Mapa Drogowa Inteligentnych Sieci Energetycznych
•
0 likes•1,720 views
Podsumowanie prac nad Mapą Drogową wdrożenia inteligentnej sieci energetycznej do 2020 roku w Energa-Operator.
Recommended
More Related Content
What's hot
What's hot (20)
Similar to Mapa Drogowa Inteligentnych Sieci Energetycznych
Similar to Mapa Drogowa Inteligentnych Sieci Energetycznych (20)
More from Energa OPERATOR SA
More from Energa OPERATOR SA (7)
Mapa Drogowa Inteligentnych Sieci Energetycznych
- 2. ENERGA-OPERATOR SA PODSUMOWANIE PRAC NAD MAPÑ DROGOWÑ WDRO˚ENIA INTELIGENTNEJ SIECI ENERGETYCZNEJ DO 2020 ROKU
- 3. 2 SPIS TREÂCI 1. Wprowadzenie 3 2. Sieç dystrybucyjna, dzisiejsze problemy – jutrzejsze wyzwania 4 2.1 Problemy wynikajàce z obecnego stanu sieci elektroenergetycznych 4 2.2 Oczekiwania interesariuszy wobec OSD 6 2.3 Przewidywane zmiany otoczenia rynkowego i regulacyjnego OSD 8 2.4 Wyzwania dla ENERGA-OPERATOR SA 9 3. Wizja Inteligentnej Sieci Energetycznej w ENERGA-OPERATOR SA 10 3.1 Sieci inteligentne w sektorze energetycznym 10 3.2 Proces wdra˝ania Inteligentnych Sieci Energetycznych 12 w ENERGA-OPERATOR SA 3.3 Kluczowe obszary funkcjonalnoÊci Inteligentnej Sieci Energetycznej 13 3.4 Wdra˝ane obecnie inicjatywy Inteligentnej Sieci Energetycznej 14 w ENERGA-OPERATOR SA 3.5 Inicjatywy Inteligentnej Sieci Energetycznej analizowane 17 w Mapie Drogowej 4. Analiza efektywnoÊci wdro˝enia wybranych inicjatyw 25 Inteligentnej Sieci Energetycznej 4.1 Metodyka analizy 26 4.2 Nak∏ady inwestycyjne zwiàzane z realizacjà inicjatyw 27 4.3 Efekty wdro˝enia poszczególnych inicjatyw 29 4.4 Op∏acalnoÊç ekonomiczna wdro˝enia poszczególnych inicjatyw 35 4.5 Harmonogram wdro˝enia 37 5. Podsumowanie korzyÊci dla poszczególnych grup interesariuszy 39
- 4. 3 1. Wprowadzenie Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych dzia∏ajà w z∏o˝onym Êrodowisku, na które wp∏yw majà, w szczególnoÊci, regulacje krajowe i europejskie, stan infrastruktury sieciowej, którà dysponujà oraz szereg interesariuszy posiadajàcych cz´sto sprzeczne oczekiwania. Wa˝nym elementem, który mo˝e przyczyniç si´ do sprostania obecnym i przysz∏ym wyzwaniom stawianym przed OSD, jest wdro˝enie Inteligentnej Sieci Energetycznej. Jednym z kluczowych sposobów dzia∏ania wspierajàcym realizacj´ strategii ENERGA-OPERATOR SA jest innowacyjnoÊç, w tym rozwój i wdra˝anie innowacyjnych rozwiàzaƒ z obszaru Inteligentnej Sieci Energetycznej. Sieç ta ma wspieraç realizacj´ podstawowego obowiàzku OSD: niezawodnoÊci i bezpieczeƒstwa dostaw energii elektrycznej przy racjonalnych kosztach, a tak˝e zmieniajàcych si´ potrzebach obecnych i przysz∏ych odbiorców oraz dostawców energii. ENERGA-OPERATOR SA ogólnà koncepcj´ rozwoju budowy Inteligentnej Sieci Energetycznej przedstawi∏a w dokumencie z 2011 roku pt. „Wizja wdro˝enia Sieci Inteligentnej w ENERGA-OPERATOR SA“. Od tego momentu w Spó∏ce realizowane by∏y prace majàce na celu sprecyzowanie zamierzeƒ w zakresie budowy Inteligentnej Sieci Energetycznej, okreÊlenie korzyÊci z wdro˝enia poszczególnych jej elementów oraz wyznaczenia harmonogramu realizacji. Niniejszy dokument stanowi podsumowanie tych analiz.
- 5. 4 2. Sieç dystrybucyjna, dzisiejsze problemy – jutrzejsze wyzwania 2.1 Problemy wynikajàce z obecnego stanu sieci elektroenergetycznych Stosowane w ENERGA-OPERATOR SA rozwiàzania z obszaru Inteligentnej Sieci Energetycznej powinny wspieraç realizacj´ strategii przedsi´biorstwa i pozwoliç sprostaç obecnym i przysz∏ym wyzwaniom stawianym OSD. Wybór i efektywne wdro˝enie poszczególnych technologii Inteligentnej Sieci Energetycznej wymaga wnikliwej analizy oczekiwanych kosztów oraz mo˝liwych do osiàgni´cia korzyÊci. W zwiàzku z powy˝szym, nale˝y jasno zidentyfikowaç problemy, które obecnie i w niedalekiej przysz∏oÊci stanà przed OSD i b´dà wymaga∏y przeciwdzia∏ania ich skutkom. Przyczyny problemów, które ju˝ dzisiaj dotykajà OSD lub przewiduje si´, ˝e w niedalekiej przysz∏oÊci b´dà dotyczy∏y OSD, to mi´dzy innymi: • spo∏eczne i Êrodowiskowe ograniczenia hamujàce budow´ i modernizacj´ infrastruktury sieciowej, • niedostosowana do przysz∏ych funkcji sieç dystrybucyjna: w sieç jest zbudowana jako sieç pasywna, w sieç jest nieprzygotowana do koniecznoÊci bilansowania systemu i zarzàdzania popytem, wynikajàcej z rozwoju êróde∏ rozproszonych i wzrostu znaczenia aktywnej roli odbiorców, • niedostateczna obserwowalnoÊç sieci SN i nN, • lokalna kumulacja generacji rozproszonej, • starzenie si´ infrastruktury, • zagro˝enia i trudnoÊci w zarzàdzaniu siecià dystrybucyjnà zwiàzane z produkcjà energii ze êróde∏ odnawialnych (w szczególnoÊci farm wiatrowych), które przejawiajà si´ przecià˝eniami elementów liniowych i problemami napi´ciowymi. Polska na tle analizowanych krajów europejskich charakteryzuje si´ niskà niezawodnoÊcià dostaw energii elektrycznej do odbiorców koƒcowych.
- 6. 5 Wykres 1. WartoÊci wskaênika SAIDI1 [min] NiezawodnoÊç ta jest silnie skorelowana ze Êrednim poziomem inwestycji w sieç dystry- bucyjnà. Kraje charakteryzujàce si´ jednymi z najni˝szych wskaêników SAIDI i SAIFI (Niemcy, Wielka Brytania) jednoczeÊnie realizujà najwi´cej inwestycji w przeliczeniu na 1 km d∏ugoÊci sieci dystrybucyjnej. Âredni poziom inwestycji w Polsce znaczàco odbiega od krajów najsilniej rozwini´tych, charakteryzujàcych si´ istotnie ni˝szymi wskaênikami SAIDI oraz SAIFI. __________________________________________________________________________ 1 WartoÊci wskaênika obliczone dla przerw planowanych oraz nieplanowanych uwzgl´dniajàcych przerwy katastrofalne Wykres 2. WysokoÊç nak∏adów inwestycyjnych CAPEX/km linii [tys. PLN/km]
- 7. 6 W celu poprawy niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej Polska powinna zrealizowaç odpowiednio ukierunkowany program inwestycyjny stanowiàcy optymalnà kombinacj´ inicjatyw „tradycyjnych“ i tych zwiàzanych z Inteligentnà Siecià Energetycznà. Niniejszy dokument opracowano w celu analizy inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej, jednak równolegle, przez ENERGA-OPERATOR SA, realizowany jest Program Poprawy Ciàg∏oÊci Zasilania, oparty na wdra˝aniu na szerokà skal´ inicjatyw „tradycyjnych“. Dzia∏ania „tradycyjne“ stanowià baz´ do wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej, gdy˝ jej wdro˝enie wymaga wymiany i wzmocnienia poszczególnych elementów sieci, które w chwili obecnej sà najbardziej awaryjne i istotnie wp∏ywajà na pogorszenie niezawodnoÊci. 2.2 Oczekiwania interesariuszy wobec OSD Kluczowa rola OSD w ∏aƒcuchu wartoÊci energii elektrycznej sprawia, ˝e podmioty z ka˝dego jego ogniwa posiadajà oczekiwania co do dzia∏aƒ OSD. Najistotniejsze z nich zosta∏y przedstawione na nast´pnym schemacie.
