o funkcjonalności wymagające myślenia i skomplikowanych umiejętności mobilnych, które miał tylko człowiek. Ten cel traci bardzo szybko swoje znaczenie. Zmieni się rola człowieka w procesie tworzenia wartości dodanej, a zatem funkcje i cele pracy. Robotyzacja wszystkich stanowisk pracy uwolni ludzi od konieczności pamięciowego 119

120 opanowania jakiegoś obszaru wiedzy. Znacznie ważniejsze będzie kształcenie umiejętności sprawnego pozyskiwania tej wiedzy od maszyn i przetwarzania dla własnych potrzeb. Uczenie maszyn i uczenie posługiwania się nimi - może być w nieodległej przyszłości najbardziej poszukiwaną umiejętnością zawodową. Być może uczenie się w ciągu tego wieku stanie się podstawowym zadaniem każdego pracownika. Musimy brać pod uwagę, że w procesie pracy będziemy mieli do czynienia z przyspieszającym zjawiskiem uczenia się maszyn poprzez pracę. z pewnością maszyny bardzo szybko osiągną przewagę w dostępie do wiedzy i szybkości w wyciąganiu wniosków. Biorąc pod uwagę, że cały proces kształcenia przygotowuje i przystosowuje człowieka do funkcjonowania na rynku pracy oraz horyzont czasowy przewidywanych zmian - pilnie potrzebujemy nowej filozofii kształcenia, programów i metod nauczania. Jeśli chcemy uniknąć wstrząsów związanych z nadmiernym rozwarstwieniem społecznym, powinniśmy wdrożyć programy przeciwdziałania narastającemu zjawisku wykluczenia edukacyjnego. Czynniki sprzyjające globalizacji Rozwój technologii myślenia oraz wyrównywanie się poziomów życia w różnych regionach globu będą powodowały, że geograficzne różnice w kosztach pracy będą traciły na znaczeniu. Jednak nie potrafimy przewidzieć, czy rozwój społeczeństw wiedzy wpłynie na procesy: wzrostu rozwarstwienia majątkowego, powstawania tzw. wykluczonych grup społecznych, nasilania się negatywnej percepcji społecznej zjawiska globalizacji. Zmianie ulegną mechanizmy napędzające globalizację. Rozwój produkcji 4.0 i wzrost wymagań ekologicznych mogą zmienić rachunek kosztów i zmniejszyć zależność produktywności całkowitej od lokalizacji zakładu. Spadek udziału kosztów transportu w całkowitych kosztach produkcji będzie sprzyjać globalizacji. Jest to tendencja stała wynikająca ze spadku kosztów przewozu oraz wzrostu udziału produktów wysoko przetworzonych w całym wolumenie przewozów. Robotyzacja i rozwój bezprzewodowych sieci transmisji danych będzie zachęcać do przenoszenia produkcji na statki, co pozwoli zrównoleglić procesy produkcyjne i transportowe. Coraz większe znaczenie w obrotach międzynarodowych będzie miała wymiana cyfrowa - obrót wartościami niematerialnymi. Jest prawdopodobnym, że obecny problemy związane z globalizacją przejdą do historii, a pojawią się nowe, takie jak np. ochrona wód oceanów, opodatkowanie produkcji realizowanej eksterytorialnie itd. Biorąc powyższe pod uwagę, należy założyć, że rozwój technologii przemysłu 4.0 będzie wzmacniał czynniki sprzyjające globalizacji, których dzisiaj nie bierzemy 120

121 jeszcze poważnie pod uwagę. Przykładem takiego czynnika może być rozwój kryptowalut. To zapowiedź potrzeby ustanowienia globalnego, cyfrowego systemu wymiany dóbr i usług. Gospodarka cyrkulacyjna i ekologiczna Powszechna robotyzacja w połączeniu ze spadkiem dostępności surowców i narastającymi problemami ekologicznymi musi doprowadzić do całkowitej przebudowy regulacji określających dopuszczalne oddziaływanie gospodarki na środowisko naturalne. Wraz ze wzrostem produktywności będą rosły możliwości tworzenia warunków prawnych motywujących do proekologicznych działań przedsiębiorstw. Wydaje się, że czwarta rewolucja przemysłowa powinna przenieść do historii obecny konflikt ekonomiczny i kulturowy pomiędzy przemysłem i ekologią. 121

