ANALIZA UČINKOV SISTEMA NAPREDNEGA MERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE (AMI) V SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM EES

Transcription

1 E L E K T R O I N { T I T U T M I L A N V I D M A R I n [ t i t u t z a e l e k t r o g o s p o d a r s t v o i n e l e k t r o i n d u s t r i j o L j u b l j a n a ANALIZA UČINKOV SISTEMA NAPREDNEGA MERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE (AMI) V SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM EES Študija št Ljubljana, junij 2011

2

3 E L E K T R O I N { T I T U T M I L A N V I D M A R I n [ t i t u t z a e l e k t r o g o s p o d a r s t v o i n e l e k t r o i n d u s t r i j o L j u b l j a n a ANALIZA UČINKOV SISTEMA NAPREDNEGA MERJENJA ELEKTRIČNE ENERGIJE (AMI) V SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM EES Študija št Direktor: Ljubljana, april 2011 dr. Boris ŽITNIK univ. dipl. inž. el.

4 ELEKTROIN{TITUT MILAN VIDMAR SI Ljubljana, Hajdrihova 2 tel (0) fax (0) Oddelek za vodenje in delovanje elektroenergetskih sistemov Elektroinštitut Milan Vidmar, Vse pravice pridržane. Nobenega dela dokumenta se brez poprejšnjega pisnega dovoljenja avtorja ne sme ponatisniti, razmnoževati, shranjevati v sistemu za shranjevanje podatkov ali prenašati v kakršnikoli obliki ali s kakršnimikoli sredstvi. Objavljanje rezultatov dovoljeno le z navedbo vira. iv

5 Izvajalec: Naročnik: ELEKTROINŠTITUT MILAN VIDMAR Inštitut za elektrogospodarstvo in elektroindustrijo Ljubljana, Hajdrihova 2 SODO d.o.o. Maribor, Minařikova ulica 5 Številka pogodbe: 46/2009 Številka študije: 2031 Naslov študije: Nosilec pogodbe izvajalca: Izdelovalci študije: Sodelovali: Spremljevalci: Obseg študije: Analiza učinkov sistema naprednega merjenja električne energije (AMI) v slovenskem distribucijskem EES Andrej Souvent, univ. dipl. inž. el. Andrej Souvent, univ. dipl. inž. el. Gregor Omahen, mag., univ. dipl. ekon. mag. Dejan Matvoz, univ. dipl. inž. el. dr. Janko Kosmač, univ. dipl. inž. el. Peter Ceferin, univ. dipl. inž. el. dr. Ivan Šmon, univ. dipl. inž. el. mag. Igor Podbelšek, univ. dipl. inž. el. 200 strani Datum izdelave: april 2010, posodobitev junij 2011 v

6 ZGODOVINA DOKUMENTA Različica Datum Spremembe Izvorna različica Posodobitev obstoječih poglavij glede na novosti (nove tehnologije, vloge, standardizacijo, cene) v preteklem letu: Uvod Stanje v tujini Postavitev tehničnih kriterijev za sistem AMI in Tehnični kriteriji za sistem Pregled primernih tehničnih rešitev in Opis izbrane tehnologije Projekt uvedbe sistema AMI (vsaj dve varianti: masovna uvedba in zamenjava po»naravni«poti) Ekonomska analiza (vsaj dve varianti: masovna uvedba in zamenjava po»naravni«poti) Zaključki Nove teme - poglavja oziroma podpoglavja: Definicije Problematika kakovosti napetosti v distribucijskem omrežju Upravljanje s podatki in varovanje podatkov Ozaveščanje in obveščanje javnosti, pridobivanje podpore javnosti PRILOGA B vhodni parametri ekonomskega modela Združitev zvezka I in II v en dokument. Preureditev strukture študije. vi

7 POVZETEK Študija podaja pregled obstoječega stanja na področju števčnih meritev v slovenskih distribucijskih podjetjih in pregled že izvedenih projektov naprednega merjenja električne energije (AMI) in pripadajočih informacijskih rešitev v merilnih centrih. Podan je tudi pregled stanja za nekatere evropskih države, ki so te sisteme že uvedle, ali pa jih uvajajo, oziroma uvedbo načrtujejo. Študija obravnava tehnične in tehnološke kriterije in zahteve do sistema AMI, ki pridejo v poštev za slovenski distribucijski EES. Podan je tudi pregled slovenske in evropske zakonodaje s tega področja in izpostavljene so pomanjkljivosti le-te v smislu ovir pri uvedbi sistema AMI oziroma nekaterih njegovih funkcij. Predstavljene so tehnične rešitve in možnosti uporabe sistema, ter izpostavljene rešitve primerne za slovenski EES. Podana je analiza stroškov in koristi uvedbe AMI za področje cele Slovenije, ter ocena okoljskih učinkov. Ključne besede: napredno merjenje, napredna merilna infrastruktura, energetska informacijska infrastruktura, AMI, AMM, AMR, sistemski števec, pametni števec, učinkovita raba energije, upravljanje s porabo, DSM ABSTRACT Analysis of the effects of Advanced Metering Infrastructure on Slovenian Distribution Power System The study provides an overview of the current state of electric power consumption metering in Slovenian utilities, and review of existing projects in the field of advanced metering infrastructure (AMI) and related IT solutions in data centres. It gives an overview of the situation in some of the European countries that already have such systems, are in the process of implementation, or are planning the implementation. The study addresses the technical and technological criteria and requirements for AMI systems, which are relevant for the Slovenian power system distribution. An overview of the Slovenian and European legislation in this area is also given focusing on the barriers for the introduction of AMI or some of its functions. Study also analyses technical solutions and possibilities of the system. A solution suitable for the Slovenian power system is recommended. Study is finished with a cost-benefit analysis of the AMI system for Slovenia and assessment of environmental effects. Keywords: smart metering, Advanced Metering Infrastructure, AMI, AMM, AMR, smart meter, energy end-use efficiency, demand side management, demand response, DSM vii

8 Predmet: ŠTUDIJSKA NALOGA Naslov naloge: Analiza učinkov sistema naprednega merjenja električne energije (AMI) v slovenskem distribucijskem EES Utemeljitev naloge: Napredni sistemi za merjenje porabe energije ponujajo veliko več od samega merjenja in posredovanja merilnih podatkov o porabi električne energije. S svojimi dodatnimi funkcijami predstavljajo eno od osnovnih energetskih informacijskih infrastrukturnih tehnologij (AMI - Advanced Metering Infrastructure), ki med drugimi omogoča: delovanje resnično konkurenčnih in transparentnih trgov z energijo, učinkovito rabo energije, razvoj inovativnih energetskih storitev, izvedbo in delovanje elektroenergetskih sistemov bodočnosti (SmartGrids), nadzor nad porabo drugih energentov (zemeljski plin, toplota) in vode. AMI sistemi so namenjeni predvsem za merjenje in upravljanje porabe gospodinjstev in poslovnih odjemalcev na široki potrošnji, se pa lahko določene funkcionalnosti uporabljajo tudi pri ostalih odjemalcih. Evropska unija (EU) si je postavila strateške cilje glede učinkovite rabe končne energije in zmanjševanja emisij toplogrednih plinov. Predvsem zaradi klimatskih sprememb so marca 2007 ministri EU pozvali države članice k uresničitvi "3x20" cilja, ki vsebuje: zmanjšanje porabe energije za 20% do leta 2020; zmanjšanje emisij toplogrednih plinov za 20% do leta 2020 in povečanja deležev obnovljivih virov za 20% do leta Prihodnje direktive EU s področja energetike bodo zagotovo usmerjene k doseganju teh visoko zastavljenih ciljev. AMI sistemi lahko veliko pripomorejo k uresničitvi le-teh, saj omogočajo: varčevanje z energijo, oziroma učinkovitejšo rabo le-te; upravljanje s porabo, kar ima za posledico zmanjševanje konične moči, boljši izkoristek in posledično manjšo uporabo okolju obremenjujočih virov električne energije; osnovno merilno infrastrukturo za učinkovito vključevanje mikrogeneracijskih naprav (na primer fotovoltaike) v električno omrežje. Vsaka naložba je smiselna le, če so koristi, ki jih z njo pridobimo, večje od stroškov naložbe. Ekonomska analiza stroškov in koristi sistema je zato nujna. V njej je treba obravnavati prehod iz današnje situacije, kjer nimamo AMI števcev, v stanje, kjer so vsi odjemalci viii

9 opremljeni s sistemskimi števci. Prav tako je treba določiti vpliv teh sistemov na učinkovito rabo energije in zmanjšanja izpustov toplogrednih plinov. Nekaj večjih AMI projektov: v Evropi sta na sistem AMM že prešli Italija (poslovna odločitev podjetja ENEL) in Švedska (zakonsko predpisan s strani vlade). Trenutno prehod na vzpodbudo regulatorja poteka na Nizozemskem, kmalu pa se ji bosta pridružili tudi Velika Britanija in Francija. Program naloge: I. faza: Analiza učinkov 1. Pregled in analiza obstoječega stanja števčnih meritev v slovenskem distribucijskem EES; 2. Analiza obstoječih AMI v slovenskem distribucijskem EES; 3. Tehnične in tehnološke zahteve za sistem AMI; 4. Analiza EU in slovenske zakonodaje, ki opredeljuje napredno merjenje in morebitne potrebne spremembe zakonodaje; 5. Postavitev tehničnih kriterijev za AMI: prenosni telekomunikacijski mediji, potrebne kapacitete za prenos podatkov in druge zahteve (točnost, razpoložljivost, zanesljivost), vključitev odčitavanja drugih energentov in vode (»multi-utility«), informacijska varnost in zaščita podatkov, vključitev v centralni merilni sistem, vključitev v sistem vodenja, aplikacije krmiljenja odjema (DSM / DR); 6. Pregled primernih tehničnih rešitev; 7. Uporaba AMI sistema (vodenje odjema - DSM/DR), informiranje odjemalcev, uporaba za odčitavanje porabe drugih energentov in vode, ); 8. Ekonomska analiza stroškov in koristi sistema AMI ter postavitev kriterijev za uvajanje; 9. Izbira primernega modela za slovenski DEES; 10. Ocena okoljskih učinkov (zmanjšanje porabe, nižji izpusti CO 2, ). II. faza: Projekt vpeljave AMI v slovenski DEES 1. Opis izbrane tehnologije; 2. Opredelitev uporabnikov sistema AMI; 3. Združljivost z obstoječimi sistemi (merilni centri in centri vodenja); 4. Morebitne potrebne prilagoditve obstoječih centrov in druge infrastrukture. Kadrovske zahteve za uspešno izvedbo projekta; 5. Predviden časovni potek projekta s časovnico izvajanja; 6. Ocena potrebnih finančnih sredstev. ix

10 x Analiza učinkov sistema naprednega merjenja električne energije v slovenskem distribucijskem EES

11 VSEBINA UVOD... 1 DEFINICIJE PREGLED IN ANALIZA OBSTOJEČEGA STANJA ŠTEVČNIH MERITEV V SLOVENSKEM DISTRIBUCIJSKEM EES Pregled stanja merilnih in krmilnih naprav PREGLED STANJA V TUJINI Italija Švedska Nizozemska Velika Britanija Francija Španija ANALIZA OBSTOJEČIH AMI PROJEKTOV V SLOVENSKEM DEES OPREDELITEV UPORABNIKOV SISTEMA AMI Odjemalci oziroma uporabniki omrežja Sistemski operater distribucijskega omrežja Dobavitelji električne energije Regulator Dobavitelji plina, vode in daljinske toplote Ponudniki naprednih energetskih storitev SPLOŠNE ZAHTEVE DO SISTEMA AMI Zahteve distribucijskih in tržnih podjetij xi

12 5.1.1 Zahteve za izvajanje poslovnih funkcij Zahteve za izvajanje tehničnih funkcij Zahteve gospodinjskih odjemalcev električne energije Zahteve regulatorja Zahteve EU Minimalne funkcionalne zahteve za sistem AMI POSTAVITEV TEHNIČNIH KRITERIJEV ZA AMI Metrološke zahteve Oprema merilnih mest Tržni model Nizozemski model (NTA-8130 in DSMR) OPEN meter model Model najema informacijskih storitev Slovenski tržni model Performančne zahteve Vključitev odčitavanja porabe drugih energentov in vode (»multi-utility«) Merilni centri v distribucijskih podjetjih Potrebne prilagoditve obstoječih merilnih centrov in centrov vodenja Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov Povezava s sistemom vodenja Uporaba sistema AMI za spremljanje kakovosti oskrbe Infrastruktura za upravljanje s porabo (DSM/DR) Informacijska varnost in zaščita podatkov Interoperabilnost M/ Industrijska združenja Zahteve za Slovenijo Življenjska doba Sinhronizacija ure Problematika kakovosti napetosti v distribucijskem omrežju xii

13 7 UPRAVLJANJE IN VAROVANJE OSEBNIH PODATKOV Splošno o varovanju osebnih podatkov Koncept vgrajene zasebnosti (ang. Privacy By Design) Zasebnost v primeru sistema AMI PREGLED PRIMERNIH TEHNIČNIH REŠITEV Arhitektura sistema Merilna mesta Pametni števci - sistemski števci Priključitev števcev ostalih energentov (»multi-utility«) Povezava s hišnim omrežjem Komunikacijska omrežja PLC / DLC in BPL komunikacija po energetskih napajalnih vodih Mobilno omrežje (GSM/GPRS/UMTS) WiMAX omrežje ZigBee omrežje Brezžično širokopasovno dostopovno omrežje (Broadband Wireless Access - BWA) Brezžična zankasta omrežja (Wireless Mesh Networks WMN) Druga omrežja Koncentratorji Merilni center MDMS (Meter Data Management sistem) Podatkovni modeli DLMS/COSEM Smart Energy Profile UPRAVLJANJE S PORABO Kratkoročno upravljanje s porabo Dolgoročno upravljanje s porabo ANALIZA EU IN SLOVENSKE ZAKONODAJE Slovenska zakonodaja Energetski zakon [4] in [5] Sklep o ustanovitvi Javne agencije Republike Slovenije za energijo, Ur. l. RS 63/2004, 95/2004 [13] Uredba o načinu izvajanja gospodarske javne službe dejavnost sistemskega operaterja distribucijskega omrežja električne energije in gospodarske javne službe dobava električne energije tarifnim odjemalcem, Ur. l. RS, št. 117/2004, 23/2007 [6] xiii

14 Pravilnik o sistemskem obratovanju distribucijskega omrežja za električno energijo, Ur. l. RS, št. 123/2003 [16] Splošni pogoji za dobavo in odjem električne energije iz distribucijskega omrežja električne energije, Ur. l. RS, št. 126/2007 [15] Akt o določitvi metodologije za obračunavanje omrežnine in metodologije za določitev omrežnine in kriterijih za ugotavljanje upravičenih stroškov za elektroenergetska omrežja, Ur. l. RS, št. 121/05 [9] Uredba o omejevanju obtežb in porabe električne energije v elektroenergetskem sistemu, Ur.l. RS, št. 42/1995, 64/1995 [14] Evropske direktive DIREKTIVA 2006/32/ES Evropskega parlamenta in sveta z dne 5. aprila 2006 o učinkovitosti rabe končne energije in o energetskih storitvah [18] DIREKTIVA EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA 2005/89/ES z dne 18. januarja 2006 o ukrepih za zagotavljanje zanesljivosti oskrbe z električno energijo in naložb v infrastrukturo [19] DIREKTIVA 2009/72/ES EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA z dne 13. Julija 2009 o skupnih pravilih notranjega trga z električno energijo in o razveljavitvi direktive 2003/54/ES DIREKTIVA 2009/73/ES EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA z dne 13. Julija 2009 o skupnih pravilih notranjega trga z zemeljskim plinom in o razveljavitvi Direktive 2003/55/ES DIREKTIVA 2004/22/ES EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA z dne 31. marca 2004 o merilnih instrumentih Strateški dokumenti Resolucija o Nacionalnem energetskem programu (ReNEP), Ur.l. RS, 57/2004 [21] Nacionalni akcijski načrt za energetsko učinkovitost za obdobje (AN-URE), Ministrstvo za okolje in prostor, Ljubljana 2008 [8] Povzetek in komentar Slovenska zakonodaja Strateški dokumenti Direktive Evropskega parlamenta in sveta EKONOMSKA ANALIZA STROŠKOV IN KORISTI SISTEMA AMI TER POSTAVITEV KRITERIJEV ZA UVAJANJE Ekonomska upravičenost odklopnikov Investicijski izdatki sistema AMI Nabavna vrednost AMI števcev in komunikacijske opreme Stroški dodatne opreme koncentratorjev Stroški centrov za zbiranje in obdelavo podatkov Strošek prehoda Stroški informiranja odjemalcev Stroški financiranja Stroški v življenjski dobi Skupni stroški vzdrževanja Stroški dela xiv

15 Stroški prenosa podatkov Stroški dodatnih izgub električne energije Stroški izvajanja funkcij dinamičnega tarifiranja in povezovanja s ponudniki vode, plina in daljinske toplote Koristi sistema AMI z vidika sistemskega operaterja distribucijskega omrežja Prihranki delovanja in vzdrževanja obstoječega sistema merjenja Prihranki odčitavanja v obstoječem sistemu merjenja Prihranki zaradi nižjih komercialnih izgub Prihranki nižanja konice Koristi zaradi vključitev merjenja ostalih energentov in vode Ekonomska upravičenost z vidika sistemskega operaterja distribucijskega omrežja, vpliv na omrežnino in financiranje naložbe Ekonomska upravičenost Vpliv na omrežnino Koristi dobaviteljev električne energije Prihranki stroškov dela z odjemalci Prihranki zaradi natančnejših podatkov Zmanjšanje terjatev Koristi sistemskega operaterja prenosnega omrežja Družbene koristi Koristi za odjemalce Ekonomska upravičenost z družbenega vidika Financiranje naložbe Vzpodbude za učinkovito in varčno rabo električne energije Povišanje omrežnine Najem merilne opreme Primerjava ekonomičnosti sistema AMI ob različnih časih zamenjave števcev IZBIRA PRIMERNEGA MODELA ZA SLOVENSKI DEES OCENA OKOLJSKIH UČINKOV PROJEKT UVEDBE SISTEMA AMI V SLOVENSKI DISTRIBUCIJSKI EES Ključne faze poteka projekta Faza 1: načrtovanje Faza 2: preizkus koncepta, opreme in testiranje ključnih parametrov - pilotni projekti Faza 3: Priprava razpisne (tenderske) dokumentacije Faza 4: Izvedba razpisov in podpis pogodb Faza 5: Masovna uvedba (roll out) xv

16 14.2 Predviden časovni potek projekta s časovnico izvajanja Kadrovske zahteve za uspešno izvedbo projekta Vodenje projekta Zamenjave števcev in montaže koncentratorjev ter kontrolnih števcev Kadri v merilnem centru Informiranje javnosti ZAKLJUČKI LITERATURA PRILOGA A: PILOTNI PROJEKTI PILOTNI PROJEKTI SLOVENSKIH DISTRIBUCIJSKIH PODJETIJ Elektro Celje AMR za gospodinjske odjemalce do leta Pilotni projekt z Energetiko Celje Merilni center Elektro Gorenjska AMR T099 Komna AMR T0568 Primskovo šola AMR T0263 Lipce vas Pilotni projekt Struževo TP Komunalni servis TP Plavž stolpnice in TP Tavčarjeva TP Zelenica Bled TP PSO Mercator Bohinjska Bistrica in TP Strženica Bohinjska Bistrica TP Kidričeva ulica TP Planina jug 1 in Merilni center Elektro Ljubljana Pilotni AMR projekt na PLC platformi Projekt spremljanja četrturne dinamike obremenitve na reprezentativnem vzorcu gospodinjskih odjemalcev Projekt AMR Žiri Projekt AMM Domžale Projekt daljinskega zajema merilnih podatkov in upravljanje z energijo na lastnih merilnih mestih Projekt Trnovska Merilni center Elektro Maribor xvi

17 AMR prek PLC, GSM/GPRS in RF AMM/AMI prek PLC Merilni center Elektro Primorska AMR Hum in Krožna AMR Šmihel AMM Kamnje, Vrtovin (1,2,3), Hrušica, Šalara, Čepovan AMM števci na težko dostopnih mestih Projekti po letu Merilni center PRILOGA B: VHODNI PODATKI EKONOMSKEGA MODELA xvii

18 Kazalo slik Analiza učinkov sistema naprednega merjenja električne energije v slovenskem distribucijskem EES Slika 1.1: Deleži indukcijskih števcev po starosti (januar 2008) Slika 1.2: Število statičnih števcev po letih prve redne overitve (januar 2008) Slika 6.1: Komunikacijske zahteve za sistemski števec po tehničnem priporočilu Slika 6.2: OPEN Meter sistemske komponente in vmesniki [43] Slika 6.3: Najem storitev IKT operaterjev Slika 6.4: Predlagan tržni model za Slovenijo Slika 6.5: Zajem merilnih podatkov o porabi drugih energentov in vode Slika 6.6: Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov Slika 6.7: Povezava sistema AMI z DMS in SCADA Slika 7.1: Območje občutljivih podatkov z vidika varovanja osebnih podatkov Slika 8.1: Zasnova sistema AMI Slika 8.2: Pametni števec - shematski prikaz bistvenih funkcij Slika 8.3: Primer namestitve enote za daljinsko odčitavanje plinomera Slika 8.4: Povezava s hišnim omrežjem (SmartGrids 2 SmartHome) Slika 8.5: Hišni energetski prikazovalnik (ecometer, Landis+Gyr) [57] Slika 8.6: S-FSK: standardi po OSI slojih Slika 8.7: PRIME: standardi po OSI slojih Slika 8.8: PLC G3: standardi po OSI slojih Slika 8.9: Topologija ZigBee omrežja Slika 9.1: Shema kratkoročnega in dolgoročnega upravljanja s porabo [23] Slika 9.2: Možnosti upravljanja s porabo Slika 11.1: Deleži posameznih investicijskih izdatkov Slika 11.2: Deleži skupnih prihrankov sistema AMI za Slika 11.3: Neto sprememba omrežnine ob naložbi v sistem AMI Slika 11.4: Deleži skupnih prihrankov sistema AMI za dobavitelje električne energije Slika 11.5: Koristi uvedbe sistema AMI Slika 11.6: Neto vpliv na omrežnino v primeru najema in primeru nakupa Slika 11.7: Primerjava notranjih stopenj donosa hitrega prehoda in prehoda po naravni poti123 Slika 12.1: Predlagan tržni model za Slovenijo xviii

19 Slika 14.1: Časovnica izvajanja projekta uvedbe sistema AMI Slika 15.1: Konfiguracija merilnega centra Elektro Celje Slika 15.2: Informacijska rešitev merilnega centra Elektro Gorenjska Slika 15.3: Informacijska infrastruktura merilnega centra Elektro Ljubljana Slika 15.4: Shematski prikaz procesov in podatkovnih tokov Slika 15.5: Ponazoritev podatkovnih tokov merilnega centra Elektro Maribor Slika 15.6: Informacijska infrastruktura merilnega centra Elektro Maribor Slika 15.7: Informacijska infrastruktura merilnega centra Elektro Primorska Kazalo tabel Tabela 1.1: Števci pri odjemalcih s priključno močjo do 41 kw (januar 2010)... 5 Tabela 1.2: Lastništvo števcev pri odjemalcih s priključno močjo do 41 kw... 5 Tabela 1.3: Števci pri odjemalcih s priključno močjo 41 kw in več (januar 2010)... 6 Tabela 1.4: Lastništvo števcev pri odjemalcih s priključno močjo 41 kw in več... 6 Tabela 1.5: Pregled stikalnih ur in MTK sprejemnikov (marec 2010)... 8 Tabela 6.1: Okvirne komunikacijske performančne zahteve (do 300 števcev na koncentrator)31 Tabela 8.1: Pregled osnovnih lastnosti PLC tehnologij Tabela 11.1: Nabavne cene opreme Tabela 11.2: Investicijski izdatki na merilno mesto, na leto in skupaj Tabela 11.3: Skupne vrednosti investicijskih izdatkov pri nabavi in montaži sistemskih števcev Tabela 11.4: Letne in skupne (nediskontirane) vrednosti posameznih vrst stroškov Tabela 11.5: Velikost vzorca za žigosanje Tabela 11.6: Potrebno število indukcijskih števcev za žigosanje Tabela 11.7: Letni stroški prenosa podatkov Tabela 11.8: Skupni prihranki sistema AMI za sistemskega operaterja distribucijskega omrežja (nediskontirano) Tabela 11.9: Prihranki delovanja in vzdrževanja obstoječega sistema merjenja Tabela 11.10: Prihranki odčitavanja obstoječega sistema merjenja Tabela 11.11: Število odjemalcev ostalih energentov in delež merilnih mest xix

20 Tabela 11.12: Osnovni investicijski kriteriji ob spreminjanju izhodiščnih predpostavk Tabela 11.13: Koristi dobaviteljev električne energije Tabela 11.14: Osnovni investicijski kriteriji ob spreminjanju izhodiščnih predpostavk z upoštevanjem koristi vseh udeležencev na trgu Tabela 11.15: Vrednostni obseg naložb in lastna sredstva (vsi zneski v tisoč ) posameznih distribucijskih podjetij Tabela 11.16: Vrednostni dolgoročni načrt naložb (v tisoč ) za obdobje med Tabela 14.1: Število potrebnih zamenjav števcev na leto Tabela 14.2: Ocena števila potrebnih montaž v TP Tabela 14.3: Ocenjene ure za vsa montažerska dela Tabela 14.4: Potrebno število monterjev in koordinatorjev dela Tabela 14.5: Potrebno število inženirjev v merilnem centru za potrebe AMI Tabela 15.1: Struktura podatkov za obračun xx

21 SEZNAM KRATIC ADSL AES AGEN-RS AMI AMM AMR AMS APN ASCII BPL BS B2B BWA CATV CEN CENELEC CIM COSEM CPE CRM CSDMP Asymmetrical Digital Subscriber Line Advanced Encription Standard Agencija Republike Slovenije za energijo, glej tudi JARSE Advanced Metering Infrastracture, napredna merilna infrastruktura, tudi napredni oz. funkcionalno nadgrajeni sistem za daljinsko odčitavanje števčnih podatkov (glej tudi AMM in AMS) Advanced Metering Management, npr. AMM sistem, napredni oz. funkcionalno nadgrajeni sistem za daljinsko odčitavanje števčnih podatkov (glej tudi AMI in AMS) Automatic (oz. Automated) Meter Reading, npr. AMR sistem, sistem za daljinsko odčitavanje števčnih podatkov Advanced Metering System, napredni oz. funkcionalno nadgrajeni sistem za daljinsko odčitavanje števčnih podatkov (glej tudi AMI in AMM) Access Point Name; uporablja se pri GPRS ANSI Standard Code for Information Interchange, ameriški standard za izmenjavo podatkov v znakovni (tekstni) obliki Broadband over Power Line (1) bilančna skupina; (2) base station, slo. bazna postaja Business to Business Broadband Wireless Access, brezžično širokopasovno dostopovno omrežje Cable Television, npr. CATV network, omrežje kabelske televizije Comité Européen de Normalisation Comité Européen de Normalisation Électrotechnique Common Information Model Companion Specification for Energy Metering Centralna procesna enota Customer Relations Management Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov xxi

22 CSMA/CD DA DCV DEES DLC DLMS DMZ DR DSM DSMR EDGE EDIFACT EE EES ELES ERDF ERP ES ETSI EU EZ FAT FFD FTTH GPRS GPS GSM HAN HES HSDPA Carrier Sense Multiple Access / Collision Detection Distribution Automation Distribucijski center vodenja Distribucijski elektroenergetski sistem Distribution Line Carrier (PLC na nizkonapetostnem omrežju) Device Language Message Specification Demilitarization Zone, varnostno območje (demilitarizirana cona) Demand Response (kratkoročno upravljanje s porabo) Demand Side Management, slo. upravljanje s porabo Dutch Smart Meter Requirements Enhanced Data rates for Global Evolution (nadgradnja GPRS) Electronic Data Interchange For Administration, Commerce, and Transport Električna energija, elektroenergetski Elektroenergetski sistem Javno podjetje Elektro-Slovenija d.o.o. Électricité Réseau Distribution France Enterprise Resources Planning Evropski svet European Telecommunications Standards Institute Evropska unija Energetski zakon Factory Acceptance Test, preizkušanje v tovarni Full Function Device Fiber To The House (optično vlakno do vsake hiše) General Packet Radio Services Global Positioning System Global System for Mobile communications Home Area Network Head End System High Speed Downlink Packet Acces xxii

