Smart metering, a sterowanie popytem Autor: dr inż Krzysztof Billewicz - Instytut Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej ( Energetyka nr 2-3/2011) Wprowadzenie Obecnie przedsiębiorstwa informatyczne wdrażające swoje aplikacje na rynku energetycznym przedstawiają nowe, na naszym rynku, systemy smart metering (SM) i proponują ich wdrożenie w Polsce. Wiele z tych rozwiązań zostało z sukcesem wdrożonych na niektórych obszarach w krajach rozwiniętych. Przetłumaczone oferty i dokumentacje tych systemów często jednak nie uwzględniają polskiej specyfiki oraz zmian legislacyjnych i strukturalnych, które dokonały się w sektorze elektroenergetycznym w ostatnim czasie. Dwie najważniejsze różnice, w szeroko rozumianym otoczeniu, w stosunku do dotychczasowych wdrożeń w krajach rozwiniętych, utrudniające adaptacje tych rozwiązań na polskim gruncie to: unbundling oraz fakt, że urządzenia pomiaroworozliczeniowe znajdują się na zewnątrz lokali mieszkalnych jest to konsekwencja stosunkowo często występujących, na terenie naszego kraju, kradzieży energii itp. Dodatkowo można wymienić jeszcze kilka dodatkowych kwestii utrudniających wdrożenie systemów inteligentnych liczników w Polsce. Niewątpliwie są to: stosunkowo niskie koszty pracy w porównaniu z krajami rozwiniętymi, umowy społeczne i gwarancje zatrudnienia razem z wysokim bezrobociem, niski poziom informatyzacji kraju w wielu miejscach brak dostępu do szybkich łączy internetowych, braki zasięgu sieci telefonii komórkowej w ok. 160 lokalizacjach w kraju brak zatem możliwości bezprzewodowej transmisji danych z wykorzystaniem GSM lub GPRS, niepewność co do sytuacji prawnej ciągłe zmiany zapisów Prawa energetycznego, w kierunku nie zawsze jasnym do przewidzenia, zmiany strukturalnie (konsolidacja) oraz własnościowe (prywatyzacja) niejasna przyszłość. Słownik IRiESD Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej to dokument, który określa szczegółowe warunki korzystania z dystrybucyjnych sieci przez użytkowników systemu oraz warunki i sposób prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju tych sieci. Instrukcja Ruchu każdego z OSD powinna także zawierać wyodrębnioną część dotyczącą bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi. OSD Operator Systemu Dystrybucyjnego podmiot posiadający koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej za pomocą sieci dystrybucyjnej, odpowiedzialny za ruch, utrzymanie i rozwój tej sieci oraz połączeń sieci dystrybucyjnej z innymi sieciami, zapewniający bezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznej. SM (ang. Smart Metering) rozwiązanie polegające na dwukierunkowej komunikacji, w czasie
rzeczywistym, systemów informatycznych z elektronicznymi licznikami energii, SM = AMI + MDM, AMI (ang. Advanced Metering Infrastructure) zaawansowana infrastruktura pomiarowa, zawierają się w tym: liczniki, koncentratory, moduły i systemy komunikacyjne oraz oprogramowanie. MDM (ang. Meter Data Management) oprogramowanie biznesowe, które umożliwia szybki dostęp do danych pomiarowych i konfiguracyjnych oraz zawiera funkcjonalność wysyłania informacji z systemów centralnych do liczników, GPRS (ang. General Packet Radio Service) usługa bezprzewodowej łączności pakietowej w sieci telefonii komórkowej GSM. Unbundling Unbundling w sektorze elektroenergetycznym to rozdzielenie dotychczasowych przedsiębiorstw polegające na wydzieleniu działalności dystrybucyjnej (dystrybutor, operator, OSD) oraz działalności związanej z handlem energią (obrót, sprzedawcy). W Polsce unbundling przebiegał trzy etapowo (zgodnie z zaleceniami Dyrektywy UE): 1. unbundling księgowy - polegał na rozdziale księgowym działalności dystrybucyjnej od działalności handlowej, 2. unbundling funkcjonalny - polegał na organizacyjnym wydzieleniu działalności dystrybucyjnej od