122 Barbara Adamska Przewodnicząca Kongresu Magazynowania Energii Magazyny energii w Polsce Streszczenie: w artykule poruszono kwestie magazynów energii, począwszy od definicji, poprzez rodzaje możliwości wykorzystania magazynów energii w Polsce. Słowa kluczowe: domowe magazyny energii, magazyny o dużych pojemnościach, klastry energii O magazynach energii w Polsce mówi się w kontekście tworzenia klastrów energii, rozproszonych usług systemowych czy rozwoju elektromobilności. Często wskazuje się na możliwość ich zastosowania w przedsiębiorstwach oraz przez odbiorców prywatnych. Jednak bez zmian w prawodawstwie nie wydaje się realne, aby rynek magazynów energii w Polsce w najbliższych latach dynamicznie się rozwijał. Regulacje krajowe Definicję magazynu energii zawarto w Ustawie z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (tj. Dz. U. z 2017 r., poz. 1148). Zgodnie z art. 2 pkt 17 Ustawy, magazyn energii to wyodrębnione urządzenie lub zespół urządzeń służących do przechowywania energii w dowolnej postaci, niepowodujących emisji będących obciążeniem dla środowiska, w sposób pozwalający co najmniej na jej częściowe odzyskanie. Takie brzmienie punkt ten otrzymał po nowelizacji z dnia 22 czerwca 2016 r. Przed nowelizacją art. 2 pkt 17 definiował magazyn energii elektrycznej jako wyodrębnione urządzenie lub zespół urządzeń służących do magazynowania energii elektrycznej w innej postaci energii powstałej w wyniku procesów technologicznych lub chemicznych. Definicja ta nadal jest stosowana np. w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej PSE cz. Warunki korzystania, prowadzenia ruchu eksploatacji i planowania rozwoju sieci wersja 2.0. Oprócz definicji magazynu energii w ustawie OZE znajdziemy również zapisy mówiące, że magazyn energii jest częścią instalacji odnawialnego źródła energii, z którą jest połączony lub też wspomaga instalację hybdrydową, a energia z magazynu energii jest uznawana za energię elektryczną pochodzącą z odnawialnego źródła energii. Tak więc ustawodawca dostrzegł sam fakt istnienia magazynów energii, jednak istniejące uregulowania nie stanowią na chwilę obecną wystarczających ram do wypracowania modeli biznesowych stosowania magazynów energii w Polsce. W Ustawie Prawo energetyczne nie wyodrębniono działalności polegającej na magazynowaniu energii jako samodzielnego rodzaju działalności gospodarczej, a Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych nie mają możliwości zakupu usług regulacyjnych od niezależnych operatorów magazynów energii. Czy to oznacza, 122

123 że magazyny energii w Polsce nie mogą być stosowane? Tak nie jest. Istnieją obszary, w których magazyny energii mogą być stosowane już obecnie. Wydaje się jednak, że bez zmiany uregulowań, dynamika rozwoju rynku nie będzie zadawalająca. z kolei bez wewnętrznego rynku szansa na rozwinięcie własnych technologii i produktów przez rodzime podmioty nie wydaje się zbyt wielka. Magazyny energii na potrzeby elektromobilności Strategia na Rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju zakłada, że do 2025 roku po polskich drogach będzie jeździć milion pojazdów elektrycznych. Aby osiągnięcie tego celu było możliwe, konieczna jest rozbudowa infrastruktury służącej ładowaniu pojazdów. Według prognoz Ministerstwa Energii, do 2020 roku w 32 aglomeracjach na terenie kraju ma powstać punktów normalnego ładowania i 400 punktów ładowania dużej mocy. PwC szacuje, że inwestycje związane z rozwojem infrastruktury ładowania wyniosą ponad 2 mld złotych do 2025 roku. Moc ładowarek oraz profile ładowania mogą stanowić dla sieci elektroenergetycznej poważne wyzwanie, stąd też w kontekście infrastruktury ładowania często podnoszony jest aspekt zastosowania magazynu energii. Potrzeba taka najczęściej pojawia się w przypadku stacji szybkiego ładowania samochodów osobowych lub ładowarek na potrzeby transportu publicznego. Moc szybkiej ładowarki samochodu osobowego to nawet ponad 50 kw, moc ładowania autobusu wynosi do 500 kw. Nierzadko zdarza się, że w ramach jednego projektu tabor autobusowy miasta wzbogaca się o kilkadziesiąt czy nawet więcej autobusów elektrycznych przykładowo 130 autobusów elektrycznych w Warszawie w ramach POIiŚ Plany w zakresie elektryfikacji transportu publicznego są często dużo ambitniejsze, np. Miejskie Zakłady Autobusowe w Warszawie, dysponujące taborem ponad autobusów, planują całkowitą wymianę taboru na autobusy elektryczne po 2030 roku. Uzmysławia to skalę wyzwań dla sieci elektroenergetycznych. Magazyny energii wspomagające stacje ładowania będą nierzadko stanowiły rozsądną opcję zarówno od strony technicznej, jak też i kosztowej. Stacje ładowania wyposażone w magazyny energii znajdują się w komercyjnej ofercie podmiotów działających w Polsce. Tego typu rozwiązania są też przedmiotem obecnie realizowanych projektów badawczych. Warto wspomnieć, że działająca w Polsce firma budująca sieć szybkich ładowarek, planująca uruchomienie w naszym kraju 200 stacji ładowania do połowy 2020 roku, 10 z nich wyposaży w magazyny energii. Magazyny energii w klastrach energii: czy powstają? Definicja klastra energii wprowadzona nowelizacją ustawy o OZE z dnia 22 czerwca 2016 r. stała się przyczynkiem do szerokiej dyskusji o celowości stosowania magazynów energii w Polsce, zwłaszcza w kontekście tworzenia klastrów energii. Stało się tak, ponieważ Ustawa definiuje klaster energii jako cywilnoprawne porozumienie dotyczące wytwarzania i równoważenia zapotrzebowania, dystrybucji 123