23 HSPA+ IDIS IEC IIS IKT IOT IP IPv6 Evolved High-Speed Packet Access Interoperable Device Interface Specifications International Electrotechnical Commission Integriran informacijski sistem Informacijsko-komunikacijske tehnologije Internet of Things Internet stvari Internetni protokol Internetni protokol verzije 6 (osnova interneta stvari) ISDN ISM JARSE LAN Integrated Services Digital Network Industrial, Scientific and Medical radijska frekvenčna območja Javna agencija Republike Slovenije za energijo Local Area Network LON Local Operation Network, LonWorks omrežna platforma, LonTalk komunikacijski protokol MDM/R MDMS MUC M2M NN NSD NSV OBIS OFDM Meter Data Management Repository Meter Data Management System Multi-Utility Communication Controler Machine to Machine Nizka napetost Notranja stopnja donosa Neto sedanja vrednost Object Identification System Orhtogonal Frequency-Division Multiplexing OMS OT P PLC PPP PRIME PSTN QA Outage Managemet System Organizator trga (v Sloveniji je to Borzen d.o.o.) Delovna moč Power Line Carrier Point to Point Protocol PoweRline Intelligent Metering Evolution Public Switched Telelphone Network Quality Assurance xxiii

24 RF RFD RS RTP RTU RV SAT SCADA SIST SIT SMTP SMS SN SODO SOPO SQL TCP/IP TK TP UMTS VN VPN Radio Frequency Reduced Function Device Republika Slovenija Razdelilna transformatorska postaja Remote Terminal Unit Razpršeni vir (mikrogeneracija) Site Acceptance Test, preizkušanje na lokaciji Supervisory Control And Data Acquisition, slo. sistem za daljinski nadzor in vodenje Slovenski inštitut za standardizacijo Site Integration Test Simple Message Transfer Protocol Short Message Service Srednja napetost Sistemski operater distribucijskega omrežja Sistemski operater prenosnega omrežja Structured Query Language Transmission Control Protocol/Internet Protocol Telekomunikacije Transformatorska postaja Universal Mobile Telecommunications System Visoka napetost, visokonapetostni Virtual Private Network, virtualno zasebno omrežje WAN Wide Area Network, krajevno oz. medkrajevno računalniško omrežje Wi-Fi Brezžična lokalna računalniška omrežja, ki temeljijo na IEEE WiMAX WMN xdsl XML ZDA Worldwide Interoperability for Microwave Access, brezžična omrežja, ki temeljijo na IEEE Wireless Mesh Networks, brezžična zankasta omrežja Različne Digital Subscriber Line tehnologije (ADSL, VDSL,...) Extensible Markup Language Združene države Amerike xxiv

25 UVOD Uvedba napredne merilne infrastrukture (AMI Advanced metering Infrastructure) za gospodinjske odjemalce in t.i.»široki odjem«1 je potrebna predvsem zaradi zahtev: po varčevanju z energijo, po učinkoviti rabi energije, po večjem deležu energije iz obnovljivih virov, po integraciji novih tehnologij, kot je npr. infrastruktura za električne avtomobile, po transparentnosti trga z energijo po novih inovativnih storitvah za uporabnike omrežij in ne nazadnje zahtev regulatorne narave, kot je Direktiva 2009/72/ES o skupnih pravilih notranjega trga z električno energijo, ki nalaga državam članicam, da do leta 2020 uvedejo sistem naprednega merjenja za vsaj 80% odjemalcev, za katere ekonomska analiza kaže pozitivne rezultate. Znan rek lorda Kelvina»Kar ne moremo meriti, ne moremo izboljšati«velja tudi za področje varčne in učinkovite rabe električne energije. Pri tem je v luči novih zahtev poudarek predvsem na dovolj pogosti in časovno sinhronizirani meritvi. Učinkovito rabiti električno energijo pomeni predvsem rabiti jo ob pravem času! To pomeni izogibanje rabi v času konične obremenitve in spodbujanje v času, ko je na primer v sistemu»višek«zelene energije. Obvladovanje procesov učinkovite rabe zahteva merjenje v četrturnih ali vsaj urnih intervalih. AMI predstavlja tudi osnovno infrastrukturo za ukrepe kratkoročnega upravljanja s porabo (DSM/DR - Demand Side Management / Demand Response). Doseganje ciljev varčne in učinkovite rabe je nedosegljivo brez ustrezne povratne informacije odjemalcem. Že mesečno zaračunavanje po dejanski porabi je velik korak naprej v primerjavi s sedanjim sistemom mesečnih pavšalov in letnih poračunov, AMI pa nudi še številne druge načine informiranja odjemalcev, od spremljanja porabe na spletnih portalih ali hišnih energetskih prikazovalnikih, do povezav s sistemi pametnega doma (Smart Home). 1 AMR sistemi za odjemalce z merjenjem moči (odjemalce s priključno močjo 41 kw in več), so že izvedeni, zato v študiji obravnavamo le odjemalce brez merjenja moči - s priključno močjo manjšo od 41 kw, pri katerih je zakonsko predpisano odčitavanje le enkrat letno. 1

26 Integracija razpršenih obnovljivih virov energije v distribucijsko nizkonapetostno (NN) omrežje predstavlja za distribucijski elektroenergetski sistem velik izziv, predvsem v smislu zagotavljanja kakovostne in zanesljive oskrbe ob razumnih stroških investicij v jačanje omrežja. NN omrežje je danes povsem neinformatizirano, prve informacije o dogajanju pa zagotavlja ravno AMI (časovno sinhronizirano spremljanje pretokov energije, nadzor kakovosti izpadov, upadov napetosti,...). Dobro zasnovan sistem AMI prispeva k transparentnejšemu trgu z električno energijo, saj omogoča številnim udeležencem na trgu učinkovito izmenjavo podatkov. Zamenjava dobavitelja se lahko na primer izvede v kratkem času, npr. celo v enem dnevu, saj bi naj bili za pretekli dan na voljo merilni podatki vseh odjemalcev. Merjenje električne energije predstavlja eno pomembnejših funkcij distribucijskega elektroenergetskega omrežja. Ti podatki so osnova za številne tehnične procese (obratovanje in načrtovanje omrežja) in za delovanje poslovnega sistema in trga električne energije. Obračun porabljene električne energije poteka danes pretežno na osnovi podatkov, pridobljenih z enkrat-letnim ročnim popisom obračunskih števcev pri večini odjemalcev. Tak način zajemanja podatkov ne ustreza več današnjim zahtevam: je počasen in drag, možne so napake pri odbirkih stanj zaradi človeškega faktorja, ne omogoča plačevanja računov za električno energijo po dejanski mesečni porabi, ne omogoča zajemanja podatkov o odjemu v obračunskem obdobju, ki bi bilo usklajeno z obračunskim obdobjem nakupa, niti ne omogoča zajemanja podatkov o številu in trajanju prekinitev oskrbe, ki so osnova za zakonsko predpisano spremljanje kakovosti oskrbe končnim odjemalcem. Posodobitev obstoječega sistema za merjenje, zajem, obdelavo in posredovanje obračunskih merilnih podatkov je zato nujna. AMI predstavlja tudi osnoven in nujno potreben element za nadgradnjo klasičnega koncepta nizkonapetostnega distribucijskega omrežja v naprednega (SmartGrids). AMI se v Sloveniji ponekod delno že uvaja, nekateri projekti tudi že presegajo okvir pilotnih projektov. Približno 6% odjemalcev je že opremljenih z AMI števci z zahtevano funkcionalnostjo, vsa elektrodistribucijska podjetja pa že imajo vzpostavljene merilne centre z ustrezno informacijsko komunikacijsko infrastrukturo. Evropska direktiva 2009/72 od držav članic zahteva, da do leta 2012 izvedejo analizo vseh stroškov in koristi sistema in opredelijo, katera oblika sistema je izvedljiva v državi članici. Do leta 2020 naj bi bilo v sistem naprednega merjenja AMI vključenih vsaj 80 % vseh odjemalcev [1] za katere analiza pokaže ekonomsko upravičenost. 2

27 DEFINICIJE V tuji literaturi se za sisteme naprednega merjenja uporabljata kratici AMM (Advanced Metering Management) in AMI (Advanced Metering Infrastructure). Določeni viri uporabljajo kratico AMI v primeru, ko uporabimo sistemske števce še za zajem merilnih podatkov drugih energentov in vode. V tej študiji bomo uporabljali kratico AMI. Uporablja se tudi kratica AMR (Automatic Meter Reading), ki predstavlja prvo generacijo pametnih števcev, pri katerih je poudarek le na daljinskem odčitavanju porabe oziroma proizvodnje električne energije. Podajmo še naslednje definicije:»pametni števec( ang. smart meter), imenovan tudi sistemski števec, je naprava za merjenje električne energije, ki omogoča lokalno shranjevanje, prikaz ter prenos časovno označenih merilnih vrednosti v nadrejen informacijski sistem merilnega centra ter daljinsko parametriranje in še druge funkcije v obratni smeri. Poleg komunikacijskega vmesnika za povezavo na sistem naprednega merjenja lahko vsebuje še druge komunikacijske vmesnike na primer za priklop merilnikov drugih energentov in vode ter vmesnik za povezavo s hišnimi napravami.napredni merilni sistem je sistem pametnih števcev in pripadajoče informacijsko komunikacijske infrastrukture, ki omogoča merjenje, daljinsko odčitavanje in upravljanje podatkov o rabi električne energije za namene obračunavanja, spremljanja kakovosti oskrbe ter obratovanja in načrtovanja elektroenergetskih omrežij. Pri tem je poudarek na zagotavljanju dovolj pogoste informacije o rabi energije, obračunavanju po dejanski porabi, uporabi naprednih tarifnih sistemov, izvajanju ukrepov upravljanja s porabo, ter razvoju in izvajanju novih storitev, ki omogočajo varčno in učinkovito rabo energije.napredna merilna infrastruktura (ang. Advanced Metering Infrastructure, AMI) je sistem pametnih števcev in pripadajoče informacijsko komunikacijske infrastrukture, ki omogoča merjenje, daljinsko odčitavanje in upravljanje podatkov o rabi energentov in pitne vode za namene obračunavanja, spremljanja kakovosti oskrbe ter obratovanja in načrtovanja distribucijskih omrežij. Pri tem je poudarek na zagotavljanju dovolj pogoste informacije o rabi, obračunavanju po dejanski porabi, uporabi naprednih tarifnih sistemov, izvajanju ukrepov upravljanja s porabo, ter razvoju in izvajanju novih storitev, ki omogočajo varčno in učinkovito rabo energije in pitne vode.«3

28 1 Pregled in analiza obstoječega stanja števčnih meritev v slovenskem distribucijskem EES Merjenje in upravljanje z merilnimi podatki o rabi električne energije predstavlja eno pomembnejših poslovnih funkcij distribucijskega podjetja, saj so ti podatki osnova za delovanje tehničnega in poslovnega sistema distribucij in trga električne energije. Ta proces obsega izvajanje naslednjih funkcij: merjenje, zajem, prenos podatkov v merilni center, obdelava (validacija, preračunavanje, izdelava poročil), varno shranjevanje in arhiviranje in posredovanje podatkov uporabnikom teh podatkov. 1.1 Pregled stanja merilnih in krmilnih naprav AMI sistem se uporablja predvsem za naslednje skupine odjemalcev oziroma uporabnike omrežja: gospodinjske odjemalce (eno in trifazni priključek, P < 41 kw), odjemalce ostalega odjema na NN, ki imajo obračun po varovalki (P < 41 kw), javno razsvetljavo. Za odjemalce s priključno močjo 41 kw in več zadostujejo AMR funkcionalnosti. Števce električne energije delimo na indukcijske in statične (elektronske). Podmnožica statičnih števcev so sistemski števci, ki omogočajo vsaj naslednje funkcionalnosti: AMR števec: daljinsko odčitavanje, AMM števec: + možnost omejevalnika moči in odklopnika, AMI števec: + možnost priključitve števcev drugih energentov in vode ( multi-utility ). Tabela 1.1 kaže podatke o števcih pri odjemalcih brez merjenja moči v distribucijskih podjetjih. 4

29 Tabela 1.1: Števci pri odjemalcih s priključno močjo do 41 kw (januar 2010) Statični, ki niso AMx AMR AMM/AMI Indukcijski Skupaj Število % Število % Število % Število % Število Celje % % % % Gorenjska % % 690 1% % Ljubljana % % % % Maribor % % % % Primorska 991 1% 152 0% % % Skupaj % % % % Iz pregleda stanja števcev lahko povzamemo, da je večina števcev pri uporabnikih s priključno močjo manjšo do 41 kw, ki so v uporabi v slovenskem distribucijskem omrežju, še vedno indukcijskih. V letu 2010 je bilo indukcijskih števcev 80 % od vseh števcev, kar je znaten napredek od leta 2008, ko je bilo takšnih števcev kar 92 %. Delež števcev, ki se lahko daljinsko odčitavajo (AMR,AMM,AMI) je 13%, delež AMM in AMI števcev pa 6%. Lastniki števcev so v večini uporabniki (tabela 1.2), saj je manj kot 40 % vseh števcev uporabnikov s priključno močjo manjšo do 41 kw v lasti distribucijskih podjetij. Tabela 1.2: Lastništvo števcev pri odjemalcih s priključno močjo do 41 kw (januar 2010) Statični Indukcijski Skupaj Lastnik EDP Uporabnik EDP Uporabnik Število Celje Gorenjska Ljubljana Maribor Primorska ni podatka ni podatka - Skupaj

30 Pri uporabnikih s priključno močjo 41 kw in več so vsi števci statični (tabela 1.3). V nasprotju z odjemalci brez merjenja moči, je večina števcev v lasti distribucijskih podjetij. Tabela 1.3: Števci pri odjemalcih s priključno močjo 41 kw in več (januar 2010) Statični, ki niso AMR AMR Skupaj Število % Število % Število Celje 183 8% % Gorenjska % % Ljubljana 0 0% % Maribor 101 4% % Primorska 0 0% % Skupaj 478 4% % Tabela 1.4: Lastništvo števcev pri odjemalcih s priključno močjo 41 kw in več (januar 2010) Statični Skupaj Lastnik EDP Uporabnik Število Celje Gorenjska Ljubljana Maribor Primorska ni podatka ni podatka - Skupaj

31 Elektro Ljubljana Elektro Maribor Elektro Celje <= 12 let 26% > 36 let 9% let 28% <= 12 let 26% > 36 let 8% let 35% <= 12 let 31% > 36 let 8% let 22% let 37% let 31% let 39% Elektro Gorenjska Elektro Primorska Vse distribucije skupaj <= 12 let 30% > 36 let 13% <= 12 let 31% > 36 let 7% <= 12 let 28% > 36 let 9% let 38% let 38% let 31% let 19% let 24% let 32% Slika 1.1: Deleži indukcijskih števcev po starosti (januar 2008). Indukcijski števci so v povprečju stari 24 let (podatki iz leta 2008, ko je bila narejena starostna analiza [48]). Njihove deleže po starosti (dvanajst-letna obdobja) prikazuje slika % vseh indukcijskih števcev je starejših od 24 let, okoli 20% pa jih je starejših od 32 let, kar je življenjska doba teh števcev. Statični števci so se začeli uporabljati pred približno desetimi leti, bistven porast njihove uporabe pa beležimo šele v zadnjih treh letih (slika 1.2) Število Leto Elektro Ljubljana Maribor Gorenjska Celje Primorska Slika 1.2: Število statičnih števcev po letih prve redne overitve (januar 2008). Tabela 1.5 kaže podatke o uporabi naprav za glajenje konične obremenitve v sistemu. V ta namen se uporabljajo stikalne ure in sistem MTK sprejemnikov. Na celotnem področju distribucije je opremljenost s tovrstnimi napravami sorazmerno majhna, saj ima le petina odjemalcev tovrstno opremo. 7

32 Tabela 1.5: Pregled stikalnih ur in MTK sprejemnikov (marec 2010) Elektro Število stikalnih ur Število MTK sprejemnikov Celje Gorenjska Ljubljana Maribor Primorska SKUPAJ: Zaradi časovnega razhajanja (stresanja) stikalnih ur na posameznih lokacijah se v praksi uporaba stikalnih ur ne obnese, tako da so tudi učinki tega sistema na zmanjšanje konične obremenitve slabi [47]. Drugače je seveda pri MTK sistemu, ki zagotavlja točen preklop tarif. MTK sistem je v uporabi le na področju Elektro Ljubljane. AMI sistemi učinkovito nadomestijo stikalne ure, oziroma MTK sprejemnike, saj med drugimi zagotavljajo točno uro in časovno sinhroniziran preklop tarif. 2 Pregled stanja v tujini 2.1 Italija Italija je država, ki je bila v Evropi prva, ki se je odločila za prehod na sistem AMM. V Italiji je Enel dominantno podjetje na trgu električne energije, saj ima več kot 1,1 milijona kilometrov vodov in 85 odstotni delež na področju distribuirane energije. Ima 30 milijonov strank in so edini ponudnik energije za gospodinjstva (do julija 2007). Enel je odgovoren za merjenje in je lastnik vse merilne opreme. V letu 2001 je Enel začel s projektom Telegestore menjava indukcijskih števcev s sistemskimi števci za vse gospodinjske uporabnike (35 milijonov števcev). Glavni vzroki za to odločitev so bili: Enel je bil prisiljen v veliko število obiskov odjemalcev na leto zaradi velikega števila goljufij in kraj, velika količina terjatev, ki jih je bilo težko izterjati, problemi zaradi izpadov energije in želeli so pridobiti čim boljšo konkurenčno pozicijo za čas prehoda na tržni sistem v letu

33 Celotna naložba je bila ovrednotena v višini 2,1 milijarde v petih letih [2]. To pomeni, da je strošek na merilno mesto ocenjen na zgolj 70, ker veliko stroškov ni bilo upoštevano. Pri Enelu ocenjujejo, da naj bi s sistemom Telegestore letno prihranili 500 milijonov, s čimer bi se naložba povrnila v petih letih. Večino prihrankov vidijo pri zaščiti prihodkov z omejevanjem goljufij in kraj ter lažjim preverjanjem podatkov. Enel trdi, da je že v letu 2004 dosegel velike koristi, vendar zanesljivi podatki o uspešnosti sistema niso javno dostopni. V letu 2005 so začeli z uvedbo večih tarif, s katerimi so predvidevali prihranke v višini 80 na odjemalca na leto. Z makroekonomskega vidika naj bi Telegestore Italiji ponudil boljšo upravljanje s porabo (DSM), nižjo porabo električne energije, lažji prehod med dobavitelji in izboljšano vodenje, delovanje in načrtovanje omrežja. Vendar, kot je bilo že rečeno, je bila pri Enelu glavni vzvod ekonomika z vidika podjetja. V decembru 2006 je italijanski regulator izdal direktivo o obvezni inštalaciji sistemskih števcev za gospodinjstva. Predpisane so bile minimalne funkcionalne zahteve sistema, ki med drugim obsegajo: tedenski profil: štiri tarife, vsaj 5 dnevnih intervalov za apliciranje štirih tarif, vsaj dve spremembi tedenskega profila letno, periodično merjenje za potrebe obračunavanja, pogodbene spremembe obvladovanje prehodov med dobavitelji, sinhronizacija ur na števcih in prikazovalnik na števcu in možnost prenosa sporočil nanj. 2.2 Švedska Na Švedskem lahko vsi odjemalci izbirajo svojega dobavitelja že od leta Na distribucijskem področju dominirajo tri glavna multinacionalna podjetja: Vattenfall, Fortum in Sydkraft. Vsako od njih ima približno milijon odjemalcev, s čimer je njihov skupni tržni delež več kot 50 odstotkov. Ostali odjemalci so razdeljeni med 190 manjših distribucijskih podjetij. Švedska energetska agencija nadzira tarife, skrbi za upoštevanje kriterijev in zanesljivost ter kakovost storitev. Distribucijska podjetja so odgovorna za merjenje in na tem področju na Švedskem ni vzpostavljena konkurenca (dejavnost je regulirana). Od leta 2003 so operaterji omrežja obvezani za mesečno odčitavanje podatkov pri vseh odjemalcih (do 2009). 9

34 Kmalu po deregulaciji trga (1999) so cene električne energije strmo zrasle, kar je pri odjemalcih sprožilo nezadovoljstvo. Veliko kritik je bilo uperjenih proti računom za elektriko, ki naj bi bili nejasni in nenatančni. V maju 2002 je STEM (Švedska energetska agencija) predstavila koristi bolj pogostega odčitavanja. Glede na njihovo raziskavo, bi celotno gospodarstvo letno pridobilo 600 milijonov kron (po sedanjem tečaju je to približno 65 milijonov ) [2]. Stroški so bili ocenjeni v višini 10 milijard kron (približno milijarda ), ki bodo prek omrežnine plačani s strani končnih odjemalcev. Predlog je bil podprt s strani večine političnih strank, čeprav je bilo izdano dodatno poročilo svetovalnega podjetja, ki je bilo precej bolj pesimistično. Kot rezultat je bil v letu 2003 sprejet zakon, ki zahteva mesečno odčitavanje vseh uporabnikov do leta Regulator je vzpodbudil vlaganje v inovativne sisteme merjenja s še hitrejšim tempom, kot je to predpisal zakon. To je vodilo v nove in nove naložbe, s čimer je prišlo do velikega tehnološkega napredka. Prve inštalacije so bile omejene zgolj na sisteme daljinskega odčitavanja (AMR), medtem ko so kasnejše že kompleksni sistemi z vrhunsko tehnologijo. 2.3 Nizozemska Na Nizozemskem so za montiranje in zamenjavo števcev zadolžena distribucijska podjetja, ki so lastniki merilne opreme in zadolženi za njihovo vzdrževanje. Trgovci z električno energijo (lahko najamejo podizvajalca - podjetja specializirana za odčitavanje) so zadolženi za odčitavanje podatkov. Ministrstvo za gospodarstvo je izpostavilo naslednje prioritete na trgu z električno energijo [3]: čim bolj transparentna in enostavna izbira ali prehod med dobavitelji za vse odjemalce, vzpodbujanje varčevanja z energijo, odprtje trga za nove akterje, ki bi ponujali storitve zbiranja in obvladovanja merilnih podatkov in vzpodbujanje inovacij ter novih storitev. V tej luči je ministrstvo predlagalo načrt vzpostavitve sistema AMM za vse odjemalce, ki naj bi se začel v avgustu 2008 in končal v šestih letih. Ministrstvo za gospodarstvo v sodelovanju z regulatorjem, operaterji distribucijskega omrežja, merilnimi podjetji in trgovci, pripravlja tržni model in modifikacijo zakonodaje. Ocenjuje se, da bi naj se naložba povrnila v 10 do 12 letih, brez potreb po zvišanju omrežnine, zaradi pozitivnih učinkov na vse regulirane dejavnosti. 10

35 Na Nizozemskem se je v fazi priprave na projekt pojavil problem varstva podatkov. S 15 minutnim odčitavanjem operaterji namreč dobijo zelo dober vpogled v delovanje odjemalcev (kdaj je doma, kdaj na dopustu ali v službi, ), s čimer se je izpostavil problem zlorabe informacij. Parlament je zato sprejel zahtevo, da se 15 minutno odčitavanje izvaja samo pri odjemalcih, ki v to pisno privolijo. 2.4 Velika Britanija V Veliki Britaniji je bil elektroenergetski trg v celoti vzpostavljen v letu Ključni princip je bil, da so za merjenje odgovorni trgovci in ne operaterji omrežja. V Veliki Britaniji so trg električne energije vertikalno razdelili na prek 60 akterjev. Odločitve o sistemih AMM so tako v Veliki Britaniji tržne odločitve. Kljub temu je angleški regulator Ofgem prepoznal prednosti sistema AMM in predvsem njihov vpliv na kvaliteto storitev ter zmanjševanje emisij CO 2. V letu 2006 je bila izdelana študija o upravičenosti uvedbe sistema AMM s poudarkom na možnih regulatornih ukrepih. Na podlagi analize stroškov in koristi so pri Ofgemu zaključili, da bi morala konkurenca, ne regulativa, vzpodbuditi naložbe v sistem AMM. Ob tem pa se zavedajo ovir, ki bi lahko zavirale uvedbo sistema. Iz tega razloga je regulator izpostavil tri temeljna področja na katerih naj bi pomagal pri uvedbi sistema AMM za gospodinjstva [3]: Ofgem želi sodelovati z industrijo merilne opreme pri oblikovanju skupnih standardov, ki bi omogočale interoperabilnost, pregledali bodo zakonodajo in odstranili ovire (denimo zahteva po vizualnem pregledu števcev na vsaki dve leti) in poizkusili bodo prepričati vlado, da bi Ofgem vodil pilotski projekt, na katerem bi preizkušali vse tehnologije in možnosti sistema AMM. V marcu 2011 je vlada oznanila načrte o masovni implementaciji sistema naprednega merjenja za elektriko in zemeljski plin. Ministrstvo za energijo in klimatske spremembe je postavilo strategijo in terminski načrt uvedbe sistema. Skupno naj bi namestili 53 milijonov števcev v 30 milijonih gospodinjstev. Masovna uvedba naj bi se začela v letu 2014 in bila končana do leta Pričakovane koristi, predvsem nižja poraba odjemalcev, natančni podatki za potrebe obračuna, izboljšane storitve za odjemalce, nižji stroški sistema in vzdrževanja ter obratovanja omrežja znašajo prek 7,3 milijarde. Povprečen odjemalec naj bi prihranil približno 30 letno. Inštalacijo pametnih števcev bodo morali prevzeti dobavitelji električne energije. Predpisani so jim tehnični kriteriji in minimalne funkcionalne zahteve, ki jih mora nova oprema izpolnjevati. Ustanovljeno naj bi bilo regulirano podjetje, ki bo upravljalo z vsemi podatki. 11

36 2.5 Francija Francija v AMI sistemih vidi predvsem orodje za implementacijo pametnih omrežij nadzor nad omrežjem, detekcija izpadov in zajemanje podatkov za napredno načrtovanje omrežja. Del tega zajema opremo hiš z napredno avtomatizacijsko opremo, ki bo podajala povezavo do grelcev vode, toplotnih črpalk in klimatskih naprav ter s tem omogočala izvajanje ukrepov upravljanja z električno energijo. V okviru tega konteksta je največja francoska distribucija (EDRF) začela projekt, v katerem bodo z naprednimi števci opremili gospodinjstev. Projekt bo osnova za masovni roll out. Pilotni projekt bo, kot rečeno, obsegal opremo za gospodinjstev in koncentratorjev. Zahtevana je interoperabilnost najmanj treh proizvajalcev, zato bodo v okviru pilotnega projekta opremo dobavili Landis+Gyr, Itron in Iskraemeco. Pilotni projekt bo potekal v regijah Toursa in Lyona, na urbanem področju. Začetek je predviden v marcu 2010, zaključek pa sedem mesecev kasneje. Uspešna implementacija projekta in izpolnitev tehnoloških zahtev bo osnova za izvedbo masovne implementacije pri več kot 35 milijonih odjemalcev. 2.6 Španija V Španiji je bil sprejet zakon, po katerem morajo operaterji omrežja do leta 2018 izvesti masovne implementacije sistemov naprednega merjenja. Kar 23 od 27 milijonov števcev, ki bodo morali biti zamenjani, je v lasti podjetij Endesa in Iberdrola. Endesa, ki je v lasti podjetja ENEL, se bo naslonila na tehnologije matičnega podjetja, ki so bile uporabljene že pri masovni uvedbi v Italiji. Investicijska vrednost zamenjave števcev v podjetju Endesa je ocenjena na dobrih 900 milijonov. Endesa naj bi uporabila tehnologijo Meters & More ( ), medtem ko Iberdrola in ostala podjetja favorizirajo PRIME ( ). Masovna uvedba naj bi se začela v letu Endesa je leta 2009 začela izvajati štiriletni pilotni projekt»smartcity La Misericordia, Málaga«( gospodinjstev in 900 drugih odjemalcev na širokem odjemu, ter 300 industrijskih odjemalcev). Iberdrolin projekt STAR (Sistemas de Telegestión y Automatización de la Red) v Castellónu zajema pametnih števcev in 600 transformatorskih postaj, projekt v baskovskih mestih Bilbao in Portugalete pa števcev in transformatorskih postaj. 12