działalności handlowej, 3. unbundling prawny - polegał na prawnym wydzieleniu działalności dystrybucyjnej od działalności handlowej i powołaniu dwóch odrębnych spółek prawa handlowego (dystrybutora i sprzedawcy). Funkcjonalny rozdział dystrybucji, sprzedaży energii (oraz zapowiadane wydzielenie operatora pomiarów) spowodował, że za infrastrukturę odpowiedzialny jest OSD. Jego interesem są przede wszystkim: praca systemu elektroenergetycznego bez przeciążeń systemu, przekroczeń mocy, pobór mocy przez odbiorcę przy jak najmniejszym współczynniku tg Fi, przesyłanie energii przy jak najmniejszych stratach, utrzymanie parametrów jakościowych (napięć, zawartości wyższych harmonicznych) w określonych granicach, przesłanie jak największej ilości energii, wyrównanie krzywej poboru energii zmniejszenie szczytów, zapełnienie dolin. Kolejnym podmiotem jest sprzedawca energii. Jemu zależy przede wszystkim na: sprzedaży jak największej ilości energii, otrzymaniu wiarygodnych danych pomiarowych w jak najkrótszym czasie, w znanym standardzie, by móc szybko wystawić faktury bez konieczności dokonywania, po pewnym czasie, korekt, trzymaniu się grafiku prognozowanych obciążeń, ponieważ odchylenia od niego powodują konieczność ponoszenia dodatkowych kosztów związanych ze sprzedażą (ze stratą taniej, niż została ona zakupiona) lub kupnem (po nieatrakcyjnych rynkowo cenach) energii na Rynku Bilansującym, Do tego dochodzi Operator Pomiarów. Jego interesem jest zebranie danych z liczników i wystawienie do OSD oraz sprzedawców. Ostatnim podmiotem jest klient, który chciałby mieć
święty spokój, czyli mieć dostarczoną energię po najbardziej atrakcyjnych cenach. Konieczność koegzystencji kilku podmiotów na rynku komplikuje sprawy, które wcześniej wydawały się bardzo proste. I nie chodzi tu o prostą relację sprzedawca kupujący, gdzie sprzedawca chce sprzedać towar, ale sprzedać go jak najdrożej, oraz klient, który chce kupić towar, ale chciałby to zrobić jak najtaniej. Tak byłyby to interesy przeciwne, ale nie sprzeczne, ponieważ obie strony chcą, żeby towar przeszedł na własność strony kupującej, a sprzedający otrzymał za to wynagrodzenie. Mechanizmy zarządzania popytem PSE Operator S.A. opublikował w czerwcu 2010r. raport "Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce". Proponuje się w nim następujące mechanizmy zarządzania popytem DSM (Demand Side Management) oraz DSR (Demand Side Response - reakcja strony popytowej): Program taryfowy: taryfy wielostrefowe - zróżnicowanych cen energii elektrycznej w cyklach dobowych, tygodniowych i sezonowych (TOU), Programy bodźcowe: program przeciwawaryjnej odpowiedzi strony popytowej (EDRP), taryfy z wyłączeniem (ICR) Upust za incydentalne wyłączenie, bezpośrednie sterowanie odbiorem (DLC), Zarządzanie popytem DSM realizowany przez dążenie do stałego obniżenia poziomu popytu poprzez efektywność energetyczną, oraz zmniejszenie poziomu popytu w godzinach szczytowych poprzez zastosowanie sterowaniem odbiorami. Istnieje wiele sposobów zachęcania odbiorcy do zmniejszenia popytu i oszczędności energii. Może się to odbywać przez zmniejszenie opłat, stosowanie rabatów, edukację klienta itp. Programy zarządzania popytem należą do dwóch kategorii [1]: programów ograniczenia obciążenia klienta, że w celu zmniejszenia szczytowego obciążenia w krytycznych momentach, programów, które dają odbiorcom zachętę do stosowania niższych obciążeń szczytowych, w celu zmniejszenia ich rachunków za energię. Celem obu programów jest zmniejszenie obciążenia sieci w godzinach szczytowych oraz przeniesienia części obciążenia z godzin szczytowych poza ten szczyt. Żeby to osiągnąć zostały opracowane różne sposoby odpłatności za energię [1]: Taryfy wielostrefowe (TOU Time-of-Use Pricing), jest to proste rozwiązanie: cena energii w godzinach szczytowych jest