124 lub obrotu energią z odnawialnych źródeł energii lub z innych źródeł lub paliw (art. 2 pkt 15a Ustawy o OZE). Zapis ten w sposób szeroki zakreśla ramy funkcjonowania klastrów energii, przez co stał się punktem wyjścia do rozważań, co powinno być celem tworzenia i funkcjonowania klastrów energii. Wskazanie w ustawowej definicji równoważenia zapotrzebowania jako przedmiotu działalności klastra energii wyeksponowało rolę bilansowania, a w konsekwencji magazynów energii. Jedną z możliwości interpretacji tego zapisu może być przypuszczenie, że klaster energii to w istocie lokalny obszar bilansowania. Obszar taki rozumie się zwykle jako logicznie wydzieloną część systemu dystrybucyjnego, w którym wytwarzanie równoważone jest z zapotrzebowaniem. Dodatkowo taki obszar powinien posiadać zdolność do pracy wyspowej oraz możliwość podjęcia pracy synchronicznej z systemem elektroenergetycznym. z technicznego punktu widzenia budowa lokalnego obszaru bilansowania nie jest przedsięwzięciem trywialnym, tak więc nie wydaje się, aby powinno być to celem funkcjonowania każdego klastra energii, nawet przy założeniu odpowiednio długiej ścieżki dojścia do osiągnięcia tego celu. W tej sytuacji można dyskutować, czy celem funkcjonowania klastra energii powinno być dobowe/godzinowe/15-minutowe zbilansowanie czy może wyrównanie godzinowego zapotrzebowania na moc do jednej wartości średniodobowej? Warto poddać pod rozwagę, czy celem wystarczającym nie byłoby ograniczenie dynamiki zmian zapotrzebowania na moc w punkcie przyłączeniowym klastra do sieci dystrybucyjnej na osłonie klastra energii? Niezależnie od tego, jak zostanie zdefiniowany cel w kontekście równoważenia wytwarzania i zapotrzebowania w ramach klastra, osiągnięcie każdego implikuje w większości przypadków konieczność stosowania magazynów energii. Czy to oznacza, że magazyny energii w klastrach energii rzeczywiście są instalowane? Odpowiedź na dzień dzisiejszy brzmi rozczarowująco o magazynach energii w klastrach energii dużo się mówi, poszczególne klastry planują ich zastosowanie, są inwestorzy, którzy są skłonni w nie zainwestować, ale na chwilę obecną brak jest modelu biznesowego, który stanowiłby uzasadnienie dla ich budowy. Taki stan rzeczy to również pochodna początkowego etapu wdrażania koncepcji klastrów energii w Polsce. W związku z tym, że definicja klastra energii została wprowadzona do prawodawstwa polskiego w połowie 2016 roku, klastry energii znajdują się w fazie tworzenia i wypracowywania struktur organizacyjnych oraz funkcjonalnych. Ważną cezurą dla tego procesu było ogłoszenie przez Ministerstwo Energii w dniu roku Konkursu dla Klastrów Energii. Wyróżnione w Konkursie klastry otrzymają certyfikat pilotażowego klastra energii. Warto zwrócić przy tym uwagę, że w dokumentach aplikacyjnych konkursu, które można było składać do roku, klastry były zobligowane do odniesienia się do kwestii posiadanych i/lub planowanych magazynów energii. Informacje takie wymagane były w punkcie nr 9 Formularza Strategii rozwoju klastra przy opisie posiadanej infrastruktury w klastrze oraz w punkcie nr 10, dotyczącym planów w zakresie magazynowania energii w klastrze łącznie z podaniem technologii magazynowania. Zakres analizy SWOT, wykonywanej na potrzeby aplikacji 124

125 w konkursie, również wymagał odniesienia się do kwestii magazynowania energii w klastrze w zakresie analizy zgodności profili wytwarzania i zapotrzebowania. Byłoby optymalnie, gdyby dzięki współpracy organizatora konkursu, czyli Ministerstwa Energii z pilotażowymi klastrami energii wypracowane zostały ramy stosowania magazynów energii w klastrach energii. Zagadnienie to nie zostało poruszone w projekcie nowelizacji ustawy o OZE datowanym na roku, który ma szansę trafić do prac w parlamencie na początku 2018 roku. Pozostaje mieć nadzieję, że kwestie te znajdą odzwierciedlenie w ustawie o rozwoju energetyki rozproszonej, która zgodnie z deklaracjami resortu miałaby regulować również kwestie związane z klastrami energii. Domowe magazyny energii Rynek domowych magazynów energii w Polsce właściwie nie istnieje. Obowiązujący system opustów dla prosumentów polegający na tym, że wytwórca energii w mikroinstalacji może odebrać z sieci 0,8 kwh ew. 0,7 kwh za każdą kwh wprowadzoną do sieci elektroenergetycznej powoduje, że zakup własnego magazynu energii nie jest opłacalny. Oczywiście, w pojedynczych przypadkach inwestorzy prywatni mimo wszystko decydują się na magazyn domowy, np. na terenach, gdzie szczególnie często dochodzi do przerw w zasilaniu lub też tacy, dla których koszt magazynu energii stanowi niewielki procent kosztu inteligentnych instalacji ich nowo budowanego domu. Nie jest to jednak na tyle liczna grupa, na której można by budować rozwój tego segmentu rynku. Pozostaje pytanie, czy stan sieci w Polsce jest wystarczająco dobry, aby służyć za magazyn energii dla zwiększającej się liczby prosumentów? Przy obecnie istniejących ponad 20 tysiącach mikroinstalacji PV nie wydaje się być to problemem, jednak pod warunkiem, że na danych odcinku sieci nie dojdzie do nadmiernej koncentracji tego typu instalacji. Do takich sytuacji jednak często dochodzi, gdy w ramach programu parasolowego w jednej gminie powstaje kilkadziesiąt czy nawet kilkaset dachowych instalacji PV. Wprowadzenie zachęt do instalowania indywidualnych magazynów energii jako uzupełnienie instalacji PV w połączeniu z wprowadzeniem ograniczeń ilości energii, którą prosument może wprowadzić do sieci, przyczyniłoby się od wygładzenia szczytów podaży prądu solarnego, z korzyścią dla sieci. Taka konfiguracja jest również celowa w kontekście planów dotyczących rozwoju elektromobilności w Polsce. Wydaje się bardzo prawdopodobne, że w średniej i długiej perspektywie rozwój indywidualnej elektromobilności w naszym kraju będzie stymulowany możliwością wytwarzania energii elektrycznej na własnym dachu i przechowania jej w domowym magazynie energii. Dodatkowo, stymulując rozwój krajowego rynku magazynów energii, dałoby się szansę na rozwój rodzimym producentom domowych magazynów energii. Przykład Niemiec stanowi dobry przykład, w jaki sposób rozsądnie skonstruowany program wspierający instalowanie domowych magazynów energii może przyczynić się do rozwoju krajowego sektora produkującego tego typu rozwiązania. 125

