ENERGA-OPERATOR SA

PODSUMOWANIE PRACNAD MAPÑ DROGOWÑ WDRO˚ENIA

INTELIGENTNEJ SIECI ENERGETYCZNEJDO 2020 ROKU

2

SPIS TREÂCI

1. Wprowadzenie 3

2. Sieç dystrybucyjna, dzisiejsze problemy – jutrzejsze wyzwania 42.1 Problemy wynikajàce z obecnego stanu sieci elektroenergetycznych 42.2 Oczekiwania interesariuszy wobec OSD 62.3 Przewidywane zmiany otoczenia rynkowego i regulacyjnego OSD 82.4 Wyzwania dla ENERGA-OPERATOR SA 9

3. Wizja Inteligentnej Sieci Energetycznej w ENERGA-OPERATOR SA 103.1 Sieci inteligentne w sektorze energetycznym 103.2 Proces wdra˝ania Inteligentnych Sieci Energetycznych 12

w ENERGA-OPERATOR SA3.3 Kluczowe obszary funkcjonalnoÊci Inteligentnej Sieci Energetycznej 133.4 Wdra˝ane obecnie inicjatywy Inteligentnej Sieci Energetycznej 14

w ENERGA-OPERATOR SA3.5 Inicjatywy Inteligentnej Sieci Energetycznej analizowane 17

w Mapie Drogowej

4. Analiza efektywnoÊci wdro˝enia wybranych inicjatyw 25Inteligentnej Sieci Energetycznej4.1 Metodyka analizy 264.2 Nak∏ady inwestycyjne zwiàzane z realizacjà inicjatyw 274.3 Efekty wdro˝enia poszczególnych inicjatyw 294.4 Op∏acalnoÊç ekonomiczna wdro˝enia poszczególnych inicjatyw 354.5 Harmonogram wdro˝enia 37

5. Podsumowanie korzyÊci dla poszczególnych grup interesariuszy 39

3

1. Wprowadzenie

Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych dzia∏ajà w z∏o˝onym Êrodowisku, na które wp∏ywmajà, 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∏ymwyzwaniom 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 innowacyjnychrozwiàzaƒ 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 obecnychi przysz∏ych odbiorców oraz dostawców energii.

ENERGA-OPERATOR SA ogólnà koncepcj´ rozwoju budowy Inteligentnej SieciEnergetycznej przedstawi∏a w dokumencie z 2011 roku pt. „Wizja wdro˝enia Sieci Inteligentnej w ENERGA-OPERATOR SA“. Od tego momentu w Spó∏ce realizowaneby∏y prace majàce na celu sprecyzowanie zamierzeƒ w zakresie budowy InteligentnejSieci Energetycznej, okreÊlenie korzyÊci z wdro˝enia poszczególnych jej elementów oraz wyznaczenia harmonogramu realizacji.

Niniejszy dokument stanowi podsumowanie tych analiz.

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 SieciEnergetycznej powinny wspieraç realizacj´ strategii przedsi´biorstwa i pozwoliç sprostaçobecnym i przysz∏ym wyzwaniom stawianym OSD. Wybór i efektywne wdro˝enieposzczególnych technologii Inteligentnej Sieci Energetycznej wymaga wnikliwej analizyoczekiwanych 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 stanàprzed OSD i b´dà wymaga∏y przeciwdzia∏ania ich skutkom.

Przyczyny problemów, które ju˝ dzisiaj dotykajà OSD lub przewiduje si´, ˝e w niedalekiejprzysz∏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 niezawodnoÊciàdostaw energii elektrycznej do odbiorców koƒcowych.

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 odbiegaod krajów najsilniej rozwini´tych, charakteryzujàcych si´ istotnie ni˝szymi wskaênikamiSAIDI 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]

6

W celu poprawy niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej Polska powinna zrealizowaçodpowiednio ukierunkowany program inwestycyjny stanowiàcy optymalnà kombinacj´inicjatyw „tradycyjnych“ i tych zwiàzanych z Inteligentnà Siecià Energetycznà. Niniejszydokument opracowano w celu analizy inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej, jednakrównolegle, przez ENERGA-OPERATOR SA, realizowany jest Program Poprawy Ciàg∏oÊciZasilania, oparty na wdra˝aniu na szerokà skal´ inicjatyw „tradycyjnych“. Dzia∏ania„tradycyjne“ stanowià baz´ do wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej, gdy˝ jejwdro˝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 nichzosta∏y przedstawione na nast´pnym schemacie.