- 8. 7 Schemat 1. Oczekiwania interesariuszy z ∏aƒcucha wartoÊci energii elektrycznej
- 9. 8 2.3 Przewidywane zmiany otoczenia rynkowego i regulacyjnego OSD Dzia∏alnoÊç Operatorów Systemu Dystrybucyjnego, z uwagi na funkcjonowanie w formule monopolu naturalnego, podlega Êcis∏ej regulacji, zarówno w sferze obowiàzków nak∏adanych na OSD jak i oczekiwanych przez OSD przychodów. Tak du˝y stopieƒ regulacji dzia∏alnoÊci OSD powoduje bardzo silnà zale˝noÊç od organów legislacyjnych zarówno na szczeblu Unii Europejskiej jak i krajowym. Obecnie obowiàzujàce prawo wspólnotowe zobowiàzuje paƒstwa cz∏onkowskie do realizacji dzia∏aƒ w zakresie zwi´kszania udzia∏u OZE w strukturze produkcji energii, zwi´kszania efektywnoÊci energetycznej oraz zmniejszania emisji dwutlenku w´gla. Mo˝na oczekiwaç, ˝e wysi∏ki legislacyjne przyniosà oczekiwany skutek w sferze realnej. Najnowsze ustalenia zdefiniowane podczas szczytu klimatycznego Unii Europejskiej, który odby∏ si´ 23 paêdziernika 2014 roku okreÊli∏y docelowy poziom redukcji emisji dwutlenku w´gla o 40 procent do 2030 roku (wzgl´dem poziomu z 1990 roku). Jednak Polska jako kraj, którego PKB wynosi poni˝ej 60 procent Êredniej unijnej otrzyma∏a mo˝liwoÊç przyznawania wytwórcom 40 procent praw do emisji dwutlenku w´gla bezp∏atnie. Ponadto ustalony zosta∏ docelowy udzia∏ energii pochodzàcej z odnawialnych êróde∏ energii w strukturze wytwarzania na poziomie 27 procent w skali Unii Europejskiej oraz docelowy poziom wzrostu efektywnoÊci energetycznej wynoszàcy 27 procent. Mimo preferencyjnego traktowania biedniejszych krajów Unii Europejskiej, w tym Polski, zdefiniowane cele stanowià wyzwanie dla ca∏ego sektora energii elektrycznej. Operatorzy Systemu Dystrybucyjnego b´dà dzia∏aç w Êrodowisku sta∏ego nacisku na przystosowanie infrastruktury do wymogów nowoczesnej gospodarki niskoemisyjnej, gdzie istotne role odgrywajà rozproszone êród∏a OZE, prosumenci oraz wysoka efektywnoÊç energetyczna. Implementacja rozwiàzaƒ Inteligentnej Sieci Energetycznej wpisuje si´ w cele polityki unijnej z jednej strony umo˝liwiajàc lepszà integracj´ OZE, a z drugiej dostarczajàc narz´dzia umo˝liwiajàce dzia∏ania proefektywnoÊciowe, które b´dà realizowane przez wszystkich uczestników rynku energetycznego. Polskie ustawodawstwo, które uformowa∏o si´ przez transponowanie przepisów Unii Europejskiej na grunt krajowy, k∏adzie nacisk na rozwój OZE oraz wzrost efektywnoÊci energetycznej. Dalszy rozwój OZE i wyzwania zwiàzane z integracjà coraz wi´kszej liczby rozproszonych êróde∏ energii elektrycznej nak∏adajà presj´ na ustawodawców w zakresie przyj´cia szczegó∏owych rozwiàzaƒ prawnych dotyczàcych powy˝szych kwestii.
- 10. 9 W ramach szczegó∏owych regulacji dzia∏alnoÊci OSD obecnie trwajà prace w zakresie implementacji systemu regulacji jakoÊciowej od 2016 roku. G∏ównym za∏o˝eniem systemu regulacji jakoÊciowej jest uzale˝nienie cz´Êci przychodu regulowanego OSD od wykonania wskaêników niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej (SAIDI, SAIFI). Ponadto, w ramach analizowanych rozwiàzaƒ wp∏yw na wysokoÊç przychodu regulowanego OSD b´dzie mia∏ czas realizacji przy∏àczenia odbiorcy do sieci dystrybucyjnej oraz jakoÊç danych pomiarowych przekazywanych sprzedawcom. Systemy oparte o regulacj´ jakoÊciowà z powodzeniem sprawdzajà si´ w innych krajach europejskich m.in. w Czechach, Danii, Finlandii, Hiszpanii, Norwegii, Szwecji czy Wielkiej Brytanii, gdzie mo˝na zaobserwowaç wzrost niezawodnoÊci i bezpieczeƒstwa dostaw w zwiàzku z wdro˝eniem regulacji jakoÊciowej. 2.4 Wyzwania dla ENERGA-OPERATOR SA ENERGA-OPERATOR SA jest jednym z Operatorów Systemu Dystrybucyjnego w Polsce. Dzia∏a w pó∏nocnej i Êrodkowej cz´Êci kraju na obszarze ok. 75 tys. km2 . Swojà dzia∏alnoÊç prowadzi na terenie siedmiu województw: pomorskiego, warmiƒsko-mazurskiego, zachodniopomorskiego, wielkopolskiego, ∏ódzkiego, mazowieckiego oraz kujawsko- pomorskiego. ENERGA-OPERATOR SA dostarcza energi´ elektrycznà na obszarze 1/4 powierzchni Polski dla 2,9 mln klientów. W tym celu wykorzystuje 192 tys. km linii energetycznych i dystrybuuje rocznie ponad 20 TWh energii elektrycznej. Istotna rola ENERGA-OPERATOR SA na rynku energii elektrycznej w Polsce sprawia, i˝ Spó∏ka musi odpowiadaç na szerokie oczekiwania interesariuszy i w zwiàzku z tym stoi przed szeregiem wyzwaƒ. Najwa˝niejsze z nich to: • poprawa niezawodnoÊci i bezpieczeƒstwa dostaw energii oraz zapewnienia odpowiedniej jakoÊci obs∏ugi odbiorców, • optymalizacja wykorzystania istniejàcej infrastruktury oraz zasobów organizacyjnych, • poprawa efektywnoÊci energetycznej sieci dystrybucyjnej, • umo˝liwienie zwi´kszenia roli odbiorcy w zarzàdzaniu zu˝yciem oraz produkcjà energii elektrycznej, • integracja êróde∏ rozproszonych i bilansowanie systemu w warunkach rosnàcego udzia∏u generacji rozproszonej. Powy˝sze wyzwania zosta∏y sprecyzowane w dokumencie pt. „Wizja Segmentu Dystrybucji 2020“, gdzie przedstawione zosta∏y cele strategiczne ENERGA-OPERATOR SA obejmujàce:
- 11. 10 • popraw´ ciàg∏oÊci dostaw energii oraz jakoÊci obs∏ugi klienta, • podnoszenie efektywnoÊci dzia∏ania, • zapewnienie wysokiego poziomu bezpieczeƒstwa OSD, • rozwój i wdra˝anie innowacyjnych rozwiàzaƒ z obszaru sieci inteligentnych, • kreowanie i wdra˝anie nowych obszarów aktywnoÊci OSD. 3. Wizja Inteligentnej Sieci Energetycznej w ENERGA-OPERATOR SA 3.1 Sieci inteligentne w sektorze energetycznym Sprostanie wyzwaniom przed jakimi stoi zarówno ENERGA-OPERATOR SA jak i inni OSD mo˝e nastàpiç mi´dzy innymi poprzez wdra˝anie nowych, innowacyjnych rozwiàzaƒ z obszaru Inteligentnej Sieci Energetycznej. Dzia∏ania w tym zakresie wspieraç powinny wysi∏ki prowadzone przez OSD w zakresie tradycyjnej rozbudowy i modernizacji sieci dystrybucyjnej. Pod poj´ciem Inteligentnej Sieci Energetycznej definiowanej z perspektywy OSD mo˝na rozumieç: Sieç dystrybucyjnà i powiàzane z nià technologie informatyczno-telekomunikacyjne integrujàce w sposób inteligentny dzia∏ania uczestników procesów wytwarzania, przesy∏u, dystrybucji i u˝ytkowania energii elektrycznej w celu poprawy niezawod- noÊci dostaw i efektywnoÊci OSD oraz aktywnego anga˝owania odbiorców w podnoszenie efektywnoÊci energetycznej. Natomiast z punktu widzenia odbiorców OSD treÊç t´ mo˝na ujàç nieco inaczej: Inteligentna Sieç Energetyczna ma pozwoliç na zapewnienie ciàg∏ych, bezpiecznych i efektywnych kosztowo us∏ug w zakresie dystrybucji energii elektrycznej, a tak˝e stworzyç mo˝liwoÊci techniczne do oferowania odbiorcom nowych us∏ug optymalizujàcych u˝ytkowanie energii oraz umo˝liwiajàcych efektywne w∏àczenie odbiorców w proces wytwarzania energii. W rozumieniu przyj´tej definicji, sieç inteligentna z perspektywy OSD obejmuje elementy infrastruktury dystrybucyjnej i teleinformatycznej wykorzystywane do tej pory, ale te˝ nowe rozwiàzania pojawiajàce si´ wraz z rozwojem technologicznym. Cz´Êci sk∏adowe Inteligentnej Sieci Energetycznej wraz z ich krótkim opisem przedstawia kolejny schemat.
- 12. 11 Schemat 2. Cz´Êci sk∏adowe Inteligentnej Sieci Energetycznej
- 13. 12 3.2 Proces wdra˝ania Inteligentnych Sieci Energetycznych w ENERGA-OPERATOR SA ENERGA-OPERATOR SA realizuje wdro˝enie Inteligentnych Sieci Energetycznych w kolejnych etapach przedstawionych na schemacie 3. Schemat 3. Mapa Drogowa wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej w ENERGA-OPERATOR SA w kontekÊcie dotychczasowych i przysz∏ych dzia∏aƒ ENERGA-OPERATOR SA Obecnie realizowana „Mapa Drogowa wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej w ENERGA-OPERATOR SA“ jest kolejnym i jednym z kluczowych etapów wdro˝enia wybranych inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej w perspektywie do 2020 roku. Dokument ten stanowi integralnà cz´Êç realizowanej przez ENERGA-OPERATOR SA strategii, która ma doprowadziç do wdro˝enia niezb´dnych i efektywnych rozwiàzaƒ z obszaru Inteligentnej Sieci Energetycznej.