126 Magazyny energii w przedsiębiorstwach Dla przedsiębiorstw oprócz ceny energii elektrycznej ogromne znaczenie ma kwestia niezawodności dostaw oraz parametrów jakościowych energii elektrycznej. Wprowadzenie 20 stopnia zasilania, skutkujące przerwami w dostawach prądu dla tysięcy polskich przedsiębiorstw w sierpniu 2015 roku, stanowiło dla wielu przedsiębiorców ważną cezurę w sposobie myślenia o bezpieczeństwie dostaw energii elektrycznej. Wiara w niezawodność dostaw energii z sieci została zachwiana, a przedsiębiorstwa coraz częściej decydują się na własne źródła wytwórcze energii elektrycznej. Rozważając inwestycję w instalację wytwórczą, niektórzy przedsiębiorcy rozważają uzupełnienie jej o magazyn energii, zarówno ze względów back-upowych (gwarantowane zasilanie), jak też np. ze względu na możliwość wygładzenia szczytów popytu na energię z sieci, a w konsekwencji obniżenie mocy umownej. Dla wielu przedsiębiorców kluczowe znaczenie mają parametry energii. Na rynku zauważalne jest wyczulenie na tą kwestię, przekładające się na coraz powszechniejsze stosowanie analizatorów parametrów sieci. Nie są odosobnione przypadki, że przedsiębiorstwa decydują się na zastosowanie magazynów energii w celu zapewnienia stałości parametrów energii w takim przypadku są to najczęściej akumulatory przepływowe lub superkondensatory. Magazyny energii o dużych pojemnościach Największym działającym w Polsce bateryjnym magazynem energii jest magazyn o mocy 0,75 MW i pojemności 1,5 MWh podłączony do sieci Energa-Operator S.A. W okolicach Pucka. Został uruchomiony jesienią 2016 roku jako element projektu badawczego Lokalny Obszar Bilansowania. Celem tego projektu jest stabilizacja systemu, testowanie świadczenia usług systemowych i regulacyjnych oraz zarządzanie popytem u odbiorców. Warto zwrócić uwagę, że wykonawcą tego litowojonowego magazynu energii było konsorcjum na czele z firmą Qumak S.A., a system QSESS (Qumak Smart Energy Storage System) kontroluje całość pracy magazynu. Pokazuje to, że polskie spółki mają szanse na wykształcenie kompetencji w zakresie budowy bateryjnych magazynów energii o dużych pojemnościach. Do 2019 roku powinien powstać w Polsce kolejny, jeszcze większy bateryjny hybrydowy magazyn energii elektrycznej, o mocy ok. 6 MW i pojemności ok. 27 MW. Zostanie zainstalowany przy farmie wiatrowej Bystra, należącej do Grupy Energa. Składać się będzie z baterii litowo-jonowych oraz kwasowo-ołowiowych. Magazyn ten w połączeniu z systemem automatyki Special Protection Scheme pozwoli na przetestowanie rozwiązań pozwalających na ochronę sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnych przed przeciążeniami, a także na praktyczne sprawdzenie możliwości wykorzystania technologii bateryjnych na potrzeby bilansowania niedoborów bądź nadmiaru produkowanej energii. Projekt realizowany jest we współpracy przez Polskie Sieci Energetyczne, Energa Wytwarzanie, Energa Operator, Hitachi oraz Hitachi Chemicals. Koncepcję i projekt magazynu wykona 126

127 SAG Elbud Gdańsk. Oprócz wymienionych projektów, w najbliższych latach w Polsce mają szanse powstać kolejne bateryjne magazyny energii o pojemności rzędu kilku MWh. Szansę na budowę bateryjnych magazynów energii stanowi uchwalona ustawa o rynku mocy. Czy rzeczywiście będzie ona stymulować budowę magazynów energii i w jakiej perspektywie czasowej, w chwili obecnej trudno przewidzieć, nie znając rozporządzeń do ustawy o rynku mocy. Warto mieć też na uwadze, że zagrożeniem dla udziału magazynów energii w rynku mocy w Polsce może być warunek braku korzystania z innego modelu wsparcia, brak jednoznacznego statusu magazynu energii jako jednostki wytwórczej w świetle ustawy Prawo energetyczne oraz nie doprecyzowanie kwestii związanych ze świadectwami pochodzenia oraz akcyzą przy zakupie energii na potrzeby magazynowania. Ramy do inwestowania w magazyny energii o znaczących pojemnościach przez odbiorców energii, zarówno przemysłowych jak i komercyjnych, stanowi rynek DSR. Żeby się tak jednak stało, trzeba byłoby obowiązujący mechanizm uprościć, tak, aby mogły brać w nim udział również mniejsze jednostki. Magazyny energii miałyby też szansę zaistnieć jako uzupełnienie instalacji hybrydowych tutaj warunkiem jest odpowiednia wysokość cen referencyjnych w aukcjach dla tego typu instalacji. Znaczącym stymulatorem do budowy magazynów tej wielkości byłoby wprowadzenie regulacji umożliwiających świadczenie przez operatorów magazynów energii usług regulacyjnych na rzecz OSD oraz służące rozwojowi rynku mechanizmy stymulujące powstawanie magazynów energii w klastrach energii. Stan polskich sieci dystrybucyjnych i sieci przesyłowych oraz niedobór mocy wytwórczych w KSE w połączeniu z rozwojem generacji ze źródeł OZE stanowią uzasadnienie dla stosowania magazynów energii w Polsce. Ważne, aby regulacje prawne rozwój ten w rozsądny sposób stymulowały. 127