7

Schemat 1. Oczekiwania interesariuszy z ∏aƒcucha wartoÊci energii elektrycznej

8

2.3 Przewidywane zmiany otoczenia rynkowego i regulacyjnego OSD

Dzia∏alnoÊç Operatorów Systemu Dystrybucyjnego, z uwagi na funkcjonowanie w formulemonopolu naturalnego, podlega Êcis∏ej regulacji, zarówno w sferze obowiàzkównak∏adanych na OSD jak i oczekiwanych przez OSD przychodów. Tak du˝y stopieƒ regulacji dzia∏alnoÊci OSD powoduje bardzo silnà zale˝noÊç od organów legislacyjnychzarówno na szczeblu Unii Europejskiej jak i krajowym.

Obecnie obowiàzujàce prawo wspólnotowe zobowiàzuje paƒstwa cz∏onkowskie do realizacjidzia∏aƒ w zakresie zwi´kszania udzia∏u OZE w strukturze produkcji energii, zwi´kszaniaefektywnoÊci 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, któryodby∏ si´ 23 paêdziernika 2014 roku okreÊli∏y docelowy poziom redukcji emisji dwutlenkuw´gla o 40 procent do 2030 roku (wzgl´dem poziomu z 1990 roku). Jednak Polska jakokraj, 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 orazdocelowy 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 naprzystosowanie 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 dostarczajàcnarz´dzia umo˝liwiajàce dzia∏ania proefektywnoÊciowe, które b´dà realizowane przezwszystkich uczestników rynku energetycznego.

Polskie ustawodawstwo, które uformowa∏o si´ przez transponowanie przepisów UniiEuropejskiej na grunt krajowy, k∏adzie nacisk na rozwój OZE oraz wzrost efektywnoÊcienergetycznej. Dalszy rozwój OZE i wyzwania zwiàzane z integracjà coraz wi´kszej liczbyrozproszonych êróde∏ energii elektrycznej nak∏adajà presj´ na ustawodawców w zakresieprzyj´cia szczegó∏owych rozwiàzaƒ prawnych dotyczàcych powy˝szych kwestii.

9

W ramach szczegó∏owych regulacji dzia∏alnoÊci OSD obecnie trwajà prace w zakresieimplementacji systemu regulacji jakoÊciowej od 2016 roku. G∏ównym za∏o˝eniem systemuregulacji jakoÊciowej jest uzale˝nienie cz´Êci przychodu regulowanego OSD od wykonaniawskaêników niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej (SAIDI, SAIFI). Ponadto, w ramachanalizowanych 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 zaobserwowaçwzrost niezawodnoÊci i bezpieczeƒstwa dostaw w zwiàzku z wdro˝eniem regulacjijakoÊciowej.

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∏alnoÊçprowadzi 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 stoiprzed 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 SegmentuDystrybucji 2020“, gdzie przedstawione zosta∏y cele strategiczne ENERGA-OPERATOR SAobejmujàce:

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 OSDmo˝e nastàpiç mi´dzy innymi poprzez wdra˝anie nowych, innowacyjnych rozwiàzaƒ z obszaru Inteligentnej Sieci Energetycznej. Dzia∏ania w tym zakresie wspieraç powinnywysi∏ki prowadzone przez OSD w zakresie tradycyjnej rozbudowy i modernizacji sieci dystrybucyjnej.

Pod poj´ciem Inteligentnej Sieci Energetycznej definiowanej z perspektywy OSD mo˝narozumieç:

Sieç dystrybucyjnà i powiàzane z nià technologie informatyczno-telekomunikacyjneintegrujàce 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, bezpiecznychi efektywnych kosztowo us∏ug w zakresie dystrybucji energii elektrycznej, a tak˝estworzyç mo˝liwoÊci techniczne do oferowania odbiorcom nowych us∏ug optymalizujàcych u˝ytkowanie energii oraz umo˝liwiajàcych efektywne w∏àczenieodbiorców w proces wytwarzania energii.

