Spis treści
Przebudowa modelu energetyki – z opartego na paliwach kopalnych w kierunku coraz większego wykorzystania odnawialnych źródeł energii – sprawia, że będzie musiał zmienić się również sposób korzystania z energii elektrycznej.
W skrócie: najlepiej będzie intensywnie wykorzystywać ją wtedy, gdy dzięki sprzyjającej pogodzie wiatraki czy fotowoltaika będą produkować dużo taniej energii, a ograniczać zużycie, gdy jej ceny będą wysokie – czy to z powodu generacji ze źródeł konwencjonalnych, ale też w sytuacjach, gdy spadająca rezerwa mocy może stanowić zagrożenie dla stabilności całego systemu elektroenergetycznego.
Czas na większą elastyczność
W przypadku takiego zagrożenia dużych wytwórców energii można mobilizować do produkcji chociażby mechanizmem rynku mocy, w którym mogą partycypować również najwięksi odbiorcy, przede wszystkim przemysł, poprzez usługę DSR (Demand Side Response), czyli jednostki redukcji zapotrzebowania.
Zobacz też: Magazyny energii, Słowacja i Litwa debiutują w rynku mocy
Trudniej jednak koordynować pracę systemu elektroenergetycznego z milionami gospodarstw domowych. Do tego – podobnie jak w rynku mocy – potrzebna jest nie tylko finansowa zachęta, ale też techniczne rozwiązanie, które to umożliwi. Jest nim właśnie licznik zdalnego odczytu (LZO).
Jak to działa w praktyce? Przykładem może być sytuacja z Wielkiej Brytanii z końcówki stycznia tego roku, gdy National Grid – tamtejszy operator systemu elektroenergetycznego – po raz pierwszy zdecydował, że zapłaci gospodarstwom domowym za ograniczenie poboru energii. Było tak przez dwa dni z rzędu – kolejno przez godzinę oraz półtorej godziny.
Powodem były obawy przed deficytem mocy w godzinach wieczornego szczytu zapotrzebowania – przy mroźnej i bezwietrznej pogodzie oraz ograniczonych możliwościach importu energii z Francji. Zmniejszenie poboru przez gospodarstwa domowe miało więc pomóc w bilansowaniu systemu – wraz z postawionymi w stan gotowości elektrowniami węglowymi.
Z usługi elastyczności popytu mogli skorzystać posiadacze LZO, którzy zarejestrowali się u swoich dostawców energii. Zdecydowało się na to ponad milion gospodarstw i firm, co pozwoliło zredukować zapotrzebowanie pierwszego dnia o blisko 700 MW, a drugiego o przeszło 900 MW.
Jak na razie w Polsce takich rozwiązań nie ma – podobnie jak w przypadku cen dynamicznych (dostępnych choćby w krajach skandynawskich), o czym pisaliśmy na naszych łamach 22 kwietnia, gdy Polskie Sieci Elektroenergetyczne redukowały nadpodaż energii z farm fotowoltaicznych.
Zobacz więcej: PSE ogłosiły „zagrożenie bezpieczeństwa” przez nadmiar mocy. Co to oznacza?
W przypadku dynamicznych stawek, zmieniających się w zależności od sytuacji rynkowej, także odbiorcy wyposażeni w LZO mogliby częściowo pochłaniać nadwyżki mocy. Ładowanie aut elektrycznych czy podgrzewanie wody użytkowej uruchamiające się automatycznie w godzinach z niskimi cenami energii, może skutkować nawet zarabianiem odbiorców na tym, że ich auto akurat się ładuje.
Możliwości polskich odbiorców energii mogą się jednak wkrótce zmienić za sprawą projektu nowelizacji Prawa energetycznego oraz niektórych innych ustaw (UC74), który aktualnie jest procedowany przez Sejm.
Nowe przepisy wprowadzą prawo odbiorcy do zawierania umów z cenami dynamicznymi z co najmniej jednym sprzedawcą i każdym sprzedawcą, który ma ponad 200 tys. odbiorców, a także prawo do otrzymywania informacji na temat korzyści i ryzyk związanych z takimi umowami. Z cen dynamicznych będą mogli skorzystać posiadacze LZO.