- 14. 13 Niniejszy dokument przedstawia podsumowanie analiz zwiàzanych z opracowaniem Mapy Drogowej wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej w perspektywie do 2020 roku, a jego efektem jest harmonogram wdro˝enia tych inicjatyw. Oczekuje si´, ˝e osiàgni´cie pe∏nych korzyÊci z wdro˝onych inicjatyw nastàpi po tym okresie, w zwiàzku z tym w analizach uwzgl´dniono perspektyw´ do 2023 roku. 3.3 Kluczowe obszary funkcjonalnoÊci Inteligentnej Sieci Energetycznej Zgodnie z dokumentem pt. „Wizja wdro˝enia Sieci Inteligentnej w ENERGA-OPERATOR“ z 2011 roku, obszary, w których w sposób szczególny powinny byç wdra˝ane rozwiàzania z zakresu Inteligentnej Sieci Energetycznej, zdefiniowane zosta∏y nast´pujàco: 1. Aktywny odbiorca – stworzenie warunków dla aktywizacji odbiorców w zakresie u˝ytkowania i wytwarzania energii, co obejmuje: wdra˝anie systemu inteligentnego opomiarowania, dostosowanie infrastruktury i procedur do rozwoju z generacji rozproszonej, rozwój infrastruktury do zarzàdzania popytem. 2. JakoÊç dostaw – poprawa niezawodnoÊci zasilania odbiorców i jakoÊci dostarczanej energii poprzez powszechnà automatyzacj´ i zwi´kszenie obserwowalnoÊci sieci szczególnie na poziomie SN, ale tak˝e na poziomie nN. 3. Inteligentne sterowanie siecià, oznaczajàce wdro˝enie zaawansowanych narz´dzi zarzàdzania i sterowania siecià w warunkach dynamicznego rozwoju generacji rozproszonej. Dzia∏ania obejmowaç b´dà: rozwój systemów SCADA/DMS, wdra˝anie automatycznego zarzàdzania obcià˝eniem i inteligentnych systemów do zarzàdzania generacjà rozproszonà. 4. Inteligentny OSD – Optymalne wykorzystanie i rozwój zasobów majàtkowych oraz organizacyjnych Segmentu Dystrybucji g∏ównie przez rozwój systemów zarzàdzania majàtkiem sieciowym opartych o GIS oraz narz´dzi mobilnych do zarzàdzania s∏u˝bami eksploatacji sieci. 5. Rozwój technologii informatyczno-telekomunikacyjnych w takich obszarach, jak: sieç teleinformatyczna, architektura informatyczna zorientowana na us∏ugi, standaryzacja rozwiàzaƒ informatyczno-telekomunikacyjnych, bezpieczeƒstwo informatyczne.
- 15. 14 3.4 Wdra˝ane obecnie inicjatywy Inteligentnej Sieci Energetycznej w ENERGA-OPERATOR SA Jednym z kluczowych wdro˝eƒ w ENERGA-OPERATOR SA jest uruchomienie Systemu Inteligentnego Opomiarowania (Advanced Metering Infrastructure – AMI). Jego celem jest zwi´kszenie efektywnoÊci procesu obs∏ugi klienta, stworzenie podstaw dla zapewniania odbiorcom szczegó∏owej informacji na temat iloÊci zu˝ywanej energii oraz usprawnienie zarzàdzania siecià przez OSD. Do tej pory ENERGA-OPERATOR SA uruchomi∏a ok. 400 tys. uk∏adów pomiarowych, a kolejne 450 tys. jest obecnie wdra˝anych. Dotychczasowe wyniki potwierdzi∏y zasadnoÊç kontynuacji wdro˝enia w skali ca∏ego ENERGA-OPERATOR SA wykazujàc liczne korzyÊci mo˝liwe do uzyskania zarówno z perspektywy OSD jak i odbiorców. KorzyÊci dla klientów sà tu nast´pujàce: • eliminacja wizyt inkasentów (szacujemy, ˝e na prze∏omie roku liczba odczytów z systemu AMI u˝yta dla potrzeb fakturowania przekroczy 2 miliony), • obni˝enie op∏aty abonamentowej za odczyt licznika dokonywany zdalnie (dla odczytu 2-miesi´cznego jest to 58 groszy, wobec 1,31 z∏ op∏acanych przez klientów, których liczniki odczytywane sà metodà tradycyjnà, poprzez inkasenta), • potencja∏ redukcji zu˝ycia energii elektrycznej o 1-4 procent (wg wyników Testu Konsumenckiego przeprowadzonego w Kaliszu) dzi´ki bie˝àcemu dost´powi odbiorcy do informacji o profilu zu˝ycia energii elektrycznej oraz wysokoÊci nale˝noÊci, • mo˝liwoÊç wprowadzenia nowych produktów i us∏ug dla klientów przez sprzedawców zwi´kszajàcych wygod´ rozliczeƒ: w rozliczenia rzeczywiste w oparciu o dane z liczników inteligentnych, w rozliczenia w formule przedp∏atowej, • mo˝liwoÊç dostosowania taryf do indywidualnych potrzeb klienta – odbiorca b´dzie mia∏ mo˝liwoÊç wyboru taryfy najbardziej odpowiadajàcej jego potrzebom i charakterystyce poboru, co przyczyni si´ do redukcji kosztów zakupu energii i us∏ugi dystrybucyjnej u klientów, , • u∏atwienie dla rozwoju energetyki producenckiej, dzi´ki mo˝liwoÊci zdalnego monitorowania przep∏ywów energii w sieci, u∏atwiajàcej tak˝e rozliczenia z klientem.
- 16. 15 G∏ówne korzyÊci dla OSD to: • ograniczenie ró˝nicy bilansowej o 10 procent (g∏ównie redukcja strat handlowych), • wysoka skutecznoÊç pozyskiwania danych do fakturowania wzgl´dem inkasentów (niemal 100 procent w stosunku do 95 procent przy odczytach inkasenckich), • szybkie w∏àczenia i wy∏àczenia windykacyjne (100 procent w∏àczeƒ i wy∏àczeƒ windykacyjnych realizowanych zdalnie), • ograniczenie liczby reklamacji od klientów. Dodatkowo wdro˝enie systemu AMI stwarza korzyÊci dla ca∏ego systemu elektroenergety- cznego, taki jak: • zwi´kszenie elastycznoÊci systemu elektroenergetycznego poprzez mo˝liwoÊç sterowania popytem na energi´ elektrycznà: w redukcja zu˝ycia energii w szczycie zapotrzebowania (o 5-14 procent wg danych z Testu Konsumenckiego w Kaliszu), w redukcja zu˝ycia energii na ˝àdanie (o 10-30 procent wg danych z Testu Konsumenckiego w Kaliszu). Analiza ekonomiczno-techniczna wykaza∏a zasadnoÊç inwestycji w System Inteligentnego Opomiarowania AMI w ENERGA-OPERATOR SA. Na podstawie zebranych wniosków zdecydowano o wdro˝eniu systemu na ca∏ym obszarze Spó∏ki. Zakoƒczenie wdro˝enia planuje si´ na rok 2020. ENERGA-OPERATOR SA zrealizowa∏a równie˝ szereg wdro˝eƒ pilota˝owych i dokona∏a analizy rozwiàzaƒ wspierajàcych i zwiàzanych z budowà Inteligentnej Sieci Energetycznej. Przeprowadzone dzia∏ania obejmowa∏y: • Wdro˝enie pilota˝owe sieci Smart Grid na obszarze Pó∏wyspu Helskiego – przeprowadzone w celu weryfikacji efektywnoÊci wybranych technologii Inteligentnej Sieci Energetycznej i mo˝liwoÊci wykorzystania ich w skali ca∏ego ENERGA-OPERATOR SA, • Opracowanie strategicznej wizji rozwoju systemów informatycznych dla ENERGA- OPERATOR SA na lata 2013–2020 – przeprowadzone w celu opracowania strategicznych kierunków rozwoju systemów informatycznych, a przede wszystkim szczegó∏owego zestawu inicjatyw informatycznych i harmonogramu ich wdro˝enia umo˝liwiajàcego przejÊcie ze stanu obecnego do stanu okreÊlonego w docelowej wizji architektury IT,
- 17. 16 • Wdro˝enie rozwiàzaƒ dedykowanych dla sieci WN: w Wdro˝enie systemu SCADA DOL – przeprowadzone w celu zwi´kszenia zdolnoÊci przesy∏owych sieci 110 kV poprzez wykorzystanie dynamicznych rezerw obcià˝alnoÊci, w Wdro˝enie systemu SCADA Wind – przeprowadzone w celu zwi´kszenia obserwowalnoÊci i bezpieczeƒstwa pracy sieci 110 kV poprzez nadzorowanie pracy farm wiatrowych przy∏àczonych do sieci WN oraz okreÊlanie wp∏ywu farm wiatrowych na prac´ sieci WN, • Wdro˝enie Systemu Informacji o Dystrybucji – przeprowadzone w celu efektywniejszego zarzàdzania majàtkiem sieciowym poprzez dostarczenie pracownikom informacji do realizacji kluczowych dzia∏aƒ. System ten oparty o GIS (Geographic Information System) wspiera g∏ówne obszary zarzàdzania majàtkiem sieciowym, w tym: wsparcie zarzàdzania pracami planowanymi i nieplanowanymi na sieci, obs∏ug´ procesu przy∏àczeniowo-inwestycyjnego, technicznà obs∏ug´ odbiorców oraz raportowanie, • Wdro˝enie sieci TAN A – dedykowana na potrzeby technologiczne sieç odpowiada za ∏àcznoÊç Dyspozycji Mocy ze stacjami elektroenergetycznymi WN/SN (G∏ównymi Punktami Zasilania). Tworzona jest dla realizacji transmisji danych pomi´dzy obiektami zwiàzanej z telemechanikà obiektowà, a w szczególnoÊci z telesterowaniem, telesygnalizacjà i telemetrià oraz ∏àcznoÊcià g∏osowà. Dzi´ki niej dyspozytorzy majà ciàg∏y nadzór nad pracà G∏ównych Punktów Zasilania oraz mogà zdalnie nimi sterowaç. ¸àcznoÊç odbywa si´ w technologii IP. • Przygotowanie i wdra˝enia sieci TAN B – opracowywane w celu zapewnienia systemu komunikacji pomi´dzy urzàdzeniami telekomunikacyjnymi w stacjach transformatorowych SN/nN, z infrastrukturà sieci korporacyjnej ENERGA-OPERATOR SA. Komunikacja wykorzystywaç b´dzie dwie technologie radiowe 3GPP/CDMA oraz TETRA. System ∏àcznoÊci trankingowej TETRA zosta∏ szczegó∏owo omówiony w kolejnej cz´Êci dokumentu. • Przygotowanie wdro˝enia pilota˝owego systemu Workforce Management – przeprowadzone w celu weryfikacji efektywnoÊci i op∏acalnoÊci wdro˝enia docelowego systemu poprzez identyfikacj´ mo˝liwych do uzyskania korzyÊci, okreÊlenie docelowego poziomu integracji z systemami ENERGA-OPERATOR SA oraz wybór urzàdzeƒ mobilnych do wdro˝enia docelowego, • Opracowanie i przygotowanie wdro˝enia modelu Common Information Model – przeprowadzone w celu rozwiàzania problemu braku standardu kodyfikacji obiektów w obszarze klienta, pomiarów, topologii, obiektów energetycznych i rynku energii.