W rozumieniu przyj´tej definicji, sieç inteligentna z perspektywy OSD obejmuje elementyinfrastruktury dystrybucyjnej i teleinformatycznej wykorzystywane do tej pory, ale te˝nowe rozwiàzania pojawiajàce si´ wraz z rozwojem technologicznym. Cz´Êci sk∏adoweInteligentnej Sieci Energetycznej wraz z ich krótkim opisem przedstawia kolejny schemat.

11

Schemat 2. Cz´Êci sk∏adowe Inteligentnej Sieci Energetycznej

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˝eniawybranych inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej w perspektywie do 2020 roku.Dokument ten stanowi integralnà cz´Êç realizowanej przez ENERGA-OPERATOR SAstrategii, która ma doprowadziç do wdro˝enia niezb´dnych i efektywnych rozwiàzaƒ z obszaru Inteligentnej Sieci Energetycznej.

13

Niniejszy dokument przedstawia podsumowanie analiz zwiàzanych z opracowaniemMapy Drogowej wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej w perspektywie do 2020roku, 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 zwiàzkuz 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 rozwiàzaniaz zakresu Inteligentnej Sieci Energetycznej, zdefiniowane zosta∏y nast´pujàco:

1. Aktywny odbiorca – stworzenie warunków dla aktywizacji odbiorców w zakresieu˝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.

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 SystemuInteligentnego Opomiarowania (Advanced Metering Infrastructure – AMI). Jego celemjest zwi´kszenie efektywnoÊci procesu obs∏ugi klienta, stworzenie podstaw dla zapewniania odbiorcom szczegó∏owej informacji na temat iloÊci zu˝ywanej energii orazusprawnienie zarzàdzania siecià przez OSD. Do tej pory ENERGA-OPERATOR SA uruchomi∏a ok. 400 tys. uk∏adów pomiarowych, a kolejne 450 tys. jest obecniewdra˝anych.

Dotychczasowe wyniki potwierdzi∏y zasadnoÊç kontynuacji wdro˝enia w skali ca∏egoENERGA-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 TestuKonsumenckiego 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 zdalnegomonitorowania przep∏ywów energii w sieci, u∏atwiajàcej tak˝e rozliczenia z klientem.

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 InteligentnegoOpomiarowania AMI w ENERGA-OPERATOR SA. Na podstawie zebranych wniosków zdecydowano o wdro˝eniu systemu na ca∏ym obszarze Spó∏ki. Zakoƒczenie wdro˝eniaplanuje si´ na rok 2020.

ENERGA-OPERATOR SA zrealizowa∏a równie˝ szereg wdro˝eƒ pilota˝owych i dokona∏aanalizy 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,

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∏ywufarm 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∏ównymiPunktami 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.

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 dowdro˝enia rozwiàzaƒ doprowadzi∏y do zaw´˝enia planowanych inwestycji w perspektywiedo 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 Inteligentnejw ENERGA-OPERATOR SA“ zosta∏ zaw´˝ony do tych, które pozwolà w najwy˝szym stopniupoprawiç niezawodnoÊç i jakoÊç dostaw energii elektrycznej, a tak˝e przygotowaç sieç naprzysz∏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.

18

Z analizy w ramach prac nad Mapà Drogowà zosta∏y wy∏àczone inicjatywy dotyczàcewdra˝ania AMI (inteligentne opomiarowanie) oraz rozwoju systemów wspomaganiamajàtkiem sieciowym.

Na kolejnym schemacie zaprezentowano powiàzanie obszarów zdefiniowanych w „Wizjiwdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej w ENERGA-OPERATOR SA“ z CelamiStrategicznymi 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

19

3.5.1 Automatyzacja sieci SN („¸àczniki“)

Inicjatywa ta polega na instalacji ∏àczników zdalnie sterowanych na liniach napowietrznychSN oraz ∏àczników zdalnie sterowanych w rozdzielnicach SN w stacjach wn´trzowychSN/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 SieciEnergetycznej jest inicjatywà „pomostowà“ pomi´dzy inicjatywami „tradycyjnymi“ i inicjatywami Inteligentnej Sieci Energetycznej i stanowi niezb´dnà podstaw´ wdro˝eniaInteligentnej Sieci Energetycznej. Jest ona podstawà i warunkiem koniecznym dowdra˝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 2015–2017planujemy 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 niezawodnoÊcius∏ug telekomunikacyjnych w zwiàzku ze wzrostem nasycenia sieci urzàdzeniami sterowanymizdalnie.