37 3 Analiza obstoječih AMI projektov v slovenskem DEES V Sloveniji se že nekaj let izvaja različne pilotne projekte sistemov naprednega merjenja, pri nekaterih podjetjih pa gre že za postopno uvajanje (sicer še v malem obsegu). Elektro Gorenjska se pripravlja na zamenjavo vseh števcev s sistemskimi. V začetku 2010 je bilo v distribucijskih podjetjih odjemalcev (13 % od vseh odjemalcev) s priključno močjo do 41 kw opremljenih z AMR ali AMM/AMI števci (tabela 1.1), kar je bistven napredek glede na leto Podjetja imajo torej izkušnje z uvedbo sistemskih števcev in daljinskega zajema podatkov tudi za gospodinjstva, oziroma za uporabnike omrežja s priključno močjo do 41 kw. Obseg projektov glede na število v sistem vključenih merilnih mest je majhen, čeprav nekateri projekti presegajo obseg pilotnih projektov in dejansko pomenijo že postopno uvajanje AMI sistema. Večinoma se sistemi uporabljajo za daljinski zajem podatkov o porabi (prevladuje AMR funkcionalnost), kar ponekod vključuje tudi dnevne obremenilne diagrame. Nekaj pilotnih projektov vključuje tudi prikaz porabe in povezanih informacij za odjemalce preko spletnega portala. V projektih so bili uporabljeni sistemski števci in pripadajoča oprema podjetij Iskraemeco in Landis+Gyr. Komunikacija je izvedena kot kombinacija PLC in GSM/GPRS, ali samo kot GSM/GPRS. Zanesljivost komunikacije za PLC je od 97% do 99%, za GSM/GPRS pa blizu 100%, če je le na lokaciji na voljo dovolj močan signal omrežja. V podjetju Elektro Maribor so v primeru, ko na lokaciji merilnega mesta signal GSM omrežja ni bil zadosten, uporabili svoje radijsko omrežje, torej RF povezavo. Zanesljivost te povezave je v njihovem primeru 100%. Izkušnje z montažo kažejo, da vgradnja sistemskega števca vzame vsaj toliko časa kot vgradnja klasičnega števca, dodatno pa je treba upoštevati še čas preizkusa komunikacije, čas odstranitve stikalne ure (pri dvotarifnem merjenju) in čas, ko je treba odjemalcu, če je le-ta prisoten, razložiti pomen registrov za potrebe njegovega kontrolnega odčitavanja. Problemov z gabariti ni bilo zaznati, razen pri montažah koncentratorja v transformatorske postaje kjer ni bilo prostora zanj in je bilo treba vgraditi dodatno merilno omarico. Odstotek prvih neuspešnih namestitev sistemskih števcev je bil med 1 in 3%. Omeniti velja še težave s pogostim neujemanjem baze tehničnih podatkov z dejanskimi razmerami na terenu, kar zahteva temeljit pregled stanja pred zamenjavo starih števcev z novimi. Za potrebe sistema AMI imajo podjetja že vzpostavljene merilne centre z ustrezno programsko opremo. V prilogi A so navedeni podrobni podatki o izvedenih AMR in AMI projektih in pripadajočih merilnih centrih po posameznih distribucijskih podjetjih. Podatki so bili pridobljeni z vprašalniki, ki so jih podjetja izpolnila v obdobju januarju

38 4 Opredelitev uporabnikov sistema AMI Uporabniki sistema AMI so odjemalci, Sistemski operater distribucijskega omrežja (SODO) in podjetja, ki po pogodbi izvajajo to dejavnost za SODO, dobavitelji električne energije, regulator, dobavitelji plina, vode in daljinske toplote ter ponudniki naprednih energetskih storitev. 4.1 Odjemalci oziroma uporabniki omrežja Odjemalci v prvi vrsti želijo čim cenejšo kakovostno oskrbo z električno energijo iz distribucijskega omrežja. Kakovost oskrbe je pri tem opredeljena s stalnostjo dobave, kakovostjo napetosti in kakovostjo storitev. V bodoče se bo spremenila narava odjemalcev električne energije. Odjemalec električne energije bo obenem lahko postal tudi potencialni mikroproizvajalec električne energije, zato pojem "odjemalca električne energije«nadomešča pojem "uporabnika distribucijskega omrežja", v tuji literaturi pa se pojavlja angleška skovanka "prosumer" (producer consumer). Standardne zahteve gospodinjskih odjemalcev se bodo v bodoče razširile in bodo dodano vključevale še: zahteve po plačevanju po dejanski mesečni porabi oziroma proizvodnji, zahteve po novih paketih oskrbe (npr. možnost naprednih tarifnih sistemov in možnost sprotnega prilagajanja svojega odjema tem tarifam, ter s tem zniževanja računov za elektriko). Tržno, energetsko in okoljsko bolje osveščeni gospodinjski uporabniki zahtevajo: prosto izbiranje dobavitelja na osnovi možnosti enostavne in hitre izbire ter zamenjave dobavitelja, priključitev svojih lokalnih razpršenih virov na distribucijsko omrežje, stimulativne programe za uvajanje obnovljivih virov energije, po možnosti en sam skupen pregleden in razumljiv račun za porabo elektrike, plina, toplote in vode, možnost uravnavanja svojega odjema neposredno ali s pomočjo svojega sistema hišne avtomatizacije, možnost predplačniškega sistema. Sistem AMI je osnova za izpolnjevanje teh zahtev. 14

39 4.2 Sistemski operater distribucijskega omrežja Sistemski operater distribucijskega omrežja je ključni uporabnik sistema AMI. K temu prištevamo seveda tudi podjetja, ki za SODO po pogodbi izvajajo to dejavnost. Podatki sistema AMI so namenjeni: tehničnim in poslovnim procesom (obračunski merilni podatki). Za tehnične procese, kot so na primer obratovanje, vzdrževanje in načrtovanje omrežja, so časovno sinhronizirani podatki o rabi električne energije, kot tudi še drugi podatki, ki jih sistem AMI omogoča (npr. podatki o kakovosti oskrbe), izrednega pomena. Nizkonapetostno omrežje praktično še ni informatizirano in prav sistem AMI prinaša prve množične meritve na tem področju. Hkrati omogoča še izvedbo ukrepov kratkoročnega upravljanja s porabo. Obračunski merilni podatki so osnova za delovanje poslovnega sistema distribucije in trga električne energije. V nekaterih državah (na primer Švedska) zakonodaja že zahteva prehod na obračun na osnovi mesečnih odčitkov (obračunavanje po dejanski porabi), v prihodnje pa je za pričakovati take smernice tudi s strani EU direktiv. Učinkovito mesečno odčitavanje se praktično lahko izvede le s sistemi naprednega merjenja, ki pa poleg obračunskih podatkov nudijo seveda še dosti več. 4.3 Dobavitelji električne energije Sistem AMI dobaviteljem električne energije omogoča predvsem širitev in diverzifikacijo njihove ponudbe in s tem konkurenčne prednosti ob oblikovanju ustreznih programov. Z natančnimi podatki o porabi svojih strank lahko dobavitelji oblikujejo nove programe ponudbe, prikrojene posameznim skupinam odjemalcem in tako na eni strani optimirajo nakup električne energije ter diverzificirajo svojo ponudbo na trgu z električno energijo. Do podatkov bodo lahko ob dovoljenju svojih odjemalcev dostopali iz centralnega sistema za dostop do merilnih podatkov. 4.4 Regulator Od 1. julija 2007 lahko vsi prebivalci EU prosto izbirajo dobavitelja za električno energijo in zemeljski plin. Vendar odprtje trga samo po sebi ne zagotavlja zadostne izbire ponudnikov in s tem konkurenčnosti. Regulator (Javna Agencija Republike Slovenije za Energijo) mora imeti zato neprestan nadzor nad trgi z energijo, predvsem pa mora že v samem začetku zagotoviti primerno okolje za doseganje svojih z zakonom predpisanih ciljev. 15

40 AMI sistemi so kot vmesniki med odjemalci in ostalimi udeleženci na trgu z energijo ključnega pomena v vseh segmentih tržnega procesa in tako vplivajo na delovanje celotnega trga z energijo. Ena glavnih nalog regulatorja je skrb za transparentnost in konkurenčnost trga. Zahteve do AMI sistemov v tem smislu so zato sledeče: zagotoviti morajo učinkovito in natančno merjenje in posledično obračunavanje porabljene/proizvedene energije (plačevanje po dejanski mesečni porabi/proizvodnji), zagotovljen mora biti učinkovit dostop do podatkov vsem udeležencem na trgu, oziroma zagotovljena učinkovita izmenjava podatkov med udeleženci, informacijsko mora biti podprta in učinkovito izvedena menjava dobavitelja, definiran mora biti minimalni nabor funkcionalnosti, ki jih sistem AMI nediskriminatorno omogoča vsem odjemalcem, sistem mora biti zadosti zmogljiv in skalabilen (tako s funkcionalnega, komunikacijskega kot tudi informacijskega vidika), da omogoča nediskriminatorno uporabo za vse udeležence. Za regulatorja je pri sistemu AMI ključnega pomena možnost hitre zamenjave dobavitelja, s čimer se veča konkurenčnost, preglednost in organiziranost trga z električno energijo. Sistem prinaša tudi nižje stroške delovanja elektroenergetskega sistema. 4.5 Dobavitelji plina, vode in daljinske toplote Sistem AMI omogoča priklop meritev porabe plina, vode in daljinske toplote, s čimer se iščejo sinergijski učinki delovanja med dobavitelji energentov in vode in s tem nižajo stroški delovanja posameznih sistemov. V prihodnosti bi bila možna tudi vzpostavitev enotnega centra za izdajo računov, kjer se kaže dodatna možnost prihrankov odjemalci bi lahko na skupnem računu dobili zaračunano svojo celotno porabo energije in vode. 4.6 Ponudniki naprednih energetskih storitev Sistem AMI s svojimi dodatnimi funkcionalnostmi omogoča razvoj številnih novih storitev, predvsem na področju upravljanja s porabo. Nekatere od njih bodo oblikovali sistemski operaterji distribucijskega omrežja in dobavitelji električne energije, ob tem pa je na trgu dovolj prostora tudi za vstop novih podjetij z njihovimi inovativnimi storitvami. Sistem mora biti zasnovan tako, da neodvisnim ponudnikom energetskih storitev omogoča dostop do potrebnih informacij za njihove stranke. 16

41 5 Splošne zahteve do sistema AMI 5.1 Zahteve distribucijskih in tržnih podjetij Zahteve za izvajanje poslovnih funkcij Daljinski zajem podatkov o porabljeni/proizvedeni energiji Bistvo sistema AMI je, da omogoča dovolj pogosto merjenje in odčitavanje, ki je pogoj za izvedbo ukrepov varčne in učinkovite rabe energije ter podporo tehničnim procesom načrtovanja in obratovanja omrežij. Minimalna zahteva za te sisteme je vsaj mesečno odčitavanje, kar omogoča plačevanje računov po dejanski mesečni porabi. Učinkovito in hitro menjavo dobavitelja omogočajo dnevni odčitki, uporabo sistema za tehnične procese in za učinkovito rabo energije z ukrepi upravljanja porabe pa omogočajo 15-minutni ali pa vsaj urni odčitki (beleženje obremenilnih diagramov). Odčitki so časovno sinhronizirani in opremljeni s časovno značko Lokalni prikaz podatkov Obveščanje uporabnika o njegovi porabi, tarifah in cenah, je nujno za varčno in učinkovito rabo energije. Najpogosteje uporabljene tehnične možnosti za informiranje uporabnika so: uporaba hišnega energetskega prikazovalnika ali druge naprave, ki je neposredno povezana s sistemskim števcem, uporaba prikazovalnika na samem sistemskem števcu, uporaba spletnega portala, distribucija informacij preko TV sprejemnika. Slednji dve možnosti zahtevata prenos informacij najprej do centra in posredovanje le-teh naprej, kar predstavlja zaenkrat še problem zaradi zahteve po dokaj intenzivni dvosmerni komunikaciji med merilnim mestom in centrom, prvi dve možnosti pa sta izvedeni lokalno in omrežja ne obremenjujeta. Je pa uporaba spletnega portala zelo koristna za spremljanje porabe na dnevnem, tedenskem in mesečnem nivoju. Uporaba prikazovalnika na sistemskem števcu ni najbolj primerna za sprotno informiranje uporabnika, saj so le-ti običajno nameščeni izven bivalnih prostorov, poleg tega so prikazovalniki na števcih precej omejeni kar se tiče prikazovanja kompleksnejših informacij. 17

42 Po MID direktivi [53] je prikazovalnik na števcu obvezen, uporabniku pa mora omogočati dostop do informacij na katerih temelji obračun. Prve izkušnje z uporabo hišnih energetskih prikazovalnikov v tujini kažejo, da niso primerni za vse odjemalce [58] večina jih ne uporablja, vsaj ne na dolgi rok, ko mine začetno navdušenje. Minimalno, kar moramo uporabniku zagotoviti, je mesečno informiranje o porabi in plačevanje po dejanski mesečni porabi, kar lahko izvedemo na računu za električno energijo Daljinski odklop/priklop uporabnika in omejevalnik moči Sistemski števci so lahko opremljeni z odklopnikom in omejevalnikom moči in tako omogočajo: daljinski odklop in priklop uporabnika (prekinitev in ponovna vzpostavitev oskrbe v primeru neplačil; začasni odklop,...), omejevalnik moči (zakupljena moč, dodatna omejitev v primeru krize v sistemu, omejitev na zagotovljeno raven nujne oskrbe, ). Odklopnik v kombinaciji s sistemskim števcem je naprava, ki glede na vrsto priključka eno ali tripolno loči uporabnikove naprave od distribucijskega omrežja [46]. Kot naprava za omejevanje toka, ki je izvedena kot nastavljivi omejevalnik toka, se uporabi odklopnik v kombinaciji s sistemskim števcem, ki za ta namen izvaja meritve veličin in v primeru prekoračitve mejnih vrednosti izklopi odklopnik. Vsak izklop in ponovni vklop odklopnika mora biti v števcu ustrezno zabeležen s časovno značko [46] Infrastruktura za upravljanje s porabo (Demand Side Management / Demand Response, DSM/DR) Upravljanje s porabo je podrobneje predstavljeno v 9. Kratkoročno upravljanje s porabo (pogosto imenovano tudi DR Demand Response), na katerega se bomo osredotočili v projektu, je namenjeno kratkoročnim spremembam v porabi odjemalcev, katerega glavni namen je premikanje porabe znotraj dnevnega diagrama v čas, ko to izvajalcu upravljanja s porabo najbolj koristi. Zainteresirani odjemalci se bo preko tržno zanimivih paketov oskrbe aktivno vključili v upravljanje z rabo končne energije. Tisti, ki bodo pripravljeni prilagajati svojo porabo, ali svojo mikroproizvodnjo, razmeram na trgu z električno energijo oziroma razmeram v elektroenergetskem sistemu, si bodo s tem lahko bistveno znižali stroške oskrbe z električno energijo, hkrati pa omogočili učinkovitejše delovanje elektroenergetskega sistema. 18

43 Izvedba ukrepov upravljanja s porabo je lahko: s posredovanje uporabnika, ko določene naprave sam izključi ali ne vključi in avtomatska. Avtomatsko upravljanje z napravami v smislu prilagajanja odjema in optimiranja stroška za energijo glede na želeno ugodje zahteva ustrezno IKT infrastrukturo v hiši. Z razvojem koncepta pametnih hiš oziroma pametnega doma (SmartHome) se naprave v hiši tudi informacijsko povezujejo. Pogoj za uporabo DR je zmožnost sistemskega števca za večtarifno merjenje in za registracijo obremenilnih diagramov. V primeru naprednih tarifnih sistemov je treba zagotoviti obveščanje uporabnika. DR ni le tržna funkcija, temveč se uporablja tudi za sistemske namene (nižanje konice, razbremenjevanje omrežja, ipd.), kjer daje največje koristi Podpora predplačniškemu sistemu Prednost AMI sistemov je tudi v možnosti daljinskega upravljanja s predplačniškim sistemom. Sistem lahko omogoča daljinsko spremljanje kredita, daljinsko polnjenje, ponovni priklop, ipd. Pametni števci morajo biti v tem primeru opremljeni z odklopnikom, implementiran sistem AMI pa mora nuditi programsko podporo tej storitvi Merjenje porabe drugih energentov in vode Elektrika seveda ni edini energent, ki se uporablja v gospodinjstvih, zato je dobro razmišljati tudi o možnosti priklopa merilnikov veličin ostalih energentov. To so predvsem zemeljski plin, toplota/hlad in pitna voda. Sistemski števci običajno omogočajo priklop drugih števcev in posredovanje podatkov naprej v merilni center. Daljinsko odčitavanje teh števcev se tako lahko ponudi kot dodatna storitev zainteresiranim podjetjem (glej 6.5 in 8.2.2) Prikaz porabe, statistike in drugih informacij za odjemalce preko spletnega portala Podatki, ki jih sistem AMI zagotavlja, se lahko na primeren način predstavijo uporabniku v obliki storitev spletnega portala. Osnova so seveda podatki o porabljeni energiji, razne statistične obdelave, priporočila za varčno rabo energije glede na podatke o porabi, informacija o kakovosti oskrbe, ipd. Zainteresirani uporabnik lahko te podatke izkoristi za izboljšanje energetske učinkovitosti svojega gospodinjstva. 19

44 Menjava dobavitelja AMI sistemi omogočajo hitro zamenjavo dobavitelja obračunski podatki bodo v centralnem sistemu za dostop do merilnih podatkov na voljo za pretekli dan, z informacijskega vidika pa pomeni zamenjava dobavitelja to, da se novemu dobavitelju omogoči dostop do podatkov njegovega novega uporabnika Zahteve za izvajanje tehničnih funkcij Detekcija izgub, kraj in goljufij v omrežju Z uporabo kontrolnih števcev v TP in merjenjem odjema pri uporabnikih ob enakih časovnih intervalih, kar sistem AMI omogoča, je možno izmeriti izgube in detektirati morebitne kraje in goljufije. Ustrezna programska oprema, ki operira nad bazami podatkov merilnega centra, lahko sama zazna prekomerna odstopanja od običajne situacije in v obliki alarmov opozori operaterja o nastali situaciji Odkrivanje napak Sistem za nadzor AMI infrastrukture v obliki alarmov javlja morebitne napake ali alarme sistemskih števcev ali koncentratorjev. Upravljalec omrežja je tako hitro seznanjen z napakami in odkrije tudi morebitni okvarjen ali poškodovan števec Napovedovanje porabe Dnevni obremenilni diagrami, ki se shranjujejo v baze podatkov, so pogoj za sisteme napovedovanja porabe, ki za izračun napovedi rabijo podatke o porabi iz preteklosti. AMI sistemi omogočajo shranjevanje obremenilnih diagramov za vse uporabnike, kot tudi diagrame kontrolnih števcev v TP. S tehnikami za brskanje po podatkih - "podatkovnim rudarjenjem" in ustreznimi programskimi operacijami je možno izdelati karakteristične diagrame za določene skupine odjemalcev s podobno strukturo porabe in tako vnesti v matematične modele za napovedovanje dodatna znanja, ki napoved izboljšajo Analize za potrebe načrtovanja omrežja Shranjeni podatki, ki jih sistem AMI nudi, so izrednega pomena za analize, ki pomagajo pri vzdrževanju obstoječega omrežja in načrtovanju razvoja le-tega. 15-minutni obremenilni diagrami tako meritev na izvodu, kot pri vseh uporabnikih omrežja, so ključnega pomena za kakovostne študije razvoja distribucijskega omrežja. 20

45 Upravljanje s sredstvi Stanje vseh v sistem povezanih naprav je vedno ažurno, zato AMI sistem z ustrezno informacijsko podporo omogoča učinkovit nadzor in upravljanje s sredstvi (števci, koncentratorji,...), ki so del tega sistema Spremljanje kakovosti oskrbe z električno energijo Naloga elektroenergetskega sistema je kakovostna oskrba odjemalcev. Pri tem imamo v mislih komercialno kakovost, zanesljivost oskrbe in kakovost napetosti. AMI sistemi izboljšajo komercialno kakovost: z natančnimi mesečnimi računi po dejanski porabi, kar pomeni manj reklamacij, hitrejša rešitev reklamacij in razbremenitev klicnih centrov, z možnostjo hitre detekcije izpadov in posledično hitrega odziv vzdrževalcev, z možnostjo hitrega in učinkovitega postopka menjave dobavitelja. Ti sistemi omogočajo natančno spremljanje zanesljivosti oskrbe, saj pri vsakem končnem odjemalcu beležijo vse izpade in upade napetosti. Hkrati omogočajo meritev nekaterih parametrov kakovosti napetosti, kot so na primer: velikost napetosti (podnapetost, nadnapetost; možnost nastavljanja mej za avtomatsko alarmiranje) frekvenca THD, idr. Sistem AMI omogoča prenos vseh teh informacij v nadrejene informacijske sisteme Daljinski preizkus števca, parametriranje, diagnostika in nadgradnja programske opreme Sistemske števce lahko preko omrežja preizkusimo, parametriramo ali pa nadgradimo njihovo programsko opremo. 5.2 Zahteve gospodinjskih odjemalcev električne energije Zahteve gospodinjskih odjemalcev vključujejo v prvi vrsti standardne zahteve po čim cenejši kakovostni oskrbi z električno energijo iz distribucijskega omrežja. Kakovost oskrbe je pri tem opredeljena s stalnostjo dobave, kakovostjo napetosti in kakovostjo storitev. 21

46 V bodoče se bo v temelju spremenila narava odjemalcev električne energije. Vsak odjemalec električne energije bo obenem lahko postal tudi potencialni mikroproizvajalec električne energije, zato pojem "gospodinjskega odjemalca električne energije" že nadomešča in ga bo v prihodnje popolnoma nadomestil pojem "gospodinjskega uporabnika distribucijskega omrežja". Standardne zahteve gospodinjskih odjemalcev se bodo v bodoče razširile in bodo dodano vključevale še: zahteve po plačevanju po dejanski mesečni porabi oziroma proizvodnji, nove pakete oskrbe (npr. dinamične tarife in možnost sprotnega prilagajanja svojega odjema tem tarifam, ter s tem zniževanja računov za elektriko). Tržno, energetsko in okoljsko bolje osveščeni gospodinjski uporabniki bodo tako zahtevali: prosto izbiranje dobavitelja na osnovi možnosti enostavne in hitre izbire ter zamenjave dobavitelja, priključitev svojih lokalnih razpršenih virov na pametno distribucijsko omrežje (SmartGrids), stimulativne programe za uvajanje obnovljivih virov energije, po možnosti en sam skupen pregleden in razumljiv račun za porabo elektrike, plina, toplote in vode, možnost daljinskega uravnavanja svojega odjema neposredno ali s pomočjo svojega sistema hišne avtomatizacije, možnost predplačniškega sistema. 5.3 Zahteve regulatorja Od 1. julija 2007 lahko vsi prebivalci EU prosto izbirajo dobavitelja za električno energijo in zemeljski plin. Vendar odprtje trga samo po sebi ne zagotavlja zadostne izbire ponudnikov in s tem konkurenčnosti. Regulator (Javna Agencija Republike Slovenije za Energijo) mora imeti zato neprestan nadzor nad trgi z energijo, predvsem pa mora že v samem začetku zagotoviti primerno okolje za doseganje svojih z zakonom predpisanih ciljev. AMI sistemi so kot vmesniki med odjemalci in ostalimi udeleženci na trgu z energijo ključnega pomena v vseh segmentih tržnega procesa in tako vplivajo na delovanje celotnega trga z energijo. Ena glavnih nalog regulatorja je skrb za transparentnost in konkurenčnost trga. Zahteve do AMI sistemov v tem smislu so zato sledeče: zagotoviti morajo učinkovito in natančno merjenje in posledično obračunavanje porabljene/proizvedene energije (po dejanski porabi/proizvodnji), 22

47 zagotovljen mora biti učinkovit dostop do podatkov vsem udeležencem na trgu, oziroma zagotovljena učinkovita izmenjava podatkov med udeleženci, informacijsko mora biti podprta in učinkovito izvedena menjava dobavitelja, definiran mora biti minimalni nabor funkcionalnosti, ki jih AMI sistem nediskriminatorno omogoča vsem odjemalcem, sistem mora biti zadosti zmogljiv in skalabilen (tako s funkcionalnega, komunikacijskega kot tudi informacijskega vidika), da omogoča nediskriminatorno uporabo za vse udeležence. Zelo pomembno je, da se izpolnitev zahtev vrši na sistemskem nivoju in ne na nivoju opreme, saj je zaželena neodvisnost od opreme posameznega proizvajalca. Poleg predpisanih minimalnih funkcionalnih zahtev je tako treba z uporabo uveljavljenih odprtih standardov (na primer za komunikacije, izmenjavo podatkov, ipd.) zagotoviti največji možen nivo interoperabilnosti sistemov. Tržni model mora omogočati razvoj novih inovativnih energetskih storitev. 5.4 Zahteve EU Predvsem zaradi klimatskih sprememb so marca 2007 ministri EU pozvali države članice k uresničitvi "2020" cilja, ki vsebuje: zmanjšanje porabe energije za 20% do leta 2020; zmanjšanje emisij toplogrednih plinov za 20% do leta 2020 in povečanja deležev obnovljivih virov za 20% do leta Prihodnje direktive EU s področja energetike bodo zagotovo usmerjene k doseganju teh visoko zastavljenih ciljev. AMI sistemi lahko veliko pripomorejo k uresničitvi le-teh, saj omogočajo: varčevanje z energijo oziroma učinkovitejšo rabo le-te; upravljanje s porabo, kar ima za posledico zmanjševanje konične moči in posledično manjšo uporabo okolju obremenjujočih virov električne energije; osnovno merilno infrastrukturo za učinkovito vključevanje mikrogeneracijskih naprav v nizkonapetostno električno omrežje. Osnova učinkovite energetske politike je seveda konkurenčen in transparenten trg z energijo in energetskimi storitvami. AMI sistemi lahko s svojimi funkcionalnostmi ključno prispevajo k zagotavljanju le-tega. V okviru tretjega energetskega paketa se skozi nove direktive [20] (glej ) nalaga državam članicam, da se s sistemi naprednega merjenja pokrije 80% odjemalcev do leta

48 kjer je to ekonomsko upravičeno, ali pa vseh 80 %, če država članica ekonomske analize ne naredi. 5.5 Minimalne funkcionalne zahteve za sistem AMI Vsaka dodatna funkcionalnost običajno podraži sistem, zato je pomembno definirati minimalni nabor funkcionalnosti, ki bi jih naj sistem nediskriminatorno zagotavljal vsakemu uporabniku. Za vsako dodatno funkcionalnost je priporočljiva analiza stroškov in koristi. Dvosmerno komunikacijo med pametnim števcem in nadrejenimi sistemi ne navajamo posebej kot zahtevo, saj se v teh sistem dvosmerna komunikacija razume samoumevno (vsaka izmenjava podatkov v teh sistemih je vedno dvosmerna). Priporočamo naslednji nabor minimalnih funkcionalnosti: daljinsko odčitavanje števcev (vsaj porabljena delovna energija za odjemalce, v primeru generacije pa porabljena/proizvedena delovna in jalova energija), registracija 15-minutnih obremenilnih diagramov; min. pomnilnik za 40 dni, podpora naprednim tarifnim sistemom (več tarif, dinamične tarife), prikaz izmerjenih veličin in drugih podatkov (informacija o trenutnih tarifah) na prikazovalniku števca, možnost priklopa števcev drugih energentov, krmilni odklopnik (s funkcijo daljinske prekinitve oskrbe in omejevalnika moči) v sistemskem števcu ali možnost namestitve odklopnika, spremljanje kakovosti dobave (podatki o prekinitvah in upadih napetosti opremljeni s časovnimi značkami), točna ura in sinhronizacija časa, dostop do podatkov na zahtevo za udeležence na trgu izvedba centralnega sistema za dostop do merilnih podatkov, daljinsko upravljanje števca (preizkus, parametriranje, diagnostika in nadgradnja programske opreme), detekcija zlorab in zlonamernih posegov v števec. Zaželeno je, da ima pametni števec tudi možnost povezave s hišnim omrežjem, vendar zaradi trenutno nedorečene standardizacije za ta vmesnik, te funkcionalnosti ne moremo uvrstiti med minimalne funkcionalne zahteve. Treba je definirati tudi časovne intervale za obremenilne diagrame. V primeru električne energije je priporočljivo imeti 15 minutne podatke. Trg zemeljskega plina bo tudi slej ko prej zahteval pogostejše podatke kot pa dnevne odčitke in je v prihodnje računati na potrebo po urnih podatkih. Za daljinsko toploto in vodo ta trenutek zadostujejo dnevni odčitki. 24

49 Pomembno je tudi, da je namestitev števca kar se da enostavna in hitra. Težiti je treba k temu, da se vsako merilno mesto obišče le enkrat - ob montaži, oziroma ob zamenjavi. 6 Postavitev tehničnih kriterijev za AMI 6.1 Metrološke zahteve Sistemski števci vključeni v AMI morajo seveda meriti v zahtevanem razredu točnosti ter ustrezati še drugim zahtevam iz standardov SIST EN [38] in SIST EN [38]. Zahtevan razred točnosti za merjenje delovne moči za gospodinjstva je razred A 2. Rok za redno overitev sistemskih števcev (statičnih števcev) je 12 let, lahko pa se podaljša na 16 let, če statistično pomemben vzorec števcev pri meroslovnem nadzoru izpolnjuje predpisane zahteve [40]. Za uporabnike omrežja, ki se jim obračunska moč ne meri, torej tudi za vse gospodinjske odjemalce, je zahteva le po merjenju prejete delovne energije, SONDO [46] pa dodatno zahtevajo tudi indikacijo smeri pretoka energije. Ker pa danes večina števcev omogoča štirikvadrantno merjenje (prejem, predaja, delovna energija, jalova energija) je smiselno za AMI dati prednost tistim števcem, ki štirikvadrantno merjenje omogočajo seveda, če so cenovno sprejemljivi. Proizvajalci večinoma ponujajo števce, ki merijo delovno energijo v razredu točnosti B, kar je še natančneje kot je zahtevano. 6.2 Oprema merilnih mest Oprema in izvedba merilnega mesta mora biti skladna s prilogo»tipizacija merilnih mest«, ki je del sistemskih obratovalnih navodil za distribucijsko omrežje (SONDO) [46]. Merilna oprema, ki se lahko uvrsti v tipizacijo, mora izpolnjevati sledeče zahteve [46]: podatki organizirani po podatkovnem modelu OBIS (OBject Identification System), po standardu SIST EN , protokol aplikacijskega nivoja DLMS/COSEM (SIST EN 62056), merilna točnost za široko potrošnjo: po SIST EN , razred A, prikazovalnik z OBIS identifikacijskimi kodami, ustrezen krmilni odklopnik (podpoglavje»ostale naprave«v SONDO [46]), 2 Razredi točnosti so definirani v MID [53]. 25

