CSIRE

Energetyczna rewolucja cyfrowa – nowe technologie dla efektywności i zrównoważonej przyszłości

W dniach 18-19 kwietnia 2024 r. w The Westin Warsaw Hotel odbędzie się 39. EuroPOWER & 9.OZE POWER – konferencja, na której eksperci omówią zmiany na rynku energetycznym w kontekście zrównoważonego rozwoju, energetycznej rewolucji cyfrowej oraz energetyki jądrowej. Agenda kongresu oraz zapisy: https://konferencjaeuropower.pl/lp/lpm/

W niniejszym artykule przedstawiamy kilka kluczowych zagadnień, które staną się przedmiotem dyskusji prelegentów podczas kwietniowego wydarzenia, na które już dziś serdecznie Państwa zapraszamy!

CSIRE stanowi milowy krok w kierunku cyfrowej transformacji polskiego rynku energii, oferując szereg korzyści dla wszystkich jego uczestników.
Wprowadzenie inteligentnej sieci energetycznej (smart grid) rewolucjonizuje tradycyjny model zarządzania energią.
Wzrastająca rola technologii cyfrowych w rozwoju mikrosieci energetycznych wskazuje kierunek, w jakim zmierza przyszłość sektora energetycznego – ku większej efektywności, niezawodności oraz zrównoważonemu rozwojowi.
Dla ekspertów branży energetycznej, znajomość trendów w analizie danych i technologiach cyfrowych staje się równie ważna, co wiedza tradycyjna z dziedziny energetyki.

CSIRE jako kręgosłup przyszłego rynku energii

Centralny System Rozliczenia Rynku Energii (CSIRE) stanowi milowy krok w kierunku cyfrowej transformacji polskiego rynku energii, oferując szereg korzyści dla wszystkich jego uczestników. Przez usprawnienie wymiany informacji i wprowadzenie nowych standardów obsługi, system ten ma potencjał znacząco wpłynąć na efektywność, bezpieczeństwo oraz konkurencyjność rynku energii w Polsce. Kluczową jego zaletą jest zwiększenie efektywności operacyjnej przez automatyzację i centralizację procesów rozliczeniowych, co pozwoli na szybszą i bardziej precyzyjną wymianę danych, a w rezultacie na łatwiejsze monitorowanie i zarządzanie przepływami energii. Dla konsumentów i prosumentów wdrożenie CSIRE przełoży się na większą przejrzystość i kontrolę nad zużyciem oraz produkcją energii, umożliwiając lepsze zarządzanie kosztami i optymalizację zużycia. Szybkie i automatyczne rozliczanie energii wprowadzanej do sieci przez prosumentów poprawi efektywność włączania małych i rozproszonych źródeł energii odnawialnej do systemu energetycznego. To z kolei będzie sprzyjać większej integracji OZE i ułatwi prosumentom oraz małym producentom energii dostęp do rynku, promując zdecentralizowaną produkcję energii i wspierając transformację energetyczną w kierunku bardziej zrównoważonych i ekologicznych źródeł.

Mimo licznych korzyści, wprowadzenie CSIRE wiąże się również z wyzwaniami. Jednym z głównych jest zapewnienie bezpieczeństwa cybernetycznego zgromadzonych danych. Ponadto, na etapie wdrożenia, istotne jest odpowiednie przygotowanie wszystkich uczestników rynku do pracy z nowym systemem, co wymaga szeregu szkoleń i inwestycji w infrastrukturę IT. Innym wyzwaniem jest integracja CSIRE z istniejącymi systemami operatorów sieci dystrybucyjnych i przesyłowych oraz dostosowanie do ciągle ewoluujących standardów rynkowych i regulacyjnych.

Rozwój inteligentnych sieci i ich znaczenie dla zwiększenia efektywności energetycznej oraz integracji OZE.