Licznikowy harmonogram
Przypomnijmy, że cele dotyczące montażu inteligentnych liczników określono w nowelizacji Prawa energetycznego (tzw. ustawa licznikowa), która weszła w życie w połowie 2021 r.
Przewiduje ona, że poszczególni operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) osiągną do końca 2023 r. poziom zdalnego opomiarowania w co najmniej 15 proc. punktów poboru energii u odbiorców końcowych w gospodarstwach domowych.
Na koniec 2025 r. ma to być 35 proc. odbiorców, w 2027 r. – 65 proc., a w 2028 r. 80 proc. Natomiast do 4 lipca 2031 r. już 100 proc. odbiorców końcowych w całej Polsce powinno być wyposażonych w LZO.
Dzięki nim korzyści mają czerpać nie tylko odbiorcy energii, ale usprawnione ma być zarządzanie systemem elektroenergetycznym. Zmiany mają być możliwe dzięki danym płynącym z liczników, które będą agregowane w Centralnym Systemie Informacji Rynku Energii (CSIRE), prowadzonym przez Operatora Informacji Rynku Energii (OIRE).
Tę rolę będą pełniły Polskie Sieci Elektroenergetyczne, czyli spółka będąca operatorem sieci najwyższych napięć. System miał zacząć działać od lipca 2024 r., ale zgodnie ze wspomnianym wcześniej projektem nowelizacji Prawa energetycznego (UC74) termin ten ma zostać przesunięty o rok, gdyż po konsultacjach z operatorami okazał się nierealny.
O tym, jak będzie działał CSIRE można dowiedzieć się m.in. z jednego odcinków podcastu „Pod najwyższym napięciem”, realizowanego przez PSE we współpracy z portalem WysokieNapiecie.pl.
– Wszystkie informacje będą na bieżąco aktualizowane, a system CSIRE i zgromadzone tam dane będą dobrze chronione i udostępniane na przejrzystych zasadach tylko uprawnionym i wskazanym przez odbiorców podmiotom. CSIRE umożliwi dostęp do wydajnego źródła danych prezentowanych w jednolitym standardzie – zapewniają PSE.
Kilkanaście milionów wciąż czeka
Jak na razie – według stanu na początek 2023 r. – wymieniliśmy na zdalne blisko cztery z około siedemnastu milionów liczników. Pod względem poziomu wdrożenia LZO wszystkich mocno w tyle zostawiła Energa-Operator (61 proc.). Inteligentne opomiarowanie zaczęła ona wdrażać już 10 lat temu, więc ustawowy obowiązek wypełni znacznie szybciej niż wymagają tego regulacje. Zgodnie z planami spółki wymiana wszystkich urządzeń ma nastąpić do końca 2026 r.
Pozostałe firmy z „wielkiej piątki” dystrybutorów mają przed sobą znacznie więcej do zrobienia, a poziom wdrożenia na początku 2023 r. wynosił kolejno: Tauron Dystrybucja – 17 proc., Stoen Operator – 14 proc., PGE Dystrybucja – 9 proc. oraz Enea Operator – 8 proc.
Na etapie prac nad ustawą licznikową koszt wdrożenia LZO oszacowano na 7 mld zł, ale w ubiegłym roku władze Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej szacowały je już na 9 mld zł. Ostateczną kwotę poznamy dopiero po zakończeniu wszystkich inwestycji. Niemniej powinna ona być znacznie mniejsza od korzyści, które długoterminowo zyskają odbiorcy energii i sektor energetyczny.
Dla zobrazowania wartości rynku poprosiliśmy OSD o informacje o zakontraktowanych dostawach liczników w latach 2021-2022.
Tak więc Tauron Dystrybucja zamówił u konsorcjum polskich spółek Griffin Group oraz Apator blisko 350 tys. urządzeń za 189 mln zł (z prawem opcji do 212 mln zł). Natomiast Energa-Operator zamówiła w ramach umów Apatorem oraz polskim oddziałem grupy Sagemcom łącznie blisko 1 mln liczników. Jednocześnie spółka zignorowała nasze prośby o podanie aktualnej wartości zleceń.