128 Mariusz Krupa Sekretarz PK ŚRE Smart grid a cyberryzyko Streszczenie: artykuł stanowi streszczenie raportu World Energy Council pt.: The road to resilience managing cyber risks. Raport podsumowuje projekt, którego celem było wypracowanie najlepszego sposobu zarządzania cyberbezpieczeństwem z uwzględnieniem zmiennej natury sektora energetycznego i jego infrastruktury. Raport zawiera rekomendacje działań, jakie główni decydenci w sektorze i interesariusze mogą podjąć indywidualnie lub wspólnie w celu poprawy odpowiedzi sektora na rosnące cyberzagrożenia, jako część szerszej strategii mającej na celu zwiększenie odporności sektora energetycznego. Słowa kluczowe: smart grid, cyberryzyko cyberbezpieczeństwo Wstęp Niniejszy artykuł stanowi streszczenie raportu World Energy Council pt.: The road to resilience managing cyber risks. Raport powstał w ramach szerszej inicjatywy Financing Resilient Energy Infrastructure która swoim zakresem obejmowała również inne obszary zwiększania odporności 1 (ang. resilience) sektora energetycznego na rosnące zagrożenia. Raport jest podsumowaniem projektu, którego celem było wypracowanie najlepszego sposobu zarządzania cyberbezpieczeństwem z uwzględnieniem zmiennej natury sektora energetycznego i jego infrastruktury. W ramach projektu dokonano analizy zmian podatności na zagrożenia obecnej i przyszłej infrastruktury energetycznej. Raport zawiera rekomendacje działań, jakie główni decydenci w sektorze i interesariusze mogą podjąć indywidualnie lub wspólnie w celu poprawy odpowiedzi sektora na rosnące cyberzagrożenia, jako część szerszej strategii mającej na celu zwiększenie odporności sektora energetycznego. Przedmiotowy raport został opracowany przez międzynarodową grupę ekspercką World Energy Council we współpracy ze światowymi liderami w zakresie ubezpieczeń i innowacyjnych rozwiązań w obszarze zarządzania ryzykiem: Marsh & McLennan Companies oraz Swiss Re Corporate Solutions. 1 Chociaż nie ma jednej definicji odporności, na podstawie przeglądu literatury można określić ją jako działający i stabilny system, który zapewnia ciągłość funkcjonowania. 128

129 Pełny raport jest dostępny na stronie internetowej World Energy Council: Czym jest cyberryzyko? Cyberryzyko jest definiowane jako jakiekolwiek ryzyko wywodzące się od wykorzystania danych elektronicznych i ich przesyłu, w tym pochodzące od narzędzi technologicznych takich jak Internet i sieci telekomunikacyjne. Ryzyko to również obejmuje fizyczne zniszczenia, które mogą być spowodowane przez cyberataki, oszustwa popełniane przez wykorzystanie danych, jakiekolwiek szkody powstałe w wyniku przechowywania danych, ich dostępności, integralności i poufności w odniesieniu do osób prywatnych, firm lub jednostek rządowych. Cyberryzka mogą pochodzić z wielu różnych źródeł, często nieprzewidzianych, a ich wpływ może być bardzo różny i może oddziaływać na biznes na wiele różnych sposobów. Ataki na infrastrukturę krytyczną mogą być szczególnie dotkliwe w skutkach i mogą pociągać daleko idące konsekwencje. Cyberryzyko w kontekście wdrożenia smart grid Większa odporność na cyberzagrożenia jest kluczowa dla zapewnienia obecnego i przyszłego bezpieczeństwa energetycznego. Internet i technologie sieciowe zmieniły wiele obszarów funkcjonowania sektora energetycznego. Zwiększenie digitalizacji sektora, poprzez zastosowanie urządzeń takich jak np. inteligentne liczniki, powoduje wzrost jego efektywności i umożliwia lepsze zarządzanie siecią, wydobyciem surowców i produkcją energii. Jednak wraz z korzyściami, pojawiają się także zagrożenia, które w szczególności dotyczą przemysłowych systemów sterowania. Ataki wymierzone w te systemy mogą prowadzić do utraty kontroli nad elementami infrastruktury krytycznej, co może w konsekwencji spowodować jej fizyczne zniszczenie. W wyniku cyberataku może dojść do zniszczenia urządzeń, pożaru, eksplozji i innych zdarzeń, które są groźne nie tylko dla infrastruktury energetycznej ale także dla zdrowia i życia ludzi. Materializacja tych zagrożeń będzie więc miała wpływ na działanie aktywów energetycznych, społeczności lokalne oraz całą gospodarkę. Dlatego wzrost liczby inteligentnych urządzeń w sieci energetycznej z jednej strony dostarcza jej wiele korzyści, a z drugiej strony zwiększa zagrożenia dla jej funkcjonowania w postaci wystąpienia cyberataku. Jak ważne dla liderów sektora energii jest cyberbezpieczeństwo? World Energy Council prowadzi monitoring, w ramach którego identyfikowane są zagadnienia szczególnie istotne dla sektora energii. Została opracowana lista takich zagadnień, w odniesieniu do których, cyklicznie określa się ich wagę w skali globalnej, regionalnej i krajowej. Ocena ta dokonywana jest na podstawie ankiet wypełnianych przez liderów sektora energii. W ten sposób powstaje tzw. Monitoring Ważnych Zagadnień (Issues Monitor), będący odzwierciedleniem poglądów w 129