Wprowadzenie inteligentnej sieci energetycznej (smart grid) rewolucjonizuje tradycyjny model zarządzania energią. Dzięki zaawansowanym algorytmom monitorowania i zarządzania, smart grid umożliwia nie tylko szybką reakcję na dynamiczne zmiany w zapotrzebowaniu na energię, lecz także stwarza dogodne warunki dla powstania zupełnie nowych modeli biznesowych opartych na analizie danych w czasie rzeczywistym. W rezultacie, dostawcy energii mogą lepiej przygotować się do zmian w popycie na prąd, minimalizując ryzyko przeciążeń sieci i unikając kosztownych awarii. Jedną z kluczowych cech inteligentnych sieci jest ich zdolność do integracji i optymalizacji produkcji energii z OZE. Wykorzystanie zaawansowanych algorytmów i technologii prognostycznych pozwoli precyzyjnie przewidywać wzorce zużycia energii oraz elastycznie dostosowywać produkcję i dystrybucję energii. Dzięki temu, system energetyczny stanie się bardziej odporny na fluktuacje w produkcji energii odnawialnej, co z kolei przyczyni się do stabilności sieci i zmniejszenia zależności od konwencjonalnych źródeł energii.

Rola technologii cyfrowych w promowaniu rozproszonej produkcji energii.

Technologie cyfrowe, takie jak Internet Rzeczy (IoT), sztuczna inteligencja (AI) i uczenie maszynowe, blockchain oraz cyfrowe platformy zarządzania energią, odgrywają kluczową rolę w rozwoju rozproszonej produkcji energii, szczególnie w kontekście mikrosieci energetycznych.

Dzięki wdrożeniu IoT, możliwe staje się ciągłe monitorowanie i sterowanie zasobami energetycznymi w mikrosieciach w czasie rzeczywistym, co znacząco podnosi efektywność energetyczną i niezawodność dostaw energii. Z kolei, AI i uczenie maszynowe rewolucjonizują przewidywanie popytu oraz zarządzanie i dystrybucję energii z OZE, minimalizując straty i optymalizując produkcję. Blockchain oferuje bezprecedensową transparentność i bezpieczeństwo w transakcjach energetycznych między uczestnikami mikrosieci, umożliwiając bezpośrednią wymianę energii na zasadach peer-to-peer. Na koniec, cyfrowe platformy zarządzania energią integrują te technologie, dostarczając kompleksowych rozwiązań do monitorowania, analizy i optymalizacji zarówno produkcji, jak i zużycia energii, wspierając tym samym decentralizację i demokratyzację rynku energetycznego.

Nie ma wątpliwości, że wzrastająca rola technologii cyfrowych w rozwoju mikrosieci energetycznych wskazuje kierunek, w jakim zmierza przyszłość sektora energetycznego.

Analiza danych i AI fundamentem optymalizacji produkcji i dystrybucji energii.

W kontekście branży energetycznej, transformacja cyfrowa i wykorzystanie zaawansowanych technologii danych redefiniują podejście do zarządzania i optymalizacji zasobów. Eksperci tej branży stoją przed wyzwaniem nie tylko gromadzenia ogromnych ilości danych generowanych przez inteligentne sieci, stacje ładowania, systemy fotowoltaiczne i inne zasoby energetyczne, ale także ich efektywnego przetwarzania i analizy. Za pomocą technologii takich jak sztuczna inteligencja, uczenie maszynowe i Internet Rzeczy, branża energetyczna zyskuje możliwość przewidywania trendów zużycia, optymalizacji dystrybucji i produkcji energii, a także precyzyjnego reagowania na zmieniające się warunki rynkowe i środowiskowe w czasie rzeczywistym.

Realizacja tych założeń wymaga jednak nie tylko dostępu do odpowiednich technologii, ale również rozwijania kompetencji w zakresie analizy danych i zarządzania cyfrowego. Przykładowo, zaawansowane systemy analityczne mogą identyfikować nieefektywności w sieci energetycznej, sugerować optymalne ścieżki dystrybucji lub przewidywać awarie zanim do nich dojdzie, minimalizując przestoje i koszty związane z konserwacją. Jednocześnie, integracja odnawialnych źródeł energii staje się bardziej płynna dzięki możliwościom predykcyjnym, które pozwalają na lepsze zarządzanie zmiennością w produkcji energii. Wymaga to jednak od branży energetycznej nie tylko inwestycji w nowe technologie, ale również przemyślanej strategii cyfrowej, która umożliwi wykorzystanie danych jako strategicznego zasobu.