50 komunikacijski vmesnik kompatibilen z obstoječo programsko opremo merilnega centra, koncentrator merilnih podatkov kompatibilen s sistemom merjenja električne energije, v katerega se vključuje. Sistemski števci električne energije morajo po SONDO [46] izpolnjevati naslednje minimalne tehnične zahteve: vgrajen standardni vmesnik za zajem merilnih podatkov in parametriranje, vgrajena sistemska ura, indikator fazne nesimetrije ali napake pri priključitvi, indikacija smeri pretoka električne energije, merjenje in registracija parametrov kakovosti dobave, pomnilnik registriranih vrednosti za zadnjih 40 dni, prikaz izmerjenih veličin in ostalih parametrov na prikazovalniku, serijski komunikacijski vmesnik ali integrirana komunikacijska naprava. 6.3 Tržni model Večina funkcionalnosti sistema AMI je izvedljiva le s povezavo z drugimi udeleženci na trgu z energijo. Komunikacijske zahteve so zato ključnega pomena za izvedbo želenega tržnega modela. Prvo vprašanje, ki si ga moramo zastaviti je, s kom vse želimo komunicirati. Za odgovor na to vprašanje poglejmo nekaj primerov Nizozemski model (NTA-8130 in DSMR) Agencija nizozemskega Ministrstva za gospodarstvo SenterNovem se je pred leti z močno podporo vlade zelo sistematično in temeljito lotila uvedbe AMM/AMI sistema in k sodelovanju privabila širok krog strokovnjakov. Funkcionalne, komunikacijske in druge zahteve, ki so potrebne za uspešno izvedbo njihovega tržnega modela, so zapisali v tehnično priporočilo NTA-8130 [41]. Združenje nizozemskih operaterjev energetskih omrežij (električnih in plinskih) Netbeheer Nederland je na podlagi NTA-8130 naročilo nadaljnji razvoj teh specifikacij in nastala je skupina dokumentov z imenom Dutch Smart Meter Requirements (DSMR). Komunikacijske zahteve po tehničnem priporočilu NTA-8130 prikazuje slika 6.1. Komunikacijske poti potekajo preko vnaprej definiranih komunikacijskih vmesnikov. Njihov pomen je sledeč: 26

51 P1 vmesnik za povezavo z drugimi moduli, oziroma napravami priključenimi na omrežje hišne avtomatizacije (HAN). Komunikacija je enosmerna v smeri sistemski števec proti modulom. P2 vmesnik za povezavo števcev ostalih energentov (plin, voda, toplota, ). Možno je priključiti od enega do štiri števce. P3 vmesnik za komunikacijo s strežnikom centralnega sistema dostopa (CAS Central Access Server - sistem centralnega dostopa do podatkov). Dvosmerna komunikacija. P4 vmesnik za dostop pooblaščenih uporabnikov CAS. Dvosmerna komunikacija. Ta komunikacija je na višjem nivoju, npr. na nivoju merilnega centra! DSMR [42] dodatno na sistemskem števcu definira še P0, kot vmesnik za povezavo naprav za lokalno konfiguracijo in nadzor števca (npr. ročna sonda za odčitavanje, če daljinski nadzor ni mogoč; priklop naprave za konfiguriranje, ipd.). Nizozemski tržni model predvideva tudi neodvisnega ponudnika energetskih storitev - s primerno infrastrukturo se namreč omogoča razvoj novih inovativnih energetskih storitev (večji gospodinjski uporabniki bodo na primer dali v upravljanje svoje večje porabnike, kot so klimatske naprave, ogrevanje, ipd., ponudniku storitev, ki bo z njimi optimalno upravljal.) Taka funkcija brez dostopa do podatkov in hišnih naprav seveda ni mogoča. Do podatkov morajo dostopati tudi dobavitelji, distributerji in drugi zainteresirani in za dostop do podatkov pooblaščeni udeleženci na trgu. Neodvisni ponudnik storitev Drugi moduli (hišne naprave) P1 Sistemski števec E P3 CAS P4 Dobavitelj P2 P V T Distributer Slika 6.1: Komunikacijske zahteve za sistemski števec po tehničnem priporočilu NTA-8130 [41] OPEN meter model Namen projekta OPEN meter [44] je definiranje odprtih in javnih standardov za AMI, ki podpirajo električne, plinske, vodne in števce za toploto, ter zajemajo komunikacijsko 27

52 informacijske potrebe udeležencev na energetskem trgu, ki bodo imeli korist od tega sistema. Na povabilo Evropske komisije v okviru standardizacijskega mandata M/441[45] je projekt vključen v delo CEN, CENELEC in ETSI. Cilj je razvoj odprte arhitekture za AMI vključno s komunikacijskimi protokoli, ki bodo zagotavljali interoperabilnost opreme različnih proizvajalcev. Projekt OPEN meter teče v okviru FP7, financira ga Evropska komisija (OPEN meter. Energy Project No Funded by EC.). Na sliki 6.2 vidimo komponente in vmesnike AMI sistema kakor ga definira projekt OPEN meter. Model je pravzaprav zelo podoben modelu DSMR eksplicitno poudari še prisotnost koncentratorjev v sistemu in za vse merilnike oziroma števce, ter za koncentrator, predvidi še vmesnik za lokalno konfiguriranje oziroma nadzor s konfiguratorji. Slika 6.2: OPEN Meter sistemske komponente in vmesniki [43] Model najema informacijskih storitev Do sedaj opisani rešitvi postavljata pametni števec tudi v vlogo komunikacijskega prehoda. Drug koncept pa predvideva uporabo ločenega komunikacijskega prehoda, na katerega se priključijo števci vseh energentov enakopravno. Tak prehod ponekod imenujejo MUC (Multi- Utility Communication Controler) ali MUS (Multi Utility Server). Za tako rešitev se na primer zavzemajo v Nemčiji. Pri takem modelu je ključno vprašanje kdo investira v komunikacijski prehod. Če mora elektrodistribucijsko podjetje poleg zamenjave števca investirati še v prehod, to ni ekonomsko upravičeno. V Nemčiji večina distribucijskih podjetij oskrbuje odjemalce še z ostalimi energenti, tako da je s tega vidika tam situacija ugodnejša. 28

53 Naslednje vprašanje je, kdo plača stroške električne energije za prehod v mislih moramo imeti, da se vsak dodaten Watt na merilnem mestu množi s številom merilnih mest (torej, če je poraba prehoda na primer 5 W, to na nivoju Slovenije pomeni 5 W x = 4,5 MW, oziroma 39,4 GWh letno). Smatramo, da je tak koncept smiseln le v primeru, da v infrastrukturo investirajo operaterji IKT omrežij oziroma ponudniki IKT storitev, ki na tej infrastrukturi temelječi na širokopasovnih povezavah poleg energetskih storitev nudijo tudi še druge, kot na primer telefonijo, TV, Internet, idr. Distributer na to infrastrukturo oziroma na komunikacijski prehod priključi svoj števec, IKT operater pa mu nudi storitev odčitavanja in upravljanja s števcem. Take informacijske storitve so lahko izvedene kot storitve v oblaku (ang. Cloud Services). Slika 6.3: Najem storitev IKT operaterjev. Primer takšnega pristopa je pilotni projekt T-City Friedrichshafen [59] v Nemčiji. V infrastrukturo je investiral Deutsche Telekom. Projekt zajema poleg energetskih storitev (odčitavanje porabe, spremljanje porabe, ipd.) tudi druge, kot so npr. informacijska podpora mobilnosti v mestu, učenju na daljavo, delu na domu, zdravstvenim storitvam (telediagnostika), idr. Slika 6.3 prikazuje primer aplikacije AMI sistema temelječem na zgoraj opisanem konceptu Slovenski tržni model Slika 6.4 prikazuje predlagan tržni model za Slovenijo. 29

54 Slika 6.4: Predlagan tržni model za Slovenijo. Za sistemski števec je nujno definirati vsaj tri komunikacijske vmesnika. Če povzamemo DSMR, sta to: P0 lokalni vmesniki za konfiguriranje in nadzor, P2 za priključitev števcev porabe ostalih energentov in vode in P3 za komunikacijo z merilnim centrom oziroma višjim nivojem. Dodatno je zaželen še: P1 za povezavo do hišnih naprav - na začetku bo to le hišni prikazovalnik z energetskimi informacijami, v prihodnje pa je treba računati na priklop na omrežje hišne avtomatike (HAN) oziroma ustrezen energetski kontroler. Od tega komunikacijskega vmesnika pričakujemo le posredovanje podatkov o porabi in tarifah, ki so v števcu. Na nivoju sistema definiramo še: P4 vmesnik za dostop do podatkov na višjem nivoju na nivoju centralnega sistema za dostop do merilnih podatkov (CSDMP), ki bo skupna vstopna točka na nivoju SODO. Neodvisni ponudniki energetskih storitev bodo do hišnih naprav dostopali preko Interneta. Komunikacijski prehod v pametnem števcu namreč ni predviden kot prehod za dostop do hišnih naprav! Komunikacijske zmožnosti tehnologij, ki jih bo distributer uporabljal za 30

55 komunikacijo s števci (PLC, GPRS) so za tak namen premajhne, poleg tega bi bila takšna možnost tudi zelo problematična z vidika informacijske varnosti. Če distributer električne energije opravlja še storitev odčitavanja porabe drugih energentov in vode, se ti podatki prav tako posredujejo v CSDMP, kjer so dostopni drugim sistemom, ki poskrbijo za njihovo distribucijo. V modelu je sicer predvidena še direktna povezava merilnega centra elektrodistribucijskega podjetja (EDP) s sistemom oziroma sistemi za dostop do merilnih podatkov drugih energentov in vode, kar bi se naj uporabljajo predvsem v prehodnem obdobju za dokončno rešitev direktno povezavo odsvetujemo, saj jo je varneje izvesti preko CSDMP. 6.4 Performančne zahteve Za doseganje predvidenih učinkov se morajo določena opravila, kot na primer odčitavanje števcev, pošiljanje komande za odklop, ipd., izvršiti v zadostnem obsegu in zadosti hitro. Performančne zahteve so seveda odvisne od izbranih tehničnih rešitev. Kljub temu podajamo v tabeli 6.1 okvirne vrednosti glede na trenutno stanje tehnike, oziroma dobavljivost opreme (upoštevajoč uporabo PLC in GPRS tehnologij) in gostoto največ 300 števcev na koncentrator. Pri meritvah performančnih zahtev je treba definirati minimalno število merilnih mest na katerih se meritve izvajajo. Minimalno število naj bo vsaj 200, meritve pa se naj izvedejo v stabilnem sistemu, torej v sistemu, kjer so odpravljene znane motnje. Tabela 6.1: Okvirne komunikacijske performančne zahteve (do 300 števcev na koncentrator) Opravilo Dnevno odčitavanje števcev (dva obračunska registra, 15-minutni obremenilni diagrami en kanal) Dnevno odčitavanje dnevnika dogodkov Odčitavanje posameznega števca na zahtevo (intervalni podatki) Izvršitev komande v posameznem števcu (odklop/priklop, nastavitev nove limite,...) Izvršitev komande za skupino števcev (spreminjanje nastavitev, nastavitev nove limite,...) Reakcija na signal "Code Red" za naslovljeno skupino števcev Zahteve 99% števcev 16h po začetku cikla 99,9% števcev 24h po začetku cikla 99% števcev 16h po začetku cikla 99,9% števcev 24h po začetku cikla 30 minut za mesec dni intervalnih podatkov 5 minut 90% števcev 30 minut 99,9% števcev 8ur 90% števcev 10 minut 99% števcev 20 minut 31

56 V primeru TP z velikim številom merilnih mest (> 300) pričakujemo slabše performanse, zato je treba zahteve omiliti in v primeru nedoseganja le-teh sprejeti dodatne ukrepe, npr. povečati časovni interval obremenilnih diagramov (urni diagrami namesto četrturnih). Dodatno zvišanje performans je moč doseči tudi z uporabo ustreznega MDMS sistema, ki na primer v primeru kasnitve podatkov samodejno prekine trenutne aktivnosti koncentratorjev in sproži branje manjkajočih podatkov na zahtevo, ali pa nastavi cikle branja večkrat na dan (s tem se prenaša manjša količina podatkov na cikel). 6.5 Vključitev odčitavanja porabe drugih energentov in vode (»multiutility«) Na sistemski števec se lahko priključijo tudi števci drugih energentov in vode. Tako lahko izkoristimo že vzpostavljeno informacijsko infrastrukturo tudi za prenos teh merilnih podatkov, hkrati pa je to priložnost za novo storitev prodaje teh odčitkov. Tehnične značilnosti povezave vodomerov, kalorimetrov in plinomerov na števec električne energije so opisane v na strani 51. Slika 6.5: Zajem merilnih podatkov o porabi drugih energentov in vode. Odčitki so na voljo uporabnikom merilnih podatkov (npr. distributerjem drugih energentov) preko storitev merilnega centra ali centralnega sistema za dostop do merilnih podatkov. Primer storitev, ki jih že ponuja podjetje Elektro Ljubljana, zajema: dostavo merilnih podatkov s pomočjo posebne programske opreme, ki vsebuje lokalno podatkovno bazo in mehanizem replikacije podatkov z bazo v merilnem centru preko VPN povezave, dostop do podatkov preko WEB servisov, dostavo podatkov preko elektronske pošte (datoteka). 32

57 6.6 Merilni centri v distribucijskih podjetjih Vsako distribucijsko podjetje že ima svoj merilni center, ki ima informacijske povezave do sistemskih števcev in do drugih informacijskih sistemov. Najpogostejše funkcije merilnega centra so naslednje: zajem podatkov (odčitavanje), validacija podatkov, obdelava podatkov (agregacija, ), priprava in pošiljanje obračunskih podatkov na Informatiko d.d, posredovanje podatkov udeležencem na trgu (JARSE, Borzen, dobavitelji), izvajanje analiz, izvajanje daljinskih odklopov, daljinsko nastavljanje omejevalnika moči, daljinsko nastavljanje tarif, vpogled porabe na merilnih mestih preko spletne aplikacije, posredovanje podatkov ostalim ponudnikom energentov, vnos novih merilnih mest (novi priklopi). Sistemski števci in druga oprema (koncentratorji), ki jih distribucijsko podjetje želi vključiti v merilni center, morajo biti združljivi s programsko opremo v merilnem centru (trenutno vsi centri podpirajo opremo proizvajalcev Iskraemeco in Landis+Gyr; glej poglavja , , , , ) Potrebne prilagoditve obstoječih merilnih centrov in centrov vodenja Merilni centri v distribucijskih podjetjih so ustrezno opremljeni s strojno in programsko opremo in zagotavljajo MDM funkcije za sistemske števce, ki so že vključeni v sistem kot je pokazala analiza v prvem delu študije je v slovenskem DEES s sistemskimi števci opremljenih 13% merilnih mest, ki jih je možno tudi daljinsko odčitavati (AMR), 6 % merilnih mest pa je opremljenih z AMM/AMI števci. Merilni centri elektrodistribucijskih podjetij so zasnovani tako, da se lahko z nadgradnjo centra v sistem vključijo sistemski števci vseh merilnih mest na področju dane distribucije, vendar imajo prilagojene zmogljivosti in število licenc glede na trenutne potrebe. Za vključitev večjega števila novih sistemskih števcev je zato potrebna nadgradnja oziroma razširitev. V primeru uporabe združljive opreme s sedanjo, zajema nadgradnja centra predvsem: nadgradnjo strojne opreme (povečanje strežniških kapacitet, razširitev diskovnega prostora, ), nakup dodatnih licenc, ki so vezane na število merilnih mest oziroma sistemskih števcev. 33

58 Za programsko podporo morebitnim novim storitvam je treba namestiti tudi ustrezne programske module za obstoječo programsko opremo. MDM sisteme bo treba tudi pripraviti za integracijo s sistemom vodenja. 6.7 Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov Merilni podatki se sedaj hranijo v merilnih centrih distribucijskih podjetij. Le podatki za obračun se prenašajo v Integriran informacijski sistem (IIS) za katerega skrbi podjetje Informatika d.d. Dostop do podatkov za druge udeležence na trgu (npr. dobavitelje, JARSE, SODO, uporabnike, ) je sedaj možen preko povezav s posameznimi distribucijskimi merilnimi centri, skupne vstopne točke na nivoju Slovenije pa ni. Koristno bi bilo uvesti centralno vstopno točko do merilnih podatkov vseh odjemalcev oziroma uporabnikov distribucijskih omrežij na področju Slovenije. Predlagamo izvedbo centralnega sistema za dostop do merilnih podatkov (CSDMP) v okviru SODO. Predlagamo sledečo rešitev: jedro informacijskega sistema CSDMP je centralna baza merilnih podatkov, ki vsebuje merilne podatke o porabi oziroma proizvodnji električne energije za vse uporabnike omrežij na področju Slovenije. V bazo se dnevno prenašajo podatki iz baz posameznih distribucijskih merilnih centrov. Ta baza je torej replika določenih podatkov baz posameznih merilnih centrov. Za vse odjemalce so v bazi privzeto na voljo dnevni odčitki, za podrobnejše podatke (npr. 15-minutne obremenilne diagrame), pa mora dati odjemalec soglasje v skladu s politiko varovanja osebnih podatkov. Načelno shemo CSDMP prikazuje slika 6.6. Na centralni bazi lahko SODO izvaja določene operacije, kot so: obračun odstopanj, napoved, obračun energije, razne analize. Komunikacija z drugimi udeleženci na energetskem trgu, kot so na primer JARSE, Borzen, dobavitelji, uporabniki (preko dobaviteljev), poteka preko spletnih servisov. Merilni centri po distribucijskih podjetjih še vedno skrbijo za MDM (Meter Data Management) funkcije ter nudijo njim lastne podatkovne storitve. CSDMP je le nadgradnja sistema za potrebe centralne vstopne točke za»on-line«izmenjavo merilnih podatkov o porabi/proizvodnji električne energije ter s temi procesi povezanih podatkov, obračuna odstopanj, napovedi in obračuna energije, ipd.»on-line«tukaj pomeni takojšen dostop do podatkov na dnevnem nivoju in do historičnih podatkov podatki bi se naj replicirali v centralno bazo enkrat dnevno.»on-line«bi naj bili dostopni podatki za vsaj 5 let. 34

59 Če se sistem AMI uporablja tudi za odčitavanje porabe drugih energentov in vode, lahko CSDMP vsebuje tudi te podatke. Slika 6.6: Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov Ker imajo merilni centri distribucijski podjetji sodobno programsko opremo, ki opravlja večino MDM funkcij in ker znajo sami najbolje skrbeti za svoj sistem in svoje podatke, CSDMP ni smiselno izvesti z MDMS (Meter Data Management System - opis v podpoglavju 8.5.1) programsko opremo. Taka rešitev za slab milijon uporabnikov omrežja na področju Slovenije bi bila draga, sistem ne bi bil dovolj izkoriščen, treba pa se je tudi prilagoditi obstoječim IT rešitvam, predvsem delu meter2cash procesov, ki tečejo v okviru IIS. V okviru načrtovane prenove IIS izvedba centralne baze z nekaj moduli in WEB servisi ne bi smela biti prevelik zalogaj in je vredno preučiti to možnost. Centralni sistem za dostop do merilnih podatkov se lahko izvede kot samostojen informacijski sistem v okviru SODO, kot nov podsistem v okviru IIS, ali pa v okviru že obstoječega merilnega centra distribucijskega podjetja, ki ima ustrezno infrastrukturo oziroma jo lahko z minimalnimi investicijskimi stroški poveča. V tem primeru SODO najame vire in to storitev pri distribucijskem podjetju. 6.8 Povezava s sistemom vodenja Danes seže informatizacija (predvsem daljinsko vodenje in nadzor) elektroenergetskega omrežja do srednje napetostnega omrežja. Izvedena je v glavnem s procesnimi računalniki, RTU in SCADA sistemi. Nizkonapetostni del omrežja ti sistemi običajno ne pokrivajo. Z 35

60 uvajanjem AMI sistemov se informatizira tudi NN omrežje in vzpostavlja informacijska povezava s končnim odjemalcem. AMI se lahko poveže z DMS sistemom (Distribution Management System), ki je običajno tudi povezan s SCADA sistemom. MDMS DMS SCADA GPRS TK omrežje AMI TK omrežje (DCV) PLC NN (R)TP SN RTU RTP VN Slika 6.7: Povezava sistema AMI z DMS in SCADA. Trenutna izvedba komunikacijskih omrežij AMI sistemov (običajno se uporablja kombinacija PLC in GPRS tehnologije) ne omogoča spremljanja razmer v realnem času. Vendar sinhronizirana ura v vseh sistemskih števcev in beleženje 15-minutnih obremenilnih diagramov ter drugih podatkov omogočajo vsaj»off-line«analizo pretokov, izgub, izpadov, ipd. Lahko pa identificiramo merilne točke, ki so pomembne za obratovanje omrežja in podatke s teh točk prenašamo v realnem času (poleg meritev energije lahko prenašamo še druge meritve, npr. napetosti in tokove). Kontrolni števci v transformatorskih postajah omogočajo meritev izgub, kar nadalje omogoča detekcijo morebitnih kraj in goljufij. MDM sistemi v merilnih centrih trenutno niso povezani s sistemi vodenja. Bo pa v prihodnje ta povezava potrebna. Izvedla se bo preko DMS (Distribution Management System) sistemov. Treba bo tudi integrirati podatke o izpadih, ki jih sistemski števci točno beležijo pri končnih uporabnikih, v sistem za spremljanje izpadov (Outage Management System). 36

61 6.9 Uporaba sistema AMI za spremljanje kakovosti oskrbe O spremljanju kakovosti oskrbe smo že pisali v podpoglavju Sistemski števci naj omogočajo beleženje parametrov kakovosti napetosti, predvsem naj beležijo izpade in upade napetosti. Podatki se naj zbirajo v merilnih centrih. Zaželena je povezava s sistemi za upravljanje z izpadi OMS (Outage Management sistemi) Infrastruktura za upravljanje s porabo (DSM/DR) Za izvajanje ukrepov kratkoročnega upravljanja s porabo mora sistem AMI podpirati napredne tarifne sisteme in beleženje obremenilnih diagramov (15-minutnih ali urnih). Zaželena je še možnost povezave z omrežjem hišnih naprav preko ustreznega vmesnika pametnega števca. Upravljanje s porabo je sicer podrobneje opisano v poglavju Informacijska varnost in zaščita podatkov AMI ne omogoča le nadzor nad porabo energije, temveč omogoča tudi določene akcije, kot je na primer odklop uporabnika, ipd. V okviru sistema imamo tudi opravka z občutljivimi osebnimi podatki. Zato mora biti poudarek na informacijski varnosti sistema še toliko večji. Za vsako napravo v sistemu, mora biti zagotovljena: avtentikacija, avtorizacija, kriptirana povezava, integriteta prenosa podatkov, detekcija poskusa vdora ali goljufije. Uporabiti je treba opremo, ki uporablja najmočnejše varnostne mehanizme glede na stanje tehnike in dobavljivost opreme. Ker vsaka zaščita z leti izgublja na moči, je treba zagotoviti, da se da programska oprema naprav daljinsko nadgrajevati in s tem držati nivo varnosti na največji možni ravni skozi vse življenjsko obdobje! Zelo dobro je treba definirati varnostno politiko sistema in jo tudi dosledno izvajati, vzdrževati, nadzorovati in nadgrajevati. Zelo pomemben je notranji in zunanji nadzor (avdit) izvajanja varnostne politike na samem sistemu. 37

62 6.12 Interoperabilnost Problem sistemskih števcev je ta, da so del sistema, kar danes večinoma pomeni, da so del tehnične rešitve določenega proizvajalca opreme. Zaradi hitrejšega razvoja sistemov naprednega merjenja od razvoja standardizacije na tem področju, še ni zagotovljena združljivost naprav različnih proizvajalcev. To praktično pomeni, da se moramo odločiti za določenega proizvajalca in z uvedbo njegovega sistema lahko uporabljamo le njegove števce. Ker gre za celovito rešitev od števca do programske opreme v merilnem centru, je morebitno vzdrževanje različnih sistemov za to, da bi ne bili odvisni le od enega proizvajalca, drago, tako z vidika nabave, kot z vidika upravljanja in vzdrževanja. V določenih primer, na primer pri uporabi PLC tehnologije, tudi ni mogoče med seboj na delu omrežja, ki ga pokriva koncentrator določenega proizvajalca, uporabljati druge števce. Torej kaj hitro pridemo v tako imenovano»vendor lock-in«situacijo, ko smo prepuščeni milosti oziroma nemilosti izbranega dobavitelja te opreme. Problema se je dobro zavedala tudi Evropska komisija in zato je marca 2009 izdala Standardizacijski mandat M/441 [45]. Zavedati se je treba, da komunikacije med napravami potekajo na več slojih, ki jih definira ISO/OSI referenčni model (glej 8.3). Interoperabilnost komunikacij med interoperabilnimi napravami mora biti zato zagotovljena za vsak sloj, ki je predmet dane komunikacije. Standardi sami po sebi še ne zagotavljajo interoperabilnosti. Le-ta je zagotovljena le, če je vzpostavljen sistem testiranja po standardih in specifikacijah ter sistem certificiranja naprav! M/441 Evropska komisija je 12. Marca 2009 sprejela Standardizacijski mandat M/441 (Standardisation mandate to CEN, CENELEC and ETSI in the field of measuring instruments for the development of an open architecture for utility meters involving communication protocols enabling interoperability) [45], ki nalaga organizacijam CEN, CENELC in ETSI razvoj odprte arhitekture AMI sistema z uporabo standardiziranih protokolov, ki bodo zagotavljali interoperabilnost. Komunikacijski standardi naj bi bili predstavljeni devet mesecev po sprejetju tega mandata, harmonizirana rešitev za dodatne funkcionalnosti sistema AMI pa 30 mesecev po sprejetju. Evropska komisija je k sodelovanju povabila tudi že omenjeni OPEN meter projekt. Rezultat tega projekta, ki se pravkar zaključuje, pa je predlog za standardizacijo tehnologij PRIME, G3 PLC, Meters & more (8.3.1) [74]. Torej standardizirane bodo še nove tehnologije, ki so med sabo nezdružljive in seveda neinteroperabilne. 38

63 Industrijska združenja Kot smo že omenili, standardi sami po sebi ne zagotavljajo interoperabilnosti. Zato so pomembna industrijska združenja, ki poskrbijo za interoperabilnost naprav članov združenja in vzpostavijo sisteme testiranja po standardih in specifikacijah ter sistem certificiranja naprav. IDIS (Interoperable Device Interface Specifications) specifikacije so nastale na pobudo treh uveljavljenih proizvajalcev za sisteme naprednega merjenja: Iskraemeco, Itron in Landis+Gyr, ki so se združili v industrijsko združenje IDIS [64]. IDIS omogoča, da so vsi sistemski števci enega izmed teh treh proizvajalcev v celoti združljivi s števci drugih dveh (uporablja se PLC tehnologija S-FSK). Specifikacije temeljijo na obstoječih mednarodnih standardih (IEC , IEC , IEC ) in so v skladu s priporočili združenja DLMS-UA. IDIS je odprt tudi za druge proizvajalce opreme. Podjetja so že končala preskusno fazo in demonstrirala interoperabilnost med njihovimi sistemi, predvsem na nivoju pametnih števcev in koncentratorjev. V kratkem je predviden začetek testiranja in certificiranja opreme s strani akreditirane institucije. Certificirana oprema bo označena z logotipom IDIS in bo garancija, da je naprava interoperabilna z drugimi certificiranimi IDIS napravami. Tudi druge tehnologije imajo svoja združenja, kot na primer PRIME [65], G3 PLC [66] in Meters & more [67]. Eno najmočnejših združenj, ki pa presega zgolj sisteme AMI, je ZigBee Alliance [61] (rešitve, ki uporabljajo ZigBee tehnologijo so popularne v ZDA) Zahteve za Slovenijo Uporabiti je treba certificirano opremo, ki omogoča interoperabilnost najmanj dveh proizvajalcev sistemskih števcev in pripadajoče opreme ob uporabi uveljavljenih mednarodnih standardov Življenjska doba Življenjska doba sistema naprednega merjenja oziroma njegovih komponent je ključnega pomena za uspešno naložbo v ta sistem. Opazovano obdobje za analizo stroškov in koristi je namreč 20 let in vsaj toliko mora biti tudi življenjska doba. To je relativno veliko za elektronske naprave, ki uporabljajo sodobne informacijsko komunikacijske tehnologije. Kot prvo se pojavlja vprašanje kakovosti proizvodnje naprav od selekcioniranja vhodnih materialov, do vseh QA postopkov v proizvodnji ter seveda postopkov FAT preizkusov. Vodilni proizvajalci iz Evrope in ZDA navajajo življenjsko dobo za svoje naprave 20 let. Seveda pa je garancijska doba običajno dosti krajša. 39

64 Nadalje se pojavlja vprašanje življenjske dobe TK omrežij. Ali bo mobilni operater na primer čez 20 let še vedno zagotavljal storitev GPRS? Nekateri proizvajalci nudijo zato sistemske števce z izmenljivimi moduli za komunikacijo, kar pomeni, da ni treba menjati celega števca v primeru prehoda na drugo komunikacijo. Tukaj lahko izpostavimo tudi eno izmed prednosti tehnologij PLC, ki kot komunikacijski medij uporablja distribucijske energetske vode le-ti so v lasti distribucij in tako je tudi odločitev o uporabi primernih komunikacijskih tehnologij le v njihovih rokah Sinhronizacija ure Sinhronizacija ure je izredno pomembna. Vsi sistemski števci, koncentratorji in sistemi v merilnem centru, ki so vključeni v sistem AMI, morajo imeti sinhronizirano uro. Sinhronizacija mora biti urejena sistemsko in mora biti avtomatska. Števčne vrednosti s časovno značko morajo ustrezati minimalnim zahtevam standarda SIST EN in SIST EN Interne in eksterne ure merilnih naprav morajo ustrezati standardu SIST EN [46] Problematika kakovosti napetosti v distribucijskem omrežju Dandanes se v omrežje vključuje vse več nelinearnih naprav 3, tako porabnikov kot tudi generatorjev električne energije. Za nelinearne naprave je značilno, da se njihova impedanca s časom in glede na napajalno napetost spreminja. Posledica tega je, da električne veličine naprave (tok) nima sinusnega poteka. Zaradi nesinusnega poteka toka se poleg osnovnega sinusnega 50 Hz toka pojavijo tudi harmonski toki. Bolj kot je določena naprava nelinearna, več harmonskih tokov generira. Pri nelinearnih napravah tako klasična obravnava porabnika glede delovne in jalove energije ni mogoča. Zaradi harmonskih tokov poleg delovne in "klasične" jalove energije naprava iz omrežja prejema ali v omrežje oddaja tudi določeno energijo, ki ni ne delovna, ne klasična 3 40 Med nelinearne naprave sodijo vse naprave, katerih tok ni sinusne oblike; na primer: kompaktne fluorescentne sijalke, LED in vse ostale sijalke, ki se napajajo preko usmernikov, računalniki, monitorji, televizorji, video- in avdio naprave ter DVD predvajalniki, tiristorski zatemnilniki luči, vse ostale usmerniške naprave, mikrovalovne pečice, pralni, pomivalni in sušilni stroji, sesalci za prah, klimatske naprave, električna ročna orodja, varilni aparati, motorski pogoni s pulzno-širinsko modulacijo, obločne peči, električna vleka, Pravzaprav je danes razen klasične žarnice na žarilno nitko, klasičnega električnega bojlerja, radiatorja, klasične pečice in likalnika s termostatom že prava umetnost poiskati porabnike, ki jih uporabljamo v vsakodnevnem življenju in bi bili linearni porabniki. Prav tako med nelinearne naprave sodijo vse elektrarne, ki za svoje obratovanje uporabljajo razsmerniške sisteme, na primer fotovoltaične elektrarne.