130 zakresie potencjalnego wpływu danego zjawiska na sektor energii, niepewności jego wystąpienia oraz konieczności reakcji sektora. Jednym z monitorowanych zagadnień jest zagrożenie cybernetyczne, a wynik jego oceny z 2017 r. przedstawia rys nr 1. Rys. 2 Mapa zagadnienia zagrożenie cybernetyczne opracowana w ramach badania World Energy Issues Monitor Europejscy liderzy sektora energii, w odniesieniu do wyniku globalnego, postrzegają cyberzagrożenie jako zagadnienie o znacznie większym potencjalnym wpływie na sektor energii oraz większej niepewności jego wystąpienia. Należy jednak zauważyć, że zagadnienie to zostało ocenione w ramach poszczególnych krajów w sposób dość zróżnicowany (np. Francja, Szwajcaria, Węgry, Rumunia). Ocenia Polski jest bardzo zbliżona do średniej europejskiej. Koszty cyberataku i zabezpieczenia się przed nim statystyka Złożoność ochrony przed cyberatakami wynika z faktu, że cyberprzestępcy wykorzystują coraz bardziej zaawansowane metody i technologie. Cyberryzka należą do grupy bardzo dynamicznych zjawisk, które podlegają stałym zmianom. Obrona organizacji przed cyberatakami ewoluuje, a cyberprzestępcy przystosowują się do niej i wykorzystują bardzo innowacyjne metody do jej zniszczenia lub ominięcia [1]. Jednym z największych problemów firm jest szybkość wykrywania cyberataków po ich przeprowadzeniu. Na przykład, rząd Wielkiej Brytanii szacuje, że średnio mija 200 dni od zaistnienia incydentu do jego wykrycia, co oznacza, że cyberprzestępcy mają bardzo dużo czasu na działania będąc niezauważonym [2]. 130

131 Wiele cyberataków wymierzonych jest w dane wrażliwe i te pożądane z finansowego punktu widzenia, takie jak: dane z kart kredytowych, dane bankowe, dane medyczne lub dane objęte tajemnicą handlową. Tylko w 2015 roku, na świecie zostało skradzionych 736 mln plików z danymi. Niemniej, cyberzagrożenia coraz częściej dotyczą infrastruktury fizycznej, w tym tej o krytycznym znaczeniu. Ponad 80% firm sektora gazowego i naftowego przyznało, że odnotowało wzrost liczby skutecznych cyberataków w okresie ostatnich kilku lat [3]. W ankiecie przeprowadzonej wśród firm zarządzających infrastrukturą krytyczną, przeprowadzonej w USA, Wielkiej Brytanii, Francji i Niemczech, aż 48% respondentów potwierdziło, że istnieje prawdopodobieństwo, że cyberatak mógłby doprowadzić do zniszczenia infrastruktury krytycznej z potencjalnymi skutkami utraty ludzkiego życia [4]. Jeden z zarządzających wysokiego szczebla udzielający wywiadu powiedział: Firmy energetyczne muszą przyjąć do wiadomości, że cyberataki stanowią takie samo zagrożenie dla infrastruktury jak powódź czy pożar. Ponadto, częstotliwość ataków jest coraz większa, cyberprzestępcy wykorzystują coraz to bardziej wyszukane metody, a koszty wywołane tymi incydentami stale rosną. Na przykład, Industrial Control Systems Cyber Emergency Response Team (ICS-CERT) działający przy Departamencie Bezpieczeństwa Krajowego USA, odnotował 295 cyberincydentów w sektorze energetycznym w 2015 r., co stanowi 20% wzrost w odniesieniu do roku poprzedniego. Sektor energetyczny odpowiada w USA za 16% wszystkich cyberataków, a 33% z nich jest wymierzonych w infrastrukturę krytyczną. Inne studium wskazuje, że średni roczny koszt cyberprzestępstwa w sektorze finansowym, przedsiębiorstw użyteczności publicznej i energetycznym jest o wiele wyższy niż w innych sektorach, takich jak np. opieki medycznej, motoryzacyjnym czy rolno-spożywczym i wynosi 12,5 mln $ [5]. W odpowiedzi na rosnące zagrożenie, wydatki na ochronę przed cyberatakami w sektorze energetycznym stale rosną. Do 2018 r., w skali globalnej, firmy sektora gazowego i naftowego mogą ponieść koszty ochrony przed cyberatakami na poziomie 1,87 mld $. Tylko w Europie, usługi konsultingowe i testy związane z zapewnieniem cyberbezpieczeństwa w przedsiębiorstwach energetycznych osiągną poziom 412 mln [6]. POTENCJALNE KOSZTY CYBERATAKU NA DUŻĄ SKALĘ Awaria infrastruktury energetycznej może mieć wpływ na działanie innej infrastruktury krytycznej (transportowej, wodociągowej, itp.) w innych obszarach gospodark [7]. Na przykład, przeprowadzone studium szacuje, że równoczesny atak złośliwego oprogramowania na 50 generatorów w północno-wschodniej części USA, mógłby pozbawić zasilania 93 mln ludzi, skutkując stratami w wysokości 243 mld $ [8]. Dla porównania, trzęsienie ziemi i tsunami w Japonii w 2011 r. wywołało straty na poziomie 300 mld $, a huragan Sandy w 2012 r. spowodował szkody 131