Enea Operator zawarła umowy na dostawę 327 tys. liczników z Apatorem oraz polską spółką Politech, oferującą liczniki wywodzącej się ze Słowenii firmy Iskraemeco (należącej obecnie do egipskiej grupy Elswedy Electric). Wartość kontraktów to łącznie 134 mln zł.
PGE Dystrybucja zakontraktowała za 62,2 mln zł prawie 199 tys. LZO u konsorcjum polskiej firmy Esmetric oraz litewskiej Elgama-Elektronika (kontrolowanej przez chińskie Jiangsu Linyang Energy), a także blisko 133 tys. urządzeń za 40,7 mln zł u Elmess Metering (dystrybutor Iskraemeco) i 39 tys. u Apatora za 11 mln zł. Natomiast Stoen Operator kupił 180 tys. LZO za 83,6 mln zł u konsorcjum firm Esmetric i Elgama-Elektronika.
Jak na razie żaden z pięciu OSD nie dostrzega trudności z realizacją zamówień. Warto też wskazać, że wsparciem dla instalacji LZO są także środki z Funduszu Modernizacyjnego, w ramach którego zaplanowano warty 1 mld zł program dotacyjny „Elektroenergetyka inteligentna infrastruktura energetyczna”, zakładający wymianę ok. 3,8 mln liczników.
W pierwszym naborze wniosków, który był od połowy lipca do połowy września 2022 r., wpłynęło sześć wniosków na łączną kwotę 376 mln zł. Jego wyniki prezentujemy w poniższej tabeli. Oznaczony na czerwono wniosek Huty Bankowej był wadliwy.
Jak przekazał nam Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, który jest operatorem programu, wnioski złożone przez dystrybutorów posiadają komplet ocen i aktualnie trwają negocjacje pomiędzy NFOŚiGW a wnioskodawcami przed zawarciem umów o dofinansowanie.
– Z uwagi na gwałtowny wzrost cen towarów i usług, wnioskodawcy ponownie analizują zakres rzeczowy projektów i tworzą aktualizację kosztorysów – poinformował nas Fundusz, dodając, że 2023 r. są planowane jeszcze dwa kolejne nabory do programu.
Ludzie boją się liczników?
Poziom wdrożenia LZO w Europie jest mocno zróżnicowany, co pokazują ostatnie dane (za 2021 r.) zebrane przez Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER). Dlatego z dalekim od średniej wynikiem Polska prezentuje się nawet całkiem nieźle na tle Czech, Słowacji czy Niemiec.
Powodem są przede wszystkim trudności związane ze stworzeniem odpowiednich ram prawnych dla upowszechnienia tych urządzeń, ale też obawy społeczeństwa, na co zwraca chociażby zajmująca się cyberbezpieństwem firma Fortinet. Z jej obserwacji wynika, że jest to główna przyczyna wolnej instalacji LZO – mimo braku znaczących problemów z ich cyfrowym bezpieczeństwem.
Agustin Valencia, menadżer z hiszpańskiego oddziału Fortinet, czyli kraju, którym instalacja zdalnego opomiarowania zakończyła się już w 2019 r., zwrócił jednak uwagę, że zagrożenie oszustwami w energetyce będzie rosło. Trzeba też pamiętać o urządzeniach współpracujących z licznikami, jak ładowarki do pojazdów elektrycznych lub domowe instalacje fotowoltaiczne.
Z kolei Łukasz Wójcik, szef działu cyber risk w firmie NaviRisk wymienia kluczowe ryzyka i zagrożenia związane z użytkowaniem nieprawidłowo wdrożonych LZO: inwigilacja, profilowanie w oparciu o zgromadzone dane, nieuprawniony dostęp i modyfikacja danych, podsłuch transmisji czy przejmowanie kontroli.
Wójcik podkreśla, że cyberbezpieczeństwo wymaga nie tylko odpowiedniej implementacji LZO, ale też ich późniejszego utrzymania.
– Konieczne jest monitorowanie i inwentaryzacja infrastruktury oraz całego systemu, systematyczne i okazjonalne aktualizacje jego elementów – szczególnie w zakresie poprawek bezpieczeństwa, usuwanie luk, aktualizacja firmware, a także reagowanie na zdarzenia bezpieczeństwa i awarie w oparciu o wcześniej opracowane plany i scenariusze – wyjaśnił nam ekspert.