65 jalova energija, vseeno pa prispeva k skupni navidezni energiji. Ta moč, ki popači klasično obravnavo moči je (v angleščini) imenovana "distortion power (D)". Mi jo imenujemo moč harmonikov (Q HARM ). Tudi "klasičen" izračun "cos φ" v takšnih razmerah ni mogoč, zato se za definiranje uporabne (delovne) moči uporablja faktor delavnosti PF = P / S (Power Factor) [68]. Razmere moči v omrežju, kjer so prisotne naprave, ki nimajo linearnega značaja in zaradi tega ustvarjajo harmonske toke ter s tem posledično tudi moč harmonikov, je situacija taka, kot jo prikazuje slika (slika 6.4): Tako velja: 2 2 ( Q50 Hz + QHARM ) S Hz 2 S = P + 50 (6.1) Enačba 6.1 in slika 6.4 kažeta, da je moč S, ki teče po omrežju zaradi harmonskih tokov večja od moči S 50Hz, ki bi tekla, če harmonskih tokov ne bi bilo. y Q 50 Hz S 50 Hz Q S P x Q HARM = D z Slika 6.4: Razmere v elektroenergetskem omrežju z nelinearnimi napravami 4 Na sliki 6.4 imajo oznake naslednji pomen: P - delovna moč (ki je lahko samo 50 Hz, zato te oznake niti ne pišemo), 4 Tridimenzionalna predstavitev moči je dobrodošla iz didaktičnih razlogov zaradi lažje predstave razmerij med posameznimi močmi iz enačbe 6.1 in je povzeta po literaturi [68]. Najbolj očitno je dejstvo, da so posamezne moči P, Q 50 Hz in Q HARM med seboj linearno neodvisne in s spremembo ene neposredno ne moremo vplivati na velikost druge. Vsekakor pa je treba opozoriti, da tega prikaza ne smemo jemati kot klasičen fazorski diagram moči, ker moč harmonikov zaradi različnih frekvenc harmonikov ne more nastopati kot enotni fazor v fazorskem diagramu moči. 41

66 Q 50 Hz S 50 Hz - čista jalovo moč, ki je potrebna za električno in magnetno polje kondenzatorjev in dušilk, - čista navidezno moč, ki je potrebna za delovanje linearnih naprav v omrežju, Q HARM ali D - jalova moč, ki jo povzročajo harmonski toki, Q S - celotna jalovo moč, ki teče po omrežju do ali od nelinearne naprave, - celotna navidezno moč, ki teče po omrežju do ali od nelinearne naprave. Iz slike 6.4 tudi opazimo, da tudi če tak nelinearen porabnik ne bi odjemal nič "klasične" jalove energije Q 50 Hz, faktor delavnosti (PF = P/S) ne bi bil enak 1, ampak bi bil manjši v odvisnosti od jalove moči, ki bi jo povzročali harmonski toki. Jalovo moč harmonikov Q HARM se ne da kompenzirati samo s klasičnimi pasivnimi elementi (sam kondenzator ali sama dušilka), kot pri "klasični" jalovi energiji (Q 50 Hz ). Jalovo moč harmonikov je mogoče kompenzirati na dva načina. Prvi način je, da pri napravi vgradimo pasivne harmonske sesalne filtre, ki imajo blizu frekvence, ki jo želimo kompenzirati, svojo resonančno frekvenco. Takšni filtri pa po drugi strani lahko povzročijo dodatne nevšečnosti v smislu neželenih resonanc v omrežju ali pa požiranju MTK signala, kot se je pokazalo že tudi v praksi na območju Dolenjske. Drugi, ponavadi dražji a zato veliko bolj univerzalen in prilagodljiv način pa je tako, da injiciramo v omrežje tok enake frekvence ampak ravno nasprotnega faznega kota. To je mogoče doseči s t.i. aktivnimi filtrskimi napravami, ki uporabljajo elemente močnostne elektronike in so v ta namen ustrezno krmiljene. Primer teh naprav so naprave STATCOM iz družine naprav D-FACTS. Harmonski toki so neugodni za elektroenergetski sistem zato, ker tečejo po omrežju in ustvarjajo izgube, čeprav ne prenašajo nobene koristne energije, ampak so zgolj posledica (stranski produkt) nelinearnih porabnikov. Poleg tega harmonski toki na impedancah omrežja povzročajo harmonsko napetost, ki moti ostale porabnike v omrežju, še posebej naprave, ki komunicirajo med sabo z uporabo PLC tehnologije (npr. pametni števci) in preko inducirane napetosti tudi telekomunikacijske naprave, katerih vodniki so na določeni trasi položeni paralelno z energetskimi vodi (t.i. TIF Telephone Interference Factor). Zaradi tega se v praksi že pojavljajo motnje, ki onemogočajo nazivno obratovanje naprav. Tako so znane motenje razsmerniških naprav, ki motijo delovanje PLC sistemov in ADSL omrežja na klasičnih PSTN telefonskih linijah. 42

67 Standardi, ki obravnavajo motnje, ki jih smejo v omrežje injicirati naprave spadajo v družino standardov SIST EN/IEC X. Za naprave z nazivnim tokom do 16 A fazno proizvajalci teh s preizkusi potrdijo, da so naprave skladne z dovoljenimi ravnmi motenj, ki jih smejo injicirati v omrežje. Takšne naprave nato opremijo z oznako CE, ki je neke vrste zagotovilo, da je naprava skladna z vsemi EU direktivami (EMC, Low voltage, ), ki jo zadevajo. Za naprave z nazivnim tokom med 16 in 75 A fazno je postopek podoben, le da tu proizvajalci navedejo določene omejitve, ki jih je treba pri priključitvi na "standardno" upoštevati (na primer minimalno kratkostično moč omrežja). Za naprave, ki presegajo 75 A nazivnega faznega toka in za naprave, ki se vključujejo v SN omrežje, pa je potreben individualni pristop pri obravnavi motenj. Seveda pa mora biti tudi kakovost napetosti v omrežju takšna (standardizirana!), da lahko naprave v njem nazivno obratujejo. Takšno kakovost napetosti zagotavlja standard SIST EN Pri tem je pomembno vedeti, da ta standard navaja najslabše možne razmere, ki v omrežju ne smejo biti presežene. Za potrebe načrtovanja omrežja si morajo distribucijska podjetja (tudi v skladu z navodili SONDO 2011 [46]) postaviti svoje nivoje načrtovanja za posamezne motnje in dele omrežja, ki jim bodo v pomoč pri zagotavljanju primerne kakovosti napetosti v svojih omrežjih in ki morajo imeti ožje dovoljene meje, kot pa so v standardu SIST EN Tako distribucijska podjetja pri načrtovanju motenj v omrežju ne smejo preseči postavljenih nivojev načrtovanja. To jim zagotavlja dovolj rezerve, da v primeru normalnega razvoja omrežja in z rednimi obdobnimi meritvami kakovosti napetosti v omrežju, nivoji, ki jih postavlja SIST EN 50160, ne bodo preseženi. 7 Upravljanje in varovanje osebnih podatkov 7.1 Splošno o varovanju osebnih podatkov Pravica do zasebnosti je temeljna človekova pravica. Listina o temeljnih pravicah Evropske unije [69] pravi: Člen 7: Spoštovanje zasebnega in družinskega življenja: Vsakdo ima pravico do spoštovanja njegovega zasebnega in družinskega življenja, stanovanja in občevanja. Člen 8: Varstvo osebnih podatkov: 1. Vsakdo ima pravico do varstva osebnih podatkov, ki se nanašajo nanj. 43

68 2. Osebni podatki se morajo obdelovati pošteno, za natančno določene namene in na podlagi privolitve prizadete osebe ali na drugi legitimni podlagi, določeni z zakonom. Vsakdo ima pravico dostopa do podatkov, zbranih o njem, in pravico zahtevati, da se ti podatki popravijo. 3. Spoštovanje teh pravil nadzira neodvisen organ. Pri nas ureja to področje Zakon o varstvu osebnih podatkov (ZVOP-1) [70], za nadzor pa skrbi Informacijski pooblaščenec. ZVOP-1 podaja naslednji definiciji:»osebni podatek je katerikoli podatek, ki se nanaša na posameznika, ne glede na obliko, v kateri je izražen.«[70]»posameznik je določena ali določljiva fizična oseba, na katero se nanaša osebni podatek; fizična oseba je določljiva, če se jo lahko neposredno ali posredno identificira, predvsem s sklicevanjem na identifikacijsko številko ali na enega ali več dejavnikov, ki so značilni za njeno fizično, fiziološko, duševno, ekonomsko, kulturno ali družbeno identiteto, pri čemer način identifikacije ne povzroča velikih stroškov, nesorazmerno velikega napora ali ne zahteva veliko časa.«[70] 7.2 Koncept vgrajene zasebnosti (ang. Privacy By Design) Koncept vgrajene zasebnosti pomeni, da že pri načrtovanju sistema, ki bo imel opravka z osebnimi podatki, le-tega načrtujemo tako, da upoštevamo temeljna načela varovanja osebnih podatkov, pravočasno predvidimo potencialne težave in sistem zasnujemo tako, da zmanjšamo tveganje za zlorabe. Koncept vgrajene zasebnosti temelji na sedmih načelih [71]: 1. Proaktivnost namesto reaktivnosti izogibanje težavam namesto odpravljanje posledic. 2. Zasebnost kot privzeta izbira zasebnosti prijazne nastavitve sistema naj bodo privzete. 3. Zasebnost, ki je sestavni del zasnovne rešitve sistem moramo zasnovati tako, da ne pridemo v situacijo»širitve prvotnega namena«(ang. function creep), kar v praksi pomeni, da sprva zbrane osebne podatke za določene namene ne začnemo uporabljati še za druge namene, ki v zasnovi niso bili predvideni, ali pa da omogočimo dostop do podatkov uporabnikom,ki v zasnovi do tega niso bili upravičeni. 4. Polna funkcionalnost z vgradnjo zasebnosti ne žrtvujemo učinkovitosti delovanja sistema, torej zagotavljamo polno funkcionalnost. 5. Zavarovanje podatkov v celotnem ciklu obdelave podatkov skrb za ustrezno varovanje osebnih podatkov moramo smatrati kot proces in ne le kot posamezne naloge, ki so končane, ko jih enkrat zaključimo. 6. Transparentnost sistem mora omogočati neodvisen zunanji pregled in potrditev dejanskega varovanja osebnih podatkov. 44

69 7. Spoštovanje posameznika posameznik mora biti na njemu razumljiv način informiran glede obdelave njegovih osebnih podatkov, zagotovljena mora biti tudi pravna podlaga (osebna privolitev). Pri načrtovanju sistema moramo upoštevati načela: minimizacije: določiti moramo minimalni zadostni nabor osebnih podatkov, s katerimi lahko dosežemo polno funkcionalnost sistema. Če določeni osebni podatki niso potrebni, se jih naj ne zbira! sorazmernosti: če lahko izbiramo, uporabimo manj občutljive podatke od bolj občutljivih, ne zbirajmo več enoličnih identifikatorjev, če je to mogoče, raje uporabljajmo psevdonime ali identifikatorje kot dejanske osebne podatke (npr. številko merilnega mesta namesto imena in priimka), uporabniške pravice za dostop do osebnih podatkov podelimo res samo tistim uporabnikom, za katere je to nujno (nivojski dostop). nadzor posameznika: posamezniku moramo ponuditi možnost elektronskega vpogleda v lastne osebne podatke. zavarovanje osebnih podatkov: priporoča se upoštevanje mednarodno uveljavljenih standardov ISO/IEC Treba se je zavedati, da je varovanje informacij ne zajema le tehničnih ukrepov, temveč tudi organizacijske (izobraževanje,notranji in zunanji nadzor,sprejem in izvajanje varnostnih politik, ipd.). Poudariti je treba, da morajo biti ukrepi za zavarovanje ustrezni glede na naravo in tveganje, ki jih prinaša obdelava osebnih podatkov! dostopne pravice: dostopne pravice morajo biti jasne in skladne z nalogami, ki jih opravljajo uporabniki sistema. Morajo biti ažurno upravljane, nivojske in dokumentirane. sledljivost dostopa do podatkov: glede na tveganje in naravo podatkov je treba zagotoviti popolno revizijsko sled torej beleženje vsakega dostopa do osebnih podatkov (kdo, kdaj, do katerih podatkov). rok hrambe in pravica do pozabe: osebni podatki se naj shranjujejo le toliko časa, kolikor je potrebno za dosego namena, zaradi katerega so se zbirali ali obdelovali. Po tem se zbrišejo, uničijo ali anonimizirajo. Priporočljivo je, da se rok hrambe vnaprej opredeli. Hramba na zalogo brez utemeljitve ni dopustna! Koncept vgrajene zasebnosti je treba dojeti kot investicijo in ne kot strošek. 7.3 Zasebnost v primeru sistema AMI V sistemih AMI so z vidika osebnih podatkov najbolj občutljivi obremenilni diagrami (meritev porabe z 15-minutno ali urno ločljivostjo) iz katerih se da razbrati določene navade konkretnega odjemalca (npr. kdaj prihaja domov, ipd.). Obremenilni diagrami in tudi določene sprotne 15-minutne meritve pa so potrebni za izvajanje regulirane dejavnosti distribucijskega podjetja, saj omogočajo zanesljivo in varno obratovanje omrežij in 45

70 zagotavljajo dragocene podatke za načrtovanje in razvoj omrežij. Sistem AMI bo namreč edina masovna merilna platforma na nizkonapetostnem omrežju. Meritve pa so nujne, sploh v spremenjenih razmerah v distribucijskem omrežju, ko smo priča integraciji obnovljivih virov ter drugih tehnologij, zaradi katerih tudi uvajamo koncept pametnega omrežja. Sistem AMI zagotavlja podatke tako: tehničnim, kot poslovnim procesom. Tehničnih procesov konkretni odjemalci z imenom in priimkom ne zanimajo. Pri teh procesih gre za integracijo merilnih podatkov v sisteme za obratovanje (DMS in SCADA), kjer ti podatki nastopajo v raznih izračunih in se vizualizirajo v glavnem na enopolnih shemah predstavljeni kvečjemu s šifro merilnega mesta. Z uveljavljanjem sistemov GIS in sodobnimi DMS sistemi, pa se lahko podatki pojavijo na konkretni lokaciji, kot je na primer konkretna hiša v konkretni ulici! Podatki iz sistema AMI so tako pomembni za tehnične procese za varno in zanesljivo obratovanje in učinkovito načrtovanje distribucijskega elektroenergetskega sistema, da brez računanja nanje sistemov AMI sploh nima smisla uvajati. Z vidika tehničnih procesov moramo namreč dojeti sistem AMI kot merilno platformo distributer mora imeti možnost opravljati meritve na svojem omrežju. Poslovni procesi se nanašajo predvsem na podporo procesom obračuna porabe/proizvodnje električne energije in kratkoročnega upravljanja s porabo s tržnega vidika. Ti podatki so seveda povezani s konkretnim posameznikom ki se mu nenazadnje izstavi račun. Najmanj kar zahtevamo od sistema AMI za poslovne procese je hranjenje mesečnih odčitkov porabe energije, vendar je z vidika trga električne energije priporočljivo, da se hranijo dnevni odčitki, kar daje možnost hitre izvedbe menjave dobavitelja. Da dosežemo polno funkcionalnost sistema AMI, se torej podatki o porabi odjemalcev morajo shranjevati v bazah podatkov. Glede na tržni model smo zasnovali dve lokaciji za hranjenje podatkov iz sistema AMI (slika 7.1): 46 merilni center distribucijskega podjetja: vsebuje podatke za podporo tehničnim in poslovnim procesom. Podatki se hranijo po načelu minimizacije, so pa lahko podrobni obremenilni diagrami z največjo ločljivostjo (npr. 15-minut). Hranjeni podatki v tem sistemu niso povezani s konkretnim posameznikom, temveč se za njihovo identifikacijo uporabljajo identifikatorji (npr. šifra merilnega mesta). Do te baze imajo dostop le sistemi znotraj konkretnega distribucijskega podjetja. centralni sistem za dostop do merilnih podatkov (CSDMP): vsebuje replikacije določenih podatkov iz baz merilnih centrov slovenskih distribucijskih podjetij. Replikacija se dogaja enkrat dnevno in vedno v smeri od merilnega centra do CSDMP in to privzeto le za dnevne odčitke, razen za posameznike, ki v okviru pogodbe za

71 oskrbo s svojim dobaviteljem ali ponudnikom storitve privolijo v hranjenje podrobnejših odčitkov (npr. 15-minutnih obremenilnih diagramov). V tem sistemu nastopajo konkretna imena in priimki posameznikov, saj je baza merilnih podatkov povezana s sistemom za upravljanje odnosov s strankami (CRM), ki deluje v okviru CSDMP. Do teh podatkov dostopajo drugi udeleženci na energetskem trgu v skladu s svojimi pristojnostmi. Slika 7.1: Območje občutljivih podatkov z vidika varovanja osebnih podatkov Jasno je, da se za vsako merilno mesto podatki hranijo tudi v pametnem (sistemskem) števcu. Števec ima pomnilnik za največ 40 dni. Dostop do teh podatkov je omogočen le distributerju, ki opravlja funkcijo daljinskega odčitavanja. Za ustrezno informacijsko zaščito pred nepooblaščenim dostopom do podatkov v števcu je treba poskrbeti v okviru varnostne politike. Sistem AMI nudi ustrezno tehnično podporo zaščiti podatkov (avtentikacija, avtorizacija, kriptirane povezave, integriteta prenosa podatkov, detekcija poskusa vdora ali goljufije). Vsako podjetje mora izdelati presojo vplivov na zasebnost (ang. Privacy Impact Assesment), kjer je treba med drugimi jasno definirati: kateri podatki se bodo obdelovali, kdo ji bo obdeloval (kateri procesi, sistemi, uporabniki), za katere namene, ali jih bo posredoval tretjim osebam in katerim, kako dolgo se bodo podatki hranili, 47

72 kako se lahko posameznik seznani z njegovimi shranjenimi podatki, kako lahko posameznik doseže izbris svojih podatkov iz baz. Pri načrtovanju sistema AMI priporočamo upoštevanje koncepta vgrajene zasebnosti. Podjetje mora v skladu z že omenjenimi standardi in priporočili politiko upravljanja in varovanja osebnih podatkov. Treba se je zavedati, da je varovanje informacij ne zajema le tehničnih ukrepov, temveč tudi organizacijske (izobraževanje, notranji in zunanji nadzor, sprejem in izvajanje varnostnih politik, ipd.). Ukrepi za zavarovanje morajo biti ustrezni glede na naravo in tveganje, ki jih prinaša obdelava osebnih podatkov. Na tem mestu podajmo še nekaj priporočil za oba sistema, kjer se bodo podatki sistema AMI hranili: distribucijsko podjetje (merilni center): hranjeni podatki se naj ne povezujejo s konkretnim posameznikom, temveč le s šifro merilnega mesta, torej v skladu z načelom sorazmernosti uporabimo identifikator, v skladu z načelom minimizacije hranimo samo tiste podatke, ki jih res rabimo, identificirajmo procese, katerim zadostujejo anonimni podatki in le-te ustrezno anonimizirajmo, v tehničnih sistemih, ki omogočajo geografsko lociranje merilnega mesta, uredimo dostopne pravice uporabnikom in vpeljemo sledljivost dostopa. centralni sistem za dostop do merilnih podatkov: privzeta nastavitev za vsakega odjemalca naj bo hranjenje dnevnih odčitkov v centralnem sistemu za dostop do merilnih podatkov, dobavitelj lahko z odjemalcem sklene pogodbo o oskrbi, ki vsebuje tudi pravno podlago (privolitev odjemalca) za hranjenje obremenilnih diagramov. 8 Pregled primernih tehničnih rešitev 8.1 Arhitektura sistema Arhitekturo AMI sistemov lahko v grobem razdelimo na tri nivoje. To so: merilna mesta opremljena s pametnimi števci, komunikacijska omrežja, merilni center. Nad merilne centre lahko umestimo še dodatne IT sisteme, kot je na primer centralni sistem za dostop do merilnih podatkov opisan v 6.7. Slika 8.1 prikazuje zasnovo tipičnega AMI sistema. 48

73 Slika 8.1: Zasnova sistema AMI. 8.2 Merilna mesta Čeprav je števec električne energije v izvedbi sistemskega števca v večini AMI sistemov obravnavan kot osrednja naprava merilnega mesta, so informacijske potrebe povezane z merilnim mestom dosti večje kot samo zajemanje podatkov o porabi električne energije. Dodatne funkcionalnosti števca omogočajo nove storitve, na primer izvajanje ukrepov kratkoročnega upravljanja s porabo, odčitavanje merilnikov drugih energentov in vode, ipd. Sistem AMI tako predstavlja energetsko informacijsko infrastrukturo s katero je moč poleg električne energije nadzorovati in upravljati tudi rabo drugih energentov in pitne vode. Merilno mesto danes vse bolj postaja informacijsko stičišče med uporabniki in njihovimi hišnimi napravami na eni, in distributerji, prodajalci in drugimi udeleženci na energetskem trgu, na drugi strani Pametni števci - sistemski števci Osnovni element merilnega mesta je pametni števec (ang. smart meter), imenovan tudi sistemski števec. Natančno merjenje v predpisanih razredih točnosti je seveda pri obravnavi sistemov naprednega merjenja samoumevno. Zato se osredotočimo na dodatne funkcionalnosti. Te funkcionalnosti so lahko naslednje: zmožnost varne komunikacije dvosmerne izmenjave podatkov z višjim nivojem (s koncentratorji in s sistemi za obdelavo in upravljanje s podatki), zmožnost priključitve in posredovanja podatkov števcev ostalih energentov in vode (»multi-utility«), 49

74 možnost komunikacije s hišnimi napravami oziroma hišnim omrežjem, shranjevanje obremenilnih diagramov (nastavljivi intervali, na primer 15, 30, 60, minut), ki jih je vedno možno daljinsko odčitati, pomnilnik za registrirane vrednosti vsaj za 40 dni, možnost daljinskega odklopa in možnost ponovne vzpostavitve oskrbe, možnost daljinskega omejevanja moči, možnost naprednih tarifnih sistemov, možnost daljinskega nastavljanja urnikov za tarifne sisteme, možnost predplačniškega sistema in pripadajoče upravljanje (daljinsko nalaganje kredita, preverjanje stanja, ipd.), možnost prikaza določenih informacij (poraba, cene, ipd.) na ločenem prikazovalniku - zaslonu, možnost komunikacije z napravami hišnih omrežij, merjenje zanesljivosti oskrbe in nekaterih parametrov kvalitete napetosti možnost shranjevanja dogodkov (upadov, izpadov npr.), možnost daljinskega nadzora in upravljanja s števcem ter možnost avtodiagnostike, možnost daljinske nadgraditve programske opreme števca, avtomatska sinhronizacija ure (točen čas), zmožnost sledljivosti zlorab in posegov v števec in ustrezna zaščita dostopa. Na sliki 8.2 je shematski prikaz nekaterih funkcij sistemskega števca. Sistemski števec lahko dopolnjuje dodaten hišni energetski prikazovalnik LCD zaslon, ki je nameščen v stanovanju in preko katerega je mogoče spremljati porabo in cene energije, ter druge pomembne informacije (8.2.3). Z razvojem hišne avtomatike in povezave določenih naprav v gospodinjstvu na hišno omrežje (HAN) je treba računati na to, da se na to omrežje poveže tudi sistemski števec, kar omogoča prenos informacij o trenutni porabi in tarifah, na podlagi katerih se lahko učinkovito upravlja poraba električne energije in tudi drugih energentov ter vode. Zelo pomembna je tudi sama izvedba števca, ki pogojuje hitrost namestitve, oziroma zamenjave. Ker je merilnih mest zelo veliko, lahko stroški montaže v primeru manj ustreznih izvedb hitro narastejo. Nekateri proizvajalci izdelujejo sistemske števce s podnožji, kar omogoča hitro zamenjavo. Naštejmo nekaj uveljavljenih proizvajalcev pametnih števcev (po abecednem redu): ADD Group, Aidon, EDMI, Echelon, Elster, Enel, Iskraemeco, Itron, Kamstruop, Landis+Gyr, PRI in Sagem Communications. 50

75 ODJEMALEC HIŠNE NAPRAVE (hišna avtomatizacija, hišni energetski prikazovaklnik,...) SISTEMSKI ŠTEVEC ZASLON (TIPKE) ODKLOPNIK VMESNIK CPE (prijava,izračun,nadzor,...) MERJENJE - DRUGI ENERGENTI (plin, voda, toplota) MERJENJE - elektrika MODEM DISTRIBUCIJSKA OMREŽJA Komunikacijsko omrežje Slika 8.2: Pametni števec - shematski prikaz bistvenih funkcij Lastna raba Pametni števci imajo manjšo lastno rabo tokovne veje, kot indukcijski, kar pomeni, da predstavljajo manjše breme za tokovnike. Po drugi strani pa je na napetostno vejo priključena elektronika števca, ki ima lahko v povprečju tudi do trikrat višjo porabo delovne energije, kot jo imajo indukcijski števci. Na porabo delovne energije pri števcih moramo biti zelo pozorni, saj se vsak dodaten Watt množi s številom merilnih mest in izgube na ta račun se povečajo Priključitev števcev ostalih energentov (»multi-utility«) V gospodinjstvu se poleg električne energije običajno meri še poraba zemeljskega plina, toplote (daljinsko centralno ogrevanje) in pitne vode. Z opremo merilnega mesta s sistemskim števcem se tako ponuja tudi možnost daljinskega odčitavanja porab zgoraj navedenih energentov in vode. 51