wyższa, a poza szczytem niższa, w najprostszych rozwiązaniach są to dwie strefy: szczytowa i pozaszczytowa. Krytyczne Ceny Szczytowe (CPP Critical Peak Pricing) jest to taryfa wielostrefowa, która dodatkowo zawiera rozwiązanie polegające na dodatkowym zastosowaniu znacznie wyższych ceny w godzinach szczytowych, niż w taryfach wielostrefowych TOU. Cena energii w pozostałych godzinach jest niższa od cen TOU. Krytyczne ceny szczytowe jednak obowiązują tylko w określoną liczbę dni w roku. CPP jest formą takiego rozwiązania, że cena jest odpowiedzią na popyt. Moment wystąpienia tych zdarzeń nie jest znany aż do dnia poprzedzającego, a w szczególnym przypadku nawet do dnia obowiązywania. Przykładowy
sposób zastosowania: najpóźniej do godziny 15:00 dnia poprzedzającego odbiorca otrzymuje informację za pośrednictwem emaila, pagera, smsa, telefonu o wystąpieniu zdarzenia, które będzie wiązało się z zastosowaniem krytycznych cen szczytowych. Oczywiście może się tak zdarzyć, że odbiorca nie odbierze emaila, smsa lub telefonu. Taka sytuacja jednak nie ma wpływu na to, że ceny CPP zostaną zastosowane. Ostatnie doświadczenia pokazały, że klienci mają ograniczoną wiedzę na temat pracy ich urządzeń oraz do możliwości redukcji kosztów energii elektrycznej w ramach rozwiązań CPP. Czasami może być tak, że CPP jest stawką domyślną dla odbiorców z mocą umowną równą lub większą niż 20 kw lub 200 kilowatów (kw). Ceny Ekstremalne Dnia (Critical Peak Pricing (CPP (EDP)) jest to odmiana rozwiązania CPP, oprócz tego, że cena maksymalna CPP obowiązuje maksymalnie do 24 godzin w nieznane dni odbiorca zostaje wcześniej o tym uprzedzony. Ekstremalne Dni dla Krytycznych Cen Szczytowych (Extreme Day CPP (ED-CPP)) jest to odmiana rozwiązania CPP, oprócz tego, że w pozostałe dni taryfa jest jednostrefowa. Cena w czasie rzeczywistym (Real Time Pricing (RTP)) jest to takie rozwiązanie taryfy energii, że ceny jej zakupu zmieniają się co godzinę przez cały rok. Odbiorcy są powiadamiani o cenach zakupu energii dla każdej godziny w dzień poprzedzający lub jedynie godzinę wcześniej. Stosowanie różnych taryf dynamicznych naraża odbiorców na ryzyko. Taryfy takie stosuje się nie po to, żeby z odbiorcy ściągnąć więcej pieniędzy, tylko po to, by zmobilizować go do pewnych działań, zmierzających do ograniczenia jego poboru energii w godzinach szczytowych zwłaszcza w dniach krytycznych. Jednak, jeżeli odbiorca nie reaguje na sygnał cenowy, określone działanie nie osiągnie pożądanego skutku. Liczniki na zewnątrz lokali mieszkalnych Od wielu lat w Polsce liczniki instaluje się na zewnątrz lokali mieszkalnych. Wynika to z konieczności utrudnienia stosunkowo często występującego nielegalnego poboru energii. Jednak konsekwencje takiego stanu rzeczy bardzo utrudniają implementację zaawansowanych opcji smart meteringu. Klient nie może na bieżąco obserwować licznika, problematyczna staje się również kwestia sterowania odbiorami. W takiej sytuacji na gruncie polskim albo trzeba przedefiniować funkcje takiego systemu i określić, że nie jest interesujące zarządzanie poborem po stronie popytowej, albo przeprojektować instalacje, które pociąga za sobą znaczne koszty, przy nie do końca jasnych perspektywach zwrotu tych kosztów, nie mówiąc o jakimkolwiek zysku. Funkcjonalności smart meteringu będące kością niezgody Rozdzielenie funkcjonalne sprzedaży energii od jest dystrybucji komplikuje rozliczenia energii elektrycznej. Stroną techniczną zajmuje się OSD musi dbać o to, by istniały możliwości fizyczne do dostarczenia zamówionej energii do odbiorcy. Sprzedawca musi znaleźć podmiot, który faktycznie posiada możliwości wytworzenia określonej ilości energii w określonym czasie. Następnie musi zamówić i kupić taką ilość energii (prognozowaną, deklarowaną). Sprzedawca jest oderwany od strony technicznej związanej z dostarczeniem tej energii. Rynek energii w Polsce funkcjonuje na zasadzie miedzianej płyty - dzięki temu założono dużą swobodę w zawieraniu umów sprzedaży oraz transakcji giełdowych. Zasada te polega, że nie uwzględnia się opłat za faktyczną drogę przesyłu energii, przesył energii na 50 km oraz na 500 kosztuje tyle samo, pomimo tego, że występują zupełnie inne straty sieciowe oraz konieczność