- 18. 17 W wyniku przeprowadzonych dzia∏aƒ zidentyfikowano liczne korzyÊci zwiàzane z automatyzacjà sieci, zwi´kszeniem obserwowalnoÊci i sterowania siecià, wspoma- ganiem planowania i zarzàdzania siecià oraz standaryzacjà rozwiàzaƒ informatycznych. DoÊwiadczenie zebrane przy realizacji tych projektów oraz analiza mo˝liwych do wdro˝enia rozwiàzaƒ doprowadzi∏y do zaw´˝enia planowanych inwestycji w perspektywie do 2020 roku do opisanych poni˝ej inicjatyw najsilniej wp∏ywajàcych na popraw´ jakoÊci i niezawodnoÊci dostaw oraz popraw´ efektywnoÊci dzia∏aƒ ENERGA- OPERATOR SA. 3.5 Inicjatywy Inteligentnej Sieci Energetycznej analizowane w Mapie Drogowej Zakres inicjatyw przedstawionych w dokumencie pt. „Wizja wdro˝enia Sieci Inteligentnej w ENERGA-OPERATOR SA“ zosta∏ zaw´˝ony do tych, które pozwolà w najwy˝szym stopniu poprawiç niezawodnoÊç i jakoÊç dostaw energii elektrycznej, a tak˝e przygotowaç sieç na przysz∏e wyzwania, jednoczeÊnie stanowiàc baz´ do wdra˝ania kolejnych rozwiàzaƒ w miar´ rozwoju rynku. Inicjatywy te obejmujà: • kontynuacj´ wdra˝ania automatyzacji sieci SN (∏àczniki zdalnie sterowane z czujnikami przep∏ywu pràdu zwarciowego), • wdro˝enie systemu ∏àcznoÊci trankingowej TETRA (niezb´dnego elementu dla zapewnienia skutecznej komunikacji dla sterowania siecià), • wdro˝enie systemu Distribution Management System („DMS“), na który sk∏ada si´ 5 inicjatyw czàstkowych: w Network Management System („NMS“), w Outage Management System („OMS“), w Power Analysis („PA“), w Fault Detection, Isolation and Restoration („FDIR“), w Volt-VAR Control („VVC“). W kolejnej cz´Êci dokumentu zaprezentowany zosta∏ krótki opis analizowanych inicjatyw.
- 19. 18 Z analizy w ramach prac nad Mapà Drogowà zosta∏y wy∏àczone inicjatywy dotyczàce wdra˝ania AMI (inteligentne opomiarowanie) oraz rozwoju systemów wspomagania majàtkiem sieciowym. Na kolejnym schemacie zaprezentowano powiàzanie obszarów zdefiniowanych w „Wizji wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej w ENERGA-OPERATOR SA“ z Celami Strategicznymi i inicjatywami opisanymi w Mapie Drogowej. Schemat 4. Powiàzanie obszarów zdefiniowanych w „Wizji wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej w ENERGA-OPERATOR SA“ z Celami Strategicznymi i inicjatywami opisanymi w Mapie Drogowej
- 20. 19 3.5.1 Automatyzacja sieci SN („¸àczniki“) Inicjatywa ta polega na instalacji ∏àczników zdalnie sterowanych na liniach napowietrznych SN oraz ∏àczników zdalnie sterowanych w rozdzielnicach SN w stacjach wn´trzowych SN/nN wraz z czujnikami przep∏ywu pràdu zwarciowego lub bardziej rozbudowanych systemów pomiarowych ze zdalnà transmisjà danych. Inicjatywa Automatyzacja sieci SN z punktu widzenia inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej jest inicjatywà „pomostowà“ pomi´dzy inicjatywami „tradycyjnymi“ i inicjatywami Inteligentnej Sieci Energetycznej i stanowi niezb´dnà podstaw´ wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej. Jest ona podstawà i warunkiem koniecznym do wdra˝ania inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej (OMS i FDIR). Docelowe nasycenie sieci ∏àcznikami zdalnie sterowanymi w roku 2020 wynosi: • 6300 ∏àczników na liniach napowietrznych, • 3020 ∏àczników w stacjach wn´trzowych SN/nN oraz SN/SN. 3.5.2 TETRA W roku 2014 przygotowaliÊmy i uruchomiliÊmy procedur´ zakupowà, a w latach 2015–2017 planujemy wdro˝yç system ∏àcznoÊci trankingowej Terrestrial Trunked Radio (TETRA) na terenie ca∏ego ENERGA-OPERATOR SA. System TETRA, obok technologii 3GPP/CDMA, m.in. zapewni ∏àcznoÊç pomi´dzy serwerami centralnymi SCADA poprzez stacje GPZ do urzàdzeƒ w g∏´bi sieci SN. W szczególnoÊci system TETRA obejmuje nast´pujàce funkcjonalnoÊci: • zapewnia niezawodne sterowania siecià (komunikacji z ∏àcznikami zdalnie sterowanymi) zarówno w stanach normalnych, jak i w czasie trwania awarii masowych, • zapewnienie niezale˝nego systemu ∏àcznoÊci dyspozytorskiej obejmujàcego ∏àcznoÊç grupowà, indywidualnà, priorytetowà oraz alarmowà w trybie bezpoÊrednim, • usprawnienie komunikacji pomi´dzy brygadami w terenie a dyspozytorami w czasie trwania awarii masowych. Wdro˝enie systemu TETRA jest niezale˝ne od wdro˝enia pozosta∏ych analizowanych inicjatyw, jednak jest bardzo istotnym elementem z uwagi na koniecznoÊç podniesienia niezawodnoÊci us∏ug telekomunikacyjnych w zwiàzku ze wzrostem nasycenia sieci urzàdzeniami sterowanymi zdalnie.
- 21. 20 3.5.3 Network Management System („NMS“) System NMS obejmuje nast´pujàce funkcjonalnoÊci: • wizualizacj´ schematu sieci (z uwzgl´dnieniem aktualnie realizowanych planowych prac na sieci), • odwzorowanie geograficzne sieci, • system zarzàdzania prze∏àczeniami (opracowywanie planu dokonywania prze∏àczeƒ uk∏adu sieci dla prac planowych). Ponadto, system NMS i sk∏adajàce si´ na niego elementy w zakresie hardware, instalacji, interfejsów i integracji z systemami SCADA EOP stanowi podstaw´ dla kolejnych aplikacji sk∏adajàcych si´ na system Distribution Management System. Wdro˝enie pe∏nej funkcjonalnoÊci NMS wymaga stworzenia i ciàg∏ej aktualizacji danych o sieci elektroenergetycznej w systemie GIS. W celu zapewnienia integracji danych SCADA NMS (schemat sieci) z informacjami o odwzorowaniu sieci w uk∏adzie geograficznym wymagane jest wdro˝enie modelu CIM (Common Information Model). 3.5.4 Outage Management System („OMS“) System OMS obejmuje nast´pujàce funkcjonalnoÊci: • zdalne wspomaganie wspó∏pracy pomi´dzy dyspozytorem a pogotowiem energetycznym, • usprawnienie przep∏ywu informacji pomi´dzy dyspozytorem i brygadami monterskimi oraz pomi´dzy poszczególnymi brygadami w ramach realizacji prac zwiàzanych z usuwaniem awarii, • automatyzacj´ przekazywania danych o awariach, miejscach ich wystàpienia oraz ich usuni´ciu przy wykorzystaniu czujników przep∏ywu pràdu zwarciowego ze zdalnà transmisjà danych, • kontrol´ czynnoÊci ∏àczeniowych (bezpieczeƒstwo pracy), • usprawnienie procedury przygotowawczej do wy∏àczenia planowanego (informowanie odbiorców o wy∏àczeniu planowym). Wdro˝enie systemu OMS musi zostaç poprzedzone wdro˝eniem systemu NMS, który stanowi dla niego podstaw´.