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 aplikacjisk∏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 danychSCADA NMS (schemat sieci) z informacjami o odwzorowaniu sieci w uk∏adziegeograficznym 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, którystanowi dla niego podstaw´.

21

Ponadto pe∏ne wykorzystanie funkcjonalnoÊci OMS wymaga wdro˝enia inicjatywyAutomatyzacja sieci SN, która wykorzystywana jest do automatycznego lokalizowaniamiejsca wystàpienia awarii.

Wdro˝enie tej funkcjonalnoÊci wymaga zastosowania nowych rozwiàzaƒ mobilnych dowspó∏pracy zespo∏ów pracowników w terenie z dyspozytorami. Do lokalizacji miejscawarii 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 stanowidla niego podstaw´. Ponadto system PA wymaga instalacji liczników bilansujàcych na stacjachSN/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 zwarçwyposa˝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.

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 inicjatywyAutomatyzacja sieci SN, poniewa˝ liczniki instalowane w ramach wdro˝enia tej inicjatywywykorzystywane sà do automatycznego prze∏àczania uk∏adu sieci i wyizolowania miejs-ca wystàpienia awarii.

Kluczowe dla efektywnego dzia∏ania tej funkcjonalnoÊci jest zapewnienie wysokiej jakoÊcirozwiàzaƒ telekomunikacyjnych oraz skuteczne systemy wykrywania zwarç. Systemywykrywania zwarç muszà zapewniaç prawid∏owe dzia∏anie przy dynamicznym uk∏adziepracy sieci SN. Podnoszenie skutecznoÊci dzia∏ania tej funkcjonalnoÊci zapewni tak˝erozbudowa 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 wskazaniaewentualnych miejsc w sieci gdzie istnieje potrzeba instalacji urzàdzeƒ kompensujàcychmoc 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 odwczeÊniejszego wdro˝enia inicjatyw stanowiàcych podstaw´ dla dodatkowych funkcjonalnoÊci. Zakres wspó∏zale˝noÊci prezentuje kolejny schemat.

23

Schemat 5. Wspó∏zale˝noÊç analizowanych inicjatyw

Zgodnie z zaprezentowanym schematem, w ramach analizowanych inicjatyw, 4 inicjatywywymagajà wczeÊniejszego wdro˝enia „bazowych funkcjonalnoÊci“ i sà to inicjatywy:

• Outage Management System – w celu pe∏nego wykorzystania funkcjonalnoÊci systemuOMS 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 zdalniesterowanymi z czujnikami przep∏ywu pràdu zwarciowego jest wymagany w celuautomatyzacji procesu przekazywania danych o miejscach wystàpienia awarii oraz ich usuni´ciu,

• Power Analysis – w celu wykorzystania funkcjonalnoÊci PA konieczne jestwczeÊniejsze wdro˝enie systemu NMS ze wzgl´du na potrzeb´ posiadania rzeczywistego odwzorowania schematu sieci dystrybucyjnej,

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 jestwczeÊniejsze 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´demosiàganych 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.

25

4. Analiza efektywnoÊci wdro˝enia wybranych inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej

Celem analizy efektywnoÊci wdro˝enia inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej by∏ookreÊlenie, w sposób wymierny i wiarygodny, rzeczywistych kosztów i korzyÊci wynikajàcychz wdro˝enia poszczególnych inicjatyw oraz wyznaczenie optymalnego harmonogramuwdro˝enia.

Koszty i korzyÊci z wdro˝enia poszczególnych inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznejwyznaczone zosta∏y w odniesieniu do scenariusza bazowego obejmujàcego wdro˝enie„tradycyjnych“ rozwiàzaƒ w zakresie rozwoju sieci energetycznej, takich jak modernizacjalinii napowietrznych czy modernizacja stacji s∏upowych SN/nN. Poszerzenie zakresuwdra˝anych rozwiàzaƒ o inicjatywy Inteligentnej Sieci Energetycznej pozwoli na uzyskanieefektu 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 inicjatywInteligentnej 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.