76 Večina števcev drugih energentov, ki so trenutno v uporabi, ni opremljena s komunikacijskim vmesnikov. Največ kar lahko trenutno od teh števcev pričakujemo je, da imajo na voljo impulzni izhod (S0). (Na trgu se že pojavljajo t.i. pametni števci drugih energentov - predvsem plinomeri, ki so že sami po sebi sposobni komunikacije.) Slika 8.3: Primer namestitve enote za daljinsko odčitavanje plinomera V primeru na sliki 8.3 se na plinomer pod številčnico namesti ZigBee končna naprava z ustreznim nastavkom z "read relejem", ki ga proži vrteč magnet pripet na kolut številčnice plinomera - tak način generiranja impulzov za štetje porabe je pri plinomerih pogost. Naprava šteje impulze, ki so potem na voljo za prenos do pametnega števca ali drugih naprav. Pametni števci, ki so v uporabi v EU, največkrat podpirajo sledeče možnosti priključitve drugih števcev: M-bus (žični in brezžični), Euridis, impulzni vhodi (S0). V ZDA prevladuje ZigBee. V Evropi se je precej uveljavil M-bus. Pogosto se impulzni vhodi priključijo preko P2M (Pulse to M-bus) vmesnika, ki omogoča štetje impulzov tudi v primeru izpada električne energije. P2M vmesnik sam šteje impulze, vrednost registra pa lahko sistemski števec vedno prebere preko M-bus vodila. Težava pri priključitvi drugih števcev na sistemski števec je tudi v tem, da so števci običajno v različnih prostorih. Izvedbe instalacij žičnih povezav - če so sploh mogoče - nemalokrat zahtevajo posege v bivalne prostore, so časovno zamudne in posledično drage. Zato se vse bolj posega po brezžičnih (RF) možnostih povezav. Pri načrtovanju takih radijskih povezav v stavbah moramo biti pozorni na problem dometa zaradi same narave širjenja radijskih valov (armirano-betonske stene, ipd.) M-bus M-bus (Metering bus) vodilo in pripadajoči protokol je namenjen daljinskemu odčitavanju števcev porabe energentov. Zaradi odprtosti, enostavni uporabi, cenenosti, robustnosti in dobri odpornosti na motnje, se je pri proizvajalcih opreme že dobro uveljavilo, sploh v Evropi. Opisan je v standardih SIST EN in SIST EN

77 Nekatere značilnosti: "Master Slave" način komunikacije, enostavna priključitev naprave na vodilo z dvema žicama (polariteta ni pomembna), "Slave" naprava (na števcu) se napaja preko vodila, fleksibilna struktura vodila: linearno vodilo, zvezda, drevo, do 250 uporabnikov do dolžine 1000m, 300 do bps, standardno 2400 bps, dobra odpornost na motnje (visok nivo signala), nadzor vodila, avtomatska detekcija napak. Sistemski števci, ki imajo podporo za M-bus vodilo, delujejo kot "Master" na katerega se lahko priključi običajno do 4 M-bus»Slave«naprave. Informacije iz teh naprav so v sistemskem števcu predstavljene preko DLMS/COSEM podatkovnega modela (8.6.1) Brezžični (ang. Wireless) M-bus Brezžični M-bus je definiran v SIST EN Deluje na ISM frekvenčnem področju MHz in omogoča prenos podatkov hitrosti 2.4 kbps / kbps / 66.6 kbps na razdalji do 250m. Prilagojen je majhni porabi energije in omogoča dvosmerno komunikacijo med merilno Slave napravo in sprejemnim Master modulom. Zaradi optimalnega delovanja v različnih okoljih (stacionarnih in mobilnih), omogoča brezžični M-Bus protokol delovanje na več različnih načinov. Od najenostavnejšega načina enosmernega periodičnega pošiljanja podatkov iz merilnih naprav»master«napravam, do dvosmernih komunikacij, ko»master«naprava najprej pošlje zahtevek»slave napravi«od katere nato prejme odgovor. Aplikacijski nivo je zgrajen na EN standardu, ki podpira AES-128 bitno kriptiranje prenosa podatkov, sinhronizacijo ter mehanizme za odpravo napak v prenosu Euridis Euridis [62] je protokol, ki temelji na standardu IEC Omrežje deluje na Master- Slave principu, v katerega lahko povežemo do 100 naprav v medsebojni razdalji do 500 m. Signal se prenaša po žičnih paricah (angl. twisted pair) in je moduliran s 50 khz. Omogoča poldupleksni prenos podatkov s hitrostjo od 1,2 kbps do 9.6 kbps in kontrolo napak z uporabo algoritma CRC 16. Parice lahko služijo tudi napajanju»slave«naprav. Aplikacijski sloj je zgrajen po COSEM IEC standardu. Euridis se uporablja tudi za komunikacijo med pametnimi števci in koncentratorjem predvsem v Franciji. 53

78 ZigBee ZigBee omrežje je brezžično omrežje, ki je namenjeno predvsem senzorjem in raznim kontrolnim napravam. Ker zasnova in namen tega omrežja presega samo priključevanje števcev drugih energentov, je ZigBee podrobneje opisan v poglavju Povezava s hišnim omrežjem Z razvojem koncepta pametnih hiš oziroma pametnega doma (ang. Smart Home) se naprave v hiši tudi informacijsko povezujejo govorimo o omrežju hišnih naprav oziroma hišnem omrežju (HAN Home Area Network). Koncept se lahko razširi tudi na ostale stavbe v okviru širokega odjema (poslovne stavbe, ipd.) zato se v tujini uporablja tudi bolj splošen izraz»omrežje pri uporabniku«(pan - Premise Area Network). Ena izmed funkcij naprav hišnih omrežij je tudi avtomatsko upravljanje z napravami v smislu prilagajanja odjema in optimiranja stroška za energijo glede na želeno ugodje. Za izvedbo te funkcije je potrebna povezava koncepta pametnih omrežij s konceptom pametnega doma (SmartGrids 2 SmartHome). Koncept povezave prikazuje slika 8.4. Pametni števec lahko ima komunikacijski vmesnik za povezavo z ustrezno napravo v hiši. V najbolj osnovni izvedbi je lahko to le hišni energetski prikazovalnik ( ), ki omogoča sprotno informiranje odjemalca. Za upravljanje z napravami pa mora biti na voljo ustrezen kontroler, ki je informacijsko povezan s hišnimi napravami. Od pametnega števca pričakujemo, da kontrolerju sporoča trenutne podatke o porabi ter še druge pomembne informacije, kot so na primer tarife. Slika 8.4: Povezava s hišnim omrežjem (SmartGrids 2 SmartHome) 54

79 Za izvedbo ukrepov avtomatskega kratkoročnega upravljanja s porabo (DR) je pomembna informacijska povezava med izvajalcem storitve DR in uporabnikom. Izvajalec storitve je lahko distributer ali pa neodvisni ponudnik energetskih storitev. Sistem AMI ima zaenkrat premajhne sistemske zmogljivosti, da bi ta povezava potekala preko pametnega števca, zato je predvidena tovrstna povezava preko Interneta Hišni energetski prikazovalnik Slika 8.5: Hišni energetski prikazovalnik (ecometer, Landis+Gyr) [57]. Hišni energetski prikazovalnik (IHD In- House Display) je namenjena informiranju odjemalcev o porabi za različne energente za tiste, za katere je informacija na voljo v sistemskem števcu (slika 8.5). Naprave običajno omogočajo prikaz trenutnih vrednosti, nekatere pa tudi prikaz arhiviranih vrednosti. Dodatno je možen prikaz izpustov CO 2, cen energentov, stanja tarif in kratkih sporočil. Prikazovalnik se s sistemskim števcem običajno poveže preko brezžične povezave (npr. 868MHz RF, ZigBee, ) ali preko PLC. Prikazovalnik je koristen pri vzpodbujanju varčevanja z energijo, saj nudi neposredno informacijo o porabi, kar vpliva na obnašanje uporabnika. Analize na podlagi pilotnih projektov v tujini (npr. raziskava podjetja Accenture iz leta 2010 [58]) so pokazale, da večina odjemalcev takega prikazovalnika ne uporablja. Predlagamo, da je namestitev energetskih prikazovalnikov le nadstandardna storitev v okviru nekaterih paketov oskrbe, ki jih bodo ponujali trgovci z električno energijo. 8.3 Komunikacijska omrežja Komunikacijska omrežja morajo zagotoviti varen in zanesljiv prenos podatkov v obe smeri med koncentratorji, števci ter višjimi nivoji običajno je to merilni center. V AMI sistemih se običajno uporabljata vsaj dve različni omrežji: omrežje soseske (NAN - Neighborhood Area Network): omrežje za komunikacijo med sistemskimi števci in koncentratorji (npr. PLC/DLC preko energetskih vodov), prostrano omrežje (WAN Wide Area Network): omrežje za komunikacijo med koncentratorji in merilnim centrom (npr. GSM/GPRS/UMTS, Ethernet, ipd.). 55

80 Načine komuniciranja med napravami lahko opišemo po slojih, ki jih definira ISO/OSI (Open System Interconnection) referenčni model. Ker bomo v nadaljevanju to terminologijo uporabili, jih naštejmo: 1. aplikacijski sloj, 2. predstavitveni sloj, 3. sejni sloj, 4. transportni sloj, 5. omrežni sloj, 6. povezovalni sloj in 7. fizični sloj. ISO/OSI referenčni model dobro opisujejo različni spletni viri, npr. [63], zato ga ne tem mestu ne bomo opisovali PLC / DLC in BPL komunikacija po energetskih napajalnih vodih PLC (Power Line Carrier) oziroma DLC (Distribution Line Carrier) in BPL (Broadband over Power Lines) prenos podatkov poteka preko energetskih napajalnih vodov. Napajalni vodi zaradi velikega slabljenja in motenj niso najbolj primerni za prenos visokofrekvenčnih signalov, zato je domet precej omejen. PLC se za potrebe AMI največ uporablja znotraj območja transformatorske postaje na NN strani in omogoča uporabne domete do 500 m. Domet se da povečati z uporabo posrednikov ("repeatorjev") in lahko doseže največ nekaj kilometrov. Že sami PLC modemi v sistemskih števcih lahko delujejo tudi kot posredniki, tako da namestitev dodatnih naprav običajno ni potrebna. Nekateri proizvajalci ponujajo PLC komunikacijo z oddaljenimi napravami tudi preko SN omrežja. Naprava se v tem primeru priključi preko kapacitivnega ali induktivnega sklopnika. Običajna hitrost prenosa informacij s PLC na SN omrežju je 300 bps. Domet povezave je od 5km do 10km. Velika prednost PLC je v tem, da je komunikacijski kanal že na voljo - števec, ki ima vgrajen PLC modem, je priključen v omrežje takoj, ko ga zmontiramo. Nobeno dodatno ožičenje ni potrebno. Pomembno je tudi, da je komunikacijski kanal torej distribucijski vodi v lasti distributerjev in zato lahko le-ti sami narekujejo tempo sprememb uporabljene tehnologije za prenos informacij. Za sisteme naprednega merjenja se uporabljajo PLC tehnologije, ki delujejo v CENELEC A frekvenčnem območju (3 95 khz), ki je namenjeno izključno elektrodistribucijskim podjetjem za prenos informacij povezanih z oskrbo z energijo. Trenutno aktualne PLC tehnologije so naslednje: 56

81 IEC (S-FSK) PRIME PLC G3 Meters & more IEC (S-FSK) Ta PLC tehnologija ima ime kar po standardu, ki jo definira, ali pa po vrsti modulacije S- FSK. To je trenutno edina tehnologija, ki je povsem definirana v okviru IEC standardov, ter tudi javno objavljena. Na fizičnem sloju gre za uporabo S-FSK (Spread Frequency Shift Keying) modulacije. Nosilca sta na frekvencah 63 in 74 khz znotraj CENELEC A frekvenčnega območja. Za zaščito podatkovnih okvirjev skrbi 24-bitna CRC (Cyclic Redundancy Check) koda z najmanjšo Hammingovo razdaljo 6, kar omogoča učinkovito detekcijo napak v najslabših razmerah na komunikacijskem kanalu. Tehnologija je preizkušena in uporabljena v številnih AMR/AMM/AMI projektih. Ima zelo dobro razmerje robustnost/cena. Njena slabost je nizka hitrost prenosa podatkov, ki je največ 2,4 kbps. Efektivna hitrost prenosa podatkov je sicer še nekajkrat manjša. Povezovalni sloj vsebuje MAC (Medium Access Control) in LLC (Logical Link Control) podsloj. Vsak pametni števec lahko deluje tudi kot repitor okvir podatkov samo posreduje naprej. LLC opravlja naslednje funkcije: omogoča naslavljanje, pošiljanje podatkov, ki ne potrebujejo potrditve, zahtevanje podatkov s potrditvijo, zagotavljanje storitev za prenos podatkov. MAC podsloj je definiran v IEC , LLC pa v IEC Na aplikacijskem sloju se uporablja DLMS/COSEM po standardih IEC , IEC in IEC Dodatno so definirani tudi podsloji za upravljanje sistema, kot je na primer avtomatsko konfiguriranje novih števcev (IEC ), ipd. 57

82 Slika 8.6: S-FSK: standardi po OSI slojih Tehnologija IEC je skupaj z DLMS/COSEM aplikacijskim slojem temelj odprtih specifikacij IDIS (Interoperable Device Interface Specification), ki trenutno zagotavljajo največjo mero interoperabilnosti med različnimi proizvajalci opreme. Projekt OPEN meter je to tehnologijo obravnaval kot eno izmed možnosti, vendar je na fizičnem sloju in delu povezovalnega sloja dal prednost PLC tehnologiji PRIME, uporabil pa je LLC in seveda DLMS/COSEM na aplikacijskem nivoju PRIME Prenos podatkov na fizičnem sloju poteka z uporabo modulacije OFDM (Orthogonal FrequencyDivision Multiplexing) z 97 nosilci, ki se nahajajo v zgornjem delu CENELEC A frekvenčnega področja in vsi skupaj zasedajo 47 khz pasovne širine. Nosilci so modulirani z DPSK (Differential Phase Shift Keying), pri čemer se uporablja modulacija z dvema fazama DBPSK (Differential Binary Phase Shift Keying), štirimi fazami DQPSK, ali osmimi D8PSK. Uporablja se konvolucijska koda in prepletanje, signal je tudi skrambliran. Izbira modulacije in kodiranja je odvisna od trenutne kapacitete komunikacijskega kanala. Sistem lahko izbere vrsto modulacije in kodiranja tako, da bo v danih razmerah hitrost prenosa podatkov največja. Največja hitrosti prenosa podatkov je 128 kbps. Efektivna hitrost na motenem komunikacijskem kanalu je običajno nekajkrat nižja. 58

83 Na povezovalnem sloju je protokolni sklad sistema PRIME sestavljen iz več podslojev. V osnovi pa se uporablja protokol LLC (Logical Linc Control) po standardu IEC Sistem dopušča še možnost uporabe IPv4 in TCP/UDP protokolov na omrežnem in prenosmen sloju. Na aplikacijskem sloju se uporablja DLMS/COSEM po standardih IEC , IEC in IEC Slika 8.7: PRIME: standardi po OSI slojih PRIME se razvija v okviru AMI projekta španske distribucije Iberdrola. Je tudi osrednji PLC sistem projekta OPEN meter in najresnejši kandidat za naslednjo generacijo PLC sistemov G3 PLC Za prenos podatkov na fizičnem sloju se uporablja z 36 nosilci, ki se nahajajo znotraj CENELEC A frekvenčnega območja med 34 khz in 90 khz. Nosilci se znotraj območja razvrstijo adaptivno upoštevajoč morebitne motne na komunikacijskem kanalu. Možno je tudi določiti območja, kjer nosilcev ne bo na tak način lahko sistem sobiva s S-FSK sistemom. Nosilci so modulirani z DBPSK (Differential Binary Phase Shift Keying) ali DQPSK (Differential Binary Phase Shift Keying). Uporaba se koda z vnaprejšnjo korekcijo napak, prepletanje in še drugi mehanizmi za učinkovit prenos podatkov preko komunikacijskega kanala. G3 PLC pozna tudi t.i. robustni način prenosa, kjer se s ponavljanjem simbolov doseže še večja uspešnost prenosa podatkov na zelo motenem komunikacijskem kanalu 59

84 (seveda za ceno zmanjšane efektivne hitrosti prenosa). Največja hitrost prenosa podatkov je 34 kbps, efektivna pa je običajno okoli 20 kbps. Transport podatkov na spodnjih OSI slojih je izveden v skladu z odprtimi internetnimi standardi: IEEE RFC LoWPAN, uporabljen je prilagoditveni 6LoWPAN sloj RFC2460 IPv6 RFC0768 UDP Sistem torej omogoča uporabo IPv6 protokola v okviru omrežij PAN (Personal Area Networks), kar je osnova koncepta interneta stvari (IOT Internet of Things). Z uporabo IP je tudi na voljo veliko učinkovitih rešitev za doseganje zadovoljive varnosti sistema (npr. VPN), nadzora in skalabilnosti. Slika 8.8: PLC G3: standardi po OSI slojih Našteti sloji skrbijo za prenos podatkov aplikacijskih slojev v okviru DLMS/COSEM standardov (IEC , IEC in IEC ). Sistem G3 PLC se razvija v okviru AMI projektov za francosko distribucijo ERDF. Naknadno je bil sistem vzet v projekt OPEN meter. Z uporabo tehnologije IPv6 in skladnosti s konceptom Interneta stvari (IOT Internet of Things) je konceptualno najbolj napreden PLC sistem Meters & more Sistem»Meters & more«definira štiri vrste naprav, ki komunicirajo prek PLC: vozlišče A pametni števec, vozlišče B periferna enota ali drug merilnik, koncentrator. Sistem uporablja na fizičnem sloju B-PSK modulacijo z nosilcem na 86 khz. Uporablja se prepletanje in konvolucijsko kodiranje. Hitrost prenosa podatkov je 4,800 kbps. Dostop do komunikacijskega kanala je urejen s pošiljanjem zahteve za oddajo, potrditvijo zahteve in potrditvijo sprejema podatkovnega okvirja s podatki. Efektivna hitrost prenosa je v takih 60

85 sistemih običajno nekajkrat nižja od hitrosti prenosa podatkov. Podatki so šifrirani z uporabo AES algoritma z dolžino ključa 128 bitov. Sistem»Meters & more«se večinoma ne drži mednarodnih standardov. Podatkovni model ni združljiv z DLMS/COSEM.»Meters & more«izhaja iz sistema AMR, ki ga je pred leti uvedel Enel na področju Italije (35 milijonov pametnih števcev). Poudarek je na»izhaja«, saj ne gre za povsem enak sistem. Projektu se je pridružila še španska distribucija Endesa, ki namerava uvesti sistem za 13 milijonov svojih odjemalcev. Tudi ta projekt je bil naknadno vzet pod okrilje projekta OPEN meter Širokopasovni PLC - BPL BPL (Broadband over Power Lines) omogoča širokopasovne podatkovne povezave preko energetskih napajalnih vodov. Tehnologija se razvija tudi kot možna alternativa xdsl povezavam za dostop do Interneta. BPL običajno deluje v frekvenčnem območju od 2 do 30 MHz. Največje hitrosti prenosa dosegajo več sto Mbps. Prenos podatkov poteka po neugodnem komunikacijskem kanalu - energetski napajalni vodi imajo na teh frekvencah veliko slabljenje. Uporablja se OFDM modulacija in sicer dve varianti: bodisi FFT bodisi valjčna. OFDM uporablja množico nosilnih frekvenc, sodobni BPL sistemi pa omogočajo konfiguriranje lokacij teh nosilcev znotraj frekvenčnega spektra - tako se lahko izognemo določenim motnjam, ali pa preprečimo motenje drugih naprav, ki tudi uporabljajo ta frekvenčni spekter. Ravno slednje je pogost očitek BPL sistemom: nadzemni energetski napajalni vodi delujejo kot antene in sevajo BPL signale v prostor, kar lahko povzroči motnje uporabnikom radijskega frekvenčnega spektra. Začetna ovira množični uporabi teh sistemov - pomanjkanje standardov in posledično nezdružljivost opreme različnih proizvajalcev - se zadnje čase odpravlja: uveljavljajo se standardi družine IEEE P1901, na področju uporabe BPL v pametnih omrežjih pa se uveljavljajo še specifikacije»homeplug Green PHY«. Tehnologija BPL se uporablja tudi za širokopasovno povezavo računalniških sistemov znotraj hiše, kar obravnava standard ITU G Pametni števci za evropsko tržišče BPL komunikacije zaenkrat ne podpirajo Pregled PLC tehnologij Tabela 8.1 podaja primerjavo osnovnih lastnosti PLC tehnologij, kot so vrsta modulacije, frekvenčni pas in hitrost prenosa. 61

86 Tabela 8.1: Pregled osnovnih lastnosti PLC tehnologij Standard Modulacija Frekvenčni pas Hitrost prenosa IEC S-FSK khz 1,2-2,4 kbps PRIME OFDM khz kbps G3 OFDM khz 2,4-34 kbps Meters & more BPSK khz 4,8 kbps IEEE P1901 in ITU G.9960 OFDM 2-30 MHz >100 Mbps Homeplug Green PHY OFDM 2-30 MHz khz 250 kbps - 3,8 Mbps Tehnologija po standardu IEC je najpogosteje uporabljena v obstoječih AMI sistemih in je dodobra preizkušena. Njena slabost je nizka hitrost prenosa podatkov. PRIME je najresnejši kandidat za naslednjo generacijo PLC sistemov za namene AMI. Trenutno potekajo prvi projekti uvedbe (Iberdrola v Španiji). Po prvih informacijah so rezultati dobri. Počakati bo treba na poročila o izvedenih projektih, tako da se obetajoča tehnologija potrdi še v praksi. G3 PLC je konceptualno najbolje zastavljen, saj uporablja tehnologije IPv6 in je skladen s konceptom Interneta stvari (IOT Internet of Things). Tehnologija je v razvojni fazi. Tehnologija Meters & more je precej nestandardna rešitev glede na obstoječe standarde in trende. Za njo sicer stojijo velika distribucijska podjetja, kot so Enel v Italiji in Endesa v Španiji, ter multinacionalke, kot je na primer IBM, vendar uporabljena tehnologija po našem mnenju ne ustreza sodobnim trendom, sploh če jo primerjamo s PRIME in G3 PLC. Vse naštete tehnologije delujejo v frekvenčnem pasu CENELEC A, ki je namenjen izključno elektrodistribucijskim podjetjem. BPL tehnologija deluje na širokem frekvenčnem območju izven CENELEC A. Po naših podatkih pametnih števcev uveljavljenih proizvajalcev, ki bi podpirali BPL, zaenkrat na evropskem tržišču ni Mobilno omrežje (GSM/GPRS/UMTS) Hrbtenico mobilnega omrežja sestavlja mreža baznih postaj. Omrežje deluje na frekvenčnih pasovih okoli 900 MHz in 1800 MHz, UMTS pa tudi na 2100 MHz (manjše razlike glede na nekatere države predvsem ZDA). Omrežje omogoča tudi podatkovni prenos kar s pridom uporabimo za namene AMI sistemov. Priključitev na omrežje z napravo, ki vsebuje ustrezen modem, je enostavna in za večji del države neproblematična: po podatkih enega izmed operaterjev mobilne telefonije je pokritost prebivalstva s signalom mobilnega omrežja več kot 99%. Vendar se v praksi lahko kljub temu pojavijo mrtve cone, kjer je signal prešibak in ne pomaga niti zunanja antena! Podatkovni načini prenosa podatkov so lahko različni: klasični prenos podatkov CSD, hitri prenos HSCSD in 3G CSD ter paketni prenosi GPRS/EDGE, UMTS/HSDPA in HSPA+. Hitrosti prenosa za paketni prenos so običajno do 236 kb/s (EDGE), v omrežju UMTS pa dosegajo običajno do 384 kb/s, ali do 3,6 Mb/s z ustrezno terminalsko opremo in kjer je 62

87 zagotovljen signal HSDPA. V uporabi je tudi že HSPA+ tehnologija, ki omogoča hitrosti prenosa do 84Mb/s v smeri k uporabniku in 22 Mb/s v obratni smeri. GPRS komunikacija za namene AMI običajno poteka preko navideznega privatnega omrežja, oziroma preko svojega APN (Access Point Name) z ustrezno avtentikacijo. V primeru osamljenih števcev (do 6 na TP) se splača vgraditi števce, ki že vsebujejo GSM/GPRS modem in so sposobni direktno komunicirati z merilnim centrom. V nasprotnem primeru se bolj splača vgraditi koncentrator in povezati števce preko PLC/DLC in nato naprej do merilnega centra preko mobilnega omrežja. Pri velikih AMI sistemih in zahtevi za pogostejše zajemanje podatkov lahko hitro pridemo do omejitev zaradi končne zmogljivosti omrežja. Predvsem je problematično veliko število hkratnih povezav - zato je ključnega pomena, da programska oprema merilnega centra poskrbi za pravilno časovno in krajevno disperzijo vzpostavljanja povezav. Zelo zaželeno je sodelovanje s strokovnjaki mobilnega operaterja v vseh fazah projekta (načrtovanje, testiranje, zagon, obratovanje). Zagotoviti je treba tudi direktno, dovolj zmogljivo in varno omrežno povezavo med merilnim centrom in centrom mobilnega operaterja WiMAX omrežje WiMAX omrežje je namenjeno širokopasovnim povezavam končnih uporabnikov v omrežje. Omrežje temelji na standardih IEEE Najpogosteje uporablja frekvenčne pasove med 2 in 4 GHz, obetajo pa se še novi, predvsem pod 1 GHz, kar bi omogočilo še boljše domete. Način prenosa podatkov preko radijskega kanala je prilagojen razmeram, ko ni direktne vidljivosti med končnim uporabnikom in bazno postajo, kar pomeni, da mora biti sistem precej odporen proti težavam, ki jih povzročajo odboji radijskega signala. Hitrosti prenosa so odvisne od razpoložljive pasovne širine in lahko dosegajo do 100 Mb/s. Večinoma je razpoložljive pasovne širine manj in posledično so tudi prenosi počasnejši, na primer 23 Mb/s pri pasovni širini 7 MHz. Domet je nekje do 30 km, če je med končnim uporabnikom in bazno postajo optična vidljivost in pade nekje na 3 km v strnjenih naseljih, ko ni optične vidljivosti. Standardi za WiMAX se sicer razvijajo pod okriljem neprofitne organizacije WiMAX, ki so jo ustanovili vodilni proizvajalci komunikacijske opreme in sestavnih delov, kot na primer Nokia, Intel, Proxim,... Sistemski števci, ki so v uporabi v Evropi, integriranega WiMAX modema še nimajo. Možna uporaba je za komunikacijo koncentrator - merilni center, če je seveda na dani lokaciji omrežje na voljo. Licenco za javna WiMax omrežja sta v Sloveniji dobila Telekom Slovenije in Tok telekomunikacije, vendar omrežja do danes še nista zaživela. Na Elektro Gorenjska teče pilotni projekt uporabe WiMax sistema z uporabo lastne bazne postaje. 63

88 8.3.4 ZigBee omrežje ZigBee je brezžično omrežje prilagojeno specifičnim potrebam senzorjev in drugih merilnih in kontrolnih naprav. Te specifične potrebe se izražajo predvsem v zahtevi po zelo mali porabi električne energije, kar omogoča baterijsko napajanje modulov in dolgo avtonomnost napajanja (običajno do več let, tudi do 10), ter v potrebi po malih zakasnitvah pri prenosu podatkov. Ker je to nova in zelo obetavna tehnologija, jo malo bolj podrobno predstavimo. Bistvo ZigBee omrežja je, da se s pomočjo ZigBee Alliance vzpostavlja standardizirana platforma za brezžično povezavo omenjenih naprav. Do sedaj je bilo na trgu namreč kar nekaj rešitev, ki pa so bile vezane na posamezne proizvajalce in zato povezovanje naprav različnih proizvajalcev praktično ni bilo mogoče. ZigBee torej vse bolj postaja globalni standard za omrežje senzorskih, merilnih in kontrolnih naprav. ZigBee je odprt standard, ki temelji na IEEE specifikacijah za brezžična omrežja. Glavne značilnosti: majhna poraba energije, dva načina stanja: aktivno (oddaja/sprejem) in pripravljenost (sleep), nizka cena, enostavna namestitev in vzdrževanje, velika gostota ZigBee vozlišč (naprav) v omrežju, naslovni prostor do naprav, robusten protokol (protokol je podoben Bluetooth ali , vendar okrnjen na najbolj nujno funkcionalnost), frekvenčno območje 868 MHz (EU), oziroma 915 MHz (USA, Avstralija), ter 2.4 GHz, ki postaja glavno področje za ta omrežja v vseh deželah, hitrost podatkov: 250 kbps (@2.4 GHz), 40kbps (@915 MHz), 20 kbps (@868 Mhz); CSMA/CD dostop do komunikacijskega kanala, različne topologije omrežja: "peer-to-peer", zvezda, mešano, domet: odvisno od okolja od 5 do 500 m, tipično 50 m, možnost zagotovljenega časa prenosa podatka za aplikacije, ki zahtevajo nizko latenco, oziroma odziv v predvidenem času, tipičen promet: periodični podatki (npr. odčitki senzorjev), ukazi (npr. vklop/izklop stikala), podatki z zahtevano nizko latenco. Varnost podatkov je zagotovljena na več nivojih. Že na prvem nivoju OSI modela (MAC - nivo) se uporablja AES (Advanced Encription Standard), pri posredovanju podatkov preko omrežja (Multi-Hop Messaging) pa na omrežnem tretjem nivoju. Varnostni mehanizmi zagotavljajo zaupnost podatkov, njihovo integriteto, kot tudi avtentičnost glede na izvor, oziroma cilj. 64 ZigBee pozna tri vrste naprav: končne naprave, usmerjevalnike in koordinatorje. Koordinator je centralna naprava omrežja in hkrati prehod na druga omrežja - povezava z