- 22. 21 Ponadto pe∏ne wykorzystanie funkcjonalnoÊci OMS wymaga wdro˝enia inicjatywy Automatyzacja sieci SN, która wykorzystywana jest do automatycznego lokalizowania miejsca wystàpienia awarii. Wdro˝enie tej funkcjonalnoÊci wymaga zastosowania nowych rozwiàzaƒ mobilnych do wspó∏pracy zespo∏ów pracowników w terenie z dyspozytorami. Do lokalizacji miejsc awarii niezb´dne jest wdro˝enie automatyzacji sieci SN z skutecznymi czujnikami przep∏ywu pràdów zwarciowych. 3.5.5 Power Analysis („PA“) System PA obejmuje nast´pujàce funkcjonalnoÊci: • analiz´ rozp∏ywów mocy i pràdów w sieci w czasie zbli˝onym do rzeczywistego, • optymalizacj´ uk∏adu sieci pod kàtem redukcji strat sieciowych, • analiz´ spadków napi´ç (poziom napi´cia w g∏´bi sieci SN), • analiz´ stopnia obcià˝enia elementów sieci SN. Wdro˝enie systemu PA musi zostaç poprzedzone wdro˝eniem systemu NMS, który stanowi dla niego podstaw´. Ponadto system PA wymaga instalacji liczników bilansujàcych na stacjach SN/nN ze zdalnà transmisjà danych lub rozbudowanego monitoringu wewnàtrz sieci SN w celu dostarczania niezb´dnych do prowadzenia analiz informacji. Wdro˝enie tej funkcjonalnoÊci wymaga dodatkowo danych pomiarowych z g∏´bi sieci SN. èród∏em tych danych mogà byç wdra˝ane w przedsi´biorstwie rozwiàzania: liczniki bilansu- jàce AMI instalowane w stacjach transformatorowych SN/nN oraz systemy wykrywania zwarç wyposa˝one w mo˝liwoÊç monitorowania parametrów pracy sieci. 3.5.6 Fault Detection, Isolation and Restoration („FDIR“) System FDIR obejmuje nast´pujàce funkcjonalnoÊci: • automatyczne wykrywanie wystàpienia awarii oraz okreÊlenie miejsca wystàpienia awarii, • zaplanowanie wymaganych czynnoÊci ∏àczeniowych do najefektywniejszego zasilenia maksymalnej liczby odbiorców (wed∏ug wybranych kryteriów), • automatyczne wykonanie czynnoÊci ∏àczeniowych w celu wyizolowania uszkodzonego fragmentu sieci.
- 23. 22 Wdro˝enie systemu FDIR musi zostaç poprzedzone wdro˝eniem systemów NMS, OMS i PA, które ∏àcznie stanowià dla niego podstaw´. Ponadto pe∏ne wykorzystanie funkcjonalnoÊci FDIR wymaga wdro˝enia inicjatywy Automatyzacja sieci SN, poniewa˝ liczniki instalowane w ramach wdro˝enia tej inicjatywy wykorzystywane sà do automatycznego prze∏àczania uk∏adu sieci i wyizolowania miejs- ca wystàpienia awarii. Kluczowe dla efektywnego dzia∏ania tej funkcjonalnoÊci jest zapewnienie wysokiej jakoÊci rozwiàzaƒ telekomunikacyjnych oraz skuteczne systemy wykrywania zwarç. Systemy wykrywania zwarç muszà zapewniaç prawid∏owe dzia∏anie przy dynamicznym uk∏adzie pracy sieci SN. Podnoszenie skutecznoÊci dzia∏ania tej funkcjonalnoÊci zapewni tak˝e rozbudowa sieci zmierzajàca do zamykania pierÊcieni SN (likwidacja jednostronnie zasilanych odga∏´zieƒ z du˝à iloÊcià stacji transformatorowych SN/nN). 3.5.7 Volt-VAR Control („VVC“) System VVC obejmuje nast´pujàce funkcjonalnoÊci: • optymalizacj´ poziomów napi´ç w sieci (wg wybranych kryteriów), • optymalizacj´ rozp∏ywów mocy biernej (dobór uk∏adu sieci pod kàtem minimalizacji strat sieciowych). Wdro˝enie systemu VVC musi zostaç poprzedzone wdro˝eniem systemów NMS i PA, które ∏àcznie stanowià dla niego podstaw´. Wdro˝enie analizowanych funkcjonalnoÊci systemu VVC nie wymaga dodatkowej rozbu- dowy sieci, opiera si´ wy∏àcznie na bezinwestycyjnych dzia∏aniach optymalizacyjnych. Pozyskane informacje z systemu VVC mogà w kolejnych krokach pos∏u˝yç do wskazania ewentualnych miejsc w sieci gdzie istnieje potrzeba instalacji urzàdzeƒ kompensujàcych moc biernà. 3.5.8 Podsumowanie wspó∏zale˝noÊci pomi´dzy analizowanymi inicjatywami Analizowane inicjatywy Inteligentnej Sieci Energetycznej sà wspó∏zale˝ne od siebie i, w okreÊlonych przypadkach, wdro˝enie danej inicjatywy jest uzale˝nione od wczeÊniejszego wdro˝enia inicjatyw stanowiàcych podstaw´ dla dodatkowych funkcjonalnoÊci. Zakres wspó∏zale˝noÊci prezentuje kolejny schemat.
- 24. 23 Schemat 5. Wspó∏zale˝noÊç analizowanych inicjatyw Zgodnie z zaprezentowanym schematem, w ramach analizowanych inicjatyw, 4 inicjatywy wymagajà wczeÊniejszego wdro˝enia „bazowych funkcjonalnoÊci“ i sà to inicjatywy: • Outage Management System – w celu pe∏nego wykorzystania funkcjonalnoÊci systemu OMS niezb´dne jest wczeÊniejsze wdro˝enie inicjatywy NMS oraz inicjatywy Automatyzacja sieci SN. System NMS jest niezb´dny ze wzgl´du na koniecznoÊç posiadania mo˝liwoÊci odwzorowania geograficznego sieci na potrzeby identyfikacji miejsca wystàpienia awarii oraz na potrzeby informowania odpowiednich odbiorców o wystàpieniu awarii. System automatyzacji sieci SN wraz z ∏àcznikami zdalnie sterowanymi z czujnikami przep∏ywu pràdu zwarciowego jest wymagany w celu automatyzacji procesu przekazywania danych o miejscach wystàpienia awarii oraz ich usuni´ciu, • Power Analysis – w celu wykorzystania funkcjonalnoÊci PA konieczne jest wczeÊniejsze wdro˝enie systemu NMS ze wzgl´du na potrzeb´ posiadania rzeczywistego odwzorowania schematu sieci dystrybucyjnej,
- 25. 24 • Fault Detection, Isolation and Restoration – w celu pe∏nego wykorzystania funkcjonalnoÊci systemu FDIR niezb´dne jest wczeÊniejsze wdro˝enie szeregu inicjatyw, tj. NMS, OMS oraz PA. Dodatkowo osiàgni´cie pe∏nych korzyÊci z wdro˝enia FDIR wymaga implementacji inicjatywy Automatyzacja sieci SN, która jest niezb´dna do procesu automatycznej lokalizacji awarii oraz automatycznych prze∏àczeƒ uk∏adu sieci. Inicjatywy NMS oraz OMS konieczne sà do automatycznego przekazania danych o awariach, miejscach ich wystàpienia oraz ich usuni´ciu. Ponadto w systemie OMS zawarte sà wszystkie procedury bezpieczeƒstwa dla systemu FDIR. System PA jest konieczny ze wzgl´du na zachowanie bezpieczeƒstwa pracy systemu i unikni´cie przecià˝eƒ elementów liniowych, • Volt-VAR Control – w celu wykorzystania funkcjonalnoÊci VVC konieczne jest wczeÊniejsze wdro˝enie systemów NMS i PA ze wzgl´du na koniecznoÊç posiadania rzeczywistych danych o rozp∏ywie energii w sieci oraz jej uk∏adzie na potrzeby optymalizacji napi´ç i rozp∏ywów mocy biernej. W kolejnej tabeli przedstawiono podsumowanie analizowanych inicjatyw pod wzgl´dem osiàganych korzyÊci. Tabela 1. Mapowanie analizowanych inicjatyw na zidentyfikowane korzyÊci z wdro˝enia Powy˝sze inicjatywy zosta∏y poddane wnikliwej analizie op∏acalnoÊci ekonomicznej w celu opracowania Mapy Drogowej wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej. Szczegó∏owy opis wyników analizy zaprezentowany zosta∏ w kolejnym rozdziale.
- 26. 25 4. Analiza efektywnoÊci wdro˝enia wybranych inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej Celem analizy efektywnoÊci wdro˝enia inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej by∏o okreÊlenie, w sposób wymierny i wiarygodny, rzeczywistych kosztów i korzyÊci wynikajàcych z wdro˝enia poszczególnych inicjatyw oraz wyznaczenie optymalnego harmonogramu wdro˝enia. Koszty i korzyÊci z wdro˝enia poszczególnych inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej wyznaczone zosta∏y w odniesieniu do scenariusza bazowego obejmujàcego wdro˝enie „tradycyjnych“ rozwiàzaƒ w zakresie rozwoju sieci energetycznej, takich jak modernizacja linii napowietrznych czy modernizacja stacji s∏upowych SN/nN. Poszerzenie zakresu wdra˝anych rozwiàzaƒ o inicjatywy Inteligentnej Sieci Energetycznej pozwoli na uzyskanie efektu synergii korzyÊci z prowadzonych dzia∏aƒ i zdecydowanie poprawi pozycj´ ENERGA-OPERATOR SA. Wykres 3. Pozycja ENERGA-OPERATOR SA wynikajàca z prowadzenia dzia∏aƒ „tradycyjnych“ oraz wdro˝enia inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej W celu przeprowadzenia szczegó∏owej analizy efektywnoÊci wdro˝enia inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej opracowano model op∏acalnoÊci ekonomicznej wykorzystujàcy doÊwiadczenia pochodzàce z projektów pilota˝owych zrealizowanych w Spó∏ce oraz zasilony rzeczywistymi danymi ENERGA-OPERATOR SA.
