Inteligentne systemy pomiarowe - regulacje prawne, wyzwania techniczne i technologiczne© MMC Polska
Polska w krótkim czasie zamierza przekształcić sieć energetyczną w nowoczesny, elastyczny i zrównoważony system oparty w równym stopniu na energii konwencjonalnej oraz odnawialnej. Jednak, rozwój inteligentnej sieci, tzw. smart grid niesie wyzwania związane z cyberbezpieczeństwem, kwestiami prawnymi i aspektami technologicznymi.
Problemy, perspektywy i funkcjonowanie inteligentnej sieci energetycznej w Polsce przedstawią prelegenci w trakcie organizowanego przez MMC Polska warsztatu on-line, który odbędzie się w dniach 25-26.09.2023 r. Na warsztat można zapisać się na stronie wydarzenia, a poniżej przedstawiamy najważniejsze zagadnienia, które będą szczegółowo omawiany w trakcie warsztatu.
Rozwój systemu energetycznego w świetle nowelizacji Prawa energetycznego i wdrożenia dyrektywy RED2
Zdaniem ekspertów, od 2026 roku czeka nas szybki rozwój bardziej elastycznego, inteligentnego i zrównoważonego systemu energetycznego. Przyczynią się do tego w dużej mierze przepisy znowelizowanej ustawy Prawo energetyczne oraz całościowe wdrożenie unijnej dyrektywy RED2.
Ustawa wprowadza istotne zmiany w różnych obszarach sektora energetycznego, które mają na celu przede wszystkim zwiększenie konkurencyjności na rynku energii, zapobieganie negatywnym skutkom monopolu, a także wzmocnienie pozycji odbiorców końcowych. Wiąże się to m.in. z koniecznością budowy inteligentnej sieci energetycznej (tzw. smart grid), która zwiększy elastyczność systemu, przystosowując go do zmiennych obciążeń po stronie odbiorców, a także do dodatkowych mocy w sieci pochodzących z instalacji OZE.
W znowelizowanej ustawie pojawiły się m.in. nowe metody zarządzania instalacjami, umożliwiające tworzenie społeczności energetycznych w celu dystrybucji energii elektrycznej dla mieszkańców osiedli. Ponadto, usługa odbiorcy aktywnego pozwoli na samodzielne zarządzanie instalacją OZE, a agregator będzie reprezentować drobnych prosumentów w kontaktach z przedsiębiorstwami energetycznymi. Kolejna zmiana dotyczy wyboru dostawcy i cen energii elektrycznej. Odbiorcy będą mogli zawierać umowy z taryfami dynamicznymi, zależnymi od popytu i podaży energii, z każdym sprzedawcą, który posiada ponad 200 tys. odbiorców. Co więcej, konsumenci z umową na czas nieokreślony będą mieli możliwość zmiany sprzedawcy w ciągu 24 godzin. Z kolei usługa odpowiedzi odbioru pozwoli na zmianę poboru energii elektrycznej przez odbiorców w odpowiedzi na sygnały rynkowe.
Z kolei, unijna dyrektywa RED2 wymusza na producentach energii wdrażanie technologii i systemów, które mają na celu lepsze zarządzanie i nadzór nad siecią, optymalizację dystrybucji energii oraz szybsze wykrywanie i rozwiązywanie problemów.
Optymalizacja wydajności sieci dzięki smart grid oraz smart hub
Smart grid bazuje na automatycznych systemach sterowania, prognozowania oraz pomiarze energii elektrycznej. Jednym z pierwszych etapów wdrażania inteligentnej sieci jest montaż inteligentnych liczników (liczniki zdalnego odczytu – LZO) u odbiorców końcowych. W rezultacie, gospodarstwa domowe oraz firmy będą rozliczane za prąd według faktycznego zużycia, a nie prognoz. Dzięki temu będą mogli bardziej świadomie kontrolować zużycie prądu oraz szybko zmienić dostawcę energii. Ponadto, smart grid pozwalają na zdalne wykrywanie awarii sieci i usuwanie problemów na bieżąco, co zwiększy niezawodność systemu energetycznego.