26

4.1 Metodyka analizy

W celu kalkulacji mo˝liwych do osiàgni´cia efektów wdro˝enia analizowanych inicjatywmodel zosta∏ zasilony rzeczywistymi danymi ekonomicznymi i technicznymi Spó∏ki. W kalkulacjach uwzgl´dniono równie˝ najbardziej prawdopodobny scenariusz rozwojurynku energii elektrycznej oraz scenariusz regulacji jakoÊciowej, w którym cz´Êç przychoduregulowanego ENERGA-OPERATOR SA uzale˝niona b´dzie od wykonania celów w zakresieredukcji wskaêników niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej.

Celem analiz by∏o okreÊlenie efektywnoÊci wdro˝enia poszczególnych inicjatywInteligentnej Sieci Energetycznej (przede wszystkim okreÊlenie wartoÊci bie˝àcej netto) orazwyznaczenie optymalnego harmonogramu wdro˝enia uwzgl´dniajàcego ograniczeniatechniczno-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 przyzachowaniu warunków brzegowych. Przeprowadzona priorytetyzacja polega∏a na wyznaczeniu optymalnego harmonogramu wdro˝enia inicjatyw na obszarach, w którychgenerowa∏o to najwy˝sze korzyÊci w relacji do ponoszonych nak∏adów inwestycyjnych i kosztów operacyjnych. Zasady dzia∏ania modelu op∏acalnoÊci ekonomicznej wdro˝eniainicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej zaprezentowane zosta∏y na kolejnym schemacie.

Schemat 6. Zasady dzia∏ania modelu op∏acalnoÊci ekonomicznej wdro˝enia inicjatywInteligentnej Sieci Energetycznej

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 SAza 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 inicjatywinteligentnej Sieci Energetycznej jest poziom automatyzacji sieci (nasycenie sieci ∏àcznikamizdalnie 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]

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 zakresuDMS.

¸àczne nak∏ady inwestycyjne na wdro˝enie omawianych inicjatyw Inteligentnej SieciEnergetycznej w poszczególnych latach przeprowadzonej analizy przedstawione zosta∏yna 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 oraz2020 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 zwiàzanez redukcjà wskaêników niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej, które, dzi´kiprawdopodobnemu scenariuszowi wprowadzenia regulacji jakoÊciowej, zostanàprzekszta∏cone w korzyÊci finansowe dla ENERGA-OPERATOR SA.

29

4.3 Efekty wdro˝enia poszczególnych inicjatyw

Wyniki analizy zosta∏y zgrupowane w obr´bie kluczowych wyzwaƒ stojàcych przedENERGA-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 modeluzosta∏y przedstawione w scenariuszu zak∏adajàcym wczeÊniejsze wdro˝enie inicjatywyAutomatyzacja sieci SN zgodnie z planem przyj´tym w ENERGA-OPERATOR SA – plan tenzak∏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 poziomudocelowego (2,4 ∏àczników na ciàg SN), co umo˝liwi dalszà redukcj´ wskaênika SAIDI o 33 minuty.

30

Najwy˝szà redukcj´ wskaêników niezawodnoÊci dostaw, spoÊród inicjatyw InteligentnejSieci Energetycznej, umo˝liwia inicjatywa FDIR. WysokoÊç redukcji wynika z efektywnegowykorzystania automatyzacji sieci w sytuacji awaryjnej poprzez wykonanie optymalnychprze∏àczeƒ sieci gwarantujàcych zasilenie mo˝liwie najwi´kszej iloÊci odbiorców w czasiekrótszym ni˝ 3 minuty.

Relatywnie niewielki potencja∏ do redukcji SAIDI inicjatywy TETRA wynika z przyj´tejmetodyki kalkulacji, która polega na odniesieniu stanu ENERGA-OPERATOR SA po wdro˝eniu inicjatywy do scenariusza business as usual. Scenariusz ten nie uwzgl´dniazdarzeƒ jednorazowych, trudnych do prognozowania (takich jak awarie masowe), dla których uzysk z wdro˝enia inicjatywy TETRA jest najwy˝szy. TETRA stanowi jednakkluczowy element umo˝liwiajàcy efektywne dzia∏anie DMS, zapewnia ona niezawodna∏àcznoÊç telekomunikacyjnà.