- 27. 26 4.1 Metodyka analizy W celu kalkulacji mo˝liwych do osiàgni´cia efektów wdro˝enia analizowanych inicjatyw model zosta∏ zasilony rzeczywistymi danymi ekonomicznymi i technicznymi Spó∏ki. W kalkulacjach uwzgl´dniono równie˝ najbardziej prawdopodobny scenariusz rozwoju rynku energii elektrycznej oraz scenariusz regulacji jakoÊciowej, w którym cz´Êç przychodu regulowanego ENERGA-OPERATOR SA uzale˝niona b´dzie od wykonania celów w zakresie redukcji wskaêników niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej. Celem analiz by∏o okreÊlenie efektywnoÊci wdro˝enia poszczególnych inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej (przede wszystkim okreÊlenie wartoÊci bie˝àcej netto) oraz wyznaczenie optymalnego harmonogramu wdro˝enia uwzgl´dniajàcego ograniczenia techniczno-logistyczne i finansowe ENERGA-OPERATOR SA. Opracowany model umo˝liwi∏ okreÊlenie efektywnoÊci ka˝dej z analizowanych inicjatyw oraz zoptymalizowanie harmonogramu ich wdro˝enia pod kàtem zrealizowania przyj´tych celów oraz przy zachowaniu warunków brzegowych. Przeprowadzona priorytetyzacja polega∏a na wyznaczeniu optymalnego harmonogramu wdro˝enia inicjatyw na obszarach, w których generowa∏o to najwy˝sze korzyÊci w relacji do ponoszonych nak∏adów inwestycyjnych i kosztów operacyjnych. Zasady dzia∏ania modelu op∏acalnoÊci ekonomicznej wdro˝enia inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej zaprezentowane zosta∏y na kolejnym schemacie. Schemat 6. Zasady dzia∏ania modelu op∏acalnoÊci ekonomicznej wdro˝enia inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej
- 28. 27 Budowa optymalnego harmonogramu wdro˝enia oparta by∏a o nast´pujàce za∏o˝enia: • Scenariusz regulacji – za∏o˝ono, ˝e od 2016 roku cz´Êç przychodu regulowanego OSD w Polsce b´dzie podlegaç regulacji jakoÊciowej, • Podstawa kalkulacji – wszystkie prezentowane wyniki oparte sà o stan sieci, niezawodnoÊç i jakoÊç dostaw energii elektrycznej oraz koszty ENERGA-OPERATOR SA za 2012 rok (prognozy redukcji wskaêników niezawodnoÊci i jakoÊci dostaw równie˝ odnoszà si´ do wykonania za rok 2012), • Kryterium optymalizacji – wybór najbardziej efektywnych inicjatyw dokonywany jest na podstawie optymalizacji wed∏ug wartoÊci bie˝àcej netto. Ponadto, kluczowym dla osiàgni´cia wymiernych efektów z wdro˝enia inicjatyw inteligentnej Sieci Energetycznej jest poziom automatyzacji sieci (nasycenie sieci ∏àcznikami zdalnie sterowanymi z czujnikami pràdu zwarciowego), w zwiàzku z czym, instalacja ∏àczników zosta∏a uwzgl´dniona w analizie. 4.2 Nak∏ady inwestycyjne zwiàzane z realizacjà inicjatyw Na podstawie przeprowadzonych analiz oszacowano nak∏ady inwestycyjne zwiàzane z realizacjà omawianych inicjatyw w perspektywie do 2020 roku. Zosta∏y one zaprezen- towane na kolejnym wykresie. Wykres 4. Nak∏ady inwestycyjne w podziale na poszczególne inicjatywy w perspektywie do 2020 roku [mln PLN]
- 29. 28 Najwy˝sze nak∏ady inwestycyjne w perspektywie do 2020 roku wynoszàce 85 mln PLN, stanowiàce 63 procent nak∏adów na wszystkie inicjatywy generuje inicjatywa TETRA. Wysokie nak∏ady generowane sà równie˝ przez inicjatyw´ NMS (32 mln PLN, 24 procent ∏àcznych nak∏adów), która stanowi baz´ dla wdro˝enia pozosta∏ych inicjatyw z zakresu DMS. ¸àczne nak∏ady inwestycyjne na wdro˝enie omawianych inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej w poszczególnych latach przeprowadzonej analizy przedstawione zosta∏y na kolejnym wykresie. Wykres 5. ¸àczne nak∏ady inwestycyjne w poszczególnych latach analizy w perspektywie do 2020 roku [mln PLN] WielkoÊç nak∏adów inwestycyjnych niezb´dnych do wdro˝enia pe∏nego wachlarza anali- zowanych inicjatyw waha si´ w ciàgu okresu inwestycji od 1 mln PLN w latach 2014 oraz 2020 do 61 mln PLN w roku 2016. Wdro˝enie inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej wià˝e si´ bezpoÊrednio z poniesieniem nak∏adów inwestycyjnych jednoczeÊnie generujàc korzyÊci zwiàzane z redukcjà wskaêników niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej, które, dzi´ki prawdopodobnemu scenariuszowi wprowadzenia regulacji jakoÊciowej, zostanà przekszta∏cone w korzyÊci finansowe dla ENERGA-OPERATOR SA.
- 30. 29 4.3 Efekty wdro˝enia poszczególnych inicjatyw Wyniki analizy zosta∏y zgrupowane w obr´bie kluczowych wyzwaƒ stojàcych przed ENERGA-OPERATOR SA. 4.3.1 Poprawa niezawodnoÊci i bezpieczeƒstwa dostaw energii W przeprowadzonej analizie, do oceny niezawodnoÊci dostaw wykorzystywane sà, przede wszystkim, wskaêniki SAIDI i SAIFI. To te dwa wskaêniki b´dà podstawà oceny w systemie regulacji jakoÊciowej. Efekty wdro˝enia inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej sà ÊciÊle zwiàzane z nasyce- niem sieci ∏àcznikami zdalnie sterowanymi. W zwiàzku z tym wyniki obliczeƒ modelu zosta∏y przedstawione w scenariuszu zak∏adajàcym wczeÊniejsze wdro˝enie inicjatywy Automatyzacja sieci SN zgodnie z planem przyj´tym w ENERGA-OPERATOR SA – plan ten zak∏ada zwi´kszenie poziomu nasycenia z 1,3 do 2,4 ∏àcznika na ciàg SN. Wykres 6. Wp∏yw na redukcj´ SAIDI [min] i SAIFI w roku 2023 w podziale na inicjatywy Zgodnie z przeprowadzonà analiz´ nasycenie sieci ∏àcznikami na obecnym poziomie (1,3 ∏àczników na ciàg SN) umo˝liwi∏o ju˝ do tej pory redukcj´ SAIDI o 160 minut w stosunku do stanu sprzed rozpocz´cia wdro˝enia. Dalsze inwestycje w inicjatyw´ Automatyzacja sieci SN podniesie nasycenie ∏àcznikami zdalnie sterowanymi do poziomu docelowego (2,4 ∏àczników na ciàg SN), co umo˝liwi dalszà redukcj´ wskaênika SAIDI o 33 minuty.
- 31. 30 Najwy˝szà redukcj´ wskaêników niezawodnoÊci dostaw, spoÊród inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej, umo˝liwia inicjatywa FDIR. WysokoÊç redukcji wynika z efektywnego wykorzystania automatyzacji sieci w sytuacji awaryjnej poprzez wykonanie optymalnych prze∏àczeƒ sieci gwarantujàcych zasilenie mo˝liwie najwi´kszej iloÊci odbiorców w czasie krótszym ni˝ 3 minuty. Relatywnie niewielki potencja∏ do redukcji SAIDI inicjatywy TETRA wynika z przyj´tej metodyki kalkulacji, która polega na odniesieniu stanu ENERGA-OPERATOR SA po wdro˝eniu inicjatywy do scenariusza business as usual. Scenariusz ten nie uwzgl´dnia zdarzeƒ jednorazowych, trudnych do prognozowania (takich jak awarie masowe), dla których uzysk z wdro˝enia inicjatywy TETRA jest najwy˝szy. TETRA stanowi jednak kluczowy element umo˝liwiajàcy efektywne dzia∏anie DMS, zapewnia ona niezawodna ∏àcznoÊç telekomunikacyjnà. Wp∏yw wdro˝enia inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej na redukcj´ wskaêników niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej w kolejnych latach analizy w perspektywie do 2023 roku (czas uzyskania pe∏nych korzyÊci z wdro˝onych inicjatyw) zosta∏ przed- stawiony na kolejnym wykresie. Wykres 7. Redukcja wskaêników niezawodnoÊci dostaw w perspektywie do 2023 roku Osiàgni´cie korzyÊci w postaci redukcji SAIFI dopiero w 2020 roku wynika z odroczonego terminu wdro˝enia inicjatywy FDIR (jedynej spoÊród analizowanych inicjatyw wp∏ywajàcej na redukcj´ SAIFI). Opóênienie to wynika z koniecznoÊci uprzedniego wdro˝enia inicjatyw NMS, OMS oraz PA, które ∏àcznie stanowià podstaw´ niezb´dnà do prawid∏owego funkcjonowania systemu FDIR.