132 w wysokości 100 mld $. Wnioski 1. Cyberbezpieczeństwo jest bardzo wysoko na liście priorytetów liderów sektora energii Cyberzagrożenia stanowią jedną z najważniejszych kwestii dla liderów sektora energii, szczególnie w krajach z mocno rozwiniętą infrastrukturą energetyczną w Europie i Ameryce Północnej. W tych regionach, liderzy sektora energii postrzegają cyberataki jako główne zagrożenie dla ciągłości działania biznesu. Dlatego widzą potrzebę tworzenia kultury organizacyjnej opartej na świadomości cyberzagrożeń, która wykracza poza tradycyjne struktury departamentów IT. 2. Postępująca integracja i digitalizacja sektora energii zwiększa cyberryzyko Postępująca integracja i digitalizacja sektora energii (w tym smart grid, inteligentne urządzenia i internet rzeczy) oraz jego kluczowa rola dla funkcjonowania nowoczesnej gospodarki powodują, że jest on narażony na cyberataki wymierzone w zakłócenie jego działania. Chociaż digitalizacja prowadzi do wzrostu efektywności operacyjnej sektora, to postępująca integracja zwiększa złożoność połączonych systemów i zarządzanie cyberbezpieczeństwem. 3. Cyberryzyko dotyczy także aktywów fizycznych Cyberbezpieczeństwo stanowi obszar szczególnego zainteresowania, ponieważ atak na infrastrukturę teleinformatyczną posiada potencjał do wywołania ogromnych zniszczeń infrastruktury energetycznej. Największym ryzykiem są obarczone duże systemy scentralizowane z powodu możliwości wystąpienia efektu domina. 4. Dostawcy technologii odgrywają kluczową rolę Dostawcy technologii mogą odegrać kluczową rolę w zwiększaniu odporności infrastruktury energetycznej na cyberataki. Firmy te muszą zapewnić, że dostarczane przez nie produkty oparte są o technologie spełniające standardy bezpieczeństwa. Bez zastosowania takich technologii przemysłowe systemy sterowania oraz systemy SCADA mogą być podatne na cyberataki i zwiększać wrażliwość systemów energetycznych na takie ataki. 5. Świadomość pracowników czynnikiem o krytycznym znaczeniu Firmy zwiększają znaczenie ryzyk pochodzących z cyberprzestrzeni i dostrzegają niedostateczną wymianę informacji w środowisku eksperckim sektora energetycznego oraz pomiędzy różnymi sektorami, których to zjawisko dotyczy. Lepsza wymiana informacji w sektorze oraz pomiędzy sektorami i interesariuszami reprezentującymi interesy prywatne i publiczne mogła by zwiększyć zrozumienie 132

133 wpływu cyberryzyk na funkcjonowanie firm energetycznych oraz na cały sektor. Ponadto, uświadamianie pracowników o cyberzagrożeniach musi być częścią efektywnej strategii cyberbezpieczeństwa. Błędy ludzkie są bardzo często kluczowym czynnikiem powodzenia cyberataku z powodu niedostatecznej świadomości pracowników realizujących swoje zadania na różnych szczeblach organizacyjnych. 6. Rynek cyberubezpieczeń nie jest dostatecznie dojrzały Cyberubezpieczenie jest jednym z mechanizmów pozwalających na ograniczenie strat finansowych spowodowanych cyberatakami. Niemniej, firmy ubezpieczeniowe muszą kontynuować prace nad rozwojem instrumentów zabezpieczających firmy energetyczne przed stratami wynikającymi z katastrofalnych skutków oraz złożoności cyberataków. Jako, że obszar ten jest stosunkowo nowy, to istnieje problem z dostępem do danych historycznych na temat cyberataków oraz ich skutków. To ogranicza dojrzałość rynku cyberubezpieczeń. Niemniej, sam proces pozyskiwania cyberubezpieczenia przynosi firmom korzyści, ponieważ zmusza je do oceny stosowanych praktyk w zakresie zarządzania cyberryzykiem. Rekomendacje Wszyscy kluczowi interesariusze muszą odgrywać aktywną rolę w zarządzaniu cyberryzykiem (patrz rys. 2). Rys. 2 Kluczowi interesariusze w zarządzaniu cyberryzykiem 1. Sektor finansowy i ubezpieczeniowy: musi stworzyć produkty ubezpieczeniowe, które będą odpowiadały na zmieniające się cyberzagrożenia. Sektor musi współpracować z przemysłem energetycznym w celu poprawy świadomości istnienia i dostępności produktów zabezpieczających przez cyberryzykiem i rozwoju rynku tych produktów. Sektor musi być na bieżąco informowany o rozwoju technologicznym, ponieważ to on będzie determinował ryzyka, które będą podlegały ubezpieczaniu. Firmy ubezpieczeniowe muszą monitorować cyberryzyka i ich 133