Ministerstwo Klimatu i Środowisko podkreśla, że przepisy tzw. rozporządzenia pomiarowego z marca 2022 r. określają wymagania techniczne i funkcjonalne stawiane LZO, w tym dotyczące cyberbezpieczeństwa. Operatorzy systemów dystrybucyjnych mają obowiązek stosować te wytyczne w prowadzonych przez siebie postępowaniach zakupowych.
Resort klimatu zaznacza też, że kwestia bezpieczeństwa danych stanowiła najważniejsze zagadnienie analizowane podczas prac nad ustawą ustawą licznikową oraz aktami wykonawczymi. Ponadto operatorzy systemów dystrybucyjnych czy PSE znajdują się wśród podmiotów podlegających obowiązkom zawartym w ustawie o krajowym systemie cyberbezpieczeństwa.
Z kolei dystrybutorzy energii zgodnie informują, że bezpieczeństwo użytkowników LZO jest dla nich kluczowe i realizują wszystkie obowiązki nałożone przez ustawodawcę i stosują je w prowadzonych przetargach.
Ponadto wymagają m.in. dostarczenia próbek urządzeń do testów przed rozpoczęciem masowego montażu. Weryfikacji mają też podlegać systemy informatyczne związane z zarządzaniem opomiarowaniem. Dane odbiorców energii mają być chronione równie dobrze jak użytkowników bankowości elektronicznej czy telefonii komórkowej.
Co się liczy w liczniku
Jak rynek LZO postrzega największy polski producent liczników, czyli Apator? Artur Bratkowski, dyrektor ds. aparatury i systemów pomiarowych toruńskiej spółki, wskazał na zjawisko niewykorzystywania maksymalnie kryteriów jakościowych, które są „katalizatorem innowacyjności i rozwoju europejskiej gospodarki”.
– Niektórzy zamawiający w przetargach zmniejszają wagę jakościowych kryteriów oceny ofert – cena odpowiada za 70-90 proc. punktacji. To zwiększa szanse dostawców zagranicznych, którzy nie posiadają doświadczenia w Polsce. Szczególnie korzystają na tym firmy z Chin – ocenił Bratkowski.
Co prawda – jak dodał – Prawo zamówień publicznych daje możliwość uwzględnienia w przetargach wymogu mówiącego, że 50 proc. zamówienia ma zostać wytworzone na terenie Europejskiego Obszaru Gospodarczego, ale polscy operatorzy praktycznie nie stosują tego kryterium w ogłaszanych postępowaniach przetargowych.
Bratkowski doprecyzował przy tym, że nawet jeśli zamawiający stosuje ten zapis, jest on nieprecyzyjny ze względu na brak definicji, która uwzględniałaby takie aspekty jak cyberbezpieczeństwo (przechowywanie kodów źródłowych i kodów bezpieczeństwa na terenie EOG) oraz miejsce wytworzenia oprogramowania (R&D, technologia) czy lokalizacja kompletnej produkcji urządzenia.
Zdaniem Bratkowskiego takie ruchy zamawiających mogą być spowodowane zapisami tzw. ustawy licznikowej, przez którą zamawiający zdali sobie sprawę z tego, że muszą mocno przyspieszyć z wdrażaniem inteligentnych liczników, aby wypełnić kamienie milowe zapisane w ustawie. Do tego może dochodzić też chęć uzyskania oszczędności w zakupach.
– Niestosowanie kryteriów jakościowych na szczęście nie dotyczy wszystkich. Widzimy pozytywne przykłady postępowań, gdzie docenia się know-how dostawcy, innowacyjność technologii i miejsce wytworzenia oprogramowania, co jest kluczowe ze względów cyberbezpieczeństwa – w szczególności jest to obserwowane na innych rynkach europejskich – podkreślił dyrektor.
– Nadal jednak mamy do czynienia z zamawiającymi, którym wystarczą deklarację producentów, że wszystko jest w porządku, a decyduje jak najniższa cena wyrobu. Zamawiający nie weryfikuje dostawcy ani oferenta poprzez audyty miejsca produkcji i jego możliwości produkcyjnych, projektowych oraz bezpieczeństwa cyfrowego rozwiązań – podsumował Artur Bratkowski.