utrzymania o wiele dłuższej linii przesyłowej. Operatorowi systemu przesyłowego (OSP) przypisano odpowiedzialność za przestrzeganie ograniczeń technicznych wykorzystania poszczególnych urządzeń (zarówno sieciowych, jak i wytwórczych). Unbundling spowodował, że wiele kwestii dodatkowych się skomplikowało i należałoby je prawnie doprecyzować lub uszczegółowić. Konkretne przykłady: OSD ponosi koszty finansowe oraz odpowiedzialność za wdrożenie smart meteringu jest inwestorem, natomiast głównymi beneficjentami, przynajmniej teoretycznie, są sprzedawca, teoretycznie odbiorca oraz... producent liczników, Jeżeli odbiorca posiada licznik energii, a rozkłady czasowe stref sprzedawcy i dystrybutora różnią się, to którą z nich powinien wyświetlać licznik energii? Według której powinien działać przełącznik załączający dodatkowy odbiór w tańszej strefie czasowej. Wg której klient powinien modyfikować swoje zachowania co do zużycia energii. Gdzie ma znajdować się licznik dystrybutor, aby ograniczyć nielegalny pobór instaluje liczniki poza lokalem mieszkalnym. Komplikuje to sprzedawcy kwestię oddziaływania na odbiorcę informacjami wyświetlanymi przez licznik odbiorca ich nie widzi, a korzystanie z tych informacji staje się bardzo kłopotliwe. Sprzedawca zatem nie uzyskuje możliwości oddziaływania na odbiorcę. Upust za incydentalne wyłączenie Kością niezgody pomiędzy OSD a sprzedawcą może być rozwiązanie przyjęte w niektórych krajach tzw. upust za incydentalne wyłączenie. Polega ono na tym, że odbiorca godzi się na częstsze i dłuższe wyłączenia, niż wynika to ze standardowych parametrów jakościowych dotyczących ciągłości i niezawodności dostarczenia energii, jako rekompensatę mniej płaci za tę energię otrzymuje dodatkowy upust. OSD odłączałby instalację odbiorcy w sytuacji przeciążenia sieci, tak, żeby zapewnić bezpieczeństwo funkcjonowania tej sieci oraz zapewnienie ciągłości zasilania pozostałym uczestnikom rynku detalicznego. Sprzedawca musi trzymać się zaprognozowanego grafiku poboru energii przez jego odbiorców. Nadmierna konsumpcja energii przez tych odbiorców powoduje konieczność dokupienia przez niego energii na Rynku Bilansującym, po cenie, która może być wyższa, niż cena sprzedaży do odbiorcy. W takiej sytuacji sprzedawca byłby zainteresowany zmniejszeniem zużycia poprzez wyłączenie zasilania u kilku odbiorców. Podjęcie takiego działania nie naraziłoby go na koszty. Nasuwa się jednak pytanie, czy w takim momencie OSD będzie miał taki sam interes w odłączeniu odbiorców jak sprzedawca? Z drugiej strony patrząc to nie sprzedawca płaci za zapewnienie niezawodności dostaw energii, więc nie narażałby się na dodatkowe koszty. Sprzedawca energii mógłby zatem dać upust w cenie energii, jeżeli mógłby wyłączać danych odbiorców by móc trzymać się zapronozowanego grafiku obciążeń. Jednak, jeżeli nie miałby takiej możliwości, to nie ma co oczekiwać, że dobrowolnie da jakikolwiek upust odłączanemu odbiorcy, ponieważ to nie jest jego interes. Wręcz przeciwnie, jeżeli to OSD wyłączy niektórych jego odbiorców w godzinach szczytu, narazi go na dodatkowe koszty związane z koniecznością niekorzystnego finansowo rozliczenia nieprawidłowego zaprognozowania zużycia energii. Sprzedawca bowiem nie przewidywał, że odbiorca zostanie wyłączony, żeby zachować stabilność i bezpieczeństwo pracy sieci. Dodatkowo, w sytuacji, kiedy takich odbiorców jest więcej, odchyłki od prognozy mogą być znaczne.