Dla ekspertów branży energetycznej, znajomość trendów w analizie danych i technologiach cyfrowych staje się równie ważna, co wiedza tradycyjna z dziedziny energetyki. Oznacza to konieczność ciągłego kształcenia i adaptacji do szybko zmieniającego się krajobrazu technologicznego, co jest kluczowe dla utrzymania konkurencyjności i innowacyjności w erze cyfrowej.

Nowelizacja Prawa energetycznego – część I: liczniki zdalnego odczytu, system inteligentnego opomiarowania, CSIRE oraz NEMO

W dniu 15 kwietnia 2021 r. Sejm uchwalił ustawę o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (druk sejmowy nr 808). Nowelizacja wprowadza szereg zmian w różnych obszarach sektora energetycznego. Większość z nich ma na celu rozwój konkurencji na rynku energetycznym, przeciwdziałanie negatywnym skutkom monopolu oraz wzmocnienie pozycji odbiorców końcowych, a zwłaszcza odbiorców w gospodarstwach domowych. Wprowadzenie nowych przepisów ma służyć implementacji prawa unijnego, w tym dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r., która wyznacza wspólne zasady rynku wewnętrznego energii elektrycznej.

Z uwagi na obszerność nowelizacji trudno jest przedstawić wszystkie najważniejsze zmiany w ramach jednej publikacji. Z tego względu postanowiliśmy je zaprezentować w kolejnych odcinkach.

LICZNIKI ZDALENGO ODCZYTU I SYSTEM INTELIGENTNEGO OPOMIAROWANIA

Najbardziej znaczącą zmianą w całej nowelizacji ma być wprowadzenie systemu inteligentnego opomiarowania w sektorze elektroenergetycznym w oparciu o rozwiązania dyrektyw unijnych. System ma polegać na zainstalowaniu u odbiorców liczników zdalnego odczytu energii, które mają mierzyć przepływ energii w punktach poboru. Urządzenia te mają przede wszystkim pozwolić odbiorcom końcowym na świadome kontrolowanie zużycia prądu. Działanie to ma być nie tylko postępem technologicznym i inwestycyjnym przedsiębiorstw sieciowych, ale ma także zwiększyć konkurencyjność rynku energii, z której skorzystają wszyscy użytkownicy systemu, a w szczególności, odbiorcy. Lepsze zarządzanie zużyciem energii elektrycznej przez odbiorców końcowych, ułatwienie zmiany sprzedawcy, możliwość korzystania z przedpłatowej formy rozliczeń, idące w parze z uzyskaniem oszczędności przez przedsiębiorstwa energetyczne dzięki redukcji strat handlowych i technicznych, kosztów odczytu oraz wsparcia finansowego w budowie i utrzymaniu źródeł szczytowych, a także stworzenie potencjału do rozwoju mikro-generacji – to wszystko ma spowodować, że inwestycja w liczniki zdalnego odczytu zwróci się z nadwyżką w niedługim horyzoncie czasowym.

Nowelizacja zakłada, że do końca 2023 r. liczniki zdalnego odczytu mają być zainstalowane w przynajmniej 15% punktów poboru energii u odbiorców końcowych, do końca 2025 r. – w przynajmniej 35 % punktów poboru, do końca 2027 r. – w przynajmniej 65% punktów poboru, a ostatecznie do 31 grudnia 2028 r. przynajmniej 80% odbiorców ma mieć zainstalowane zdalne liczniki. Z analizy kosztów i strat, do której sporządzenia zostało zobowiązane każde Państwo Członkowskie, wynika, że wprowadzenie systemu inteligentnego opomiarowania w Polsce może się okazać bardzo korzystne. Koszty zainstalowania liczników zdalnego odczytu u odbiorców końcowych przyłączonych do sieci danego operatora o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz liczników w stacjach SN/nN pokrywane będą przez właściwego OSD.