Wp∏yw wdro˝enia inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej na redukcj´ wskaênikówniezawodnoÊci 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 odroczonegoterminu wdro˝enia inicjatywy FDIR (jedynej spoÊród analizowanych inicjatyw wp∏ywajàcejna redukcj´ SAIFI). Opóênienie to wynika z koniecznoÊci uprzedniego wdro˝enia inicjatyw NMS, OMS oraz PA, które ∏àcznie stanowià podstaw´ niezb´dnà doprawid∏owego funkcjonowania systemu FDIR.

31

Silny wzrost redukcji wskaêników niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej w okresie2019–2021 wynika z faktu, ˝e wdro˝enie kluczowych inicjatyw najsilniej wp∏ywajàcychna wysokoÊç redukcji wskaêników SAIDI i SAIFI musi zostaç poprzedzone wdro˝enieminicjatyw 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 pozwolina 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 poziomubazowego 309 w roku 2012 minut do 216 minut.

Ze wzgl´du na kluczowe znaczenie stopnia automatyzacji sieci, w ramach analizyzbadano równie˝ zmian´ wp∏ywu wdra˝anych inicjatyw na redukcj´ wskaênika SAIDIwskutek zwi´kszania nasycenia ∏àczników na ciàg SN. Ze wzgl´du na istotnàkapita∏och∏onnoÊç inicjatywy Automatyzacja sieci SN oraz ograniczenia organizacyjneodnoÊnie liczby mo˝liwych do zainstalowania ∏àczników zdalnie sterowanych w ciàguroku, 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∏aprzedstawiona na kolejnym wykresie.

Wykres 8. Redukcja SAIDI w 2030 roku w zale˝noÊci od nasycenia ∏àcznikami zdalnie sterowanymi [min]

32

Zwi´kszanie Êredniego nasycenia ∏àcznikami na ciàg SN b´dzie prowadzi∏o do coraz silniejszejredukcji poziomu wskaênika SAIDI. Wzrost redukcji wynika w wi´kszej mierze z silniejszegooddzia∏ywania ∏àczników zdalnie sterowanych natomiast, wzrost redukcji wynikajàcy z wyko-rzystania inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej jest ni˝szy. Jest to spowodowaneograniczeniem potencja∏u do redukcji SAIDI inicjatywom Inteligentnej Sieci Energetycznejprzez uprzednià redukcj´ SAIDI przez inicjatyw´ Automatyzacji sieci SN. Uwzgl´dniajàc tàzale˝noÊç wyznaczono optymalny poziom nasycenia ∏àcznikami zdalnie sterowanymi. Poziomten zapewnia osiàgni´cie maksymalnie wysokiej synergii korzyÊci z wdro˝enia inicjatywyAutomatyzacja sieci SN oraz inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej przy zachowaniuakceptowalnego 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 Energetycznejwp∏ywa na wzrost efektywnoÊci energetycznej sieci dystrybucyjnej w zakresie redukcji technicznych strat sieciowych na Êrednim napi´ciu. Wp∏yw analizowanych inicjatyw naredukcj´ 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 technicznychstrat sieciowych o ponad 28 GWh, co stanowi 1,3 procent ∏àcznego wolumenu technicznych strat sieciowych ENERGA-OPERATOR SA. Zmniejszenie technicznych stratsieciowych prowadzi do istotnej redukcji kosztów zakupu energii na pokrycie ró˝nicybilansowej. WielkoÊç redukcji kosztów przedstawiona zosta∏a na kolejnym wykresie.

33

Wykres 10. KorzyÊci finansowe wynikajàce z redukcji kosztów zakupu energiina pokrycie ró˝nicy bilansowej w 2023 roku [mln PLN]

Skumulowane korzyÊci finansowe z redukcji kosztów zakupu energii na pokrycie ró˝nicybilansowej 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˝liwoÊciprzy∏àczania do sieci nowych rozproszonych êróde∏ energii.