- 32. 31 Silny wzrost redukcji wskaêników niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej w okresie 2019–2021 wynika z faktu, ˝e wdro˝enie kluczowych inicjatyw najsilniej wp∏ywajàcych na wysokoÊç redukcji wskaêników SAIDI i SAIFI musi zostaç poprzedzone wdro˝eniem inicjatyw bazowych w latach 2016–2017. Ponadto, osiàgni´cie korzyÊci z wdro˝enia inicjatywy nast´puje z opóênieniem w stosunku do ponoszonych nak∏adów inwesty- cyjnych. Opóênienie to wynika z koniecznoÊci konfiguracji wdra˝anych systemów i optymalizacji sposobu ich funkcjonowania. Wdro˝enie analizowanych inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej pozwoli na popraw´ wskaênika SAIDI o 83 minuty oraz SAIFI o 0,97 do 2023 roku. Oznacza to potencja∏ do obni˝enia SAIDI w ENERGA-OPERATOR SA z poziomu bazowego 309 w roku 2012 minut do 216 minut. Ze wzgl´du na kluczowe znaczenie stopnia automatyzacji sieci, w ramach analizy zbadano równie˝ zmian´ wp∏ywu wdra˝anych inicjatyw na redukcj´ wskaênika SAIDI wskutek zwi´kszania nasycenia ∏àczników na ciàg SN. Ze wzgl´du na istotnà kapita∏och∏onnoÊç inicjatywy Automatyzacja sieci SN oraz ograniczenia organizacyjne odnoÊnie liczby mo˝liwych do zainstalowania ∏àczników zdalnie sterowanych w ciàgu roku, analiza zosta∏a przeprowadzona dla roku 2030, kiedy mo˝liwe b´dzie zaobser- wowanie wszystkich wp∏ywu na redukcj´ SAIDI wszystkich ∏àczników. Analiza ta zosta∏a przedstawiona na kolejnym wykresie. Wykres 8. Redukcja SAIDI w 2030 roku w zale˝noÊci od nasycenia ∏àcznikami zdalnie sterowanymi [min]
- 33. 32 Zwi´kszanie Êredniego nasycenia ∏àcznikami na ciàg SN b´dzie prowadzi∏o do coraz silniejszej redukcji poziomu wskaênika SAIDI. Wzrost redukcji wynika w wi´kszej mierze z silniejszego oddzia∏ywania ∏àczników zdalnie sterowanych natomiast, wzrost redukcji wynikajàcy z wyko- rzystania inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej jest ni˝szy. Jest to spowodowane ograniczeniem potencja∏u do redukcji SAIDI inicjatywom Inteligentnej Sieci Energetycznej przez uprzednià redukcj´ SAIDI przez inicjatyw´ Automatyzacji sieci SN. Uwzgl´dniajàc tà zale˝noÊç wyznaczono optymalny poziom nasycenia ∏àcznikami zdalnie sterowanymi. Poziom ten zapewnia osiàgni´cie maksymalnie wysokiej synergii korzyÊci z wdro˝enia inicjatywy Automatyzacja sieci SN oraz inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej przy zachowaniu akceptowalnego poziomu nak∏adów inwestycyjnych i kosztów operacyjnych. 4.3.2 Poprawa efektywnoÊci energetycznej sieci dystrybucyjnej Przeprowadzona analiza wykaza∏a, ˝e wdro˝enie inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej wp∏ywa na wzrost efektywnoÊci energetycznej sieci dystrybucyjnej w zakresie redukcji technicznych strat sieciowych na Êrednim napi´ciu. Wp∏yw analizowanych inicjatyw na redukcj´ ró˝nicy bilansowej przedstawiony zosta∏ na kolejnym wykresie. Wykres 9. Wp∏yw na redukcj´ strat sieciowych w roku 2023 w podziale na inicjatywy [MWh] Wdro˝enie inicjatyw Power Analysis oraz VVC prowadzi do zmniejszenia technicznych strat sieciowych o ponad 28 GWh, co stanowi 1,3 procent ∏àcznego wolumenu technicznych strat sieciowych ENERGA-OPERATOR SA. Zmniejszenie technicznych strat sieciowych prowadzi do istotnej redukcji kosztów zakupu energii na pokrycie ró˝nicy bilansowej. WielkoÊç redukcji kosztów przedstawiona zosta∏a na kolejnym wykresie.
- 34. 33 Wykres 10. KorzyÊci finansowe wynikajàce z redukcji kosztów zakupu energii na pokrycie ró˝nicy bilansowej w 2023 roku [mln PLN] Skumulowane korzyÊci finansowe z redukcji kosztów zakupu energii na pokrycie ró˝nicy bilansowej w horyzoncie prognozy, tj. w latach 2014–2030 wynoszà 135 mln PLN. 4.3.3 Wsparcie mo˝liwoÊci przy∏àczania do sieci rozproszonych êróde∏ energii Wdro˝enie inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej, a w szczególnoÊci inicjatyw PA i VVC, usprawni integracj´ oraz zarzàdzenie êród∏ami generacji rozproszonej poprzez: • szybkà i precyzyjnà weryfikacj´ rzeczywistych mo˝liwoÊci przy∏àczania OZE. Obliczenia dokonywane w oparciu o pe∏niejsze i wiarygodne informacji o stanie sieci, jej przepustowoÊci i poziomie wykorzystania, pozwolà na optymalizacj´ procesu inwestycyjnego w kontekÊcie przy∏àczania dodatkowych êróde∏ oraz umo˝liwià pe∏niejsze wykorzystanie istniejàcej sieci do integracji nowych êróde∏ wytwórczych; • dynamicznà zmian´ uk∏adu pracy sieci. Dzia∏anie takie pozwoli optymalizowaç zarzàdzanie pracà sieci dystrybucyjnej w zmieniajàcych si´ warunkach jej obcià˝enia i produkcji energii pochodzàcej z rozproszonych êróde∏ energii; • optymalizacj´ (czasu rzeczywistego) poziomu napi´ç i rozp∏ywu mocy biernej. Dzia∏ania te zwi´kszà mo˝liwoÊci przepustowe sieci elektroenergetycznej jednoczeÊnie zapewniajàc wymaganà jakoÊç dostarczanej energii. Powy˝sze funkcjonalnoÊci istotnie przyczynià si´ do sprawniejszego zarzàdzania ju˝ przy∏àczonymi êród∏ami wytwórczymi, jak równie˝ umo˝liwià zwi´kszenie mo˝liwoÊci przy∏àczania do sieci nowych rozproszonych êróde∏ energii.
- 35. 34 4.3.4 Optymalizacja wykorzystania istniejàcej infrastruktury oraz zasobów organizacyjnych Wdro˝enie inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej pozwala na osiàgni´cie wysokich korzyÊci w zakresie redukcji kosztów operacyjnych ENERGA-OPERATOR SA. Wdro˝enie inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej przy stosunkowo niewielkich nak∏adach inwestycyjnych pozwala znacznie efektywniej korzystaç z istniejàcej „tradycyjnej“ infrastruktury. Oszacowanie mo˝liwych do uzyskania korzyÊci w podziale na kategorie kosztów ulegajàcych redukcji przedstawione zosta∏o na kolejnym wykresie. Wykres 11. ¸àczny potencja∏ do redukcji kosztów operacyjnych ENERGA-OPERATOR SA wynikajàcy z wdro˝enia inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej w latach 2014–2030 [mln PLN]2 Wdro˝enie inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej pozwalajàce na pe∏niejsze wykorzystanie automatyzacji sieci SN umo˝liwia istotnà redukcj´ kosztów operacyjnych ENERGA OPERATOR SA wynoszàcà ∏àcznie ponad 16 mln PLN w latach 2014–2030. Najwi´kszy potencja∏ do optymalizacji kosztowej dotyczy redukcji kosztów prowadzenia ruchu sieci i obejmuje redukcj´ czasu pracy dyspozytorów poprzez wdro˝enie inicjatyw NMS, OMS, FDIR oraz TETRA. Drugà pod wzgl´dem wielkoÊci kategorià kosztów mo˝liwych do zredukowania sà koszty usuwania awarii, na które sk∏adajà si´ koszty robocizny jak i dojazdu do miejsca awarii. Optymalizacja kosztów usuwania awarii mo˝liwa b´dzie dzi´ki wdro˝eniu inicjatywy OMS. Trzecià kategorià kosztów mo˝liwych do zredukowania sà koszty eksploatacji sieci, na które sk∏adajà si´ koszty doraênych prac eksploatacyjnych oraz koszty przeglàdów sieci. Koszty te b´dà mog∏y byç zredukowane poprzez wdro˝enie inicjatywy OMS. ___________________________________________________________________________ 2 W kalkulacji korzyÊci finansowych nie uwzgl´dniono korzyÊci wynikajàcych z wprowadzenia regulacji jakoÊciowej.
- 36. 35 Oszacowany potencja∏ do zmniejszenia kosztów operacyjnych wynika przyj´tej z metodyki kalkulacji polegajàcej na odniesieniu stanu ENERGA-OPERATOR SA po wdro˝eniu inicjatyw do scenariusza business as usual. Scenariusz ten nie uwzgl´dnia zdarzeƒ jednorazowych oraz zwiàzanych z nimi specyficznych kosztów (np. kosztów nadgodzin brygad oraz dyspozytorów ruchu przy wystàpieniu awarii masowej). W zwiàzku z tym, mo˝na oczekiwaç, i˝ realna redukcja kosztów operacyjnych wynikajàca z wdro˝enia inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej b´dzie wy˝sza. 4.4 Op∏acalnoÊç ekonomiczna wdro˝enia poszczególnych inicjatyw Opracowany model op∏acalnoÊci ekonomicznej pozwoli∏ oszacowaç wartoÊç bie˝àcà netto wdro˝enia oraz wewn´trznà stop´ zwrotu poszczególnych inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej. W analizie nie zosta∏y uwzgl´dniony wp∏yw nak∏adów inwesty- cyjnych na wartoÊç regulacyjnà aktywów ENERGA-OPERATOR SA, tym samym przep∏ywy pieni´˝ne nie uwzgl´dnia zwrotu z zaanga˝owanego we wdro˝enie inicjatyw kapita∏u. W analizie za∏o˝ono, ˝e od 2016 roku na przychód regulowany OSD wp∏yw b´dà mia∏y czynniki jakoÊciowe, tzn. za∏o˝ono przyznawanie kar i nagród finansowych za realizacj´ celów w zakresie redukcji wskaêników niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej. Inicjatywy Inteligentnej Sieci Energetycznej generujà ∏àczny NPV o wysokoÊci 124 mln PLN oraz posiadajà wewn´trznà stop´ zwrotu o wysokoÊci 17,1 procent. Najwy˝szà wartoÊç bie˝àcà netto posiada inicjatywa FDIR. Wysoka NPV wynika z relatywnie niskich nak∏adów inwestycyjnych na wdro˝enie inicjatywy. W celu zbadania efektywnoÊci wp∏ywu wdro˝enia poszczególnych inicjatyw na redukcj´ SAIDI ENERGA-OPERATOR SA przeanalizowano stosunek mo˝liwej do osiàgni´cia redukcji SAIDI do nak∏adów inwestycyjnych na wdro˝enie danej inicjatywy. Miara ta pozwala okreÊliç si∏´ wp∏ywu zaalokowania 1 mln PLN nak∏adów inwestycyjnych w danà inicjatyw´, na redukcj´ SAIDI ENERGA OPERATOR SA. Wyniki przedstawione zosta∏y na kolejnym wykresie.