Niezależnie od przyjętego harmonogramu instalacji liczników zdalnego odczytu, odbiorcy powinni wiedzieć, że liczniki energii elektrycznej i tak podlegałyby wymianie w ramach tzw. legalizacji ponownej. Planowana wymiana na nowoczesne liczniki zdalnego odczytu pozwoli znacząco zmniejszyć koszty funkcjonowania całego systemu, np. poprzez zaprzestanie odwiedzania odbiorców energii elektrycznej przez inkasentów.

CSIRE

Z wprowadzeniem systemu inteligentnego pomiaru będzie łączyć się stworzenie centralnego przetwarzania informacji rynku energii (w Polsce Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii, w skrócie CSIRE). Za podmiot, który będzie odpowiedni do wykonywania zadań operatora informacji rynku energii (OIRE) ze względu na swoją niezależność od innych uczestników rynku, uznano OSP. OIRE ma gromadzić i przetwarzać uzyskane informacje rynku energii. Nowelizacja wprowadza definicję tego ostatniego pojęcia. Informacje rynku energii to informacje dotyczące punktu pomiarowego, dane pomiarowe, informacje o zdarzeniach rejestrowanych przez licznik zdalnego odczytu, polecenia odbierane przez licznik zdalnego odczytu oraz inne informacje niezbędne do dostarczania energii elektrycznej. Do innych zadań OIRE należy zaliczyć: wspieranie procesów rynku energii, opracowanie oraz aktualizację standardów wymiany informacji CSIRE i udostępnianie zgromadzonych informacji uprawnionym użytkownikom systemu.

Po wdrożeniu CSIRE wszelkie rozliczenia za energię elektryczną będą prowadzone wyłącznie na podstawie danych z tego systemu, z wyjątkiem sytuacji, w których w przypadku awarii tego systemu nie jest możliwe dokonywanie rozliczeń z jego pomocą. Uzasadnieniem obowiązku użytkowników systemu, w tym operatorów systemów dystrybucyjnych i operatora systemu przesyłowego oraz sprzedawców, dokonywania rozliczeń za energię elektryczną i usługi wyłącznie na podstawie informacji rynku energii zarejestrowanych w CSIRE jest potrzeba zapewnienia jednego spójnego źródła danych do rozliczeń realizowanych przez różne podmioty rynku energii, zapewniającego standardową postać tych informacji i łatwy dostęp do nich przez uprawnionych użytkowników.

Dostęp do systemu będzie nieodpłatny. Dzięki możliwości korzystania z CSIRE ułatwieniu i skróceniu mają ulec liczne procesy rynku energii jak np. zmiana sprzedawcy. Ponadto ma on pozwolić weryfikować indywidualny pobór oraz oddanie energii elektrycznej do sieci oraz umożliwić udostępnianie własnych informacji rynku energii, w tym danych pomiarowych, wybranym przez siebie podmiotom np. w celu otrzymania lepszych ofert lub usług.

Wprowadzenie systemu inteligentnego opomiarowania stanowi duże wyzwanie w kontekście zapewnienia bezpieczeństwa i ochrony danych osobowych, ponieważ gromadzone dane pozwalają np. na określenie godzin, w czasie których odbiorcy znajdują się w domu. Jako zaletę systemu wskazuje się m.in. możliwość korzystania przez OSP, OSD i odbiorców z jednego źródła i łatwiejszy dostęp do danych historycznych.