Z drugiej strony patrząc musi tutaj być prymat fizyki nad ekonomią. Jeżeli w danym momencie, niezależnie od podpisanych kontraktów i deklaracji, nie ma technicznych warunków wytworzenia lub przesłania energii, to nie zostanie ona dostarczona odbiorcy, niezależnie od tego, na jakie szkody finansowe naraża to sprzedawcę, operatora sieci dystrybucyjnej lub podmioty pozbawione zasilania. Opcja incydentalnego wyłączania inaczej wyglądałaby z punktu widzenia odbiorcy, jeżeli korzystałby z niej OSD, a inaczej, jeżeli sprzedawca. OSD korzystałby niej rzeczywiście incydentalnie odłączałby odbiorcę maksymalnie na kilka godzin, kilka razy w roku. Sprzedawca korzystałby z tej możliwości w każdym przypadku niedokontraktowania swoich klientów czyli stosunkowo często. Dodatkowo pojawia się kwestia niedyskryminacyjnego dostępu do sieci sprzedawców, którzy są konkurencją dla obrotu, wchodzącego do jednej grupy kapitałowej wraz z OSD. W przypadku zbliżania się do obciążenia krytycznego OSD będzie musiał odłączyć zasilanie w niektórych instalacjach klienckich. Nie będzie to dwóch czy trzech, lecz rzędu stu i więcej odbiorców. Oczywiście w przypadku odłączenia każdego z nich naraża sprzedawcę na koszty, ponieważ sprzedawca zakontraktował określoną ilość energii, natomiast OSD z łatwych do udowodnienia powodów przeciążenia sieci, niezależnych od siebie, został zmuszony od odłączenia odbiorców. Tyle, że to OSD może wybrać sobie, których odbiorców wyłączy. Dlaczego zatem miałby narażać na koszty obrót z własnej grupy kapitałowej. Dużo korzystniej dla tych podmiotów byłoby wyłączenie odbiorców, którzy kupują energię u alternatywnych sprzedawców. Kolejna kwestia o opłacalność wyboru opcji Upust za incydentalne wyłączenie. Jeżeli upust, który dawałby OSD nie zapewniałby mu zysku, to w zasadzie OSD wolałby takich odbiorców nie mieć, bo i po co. Jeżeli natomiast upust byłby zbyt mały, to odbiorca nie zainteresowałby się wyborem takiej opcji. Na marginesie tego tematu pojawia się kwestia deficytu mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym. Czy zostały przewidziane kroki, jakie zostaną podjęte, jeżeli sprzedawcy zaprognozują określone zapotrzebowanie na energię swoich odbiorców, a okaże się, że nie można takiej ilości przesłać do nich lub nie ma gdzie jej kupić tak, żeby przesył fizycznie był możliwy. Sterowanie popytem Jeżeli założy się, że liczniki fizycznie znajdowałyby się w lokalach mieszkalnych i odbiorca miałby do nich pełny dostęp, nawet wówczas pojawiałby się problem z oddziaływaniem na odbiorcę informacjami wyświetlanymi przez urządzenie pomiarowe w celu zachęcenia go do przeniesienia części obciążenia poza godziny szczytowe (wyłączenie ich w godzinach szczytowych). Po wyświetleniu przez licznik informacji o dodatkowym (w dodatkowych godzinach niż obowiązuje w taryfie) obowiązywaniu tańszej strefy czasowej odbiorca musi to zauważyć. Istnieje zatem konieczność obserwowania przez niego bieżącej strefy czasowej. Ponadto w przypadku dodatkowej jej zmiany na tańszą brak jest informacji, jak długo jeszcze będzie ona obowiązywała. Może to być czas 10 minut, a mogą ty być i 2 godziny. Odbiorca zatem raczej nie załączy wtedy pralki lub zmywarki. Trudno spodziewać się zatem, żeby odbiorca korzystał z tej funkcjonalności ze względu na opisane powyżej utrudnienia, chyba, że korzyści finansowe płynące z tego będą znaczne. Automatyczne sterowanie wyjściem licznika podczas zmiany strefy czasowej z droższej na tańszą powinno ułatwiać kwestię załączania dodatkowych odbiorników. Lista urządzeń, które mogłyby dobrze funkcjonować, gdyby były załączone automatycznie wraz ze zmianą strefy