W celu optymalizacji wydajność sieci producenci energii wprowadzają także systemy wspólnego zarządzania licznikami energii elektrycznej oraz ciepła. Taki inteligentny hub dla smart grid integruje różne liczniki prądu i ciepła, które są zainstalowane w budynkach lub w obrębie sieci dystrybucyjnej. W rezultacie, możliwe jest gromadzenie i przetwarzanie danych z tych liczników w jednym centralnym systemie, aby monitorować zużycie prądu i ciepła w czasie rzeczywistym, a także identyfikować trendy i wzorce zużycia.
Montaż liczników zdalnego odczytu w praktyce
„Ustawa licznikowa” z 2021 roku określiła cele dotyczące montażu inteligentnych liczników (LZO), które mają zostać zrealizowane do końca 2023 roku. Operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) mają osiągnąć poziom zdalnego odczytu w co najmniej 15% punktów poboru energii u odbiorców domowych. Jednak, do początku 2023 roku wymieniono zaledwie cztery z siedemnastu milionów liczników. Szanse, więc na realizację założeń „ustawy licznikowej” są niewielkie. Liderem tutaj jest Energa-Operator, która wdrożyła LZO u 61% swoich odbiorców przemysłowych i domowych, a z kolei Enea-Operator i PGE Dystrybucja u mniej niż 10% odbiorców.
Opóźnienie w instalacji inteligentnych liczników wynika głównie z trudności w tworzeniu odpowiednich przepisów prawnych oraz z obaw społeczeństwa związanych z cyberbezpieczeństwem. Eksperci wskazują na fakt, że wprowadzenie inteligentnych liczników niesie ze sobą potencjalne ryzyka związane z inwigilacją czy nieuprawnionym dostępem do danych. Zagrożenie jest o tyle realne, że dostawcy energii chętnie zamawiają liczniki u producentów azjatyckich. W takiej sytuacji niezbędne wydaje się być wprowadzenie certyfikacji montowanych urządzeń LZO, aby zapobiec np. zdalnemu odcięciu energii przez nieuprawniony do tego podmiot.
Przetwarzanie danych i cyberbezpieczeństwo inteligentnej sieci energetycznej
Rozwój inteligentnych sieci energetycznych opartych na zdalnie sterowanych urządzeniach pomiarowych niesie ze sobą poważne zagrożenie zdalnego przejęcia, wyłączenia systemu energetycznego lub kradzieży danych. Z kolei, niezabezpieczone inteligentne urządzenia takie jak np. LZO mogą dostarczać cyberprzestępcom informacji o godzinach nieobecności mieszkańców, ułatwiając planowanie włamań. Dlatego działania zabezpieczające smart grid przed cyberatakami muszą być podejmowane zarówno przez dostawców, jak i odbiorców energii elektrycznej. Certyfikowane urządzenia, regularne aktualizacje oprogramowania urządzeń smart grid oraz właściwe reagowanie na nieprawidłowości w systemie stanowią podstawę funkcjonowanie bezpiecznej inteligentnej sieci energetycznej.
W przypadku zakłóceń funkcjonowania urządzeń pomiarowych, istotne jest szybkie reagowanie i podjęcie odpowiednich działań naprawczych. Operatorzy sieci energetycznej powinni mieć wdrożone procedury awaryjne oraz systemy monitoringu, które umożliwiają wykrycie, lokalizację i naprawę usterek w jak najkrótszym czasie. Pomóc w tym może sztuczna inteligencja (AI), która może być wykorzystana do analizy danych, wykrywania nieprawidłowości, identyfikowania wzorców ataków i podejrzanych zachowań, a także do podejmowania automatycznych działań w celu ochrony systemu przed cyberzagrożeniami.
Źródło: MMC Polska