89 višjimi sloji (na primer preko GPRS, Ethernet,...). Povezan je z usmerjevalniki, ki skupaj z RF povezavami med njimi in med koordinatorjem tvorijo hrbtenico omrežja na katero se priključujejo končne naprave (slika 8.9). ZigBee koordinator (FFD) ZigBee usmerjevalnik (FFD) ZigBee končna naprava (RFD ali FFD) Slika 8.9: Topologija ZigBee omrežja Zaradi optimizacije cene sta na voljo dva tipa ZigBee komunikacijskih vmesnikov: FFD (Full Function Device): lahko deluje v katerikoli omrežni topologiji, lahko je usmerjevalnik, lahko je koordinator, lahko pošilja sporočila katerikoli drugi napravi v omrežju. RFD (Reduce Function Device): omejena na topologijo zvezda, ne more biti omrežni koordinator, lahko komunicira samo z omrežnim koordinatorjem, zelo preprosta izvedba. ZigBee vmesnik na sistemskih števcih je dobrodošel, tako za povezavo z merilniki drugih energentov in hišnimi napravami, kot za povezavo samih sistemskih števcev s koncentratorji Brezžično širokopasovno dostopovno omrežje (Broadband Wireless Access - BWA) Razvoj telekomunikacijskih sistemov na področju brezžičnih tehnologij je prinesel vrsto možnih rešitev, ki se medsebojno razlikujejo glede na uporabljene frekvenčne pasove, in posledično prenosne kapacitete, ki jih sistem dovoljuje. Frekvenčni pasovi so lahko licenčni (npr. za tehnologijo WiMax) ali nelicenčni (npr. za tehnologijo Wi-Fi). Radijski sistemi za zagotavljanje TK storitev se razlikujejo tudi v topološkem načinu delovanja: točka točka (ptp) ali točka več točk( ptmp). Za potrebe zagotavljanja povezljivosti do TP postaj ali končnih odjemalcev se je v svetu, s potrjenimi referencami pa tudi v Sloveniji, izkazala tehnologija brezžičnega širokopasovnega dostopa (BWA), ki deluje na nelicenčnem frekvenčnem pasu med 5,470 in 5,725 GHz. Sistem deluje po načelu točka več točk, kjer bazna postaja zagotavlja sektorsko pokrivanje geografskega področja celic. Razporeditev sektorjev je odvisna od prometnih potreb, uporabljenih frekvenčnih pasov ter topologije območja, ki ga želimo pokriti. V polmeru brezžičnega pokrivanja se nahajajo končni uporabniki (npr. TP postaje), pri katerih so nameščene t.i. CPE naprave, ki končnim napravam, npr. koncentratorju AMI, zagotavljajo podatkovne storitve za povezovanje z merilnim centrom. Pri tem se kot komunikacijski vmesnik uporablja Ethernet (10/100BaseT). Kot radijska dostopovna metoda se uporablja časovni dupleks (TDD), kjer enote, ki pripadajo določenemu sektorju, komunicirajo na določeni frekvenci, oddaja in sprejem pa sta časovno 65

90 zamaknjena. Uporabljena je OFDM modulacija, ki omogoča delovanje tudi v primerih, ko ni optične vidljivosti. Za varnost prenosa podatkov se uporablja 128-bitno AES (Advanced Encrypton Standard) šifriranje. Sistem podatke dodatno kodira z 32 mestnim heksadecimalnim ključem, za najvišjo raven varnosti. Navedena tehnologija je bila že uspešno preverjena in potrjena v pilotnih projektih v slovenskih elektrodistribucijskih podjetjih, kjer je podjetje Stelkom, ki je v lastništvu slovenskih elektroenergetskih podjetij, s postavitvijo opisanih sistemov zagotovilo, varne in zanesljive komunikacijske storitve do TP postaj Elektro Primorske (TP Almira), Elektro Ljubljane (TP Hladilniška, TP Obrtniška, TP Betonarna, TP Peske, vse na območju Trzina) in Elektro Gorenjske (TP Primskovo). Meritve lastnosti TK storitev, ki so bile zaključene preko tehnologije BWA so pokazale, da so zakasnitve preko Stelkomovega brezžičnega dostopovnega sistema nizke (v razredu 15 ms), spremembe zakasnitev (jitter) pa zanemarljive. Poleg tega je bila zabeležena visoka razpoložljivost storitev do TP postaj pod različnimi pogoji, prenosne kapacitete pa zagotavljajo potrebe za TP postaje tudi za ostale uporabnike, poleg AMI koncentratorjev (meritve kakovosti, vodenje, spremljanje obratovalnih parametrov, itd). V prihodnosti je zaradi ugodnih tehničnih, stroškovnih in obratovalnih pogojev za zagotavljanje TK storitev do TP postaj smiselno zagotavljanje TK storitev preko opisanega brezžičnega širokopasovnega dostopovnega omrežja Brezžična zankasta omrežja (Wireless Mesh Networks WMN) Brezžična zankasta omrežja predstavljajo stroškovno in tehnološko učinkovite rešitve za zagotavljanje telekomunikacijskih storitev v dostopu. Tehnologija je zanimiva tudi za brezžično pokrivanje TP postaj, predvsem v gostih, strnjenih naseljih. Tehnologija uporablja mehanizme v skladu s standardi b/a/g/n (običajno jih označujejo kot Wi-Fi) na nelicenčnih frekvenčnih območjih 2.4 GHz ali 5 GHz. Zaradi mehanizmov povezovanja dostopovnih točk (ang. Access Point AP) preko brezžičnih zalednih (ang. backhaul) povezav je možno s tehnologijo WMN ustvariti dostopovno omrežje zankaste topologije. Vgrajeni algoritmi preklopov prometnih tokov na obhodne v primeru okvar ali poslabšanja razmer na primarni podatkovni poti omogočajo visoko razpoložljivost komunikacijskih povezav za uporabniške naprave, npr. AMI koncentratorje in ostale podsisteme na ravni TP postaje. Pri tem se kot komunikacijski vmesnik za uporabniške naprave uporablja Ethernet (10/100BaseT). Nizke oddajne moči (predpisane s standardi) ter relativno kratek doseg brezžičnih zalednih povezav uvrščajo tovrstno tehnološko rešitev glede primernosti uporabe v strnjena področja mesta in naselja. V odvisnosti od uporabljenega frekvenčnega pasu zalednih povezav je odvisen tudi domet, ravno tako tudi od topologije terena. Pri višjih frekvencah je za kakovostne povezave običajno zahtevana optična vidljivost, kar narekuje tudi pogoje glede postavitve. Zato je običajno oprema, ki jo zasledimo na trgu v izvedbah za zunanjo postavitev ter namestitev na konstrukcije, ki jih je možno namestiti na tovrstne objekte (npr. javna razsvetljava, TP postaje, itd). Nizki stroški uporabljene tehnologije, zagotavljanje zahtev glede visoke razpoložljivosti ter nizke zakasnitve in stabilne razmere 66

91 glede sprememb zakasnitev in kakovosti TK storitev na drugi strani kažejo na potencialno primernost tehnologije za zagotavljanje komunikacijskih povezav za sisteme AMI na področjih, na katerih se tehnologija izkaže kot cenovno in tehnično najprimernejša. Bistvena prednost se izkaže predvsem pri dostopu do TP postaj, saj je vstop v fiksno TK omrežje (npr. TK omrežje elektrodistribucijskega podjetja) potreben le v omejenem obsegu (npr. na dveh točkah z upoštevanjem zahtev visoke razpoložljivosti), vsem TP postajam, ki so v dometu načrtovanih brezžičnih zalednih povezav pa so na ta način zagotovljene TK povezave. Zaradi zankaste topologije ima vsaka TP postaja vsaj dve zaledni povezavi, kar z vgrajenimi algoritmi avtomatskih preklopov ustreza zahtevam glede visoke razpoložljivosti. V svetu se tehnologija že močno uveljavlja ravno za potrebe izgradnje AMI infrastrukture. V slovenskih elektrodistribucijskih podjetjih tehnologija WMN še ni uveljavljena in bi jo bilo pred potencialnim uvajanjem potrebno preizkusiti in verificirati Druga omrežja Predvsem za povezavo koncentratorjev z merilnim centrom se lahko uporabi praktično vsako omrežje, ki omogoča prenos IP in zagotavlja ustrezno kvaliteto storitve in varnost. Če distribucijsko podjetje na lokaciji koncentratorjev že razpolaga s svojim omrežjem, na primer optičnim omrežjem in v nadaljevanju z Ethernet priključkom, je seveda najbolje uporabiti letega. Lahko se uporabi tudi javno telefonsko omrežje (PSTN, ISDN, xdsl), brezžična omrežja (Wi-Fi), ipd. CATV omrežja, ki nudijo tudi Internet storitve, so lahko tudi uporabna, vendar je v tem primeru treba zagotoviti navidezno privatno povezavo in vse potrebne varnostne mehanizme ter razmisliti o kvaliteti storitve, ki jo CATV operater ponuja. V manjšem obsegu so uporabni tudi obstoječi sistemi radijskih zvez. Predvsem na lokacijah, kjer GSM/GPRS omrežje ni na voljo, ter ni drugih komunikacijskih možnosti, se lahko preko njih z ustreznim modemom zagotovi prenos najnujnejših podatkov do merilnega centra. Za povezavo do posameznih števcev je na voljo dosti manj drugih možnosti, saj ustrezne IKT infrastrukture do merilnih mest običajno ni, ali pa je v lasti drugih ponudnikov storitev, ki pa (še) ne ponujajo naprav za enostavno priključitev števcev na virtualna privatna omrežja, kar bi distribucijska podjetja sicer lahko izkoristila. V prihodnosti je pričakovati razvoj FTTH (Fiber To The Home) rešitev, ki bodo poleg vseh ostalih storitev (govor, TV, Internet,...) omogočala tudi osnovno IKT infrastrukturo za energetske storitve. Nekateri proizvajalci omogočajo lokalno povezavo naprav (števcev na koncentratorje) preko RS 485 ali podobnih vodil. 67

92 8.4 Koncentratorji Nekatere vrste komunikacije (npr. PLC/DLC) imajo omejen domet in/ali omejeno pasovno širino, zato se uporabljajo koncentratorji, ki na lokalnem območju komunicirajo s števci, ter prenašajo informacije na višji nivo in obratno. Najpogostejša vrsta komunikacije na strani števcev je PLC/DLC, na strani komunikacije z višjim nivojem pa imajo koncentratorji veliko več možnosti (Ethernet, GSM/GPRS, PSTN, ISDN, ADSL, ) ter se lahko prilagodijo danemu komunikacijskemu omrežju. Koncentrator običajno komunicira s programsko opremo merilnega centra po protokolih temelječih na TCP/IP, npr. preko WEB servisov, ali pa s FTP protokolom, s katerim se prenašajo stisnjene XML datoteke. 8.5 Merilni center Merilni center omogoča informacijsko podporo poslovnim procesom od zajemanja podatkov do obračuna (Meter-To-Cash, meter2cash). V splošnem ga sestavljata: strojna oprema (komunikacijska oprema, strežniki, delovne postaje, naprave za varno shranjevanje podatkov, naprave za rezervno napajanje, ipd.), programska oprema (aplikativna programska oprema za zajem/prenos in obdelavo podatkov, in upravljanje z merilnimi mesti, MDMS, programska oprema za nadzor sistema, ipd.). Sama izvedba merilnega centra je lahko zelo različna - od sistema za komunikacijo s števci (HES - Head End System) in prenosom števčnih podatkov v že obstoječe poslovne informacijske sisteme, do večslojne izvedbe z uporabo MDMS in raznih podpornih aplikacij za nadzor sistema. Izvedba merilnega centra mora biti v vsakem primeru robustna (redundantni sistemi, varnostno shranjevanje podatkov, itd.) in skalabilna. Definirana mora biti ustrezna varnostna politika in politika ravnanja z osebnimi podatki. Obvladovanje vseh meter2cash procesov z informacijskega vidika je velik zalogaj, zato na tem področju s svojimi celostnimi rešitvami prisotni največji svetovni ponudniki sistemskih IT rešitev kot so na primer IBM, Oracle in SAP. Del teh procesov za slovenske distribucije izvaja Informatika d.d. v okviru Integriranega informacijskega sistema (IIS) MDMS (Meter Data Management sistem) MDMS - Meter Data Management sistem je programska oprema, ki spada med "midlware" in zapolnjuje vrzel med procesnim (komunikacija s koncentratorji in sistemskimi števci) in 68

93 poslovnim slojem. Funkcije, ki jih MDMS običajno podpirajo, so lahko različne glede na izvedbo, vseeno pa naštejmo najpogostejše: zajem podatkov iz različnih AMI merilnih podsistemov (sistemski števci in druga oprema različnih proizvajalcev, ), validacija in razne obdelave merilnih podatkov (nadomeščanje in ocena manjkajočih podatkov, agregiranje podatkov, ), upravljanje s komandami (na primer vklop/izklop porabnika), izvajanje DSM/DR ukrepov, upravljanje z dogodki in alarmi, določanje urnikov in režimov odčitavanja skupin števcev, priprava in posredovanje podatkov za obračun, posredovanje podatkov drugim informacijskim sistemom, posredovanje podatkov za to upravičenim udeležencem na energetskem trgu, informacijska podpora upravljanju s sredstvi, podpora predplačniškim sistemom. Znotraj MDMS se izvede tudi centralna baza za merilne podatke oziroma za upravljanje s podatki merilnih mest MDM/R (Meter Data Management Repository). Pomembna lastnost teh sistemov je virtualizacija števca, oziroma merilnega mesta, ki pride do izraza, ko se ti sistemi povežejo z drugimi (poslovnimi) informacijskimi sistemi na primer poslovne aplikacije dobijo želene podatke za določenega odjemalca za vse na enak način in ne glede na tip ali proizvajalca števca, ki je nameščen pri odjemalcu, oziroma na tip podsistema za komunikacijo s sistemskimi števci. Informacijsko podpirajo AMI funkcije kot so na primer kratkoročno upravljanje s porabo (DR), napredne tarifne sisteme, daljinsko odklapljanje, upravljanje s števci, nadzor in analizo, idr. Ti sistemi podpirajo različne protokole za dostop do števcev različnih proizvajalcev in omogočajo komunikacijo z drugimi poslovnimi aplikacijami po uveljavljenih protokolih, na primer po odprtih protokolih XML, EDIFACT, preko SOA in servisnih vodil, WEB servisov, ipd. Vodilni proizvajalci programske opreme MDMS so (po abecednem redu): Aclara, EnergyICT, emeter (produkt EnergyIP), Ecologic Analytics, Feranti Computer Systems, Itron, Lodestar, Netinium, Oracle Utilities, OSIsoft, Powel, SAP. Nekateri vodilni proizvajalci se pohvalijo z zelo kratko dobo uvedbe MDMS sistema (3 mesece!) v podjetje, kar je verjetno mogoče le, če so uporabljene znane IT rešitve za druge sisteme (na primer povezava z obstoječim SAP sistemom, ipd.). 69

94 8.6 Podatkovni modeli Podatkovni modeli so definirani v okviru aplikacijskega OSI sloja. So ključnega pomena za standardizirano izmenjavo podatkov med napravami. Večina proizvajalcev opreme na evropskem trgu uporablja DLMS/COSEM podatkovni model, ki je tudi standardiziran v okviru IEC in CEN. Izjema je že omenjena tehnologija Meters & More, ki definira svoj nestandardni podatkovni model. Predvsem v ZDA, kjer se dosti uporabljajo rešitve temelječe na ZigBee, pa je v uporabi t.i. ZigBee Smart Energy Profile (SEP) DLMS/COSEM DLMS (Device Language Message specification) je generaliziran koncept abstraktnega modeliranja komunikacijskih entitet. COSEM (COmpanion Specification for Energy Metering) pa je pripadajoči nabor pravil za modeliranje podatkov števcev in merilnikov rabe energije. DLMS/COSEM definira: objektni model funkcionalnosti števca in dostop do podatkovnih objektov preko definiranih vmesnikov, enotni sistem identifikacije za vse podatke, pravila za tvorjenje sporočil in serilizacijo le-teh v podatkovni tok na nivoju bajtov, transportno metodo za prenos podatkov med elementi sistema AMI (predvsem med števci in koncentratorji ter merilnimi centri. Za DLMS/COSEM model skrbi združenje»dlms User Association«[60]. Model se dopolnjuje na pobudo članov tega združenja, ki so predvsem proizvajalci opreme in uporabniki. Rezultati se posredujejo tehničnim komitejem pri IEC (TC 13) in CEN (TC 294), ki jih vključijo v mednarodne standarde (npr. družina standardov IEC in EN 13757) Podatkovni model COSEM Standard IEC definira v okviru specifikacij COSEM (COmpanion Specification for Energy Metering) podatkovne objekte, ki nastopajo v sistemih naprednega merjenja. Oprema, npr. pametni števec, je modelirana kot fizična naprava, ki lahko vsebuje eno ali več logičnih naprav. Vsaka logična naprava je model določenih funkcionalnosti, ki jih lahko naslovimo z uporabo komunikacijskih vmesnikov. Logične naprave vsebujejo na primer merilne podatke, razne parametre, ipd. Princip logičnih naprav omogoča združevanje funkcionalnosti v manjše celote tako so na primer podatki o porabi plina plinomera, ki je priključen na pametni števec, svoja logična enota v okviru fizične enote pametni števec. 70

95 Funkcionalnosti logičnih naprav se modelirajo s COSEM podatkovnimi razredi, ki so definirani v standardu IEC Poimenovanje razredov je definirano v standardu IEC za poimenovanje se uporabljajo t.i. OBIS (Object Identification System) kode. Naštejmo nekaj primerov COSEM objektov: objekti registrov, ki vsebujejo merilne vrednosti, kot so poraba energije, tok, napetost, pretok, tlak, temperatura, ipd., objekti, ki vsebujejo zaporedje podatkov, kot je na primer obremenilni diagram, objekti povezani s časom: ura, koledar, urnik tarif, idr., objekti, ki določajo pravice dostopa do podatkov v števcu, objekti za upravljanje nalaganja nove programske opreme, idr. Fizična naprava pametnega števca deluje kot strežnik, vse ostale naprave koncentrator, merilni center, konfigurirana naprava, pa kot odjemalci. Vsako logično napravo lahko smatramo kot svoj aplikacijski proces, do katerega dostopajo storitve COSEM aplikacijskega nivoja, ki ga definira standard IEC Smart Energy Profile Ta model se razvija v okviru združenja»zigbee Alliance«[61]. Uporabljajo ga sistemi temelječi na ZigBee tehnologiji. Definira podatkovne objekte in vmesnike za nadzor, informiranje in upravljanje rabe energije in vode. Združenje opravlja tudi postopke certificiranja naprav in s tem zagotavlja interoperabilnost med napravami različni proizvajalcev. 9 Upravljanje s porabo Upravljanje s porabo lahko v osnovi delimo na kratkoročno in dolgoročno. Dolgoročno upravljanje s porabo zajema vztrajne dolgoročne spremembe v navadah odjemalcev. Glavni cilj je dolgoročno in trajno zmanjšanje porabe električne energije na strani odjemalcev. Večinoma je dolgoročno upravljanje s porabo regulatorno usmerjeno in prinaša dolgoročne prednosti za odjemalce in okolje ter cenovne prihranke odjemalcev. Kratkoročno upravljanje s porabo v tuji literaturi pogosto opredelijo s pojmom DR (Demand Response) ali tudi z DSB (Demand Side Bidding). Vključuje predvsem kratkoročne spremembe pri odjemalcih. S kratkoročnimi programi upravljanja s porabo podjetja, bodisi upravljavci omrežja bodisi trgovci z električno energijo, odjemalcem ponudijo vzpodbude za zmanjšanje njihove porabe v času kritičnega stanja elektroenergetskega omrežja ali v času izredno visokih cen na trgu z električno energijo. Pri tem ni nujno, da se skupna neto poraba zmanjša. Vzpodbude so lahko v obliki alternativnih sistemov tarif ali sistema vzpodbud. 71

96 Kratkoročno upravljanje s porabo: Spodbuja fleksibilnost porabnikov Dolgoročno upravljanje s porabo: Spodbuja prerazporejanje porabe in druge dolgoročne spremembe v obnašanju - Vključuje kratkoročne spremembe za porabnika - Povečuje učinkovitost trga - Daje porabnikom možnost zalužka - Večja energetska učinkovitost - Prednosti za okolje - Skupen nadzor, merjenje in komunikacijska tehnologija - Medsebojno dopolnjevanje pri idejah in priložnostih - Večinoma usmerjen regulatorno - Vključuje vztrajne dolgoročne spremembe v obnašanju porabnikov - Dolgoročne prednosti za porabike ponudnike in okolje - Cenovni prihranki za porabnike Slika 9.1: Shema kratkoročnega in dolgoročnega upravljanja s porabo [23]. V ZDA, kjer imajo na področju upravljanja s porabo največ izkušenj, so opredelili 6 različnih ciljev ukrepov upravljanja s porabo trije se nanašajo na kratkoročno in trije na dolgoročno upravljanje s porabo. Za marsikaterega od njih nimamo ustreznega slovenskega izraza, zato smo uporabili smiselne prevode [22]: nižanje konice (angleško»peak clipping«), povečevanje porabe v času nizke porabe (angleško»valley filling«), premikanje porabe iz časa visoke v čas nizke porabe (angleško»load shifting«), strateško nižanje porabe (angleško»strategic conservation«), strateško višanje porabe (angleško»strategic load growth«) in fleksibilno oblikovanje dnevnega diagrama (angleško»flexible load shape«). 72

97 Nižanje konice Strateško nižanje porabe Povečevanje v času nizke porabe Strateško višanje porabe Premikanje porabe Fleksibilno oblikovanje Slika 9.2: Možnosti upravljanja s porabo. V povezavi s sistemom AMI so ključne kategorije nižanje in premikanje konice (kratkoročno nižanje porabe) ter strateško nižanje porabe (dolgoročen ukrep) Kratkoročno upravljanje s porabo Sistem AMI omogoča vzpostavitev naprednih tarifnih sistemov ali inovativnih cenikov električne energije, katerih namen je kratkoročno vplivati na porabo odjemalcev za potrebe bodisi sistemskega operaterja omrežja bodisi ponudnika električne energije. Ključne koristi s sistemskega vidika so manjše potrebe po nadgraditvah omrežja in po koničnih proizvodnih enotah. Ključne koristi ponudnikov električne energije so v tem, da odjemalci prilagajajo svojo porabo dejanskemu stanju na trgu, lahko pa tudi zmanjša svoja odstopanja, s čimer se optimira nakup električne energije in s tem posledično znižajo cene za odjemalce. Alternativno se lahko kratkoročno upravljanje s porabo uporabi tudi za potrebe terciarne rezerve. 73

98 Zainteresirani odjemalci se bo preko tržno zanimivih paketov oskrbe aktivno vključili v upravljanje z rabo končne energije. Tisti, ki bodo pripravljeni prilagajati svojo porabo, ali svojo mikroproizvodnjo, razmeram na trgu z električno energijo oziroma razmeram v elektroenergetskem sistemu, si bodo s tem lahko znižali stroške oskrbe z električno energijo. Informacijska povezava z izvajalcem storitve upravljana s porabo bo za končnega uporabnika ključnega pomena, saj bo preko nje dobil potrebne informacije o tarifah, cenah, ipd. Veliko se da narediti že s preprostim obveščanjem odjemalcev (na primer s pošiljanjem obvestil preko SMS, da bo naslednji dan ob določeni uri višja tarifa, ipd.). Ne smemo namreč pozabiti, da moramo v primeru gospodinjskih odjemalcev nasloviti veliko število odjemalcev, da relativno male posamezne potenciale za zmanjšanje porabe agregiramo. Stroški izvedbe ukrepov morajo biti zato čim manjši. Pri tržno pogojenem upravljanju s porabo lahko obveščamo za dan vnaprej, kar nam odpira kar nekaj možnosti za komuniciranje z odjemalci. Možno komuniciranje z odjemalci je naslednje: obveščanje preko SMS, uporaba energetskega hišnega prikazovalnika, ki se priključi neposredno na sistemski števec, uporaba signalnih naprav na samih aparatih, uporaba spletnega portala, distribucija informacij preko TV sprejemnika, idr. Seveda se moramo vprašati katera bremena v gospodinjstvu so morebiti sploh na voljo, ko je treba zmanjšati porabo. To so predvsem: električno ogrevanje, hlajenje klime (AC), priprava sanitarne tople vode, gospodinjski aparati (pralni,sušilni in pomivalni stroji, pečica,...) razsvetljava, v prihodnosti: električni avtomobil! Izvedba ukrepov upravljanja s porabo je lahko: s posredovanjem uporabnika, ko določene naprave sam izključi ali ne vključi in avtomatska, ko za ukrepe poskrbi ustrezna naprava (energetski kontroler). Dobra rešitev je vsekakor povezava s hišno avtomatizacijo, kar omogočalo selektivno optimalno upravljanje z bremeni glede na želeno ugodje ob minimalni ceni. 74

99 Napredni tarifni sistemi Za vpliv na kratkoročne spremembe porabe lahko v osnovi uporabimo dva načina dodatnih tarif ali cen električne energije: dinamično tarifiranje in kritično konično tarifo. Pri dinamičnem tarifiranju lahko ure in cene energije spreminjamo, na primer, dnevno, s tem da se uporabnike obvešča denimo 24 ur vnaprej. S tem dosežemo bolj natančno spreminjanje porabe v območja, ki nam ustrezajo. Ukrep je dolgoročen in zahteva konstantno komunikacijo z odjemalci, tako da je nujno prikazovanje informacij. Ker števci običajno niso na vidnih mestih, je zato potreben prenos informacij na energetske prikazovalnike, računalnike, televizijske sprejemnike ali mobilne telefone. Sistem kritične konične tarife pomeni, da nekajkrat letno, denimo največ 20 ur na leto, uporabimo tarifo ali ceno, ki je bistveno (vsaj petkrat) višja od običajne tarife ali cene in s tem odjemalca stimuliramo k spremembi porabe. Najvišja konična poraba, na podlagi katere se načrtuje potrebe po nadgradnji omrežja, se pojavi le nekajkrat letno. V letu 2006 je bila denimo konična poraba v zgornjih petih odstotkih najvišje konične porabe zgolj v šestih urah, zato se rabimo osredotočiti zgolj na ure, v katerih pričakujemo najvišjo porabo. Rezultati nekaterih pilotnih projektov po svetu kažejo, da odjemalci svojo porabo v času kritične konične tarife znižajo tudi za več kot 20 %. Prve analize, ki jih izdelujemo na EIMV, kažejo, da so sistemske koristi bistveno višje od tržnih, zato se bomo v študiji osredotočili predvsem na sistemske koristi. V tujini so bile izdelane že številne ocene potenciala nižanja koničnega odjema. Na Finskem, Norveškem, Švedskem možne prihranke ocenjujejo tudi do 20% konične moči [25]. V Veliki Britaniji ocenjujejo potencial za znižanje konične porabe v višini 5-10 % celotne konične porabe [2]. Ta ocena je podana na podlagi obsežnih študij iz Kalifornije, kjer so ugotovili, da je potencial nižanja konične porabe do 5 % [26]. V Franciji ocenjujejo največ za 2 % nižjo konično porabo [24]. Nizozemci v svojih analizah ocenjujejo 2,5 % nižanje konice. V ZDA, kjer se z upravljanjem s porabo ukvarjajo že od sedemdesetih let in kjer v različnih programih upravljanja s porabo sodeluje več kot 35 milijonov gospodinjstev, so konično porabo znižali za 3 % [27]. Pri preslikavi rezultatov tujih raziskav moramo biti zelo previdni, saj so rezultati močno odvisni od klimatskih razmer v posameznih državah (najvišje prihranke dosegajo v državah, kjer so dolge in mrzle zime in se veliko ljudi ogreva z električno energijo ter v državah, kjer se konična poraba pojavlja v dolgih in vročih poletjih zaradi velikega števila klimatskih naprav). Rezultati iz ZDA tudi niso povsem reprezentativni, saj so ZDA ogromna država, kjer se konična poraba v različnih območjih pojavlja ob različnih obdobjih, zato uporaba različnih programov po celotni ZDA ni nujno usklajena. 75