34

4.3.4 Optymalizacja wykorzystania istniejàcej infrastruktury oraz zasobów organizacyjnych

Wdro˝enie inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej pozwala na osiàgni´cie wysokichkorzyÊci w zakresie redukcji kosztów operacyjnych ENERGA-OPERATOR SA. Wdro˝enieinicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej przy stosunkowo niewielkich nak∏adachinwestycyjnych pozwala znacznie efektywniej korzystaç z istniejàcej „tradycyjnej“ infrastruktury. Oszacowanie mo˝liwych do uzyskania korzyÊci w podziale na kategoriekosztów ulegajàcych redukcji przedstawione zosta∏o na kolejnym wykresie.

Wykres 11. ¸àczny potencja∏ do redukcji kosztów operacyjnych ENERGA-OPERATOR SAwynikajàcy 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 operacyjnychENERGA OPERATOR SA wynoszàcà ∏àcznie ponad 16 mln PLN w latach 2014–2030.Najwi´kszy potencja∏ do optymalizacji kosztowej dotyczy redukcji kosztów prowadzeniaruchu sieci i obejmuje redukcj´ czasu pracy dyspozytorów poprzez wdro˝enie inicjatywNMS, OMS, FDIR oraz TETRA. Drugà pod wzgl´dem wielkoÊci kategorià kosztówmo˝liwych do zredukowania sà koszty usuwania awarii, na które sk∏adajà si´ kosztyrobocizny jak i dojazdu do miejsca awarii. Optymalizacja kosztów usuwania awariimo˝liwa b´dzie dzi´ki wdro˝eniu inicjatywy OMS. Trzecià kategorià kosztów mo˝liwychdo zredukowania sà koszty eksploatacji sieci, na które sk∏adajà si´ koszty doraênych praceksploatacyjnych oraz koszty przeglàdów sieci. Koszty te b´dà mog∏y byç zredukowanepoprzez wdro˝enie inicjatywy OMS.

___________________________________________________________________________2 W kalkulacji korzyÊci finansowych nie uwzgl´dniono korzyÊci wynikajàcych z wprowadzenia regulacji jakoÊciowej.

35

Oszacowany potencja∏ do zmniejszenia kosztów operacyjnych wynika przyj´tej z metodykikalkulacji polegajàcej na odniesieniu stanu ENERGA-OPERATOR SA po wdro˝eniu inicjatywdo scenariusza business as usual. Scenariusz ten nie uwzgl´dnia zdarzeƒ jednorazowychoraz 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 inicjatywInteligentnej Sieci Energetycznej b´dzie wy˝sza.

4.4 Op∏acalnoÊç ekonomiczna wdro˝enia poszczególnych inicjatyw

Opracowany model op∏acalnoÊci ekonomicznej pozwoli∏ oszacowaç wartoÊç bie˝àcànetto wdro˝enia oraz wewn´trznà stop´ zwrotu poszczególnych inicjatyw InteligentnejSieci Energetycznej. W analizie nie zosta∏y uwzgl´dniony wp∏yw nak∏adów inwesty-cyjnych na wartoÊç regulacyjnà aktywów ENERGA-OPERATOR SA, tym samym przep∏ywypieni´˝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∏yczynniki 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 mlnPLN oraz posiadajà wewn´trznà stop´ zwrotu o wysokoÊci 17,1 procent. Najwy˝szàwartoÊç bie˝àcà netto posiada inicjatywa FDIR. Wysoka NPV wynika z relatywnie niskichnak∏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´ciaredukcji SAIDI do nak∏adów inwestycyjnych na wdro˝enie danej inicjatywy. Miara tapozwala okreÊliç si∏´ wp∏ywu zaalokowania 1 mln PLN nak∏adów inwestycyjnych w danàinicjatyw´, na redukcj´ SAIDI ENERGA OPERATOR SA. Wyniki przedstawione zosta∏y nakolejnym wykresie.

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 przynak∏adach inwestycyjnych w wysokoÊci niemal 4 mln PLN. Przek∏ada si´ to na najwy˝szàefektywnoÊç w redukcji SAIDI ENERGA-OPERATOR SA spoÊród analizowanych inicjatyw.1 mln PLN nak∏adów inwestycyjnych przeznaczonych na wdro˝enie inicjatywy FDIRobni˝y SAIDI ENERGA-OPERATOR SA o 13,5 minuty. Nale˝y jednak zwróciç uwag´ nakoniecznoÊç uprzedniego wdro˝enia pozosta∏ych inicjatyw Inteligentnej SieciEnergetycznej stanowiàcych podstaw´ dla inicjatywy FDIR (NMS, OMS, PA) oraz wysokàwspó∏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∏azaprezentowana na kolejnym wykresie. W rozbiciu uwzgl´dniona zosta∏a równie˝Centrala ENERGA-OPERATOR SA. Zaalokowano w niej korzyÊci wynikajàce z wdro˝eniainicjatywy TETRA, której nie analizowano w podziale na Jednostki Biznesowe.