czasowej na inną jednak wcale nie jest długa. Klimatyzacja musi pracować ciągle, a nie tylko w godzinach pozaszczytowych. Dodatkowo w zasadzie głównie musi funkcjonować w szczycie. Duża część odbiorników domowych takich jak oświetlenie, sprzęt komputerowy i RTV pracuje również przede wszystkim w godzinach szczytowych. Część sprzętów gospodarstw domowego: pralki, zmywarki mogłyby być załączane automatycznie przy zmianie strefy czasowej na tańszą, pod warunkiem zapewnienia utrzymania zasilania do końca programów prania lub zmywania. Czasem pojawiają się głosy bardziej radykalne np. Mówiące o tym, że lodówki i zamrażarki mogą zostać wyłączone w godzinach szczytu w celu oszczędzania energii zostaną one automatycznie włączone w przypadku, gdy temperatura wewnątrz wzrośnie do zbyt wysokiego poziomu. Wyłącznik w liczniku do załączania dodatkowych urządzeń podczas zmiany strefy czasowej na tańszą musiałby nie tyle załączać urządzenia, ale raczej sterować ich pracą. Klimatyzacja nie może być załączana tylko w godzinach pozaszczytowych. Jednak w godzinach szczytu można podwyższyć temperaturę podczas chłodzenia, lub ją obniżyć podczas grzania. Byłoby to efektywniejsze wykorzystywanie energii elektrycznej. Jednak do tego potrzebna jest odpowiednia automatyka w budynku, a nie wystarczą autonomicznie działające urządzenia. W ten sposób dochodzi się do potrzeby istnienia automatyki w budynkach. Ogólnie celem tworzenia inteligentnej automatyki w budynkach jest: obniżenie kosztów eksploatacji, oszczędność energii (ogrzewania, klimatyzacji oraz energii elektrycznej), sprawne zarządzanie kosztami, łatwość monitorowania stanu urządzeń, optymalizacja pracy urządzeń, komfort, bezpieczeństwo itd. Tak jednak ujęta problematyka efektywnego zużywania energii pokazuje, że koszty w pełni przygotowujące do realizacji tego rozwiązania na znaczącą skalę znacznie przewyższają koszty wdrożenia systemu inteligentnych liczników nawet najlepiej zaprojektowanych, idealnie działających, wdrożonych z sukcesem w innych krajach. Podsumowanie System smart metering wdraża się nie tylko po to, by zautomatyzować proces rozliczania odbiorców i móc zdalnie odczytywać dane z urządzeń pomiarowych, ale również po to, by móc korzystać z wartości dodanych, jakie niosą za sobą możliwości dwukierunkowej transmisji danych oraz możliwości oddziaływania na odbiorcę pewnymi informacjami w celu zmiany jego zachowań dotyczących godzin załączania pewnych odbiorników tak, by nie były one załączane w godzinach szczytowego poboru, tylko poza tym szczytem. Jeżeli rozważy się obecne ograniczenia techniczne co do możliwości takiego sterowania popytem, szanse na spektakularny sukces na tym gruncie są raczej niewielkie. Obecnie na rynku istnieją taryfy dwu, trzy, a w Lubzelu nawet czterostrefowe. W przypadku taryf dwustrefowych dla gospodarstw domowych niewielka ich skuteczność co do zmiany zachowań odbiorców związanych z premiowaniem finansowym załączania odbiorników poza godzinami szczytu, a nie w samym szczycie poboru energii, tkwi w niedostatecznie atrakcyjnych korzyściach finansowych z tego płynących. Taryfa ta nie tyle powoduje zmianę zachowań odbiorców, co premiuje pobór energii poza szczytem. Korzystają z niej osoby mające piece
akumulacyjne lub bojlery elektryczne takich jednak jest stosunkowo niewiele z powodu stosunkowo zbyt dużych kosztów ogrzewania energią elektryczną w odniesieniu do pozostałych technologii grzewczych. Z drugiej strony jednak patrząc pobór energii przez te odbiorniki jest stosunkowo duży i znacznie przewyższa zużycie energii przez inne urządzenia w przeciętnym gospodarstwie domowym. Na polskim gruncie trudno jest z sukcesem wdrożyć sterowanie popytem w systemach smart meteringowych. Z konsekwencjami unbundlingu należy się pogodzić. Należałoby jednak dobrze określić wzajemne relacje związane z realizacją właściwości systemów informatycznych oferujących zarządzanie popytem u odbiorców. Aby jednak to było możliwe na większą skalę najlepiej byłoby przeprojektować instalacje w taki sposób, żeby przenieść liczniki energii do lokali mieszkalnych, oraz przekonać odbiorców do korzystania z funkcjonalności, które system oferuje. Jeżeli klient nie będzie widział konkretnych efektów korzystania z danej funkcjonalności raczej nie będzie z niej korzystał. Literatura [1] J Terry Cousins, Using Time Of Use (Tou) Tariffs In Industrial, Commercial And Residential Applications Effectively,TLC Engineering Solutions,