- 37. 36 Wykres 12. EfektywnoÊç wp∏ywu wdro˝enia inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej na redukcj´ SAIDI ENERGA-OPERATOR SA [min/mln PLN] Wdro˝enie inicjatywy FDIR pozwala na redukcj´ wskaênika SAIDI o ponad 53 minuty przy nak∏adach inwestycyjnych w wysokoÊci niemal 4 mln PLN. Przek∏ada si´ to na najwy˝szà efektywnoÊç w redukcji SAIDI ENERGA-OPERATOR SA spoÊród analizowanych inicjatyw. 1 mln PLN nak∏adów inwestycyjnych przeznaczonych na wdro˝enie inicjatywy FDIR obni˝y SAIDI ENERGA-OPERATOR SA o 13,5 minuty. Nale˝y jednak zwróciç uwag´ na koniecznoÊç uprzedniego wdro˝enia pozosta∏ych inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej stanowiàcych podstaw´ dla inicjatywy FDIR (NMS, OMS, PA) oraz wysokà wspó∏zale˝noÊç inicjatywy FDIR z kapita∏och∏onnà inicjatywà Automatyzacji sieci. WartoÊç bie˝àca netto wdro˝enia wszystkich analizowanych inicjatyw wed∏ug rekomendowanego harmonogramu w rozbiciu na Jednostki Biznesowe zosta∏a zaprezentowana na kolejnym wykresie. W rozbiciu uwzgl´dniona zosta∏a równie˝ Centrala ENERGA-OPERATOR SA. Zaalokowano w niej korzyÊci wynikajàce z wdro˝enia inicjatywy TETRA, której nie analizowano w podziale na Jednostki Biznesowe.
- 38. 37 Wykres 13. WartoÊç bie˝àca netto wdro˝enia inicjatyw za lata 2014–2030 w podziale na Jednostki Biznesowe [mln PLN] Najwy˝szà wartoÊç bie˝àcà wdro˝enia analizowanych inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej posiada JB Gdaƒsk. Tak wysoka op∏acalnoÊç wdro˝enia inicjatyw w tej Jednostce Biznesowej wynika z jej charakterystyki, tzn. bardzo wysokiej liczby odbiorców energii elektrycznej. Sprawia to, ˝e ograniczenie SAIDI w JB Gdaƒsk posiada silne prze∏o˝enie na redukcj´ SAIDI w ca∏ym ENERGA-OPERATOR SA. Istotna redukcja SAIDI ENERGA-OPERATOR SA w obliczu regulacji jakoÊciowej przek∏ada si´ na wysoki wzrost wartoÊci bie˝àcej netto analizowanego zestawu inicjatyw. 4.5 Harmonogram wdro˝enia Otrzymane w wyniku przeprowadzonej analizy op∏acalnoÊci wdro˝enia inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej wartoÊci zosta∏y wykorzystane w algorytmie optymalizacji kosztowej w ramach modelu op∏acalnoÊci ekonomicznej. Wyznaczony na tej podstawie optymalny harmonogram stanowi pochodnà przeprowadzonej opty- malizacji wdro˝enia na obszarach, gdzie bezwzgl´dny przyrost efektów jest najwi´kszy z punktu widzenia ca∏ej organizacji w przeliczeniu na jednostk´ poniesionych nak∏adów. Ponadto, przeprowadzona analiza pozwoli∏a okreÊliç obszary, w których wdro˝enie danej inicjatywy przyniesie relatywnie najwy˝sze korzyÊci, przez co szczegó∏owy harmonogram wdro˝enia zosta∏ zoptymalizowany pod kàtem wielkoÊci osiàganych korzyÊci. Prezentowane w poprzedniej cz´Êci dokumentu mo˝liwe do osiàgni´cia korzyÊci w zakresie redukcji wskaêników niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej zostanà osiàgni´te dzi´ki wdro˝eniu inicjatyw zgodnie z optymalnym harmonogramem przedstawionym na kolejnym schemacie.
- 39. 38 Schemat 7. Ramowy harmonogram wdro˝enia analizowanych inicjatyw
- 40. 39 Wdro˝enie inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej musi zostaç poparte realizacjà dzia∏aƒ wspomagajàcych, takich jak: prace przygotowawcze i koncepcyjne czy modernizacja sieci. W ramach wsparcia wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej w ENERGA-OPERATOR SA cz´Êç dzia∏aƒ jest ju˝ realizowana: rozpocz´to wdro˝enie systemu Inteligentnego Opomiarowania AMI oraz instalacj´ ∏àczników zdalnie sterowanych. Rozpocz´cie wdro˝enia systemu DMS zaplanowano na rok 2016, a zakoƒczenie na rok 2020. W tym okresie wdra˝ane b´dà kolejne inicjatywy, rozpoczynajàc od inicjatywy bazowej NMS, poprzez inicjatywy OMS, PA, VVC, koƒczàc na kluczowej dla redukcji wskaêników niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej inicjatywie FDIR. Równolegle realizowane b´dà inicjatywy TETRA, AMI i Automatyzacja Sieci SN. Po zakoƒczeniu wdra˝ania analizowanych inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej planowane jest wdra˝anie kolejnych rozwiàzaƒ w obszarach zdefiniowanych w dokumencie pt. „Wizja wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej w ENERGA-OPERATOR SA“. Kolejne dzia∏ania poprzedzone b´dà wnikliwà analizà uzyskanych efektów oraz dalszà analizà kosztów i korzyÊci umo˝liwiajàcà optymalizacj´ stosowanych rozwiàzaƒ. 5. Podsumowanie korzyÊci dla poszczególnych grup Interesariuszy Opracowany model ekonomiczny pozwoli∏ wymiernie i wiarygodnie obliczyç efekty uwzgl´dniajàc specyfik´ ka˝dego z Rejonów Dystrybucyjnych, a analiza efektywnoÊci potwierdzi∏a zasadnoÊç wdra˝ania inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej i pozwoli∏a na sformu∏owanie szeregu kluczowych wniosków: • Wdro˝enie inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej umo˝liwia znacznà popraw´ wskaêników niezawodnoÊci i jakoÊci dostaw energii elektrycznej. Ponadto, skoordynowane wdro˝enia inicjatyw „tradycyjnych“ z inicjatywami Inteligentnej Sieci Energetycznej generuje synergi´ korzyÊci, która przejawia si´ w silnym wp∏ywie na redukcj´ wskaêników SAIDI oraz SAIFI, • Wdro˝enie inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej umo˝liwia pozyskanie, analiz´ i wykorzystanie du˝ej iloÊci niedost´pnych dotychczas danych o sieci dystrybucyjnej, szczególnie w zakresie rozp∏ywów mocy i pràdów w sieci oraz optymalizacji poziomów napi´ç. Inicjatywy te, wdro˝one przy relatywnie niewielkich nak∏adach, silnie wp∏ywajà na popraw´ efektywnoÊci energetycznej sieci dystrybucyjnej ENERGA-OPERATOR SA w zakresie redukcji technicznych strat sieciowych,
- 41. 40 • Dzi´ki wdro˝eniu inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej umo˝liwione zostanà nowe sposoby optymalizacji wykorzystania istniejàcej infrastruktury oraz zasobów organizacyjnych, szczególnie w zakresie redukcji kosztów usuwania awarii oraz prowadzenia ruchu sieci, a tak˝e wp∏ywajàce na redukcj´ kosztów eksploatacji sieci i usprawnienie procesu zarzàdzania zasobami ludzkimi, • Wdro˝enie systemu inteligentnego opomiarowania (AMI) jest ekonomicznie op∏acalne i pozwala na realizacja szeregu zadaƒ zwiàzanych z umo˝liwieniem zwi´kszenia roli odbiorcy w zarzàdzaniu zu˝yciem oraz produkcjà energii elektrycznej, • Wdro˝enie inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej generuje dodatnià ∏àcznà wartoÊç NPV, liczonà do roku 2030, co potwierdza op∏acalnoÊç ekonomicznà analizowanego zestawu wdra˝anych inicjatyw, • Najbardziej kapita∏och∏onnym obszarem, przynoszàcym stosunkowo niewielkie efekty, okaza∏ si´ byç obszar teleinformatyki, który jednak jest niezb´dny dla funkcjonowania inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej. Wdro˝enie koncepcji Inteligentnej Sieci Energetycznej zwi´kszy równie˝ szeroko rozumianà elastycznoÊç systemu elektroenergetycznego i umo˝liwi uzyskanie korzyÊci wszystkim uczestnikom ∏aƒcucha wartoÊci energii elektrycznej. KorzyÊci dla interesariuszy wynikajàce z wdro˝enia koncepcji Inteligentnej Sieci Energetycznej przedstawione sà na kolejnym schemacie.
- 42. 41 Schemat 8. KorzyÊci z wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej dla uczestników ∏aƒcucha wartoÊci energii elektrycznej W znacznej wi´kszoÊci korzyÊci z wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej pokrywajà si´ z kluczowymi oczekiwaniami interesariuszy (przedstawionymi w podrozdziale 2.2). G∏ównymi beneficjentami sà odbiorcy koƒcowi, poniewa˝ wdro˝enie Inteligentnej Sieci Energetycznej wp∏ynie znaczàco na wzrost niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej i jakoÊci obs∏ugi klientów.