134 pokrycie w oferowanych produktach oraz adaptować się do zmian, tam gdzie jest to konieczne. Wreszcie, firmy sektora finansowego i ubezpieczeniowego muszą uwzględniać regulacje tworzone w odniesieniu do cyberryzyka. 2. Firmy energetyczne: muszą postrzegać cyberryzyka jako kluczowe dla funkcjonowania ich biznesu, efektywnie zarządzać tymi ryzykami i budować techniczne i organizacyjne strategie wzmacniania odporności na cyberataki. Firmy muszą wzmacniać świadomość pozostałych interesariuszy sektora energetycznego dotyczącą możliwego wpływu cyberataków na ich funkcjonowanie, co zapewni szersze stosowanie środków zapobiegających cyberatakom. 3. Rządy: muszą wspierać silną odpowiedź firm na cyberryzyko poprzez wprowadzenie standardów cyberbezpieczeństwa lub dedykowanych regulacji. Jednakże, wymagania regulacyjne i te dotyczące raportowania nie powinny być zbyt skomplikowane dla zapewnienia odpowiedniej dynamiki dostosowania się do szybko zmieniającego się otoczenia. 4. Firmy technologiczne obsługujące sektor energetyczny: muszą wbudować w oferowaną technologię cechy zapewniające cyberbezpieczeństwo i współpracować z sektorem energetycznym w celu wykorzystania najnowszych technologii dla monitorowania cyberataków. 5. Organizacje przemysłowe: muszą wspierać i stymulować wymianę informacji oraz najlepszych praktyk, przeprowadzać testy i analizy porównawcze oraz pomagać firmom energetycznym rozwijać kulturę cyberświadomości. Bibliografia [3] Benchmarking Trends: Cyber-Attacks Drive Insurance Purchases For New and Existing Buyers. Marsh, [4] Cyber resilience The cyber risk challenge and the role of insurance. CRO Forum, [5] How Energy Companies Can Manage the Growing Threat of Cyber-Attack. Marsh, [6] Critical Infrastructure Readiness Report: Holding the Line Against Cyber threats. The Aspen Institute and Intel Security, [7] 2015 Cost of Cyber Crime Study: Global. Ponemon Institute LLC, [8] Hackers find open back door to power grid with renewables. Bloomberg, [9] Energy cybersecurity a critical concern for the nation. Perez T., Segalis B. and Navetta D., [10] The insurance implications of a cyber attack on the US. Lloyds,

135 Mgr Marcin Dudek ComCERT, Narodowe Centrum Badań Jądrowych Dr Jacek Gajewski Narodowe Centrum Badań Jądrowych Ocena cyberbezpieczeństwa obiektów energetycznych Streszczenie: W artykule opisano zakres i metodykę przeprowadzania oceny cyberbezpieczeństwa obiektów energetycznych na przykładzie metodyki stosowanej przez ComCERT SA i Narodowe Centrum Badań Jądrowych. Słowa kluczowe: cyberbezpieczeństwo, OT, ICS, PLC, SCADA, CyberLAB, white-box testing. Information Technology (IT) a Operational Technology (OT) W celu zrozumienia specyfiki cyberbezpieczeństwa obiektów energetycznych należy dokonać rozróżnienia systemów teleinformatycznych. Najczęściej kojarzonymi są te używane w biurze, czy w domu, czyli tak zwane systemy IT (ang. Information Technology). Jednak istnieją także systemy wykorzystywane w celu zarządzania procesami przemysłowymi, takimi jak wydobycie ropy i gazu, wytwarzanie energii, czy wspomaganie pracy wodociągów. Tego typu systemy nazywa się systemami OT (ang. Operational Technology). Kluczową rolę w systemach OT pełnią przemysłowe systemy sterowania (ICS ang. Industrial Control System), które obejmują m. in. systemy i urządzenia służące do sterowania oraz monitorowania procesów przemysłowych. Mogą to być taśmy przenośnikowe w zakładach górniczych, wirówki wzbogacania uranu w zakładzie jądrowym, czy kontrola ciśnienia w zbiorniku wodnym. Obecnie z powodu dużej złożoności procesów przemysłowych niemożliwe wydaje się ich funkcjonowanie bez wsparcia ze strony przemysłowych systemów sterowania. Systemy ICS można dalej podzielić na: 1. systemy nadzorcze SCADA (ang. Supervisory Control And Data Acquisition) służące głównie do zbierania i wizualizacji danych, sterowania procesem przemysłowym, alarmowania oraz archiwizowania danych, 2. rozproszone systemy sterowania (DCS ang. Distributed Control Systems) opierające się na systemie czasu rzeczywistego, mające za zadanie zarządzanie pracą i nastawami regulatorów analogowych, 3. sterowniki logiczne (PLC ang. Programmable Logic Controllers) wykonujące cyklicznie zadany program, mające za zadanie sterować pracą urządzeń. Przykładowa sieć w zakładzie przemysłowym pokazana została na Rys

136 Rys 1. Przykładowa sieć zakładu przemysłowego źródło: Wyzwania W przeszłości systemy przemysłowe były projektowane i działały w oderwaniu i izolacji od tradycyjnych systemów teleinformatycznych oraz wykorzystywały inne kanały transmisyjne. Obecnie głównie z powodów biznesowych możliwość monitorowania i kontroli z dowolnego miejsca na Ziemi, oraz obniżanie kosztów poprzez wykorzystanie już istniejącej infrastruktury, te systemy są coraz częściej łączone i łatwo dostępne z sieci Internet. Takie praktyki, choć nieuniknione, w połączeniu z długim czasem życia technologii przemysłowych, nierzadko lat, oraz brakiem mechanizmów bezpieczeństwa, narażają takie sieci na nowe, niewystępujące wcześniej zagrożenia cybernetyczne. Przykładem tego może być atak cybernetyczny na ukraińskie elektrownie w grudniu 2015, doprowadzający do przerw w dostawie prądu dla gospodarstw domowych, czy atak wirusa Stuxnet na irańskie instalacje nuklearne, który uszkodził wirówki do wzbogacania 136