WYKONANIE PRZEPISÓW ROZPORZĄDZENIA CACM

W kontekście innych zmian prawodawczych na poziomie unijnym, ustawa ma na celu dostosowanie polskich regulacji do przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (rozporządzenia CACM). Rozporządzenie to jest w wielu aspektach przełomowe. Przede wszystkim za jego sprawą doszło do harmonizacji zasady wyznaczania dostępnych zdolności przesyłowych pomiędzy obszarami rynkowymi na rynku dnia następnego i rynku dnia bieżącego, które dotychczas następowało najczęściej w oparciu o metodykę CNTC (Coordinated Net Transmission Capacity) oraz w ramach aukcji typu explicit. Wyznaczanie dostępnych zdolności przesyłowych opiera się obecnie o metodykę flow-based i aukcje typu implicit. Rozporządzenie CACM dotyka jeszcze kilku obszarów krajowych rynków energii elektrycznej, jednak w kontekście rozpatrywanej nowelizacji zmianą, która zasługuje na szczególną uwagę jest uregulowanie statusu wyznaczonych operatorów rynku energii elektrycznej (NEMO – Nominated Electricity Market Operator).

Zgodnie z art. 2 pkt 23 rozporządzenia CACM NEMO to podmiot wyznaczony przez właściwy organ do wykonywania zadań związanych z jednolitym łączeniem rynków dnia następnego lub dnia bieżącego. Jak wynika z art. 4 ust. 1 rozporządzenia CACM każde państwo członkowskie połączone siecią energetyczną z obszarem rynkowym innego państwa członkowskiego zapewnia wyznaczenie w terminie czterech miesięcy od daty wejścia w życie aktu co najmniej jednego NEMO do przeprowadzania jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego. W tym celu krajowi i zewnętrzni operatorzy rynku mogą zostać wezwani do ubiegania się o wyznaczenie na NEMO. W Polsce wyznaczonymi operatorami rynku energii elektrycznej są EPEX SPOT, Nord Pool i Towarowa Giełda Energii (TGE).

Rozporządzenie CACM zawiera przepisy, które przyznają kompetencje monitorująco-kontrolne regulatorowi, zarówno w odniesieniu do NEMO wyznaczonych przez siebie, jak i wyznaczonych w innych państwach członkowskich ale działających na terytorium RP. Mają one jednak charakter ogólny i wymagają doprecyzowania w przepisach krajowych, w celu zapewnienia pełnej skuteczności rozwiązaniom zawartym w rozporządzeniu CACM.

W tym zakresie można wskazać kilka kluczowych zmian. Po pierwsze, NEMO zyska definicję legalną na gruncie polskim. Ustawodawca będzie posługiwał się pojęciem „wyznaczonego operatora rynku energii elektrycznej”, a sama definicja w dużej mierze będzie odnosić się do wspomnianego art. 2 pkt 23 rozporządzenia CACM. Po drugie, ustawa przyznaje regulatorowi kompetencje do ustalania zasad podziału uprawnień do głosowania przez NEMO i podziału tych uprawnień w rozumieniu rozporządzenia CACM. Zaproponowano model, zgodnie z którym NEMO przysługuje liczba głosów równa ułamkowi wyrażającemu udział obrotu energią elektryczną dokonanego przez tego operatora na terytorium RP w ogólnej wielkości obrotu energią elektryczną na terytorium RP w poprzednim roku budżetowym. Po trzecie, regulator otrzyma prawo do żądania od NEMO przedstawienia informacji lub dokumentów dotyczących wykonywanej działalności wyznaczonego operatora rynku energii elektrycznej. W ustawie określono również sankcje dla NEMO za nieprzestrzeganie obowiązków wynikających z przepisów Rozporządzenia CACM, nieprzekazywanie ACERowi lub Prezesowi URE informacji, w tym przekazywanie informacji nieprawdziwych lub niepełnych. W ustawie określono również ogólne zasady głosowania w sprawie decyzji dotyczących wniosków przygotowywanych przez NEMO, które zostały opisane w art. 9 ust. 2 Rozporządzenia CACM.

Autorzy: Marcel Krzanowski, Julia Fischer, r.pr. Adam Wawrzynowicz, Kancelaria Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.