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 SieciEnergetycznej posiada JB Gdaƒsk. Tak wysoka op∏acalnoÊç wdro˝enia inicjatyw w tejJednostce Biznesowej wynika z jej charakterystyki, tzn. bardzo wysokiej liczby odbiorcówenergii elektrycznej. Sprawia to, ˝e ograniczenie SAIDI w JB Gdaƒsk posiada silneprze∏o˝enie na redukcj´ SAIDI w ca∏ym ENERGA-OPERATOR SA. Istotna redukcja SAIDIENERGA-OPERATOR SA w obliczu regulacji jakoÊciowej przek∏ada si´ na wysoki wzrostwartoÊci bie˝àcej netto analizowanego zestawu inicjatyw.

4.5 Harmonogram wdro˝enia

Otrzymane w wyniku przeprowadzonej analizy op∏acalnoÊci wdro˝enia inicjatywInteligentnej 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 danejinicjatywy przyniesie relatywnie najwy˝sze korzyÊci, przez co szczegó∏owy harmonogramwdro˝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 zostanàosiàgni´te dzi´ki wdro˝eniu inicjatyw zgodnie z optymalnym harmonogramem przedstawionym na kolejnym schemacie.

38

Schemat 7. Ramowy harmonogram wdro˝enia analizowanych inicjatyw

39

Wdro˝enie inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej musi zostaç poparte realizacjà dzia∏aƒwspomagajàcych, takich jak: prace przygotowawcze i koncepcyjne czy modernizacja sieci.

W ramach wsparcia wdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej w ENERGA-OPERATOR SAcz´Êç dzia∏aƒ jest ju˝ realizowana: rozpocz´to wdro˝enie systemu InteligentnegoOpomiarowania AMI oraz instalacj´ ∏àczników zdalnie sterowanych.

Rozpocz´cie wdro˝enia systemu DMS zaplanowano na rok 2016, a zakoƒczenie na rok2020. W tym okresie wdra˝ane b´dà kolejne inicjatywy, rozpoczynajàc od inicjatywybazowej NMS, poprzez inicjatywy OMS, PA, VVC, koƒczàc na kluczowej dla redukcjiwskaêników niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej inicjatywie FDIR. Równoleglerealizowane b´dà inicjatywy TETRA, AMI i Automatyzacja Sieci SN. Po zakoƒczeniuwdra˝ania analizowanych inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej planowane jestwdra˝anie kolejnych rozwiàzaƒ w obszarach zdefiniowanych w dokumencie pt. „Wizjawdro˝enia Inteligentnej Sieci Energetycznej w ENERGA-OPERATOR SA“. Kolejne dzia∏aniapoprzedzone 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 efektyuwzgl´dniajàc specyfik´ ka˝dego z Rejonów Dystrybucyjnych, a analiza efektywnoÊcipotwierdzi∏a zasadnoÊç wdra˝ania inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej i pozwoli∏ana 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 silnymwp∏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 stratsieciowych,

40

• Dzi´ki wdro˝eniu inicjatyw Inteligentnej Sieci Energetycznej umo˝liwione zostanànowe 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 korzyÊciwszystkim uczestnikom ∏aƒcucha wartoÊci energii elektrycznej. KorzyÊci dla interesariuszywynikajàce z wdro˝enia koncepcji Inteligentnej Sieci Energetycznej przedstawione sà na kolejnym schemacie.

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 pokrywajàsi´ z kluczowymi oczekiwaniami interesariuszy (przedstawionymi w podrozdziale 2.2).G∏ównymi beneficjentami sà odbiorcy koƒcowi, poniewa˝ wdro˝enie Inteligentnej SieciEnergetycznej wp∏ynie znaczàco na wzrost niezawodnoÊci dostaw energii elektrycznej i jakoÊci obs∏ugi klientów.