100 Za uspešen začetek uvajanja programov upravljanja s porabo pomembne naloge čakajo regulatorja: definiranje vlog udeležencev v programih upravljanja s porabo (sistemski operater, odjemalec, uporabnik omrežja, dobavitelj električne energije, ), opredelitev tarifnega sistema, v kolikor bo programe kratkoročnega upravljanja s porabo izvajal sistemski operater, v kolikor programe kratkoročnega upravljanja s porabo izvaja sistemski operater, bodo rezultati njegovih akcij v konfliktu z interesi dobaviteljev električne energije, ki morajo vnaprej napovedati svoj vozni red. Za potrebe študije bomo ocenili, da lahko konično porabo s kratkoročnimi ukrepi upravljanja s porabo znižamo za 5 %. Ocenjujemo tudi, da se bodo programi upravljanja s porabo postopoma začeli uvajati šele po nekaj letih od vzpostavitve sistema. Za potrebe študije bomo ta čas ocenili na 5 let po začetku uvajanja sistema, nakar bo končni cilj (5 % nižanje konice) dosežen po 5 letih postopnega uvajanja Dolgoročno upravljanje s porabo Sistem AMI omogoča, da odjemalci dobijo dejanske podatke o svoji porabi. Z ozaveščanjem odjemalcev lahko pričakujemo, da bodo bolj pozorni na svojo porabo in jo tudi zmanjšali. Nekateri tuji viri, predvsem iz področij Skandinavije in Velike Britanije govorijo o 5 odstotnem potencialnem znižanju porabe z uvedbo sistemov AMI. Eva Hoos v svoji prezentaciji govori o potencialu znižanja porabe zaradi sistemov AMI od 3 15 % [28]. Za potrebe študije bomo uporabili bolj pesimistične ocene in potencial znižanja porabe ocenili na 3 %. Med načine obveščanja in ozaveščanja odjemalcev lahko štejemo mesečne informacije na računih, prikaz podatkov na internetnem portalu in prikazovanje trenutne porabe na energetskih prikazovalnikih. Vsi ti načini obveščanja zahtevajo določena vlaganja, ki jih je v tem trenutku težko oceniti, zato ne stroškov ne koristi ne bomo vključili v ekonomsko analizo. 76

101 10 Analiza EU in slovenske zakonodaje 10.1 Slovenska zakonodaja Energetski zakon [4] in [5] To je izhodiščni zakon na področju energetike. Z njim se zagotavljajo pogoji za varno in zanesljivo oskrbo uporabnikov z energetskimi storitvami po tržnih načelih, načelih trajnostnega razvoja, ob upoštevanju učinkovite rabe, gospodarne izrabe obnovljivih virov energije ter pogojev varovanja okolja. Zakon zagotavlja konkurenčnost na trgu energije. Zakon definira energetsko politiko, ki med drugimi zagotavlja (člen 9): zanesljivo in kakovostno oskrbo z energijo in zagotavljanje prednosti učinkoviti rabi energije in izkoriščanju obnovljivih virov energije pred oskrbo iz neobnovljivih virov energije, spodbujanje konkurenčnosti na trgu z energijo, varstvo potrošnikov in spodbujanje prilagodljivih porabnikov energije. Ureja trg energije in gospodarske javne službe na področju energetike katerih predmet so: oskrba z električno energijo (obvezne gospodarske javne službe: sistemski operater prenosnega omrežja, sistemski operater distribucijskega omrežja, organizator trga z električno energijo), oskrba z zemeljskim plinom (obvezna gospodarske javna služba: sistemski operater prenosnega omrežja), oskrba s toplotno energijo in drugimi energetskimi plini iz omrežja. Upravičeni odjemalci električne energije in zemeljskega plina so vsi odjemalci (člen 19). V 66a. členu Energetskega zakona je zapisano, da morajo programe, ki zmanjšujejo rabo energije iz posameznih omrežij oziroma povečujejo učinkovitost njene rabe in izrabo obnovljivih virov energije, opravljati po javnem pooblastilu izvajalci gospodarskih javnih služb po tem zakonu, se pravi upravljavci omrežja. Sistemski operaterji in dobavitelji energije in goriv končnim odjemalcem morajo najmanj enkrat letno končnim odjemalcem v jasni in razumljivi obliki podati naslednje informacije: veljavne dejanske cene in dejansko porabo energije; primerjave porabe energije odjemalca s porabo energije v istem obdobju prejšnjega leta; primerjave s povprečnim normaliziranim ali referenčnim porabnikom energije iz iste porabniške kategorije, vedno, kadar je to mogoče in koristno. 77

102 Poleg informacij iz prejšnjega odstavka morajo končnim odjemalcem posredovati tudi podatke o pravnih in fizičnih osebah, ki nudijo informacije o učinkoviti rabi in obnovljivih virih energije, vključno z naslovi spletnih strani, na katerih je mogoče dobiti informacije o razpoložljivih ukrepih za izboljšanje energetske učinkovitosti, izrabi obnovljivih virov energije, sistemih za soproizvodnjo toplote in električne energije, primerjalnih diagramih porabe končnih porabnikov in/ali nepristranskih tehničnih specifikacijah za opremo in proizvode, ki rabijo energijo (člen 67. a). Dobavitelj energije iz omrežja (mišljeno je električno omrežje in omrežje zemeljskega plina), mora energijo meriti vsakemu odjemalcu. Tarifni sistem lahko določa, da se dobavljeno energijo obračunava enkrat letno ali v krajšem časovnem obdobju, v vmesnem času pa odjemalec plačuje akontacije. Na zahtevo odjemalca mora dobavitelj v vsakem trenutku obračunati dobavljeno energijo (člen 92). S tem zakonom se ustanovi regulator Agencija Republike Slovenije za energijo, katere izmed glavnih nalog je nadzor nad delovanjem trga z električno energijo in zemeljskim plinom (člen 80). Po 87. členu Javna agencija RS za energijo določa omrežnino za uporabo elektroenergetskih omrežij. Po 91. členu lahko tarifni sistem določa tarifne postavke v različnih višinah, odvisno od sezone in dnevne dinamike odjema. Po 92. členu lahko sistemski operater prenosnega ali distribucijskega omrežja s posameznimi odjemalci v tarifnih skupinah dogovori ugodnejše pogoje, če tak odjemalec s prilagajanjem svojega odjema prispeva k ugodnejši obremenitvi energetskega omrežja, pri čemer mora odjemalce z enakim prilagajanjem obravnavati enako. Obvezno metodologijo za pripravo tarifnih sistemov določi Agencija za energijo s splošnim aktom, kateremu da soglasje vlada (94. člen) Sklep o ustanovitvi Javne agencije Republike Slovenije za energijo, Ur. l. RS 63/2004, 95/2004 [13] Javna agencija Republike Slovenije za energijo (AGEN-RS) je javna agencija, ki opravlja regulatorne, razvojne in strokovne naloge z energetskega področja. Glavni namen agencije je zagotavljanje preglednega in nepristranskega delovanja energetskih trgov (trga z električno energijo in zemeljskim plinom, in oskrba z daljinsko toploto ter drugimi energetskimi plini) v interesu vseh udeležencev. Agencija med drugim: 78 izdaja splošne akte za izvrševanje javnih pooblastil o metodologiji za obračunavanje omrežnine, o metodologiji za določitev omrežnine in kriterijih za ugotavljanje upravičenih stroškov in sistema obračunavanja teh cen in o metodologiji za pripravo tarifnih sistemov,

103 nadzira neodvisnost sistemskih operaterjev, učinkovito ločitev distribucije in prenosa od proizvodnje in dobave (elektrika, zemeljski plin) in stopnjo transparentnosti in konkurenčnosti trga z električno energijo, oziroma zemeljskim plinom, daje soglasje k sistemskim obratovalnim navodilom, določa omrežnino za uporabo elektroenergetskih omrežij in upravičene stroške in druge elemente omrežnine za elektroenergetska omrežja Uredba o načinu izvajanja gospodarske javne službe dejavnost sistemskega operaterja distribucijskega omrežja električne energije in gospodarske javne službe dobava električne energije tarifnim odjemalcem, Ur. l. RS, št. 117/2004, 23/2007 [6] Ta uredba ureja način izvajanja obvezne republiške gospodarske javne službe dejavnost sistemskega operaterja distribucijskega omrežja (SODO) električne energije. SODO je dolžan pri gradnji, vzdrževanju, upravljanju distribucijskega omrežja ter merjenju električne energije ravnati v skladu z načelom najboljše dosegljive tehnologije (člen 4). SODO je med drugimi zadolžen za (člen 5): napoved porabe električne energije ter potrebnih energetskih virov z uporabo metode celovitega načrtovanja, z upoštevanjem varčevalnih ukrepov pri porabnikih za potrebe načrtovanja razvoja distribucijskega omrežja, izvajanje števčnih in obratovalnih meritev v distribucijskem omrežju, izvajanje meritev in analiz na področju kakovosti oskrbe z električno energijo, oblikovanje obratovalne statistike. Če uporabnik omrežja odjema električno energijo brez zahtevanih ali dogovorjenih merilnih naprav, ali mimo njih, ali če onemogoča pravilno registriranje obračunskih količin, je SODO upravičen zahtevati in uporabnik omrežja dolžan plačati ocenjeni odjem električne energije in moči, ki vključuje ceno električne energije, ceno dostopa do omrežja, in stroške odklopa in ponovnega priklopa ter stroške v zvezi z ugotavljanjem neupravičenega odjema (člen 11). SODO je dolžan vsaki dve leti pripraviti načrt razvoja distribucijskega omrežja za naslednjih deset let na območju, na katerem izvaja to javno službo, upoštevaje podatke o zasedenosti omrežja oziroma njihove analize (člen 22). SODO mora spremljati in ugotavljati kakovost oskrbe z električno energijo, in sicer: kakovost napetosti, stalnost delovanja omrežja (zanesljivost) in komercialno kakovost. Med drugim je dolžan (člen 25): vzpostaviti stalno spremljanje monitoring kakovosti električne napetosti na povezavah z omrežji drugih operaterjev, vzpostaviti sistem za zajemanje in shranjevanje podatkov o prekinitvah dobave in odjema električne energije v skladu z določili te uredbe na celotnem omrežju, 79

104 vzpostaviti sistem za spremljanje komercialne kakovosti (kakovosti storitev), vsako leto izdelati analizo nivoja motenj v skladu z določili te uredbe, izdelati primerjavo z nivojem načrtovanja za posamezne dele omrežja ter jih posredovati sistemskemu operaterju prenosnega omrežja električne energije, agenciji ter uporabnikom. SODO mora zagotavljati brezhibno delovanje merilnih naprav uporabnika omrežja. O ugotovljenih nepravilnosti je dolžan v osmih dneh obvestiti uporabnika (člen 31). Zagotoviti mora merjenje oddane oziroma odvzete električne energije (delovne in jalove) in delovne moči vsakega uporabnika omrežja in na ustrezen način odbirati ali zagotoviti odbiranje merilnih naprav (člen 32). SODO je dolžan vsakemu uporabniku in dobavitelju električne energije sporočiti merilne podatke, ki jih le-ta potrebuje za obračun dobavljene električne energije (člen 32). Merilne naprave morajo ustrezati zakonskim predpisom in pogojem iz soglasja za priključitev. Podrobneje je določen način merjenja odčitavanja števcev v splošnih pogojih tako, da zbrani podatki omogočajo obračun dobavljene energije in cene za uporabo omrežja (člen 32). SODO je dolžan pripraviti in skrbeti za izvedbo spodbujevalnih programov učinkovite rabe energije v skladu s 66.a členom Energetskega zakona ter sodelovati z drugimi sistemskimi operaterji pri pripravi skupnih programov. Programi morajo biti usklajeni z Nacionalnim energetskim programom, načrtom razvoja distribucijskega omrežja in programi učinkovite rabe energije. Uredba o spremembah in dopolnitvah Uredbe o načinu izvajanja gospodarske javne službe dejavnost sistemskega operaterja distribucijskega omrežja električne energije in gospodarske javne službe dobava električne energije tarifnim odjemalcem, Ur. l. 23/2007 prinaša še sledeče spremembe, ki se nanašajo na tematiko naloge: 80 k zadolžitvam (člen 5) se doda: nediskriminatorno obravnavanje uporabnikov omrežja in izvajanje zasilne oskrbe, SODO mora dobavitelju na njegovo zahtevo omogočiti, da odjemalci plačujejo uporabo omrežja skupaj z računom za dobavljeno energijo (člen 13a), SODO mora vsakemu dobavitelju električne energije poslati merilne podatke ali omogočiti dostop do njihove zbirke za uporabnike omrežja, katerih pooblastilo si je dobavitelj pridobil, in sicer podatke, ki jih potrebuje za: - izdelavo ponudbe potencialnim odjemalcem, - napoved diagrama odjema odjemalcev, ki jih oskrbuje, - obračun dobavljene električne energije, - kontrolo bilančnega obračuna, ki ga izvaja organizator trga, - kontrolo letnega poračuna odstopanj, ki ga izvaja organizator trga,

105 - storitev plačila za uporabo omrežja skupaj z računom za dobavljeno energijo. Podatki iz prejšnjega odstavka morajo biti poslani ali dostopni v elektronski obliki, v enakem formatu in enakem roku za vse dobavitelje. Poslani ali dostopni morajo biti najmanj za zadnjih dvanajst mesecev. SODO mora omogočiti dostop do podatkov tudi organizatorju trga in Javni agenciji Republike Slovenije za energijo. Obseg, obliko in roke pošiljanja ali dostopnosti podatkov podrobneje določi SODO v sistemskih obratovalnih navodilih. (člen 33a) Pravilnik o sistemskem obratovanju distribucijskega omrežja za električno energijo, Ur. l. RS, št. 123/2003 [16] To so sistemska obratovalna navodila distribucijskega omrežja za električno energijo in veljajo za družbe Elektro Celje, d.d., Elektro Gorenjska, d.d., Elektro Ljubljana, d.d., Elektro Maribor, d.d. in Elektro Primorska, d.d. in uporabnike distribucijskih omrežij (člen 2). Pravilnik nalaga upravljalcu omrežja med drugimi naslednje naloge (člena 16 in 17): načrtovanje ter vzdrževanje naprav za spremljanje kakovosti električne energije, načrtovanje, vzdrževanje in nadzor telekomunikacijskih naprav, načrtovanje, vzdrževanje in nadzor naprav za zajem in prenos števčnih in obratovalnih meritev v distribucijskem elektroenergetskem sistemu, pridobivanje podatkov 15-minutnih realiziranih vrednosti proizvodnje in odjema ter izračun realizacije odjemalcev brez registracijskih meritev po analitičnem postopku, analizo izpadov, okvar in izdelavo obratovalne statistike Splošni pogoji za dobavo in odjem električne energije iz distribucijskega omrežja električne energije, Ur. l. RS, št. 126/2007 [15] Splošni pogoji za dobavo in odjem električne energije iz distribucijskega omrežja električne energije določajo (člen 1): odnose med SODO in odjemalci, priključitev na distribucijsko omrežje električne energije (v nadaljevanju: omrežje), odjem in oddajo električne energije, merilne naprave in merjenje električne energije, obračun, način zaračunavanja in plačevanja uporabe omrežij, odnose med SODO in dobavitelji električne energije, odnose med odjemalci in dobavitelji električne energije, evidenco merilnih mest, kakovost storitev sistemskega operaterje distribucijskega omrežja električne energije. S tematiko naloge so povezani predvsem členi omenjeni v nadaljevanju. 81

106 Stroške nakupa, namestitve števcev in pripadajoče merilne opreme ob prvi namestitvi plača imetnik soglasja za priključitev. Stroške vzdrževanja števcev električne energije in pripadajoče merilne opreme nosi SODO (člen 59). Števci morajo biti vgrajeni na vidno in za uporabnika ter od SODO pooblaščenim ljudem stalno dostopno mesto. V nasprotnem primeru je treba na stroške imetnika soglasja za priključitev zagotoviti daljinsko odčitavanje z uporabo drugih tehnologij. Strošek zajema merilnih podatkov nosi SODO (člen 60). Merilne naprave na prevzemno-predajnih mestih pri uporabnikih s priključno močjo nad 41 kw, oziroma z nazivno jakostjo omejevalca toka nad 3 x 63 A, morajo biti izvedene tako, da se zagotavlja (člen 65): merjenje in registracijo četrturnih vrednosti delovne in jalove energije, prikaz obračunskih vrednosti, daljinski prenos podatkov do SODO. SODO pri uporabnikih s priključno močjo 41 kw ali manj navadno meri le delovno energijo. Števčne stikalne ure za preklop tarif dvotarifnih števcev električne energije, ki niso opremljene s samodejnim preklopom med letnim in zimskim časom, se ob prehodu med poletnim in zimskim časom ne prestavljajo (člen 71). Pri uporabnikih z dvotarifnim merjenjem električne energije se količine električne energije obračunajo tako, kot jih je izmeril števec, ne glede na pravilnost delovanja krmilne naprave (člen 74). Odbiranje merilnih podatkov na merilnih napravah uporabnika z merilnimi napravami za registracijo četrturnega odjema ali oddajanja, ki ima daljinsko odbiranje, poteka mesečno in se registrira pri SODO. Uporabnikom s priključno močjo nad 41 kw, ki ne izpolnjujejo pogojev iz prvega odstavka, ter uporabnikom s priključno močjo 41 kw ali manj, ki imajo merilne naprave za registracijo četrturnega odjema ali oddajanja, SODO odbira merilne naprave za potrebe obračuna enkrat mesečno, v roku 5 dni od začetka koledarskega meseca. Ostalim uporabnikom se merilne naprave odčitavajo praviloma enkrat letno. Odčitki iz tega člena sodijo v standardno storitev SODO (člen 79). Uporabnikom, ki se jim obračunska moč ne meri in imajo letno ali mesečno obračunsko obdobje, SODO ob spremembi cene za uporabo omrežja, ki ne sovpada s koncem obračunskega obdobja, ne odčita električnih števcev (člen 94). 82

107 Menjava dobavitelja pomeni spremembo dobavitelja, ki je pri SODO prijavljen kot dobavitelj za merilno mesto in je urejena v tem poglavju teh splošnih pogojev. Menjavo dobavitelja SODO izvede brez stroškov za uporabnika. Spremembo dobavitelja izvede SODO prvega dne v koledarskem mesecu, če je bila popolna zahteva za menjavo dobavitelja prijavljena pri SODO do desetega dne predhodnega meseca (člen 102). SODO uporabniku zagotavlja kakovostno oskrbo z električno energijo, ki zajema komercialno kakovost, zanesljivost in kakovost napetosti, skladno z zahtevami v teh splošnih pogojih s stanjem tehnike in z značilnostmi, primerljivimi s SODO v EU. Za ocenjevanje kakovosti električne napetosti se uporabljata slovenska standarda SIST EN in SIST HD 472 S1 (člen 122). SODO mora zagotavljati, da skupno število in trajanje vseh nenapovedanih prekinitev dobave ali odjema na enem merilnem mestu v enem letu na distribucijskem omrežju ne preseže vrednosti določenih v pogodbi o kakovosti električne energije (člen 124). SODO je dolžan do 1. januarja 2009 vzpostaviti sistem za zajemanje in shranjevanje podatkov o prekinitvah dobave in odjema električne energije (člen 135) Akt o določitvi metodologije za obračunavanje omrežnine in metodologije za določitev omrežnine in kriterijih za ugotavljanje upravičenih stroškov za elektroenergetska omrežja, Ur. l. RS, št. 121/05 [9] Akt določa: metodologijo za obračunavanje omrežnine in metodologijo za določitev omrežnine in kriterije za ugotavljanje upravičenih stroškov ter sistem obračunavanja omrežnin za elektroenergetska omrežja. Ločeno za prenosno in distribucijsko omrežje, povezovalne vode in za posamezne sistemske storitve, razen za tiste storitve, za katere se organizira konkurenčen trg. Stroški merjenja električne energije in obdelava ter posredovanje merilnih podatkov se pokrivajo iz omrežnine in to tako za prenosno (stroški, ki jih ima s tem SOPO), kot tudi za distribucijsko omrežje (stroški, ki jih ima SODO) (12. in 13. člen). V aktu o določitvi metodologije za obračunavanje omrežnine in metodologije za določitev omrežnine in kriterijih za ugotavljanje upravičenih stroškov za elektroenergetska omrežja je v 4. členu navedeno, da so omrežnina in tarifne postavke za omrežnino med drugim določene s ciljem spodbujati uporabnike omrežij k optimalni uporabi omrežij. V nadaljevanju ni opredeljeno, na kakšen način ali pod kakšnimi pogoji je možno s ceno za uporabo omrežij odjemalce spodbujati k optimalni uporabi omrežja. 83

108 Uredba o omejevanju obtežb in porabe električne energije v elektroenergetskem sistemu, Ur.l. RS, št. 42/1995, 64/1995 [14] S to uredbo se določajo kriteriji za omejevanje obtežb in porabe električne energije in ukrepi za njihovo izvajanje (člen 1). Z omejitvami po tej uredbi so mišljene omejitve, ki so potrebne zaradi: preprečitve razpada elektroenergetskega sistema, izpada večjih proizvodnih zmogljivosti ali zaradi znižanja proizvodnje električne energije iz ekoloških razlogov in zaradi pomanjkanja električne energije. Distribucijska podjetja so dolžna izdelati letne načrte za varčevanje in omejevanje porabe električne energije za posamezne stopnje omejitev (člen 10) Evropske direktive DIREKTIVA 2006/32/ES Evropskega parlamenta in sveta z dne 5. aprila 2006 o učinkovitosti rabe končne energije in o energetskih storitvah [18] Namen te direktive je povečati gospodarno izboljšanje učinkovite rabe končne energije v državah članicah z (člen 1): zagotavljanjem potrebnih okvirnih ciljev kakor tudi mehanizmov, spodbud ter institucionalnih, finančnih in pravnih okvirov za odstranitev obstoječih tržnih ovir in nepopolnosti, ki preprečujejo učinkovito rabo končne energije; ustvarjanjem pogojev za razvoj in spodbujanje trga energetskih storitev in za zagotavljanje drugih ukrepov za izboljšanje energetske učinkovitosti za končne porabnike. Direktiva nalaga državam članicam, da zagotovijo, da se več truda vloži v pospeševanje učinkovitosti rabe končne energije. Ustvarijo naj ustrezne pogoje in spodbude za udeležence na trgu, da bodo končnim odjemalcem nudili več informacij in svetovanje o učinkovitosti rabe končne energije (člen 7). Zelo pomemben je člen 13, ki govori o merjenju in informativnem izračunu porabe energije. Med drugimi nalaga državam članicam: 84 da zagotovijo, v mejah tehnične izvedljivosti, finančne sprejemljivosti in sorazmerno z morebitnimi prihranki energije, da imajo končni odjemalci električne energije, zemeljskega plina, daljinskega ogrevanja in/ali hlajenja in tople sanitarne vode na voljo individualne števce po konkurenčnih cenah, ki natančno prikazujejo dejansko količino porabljene energije končnega odjemalca in podajo dejanski čas njene porabe. da zagotovijo, da obračunavanje, ki ga opravijo distributerji energije, sistemski operaterji distribucijskega omrežja in podjetja za maloprodajo energije, po potrebi, temelji na dejanski porabi energije in je v jasni in razumljivi obliki. Končni odjemalci

109 dobijo poleg obračuna na voljo ustrezne informacije o celovitem prikazu tekočih stroškov za porabljeno energijo. Obračun na podlagi dejanske porabe se izvaja dovolj pogosto, da lahko odjemalci uravnavajo svojo porabo energije. Direktiva zahteva od držav članic izdelavo akcijskih načrtov, ki opisujejo ukrepe za izboljšanje energetske učinkovitosti, načrtovane za doseganje zastavljenih ciljev varčevanja z energijo - splošni cilj je doseči nacionalni okvirni cilj varčevanja z energijo, ki za deveto leto uporabe te direktive znaša 9 % DIREKTIVA EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA 2005/89/ES z dne 18. januarja 2006 o ukrepih za zagotavljanje zanesljivosti oskrbe z električno energijo in naložb v infrastrukturo [19] Direktiva določa ukrepe za zagotavljanje zanesljivosti oskrbe z električno energijo. Namen direktive je, da se zagotovi (člen 1): pravilno delovanje notranjega trga z EE, ustrezno ravnotežje med ponudbo in povpraševanjem, ustrezna raven medomrežnih povezav med državami članicami. Države članice lahko upoštevajo pomen spodbujanja energetske učinkovitosti in uvajanja novih tehnologij, zlasti tehnologij za uravnavanje povpraševanja, tehnologij, ki uporabljajo obnovljive vire energije, in porazdeljene proizvodnje (člen 3). Direktiva vzpodbuja države članice, da sprejmejo ukrepe za spodbujanje sprejetja tehnologij za uravnavanja povpraševanja v realnem času, kakor so najnovejši merilni sistemi (člen 5) DIREKTIVA 2009/72/ES EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA z dne 13. Julija 2009 o skupnih pravilih notranjega trga z električno energijo in o razveljavitvi direktive 2003/54/ES Ta direktiva določa skupna pravila za proizvodnjo, prenos, distribucijo in dobavo električne energije. Določa pravila: glede organiziranja in delovanja elektroenergetskega sektorja, dostop do trga, merila in postopke, ki se uporabljajo pri javnih razpisih in izdaji energetskih dovoljenj ter obratovanju sistemov (člen 1). Direktiva nalaga državam članicam obveznost, da poskrbijo, da bodo elektroenergetska podjetja delovala skladno s pravili te direktive v smislu doseganja konkurenčnega, zanesljivega in trajno okolju prijaznega trga z električno energijo in da ne bo razlikovanj med temi podjetji glede pravic in obveznosti (člen 3). Poleg tega nalaga ustanovitev enega ali več regulatornih organov, ki so popolnoma neodvisni od elektroenergetskih podjetij in ki so predvsem pristojni za nediskriminatoren, resnično konkurenčen in učinkovit trg (člen 35). 85

110 V 41. členu je zapisano, da morajo države članice za spodbujanje dobro delujočih in preglednih maloprodajnih trgov v Skupnosti zagotoviti, da so vloge in odgovornosti operaterjev prenosnega sistema, operaterjev distribucijskih sistemov, odjemalcev in po potrebi drugih udeležencev na trgu opredeljene glede na pogodbene dogovore, obveznosti do odjemalcev, izmenjavo podatkov ter pravil glede poravnave, lastništvo podatkov in odgovornost za merjenje porabe. V prilogi 1, členu 1. i uredba pravi, da morajo biti odjemalci ustrezno obveščeni o dejanski porabi električne energije in stroških, in sicer dovolj pogosto, da lahko sami uravnavajo svojo porabo električne energije. Informacija se zagotovi v zadostnem roku, pri čemer se upošteva zmogljivost opreme odjemalca za merjenje porabe in zadevni produkt električne energije. Upoštevati je treba stroškovno učinkovitost takšnih ukrepov. Te storitve odjemalcem ni mogoče dodatno zaračunati. Države članice zagotovijo izvajanje inteligentnih merilnih sistemov, ki spodbujajo dejavno sodelovanje odjemalcev na trgu dobave električne energije. Izvajanje teh merilnih sistemov je lahko predmet ekonomske ocene dolgoročnih stroškov in koristi za trg in posamičnega odjemalca ali tega, katera oblika inteligentnega merjenja je ekonomsko razumna in stroškovno učinkovita ter kakšen časovni okvir za njihovo distribucijo je izvedljiv. Ta ocena se opravi do 3. septembra Države članice ali pristojni organi, ki jih te države imenujejo, pripravi jo časovni razpored uvedbe inteligentnih merilnih sistemov, s ciljem do desetih let. V primeru, da je uvedba inteligentnih števcev pozitivno ocenjena, se najmanj 80 % odjemalcev opremi z inteligentnimi merilnimi sistemi do leta Države članice ali drugi pristojni organ, ki ga določijo, na svojem ozemlju zagotovijo interoperabilnost merilnih sistemov, ki naj bi bili uvedeni, ter upoštevajo ustrezne standarde in najboljšo prakso, pa tudi pomembnost razvoja notranjega trga z električno energijo. V interpretaciji direktive je med drugim navedeno, da bi morale biti v analizah stroškov in koristi sistemov naprednega merjenja poleg samih koristi distributerjev obravnavane vsaj še naslednje družbene koristi: 86 izboljšana konkurenčnost na trgu, energetska učinkovitost in prihranki električne energije, nižji računi zaradi boljših informacij o dejanski porabi, nove storitve za odjemalce, izboljšane inovativni tarifni sistemi, natančni računi, znižani stroški in lažje uvajanje predplačniških sistemov,

111 manjše onesnaževanje zaradi nižjih emisij in možnost vključitve mikrogeneracije v sistem. Če ekonomska analiza pokaže pozitiven rezultat, bi moralo biti do leta 2020 s sistemi naprednega merjenja opremljenih vsaj 80 % odjemalcev, pri katerih je sistem ekonomsko upravičeno vzpostaviti. Če se ekonomska analiza ne naredi, mora biti do 2020 s sistemi naprednega merjenja opremljenih 80 % vseh odjemalcev DIREKTIVA 2009/73/ES EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA z dne 13. Julija 2009 o skupnih pravilih notranjega trga z zemeljskim plinom in o razveljavitvi Direktive 2003/55/ES Podobno kot»električna«direktiva ima tudi Direktiva o skupnih pravilih notranjega trga z zemeljskim plinom vsebovane zahteve, da države članice zagotovijo izvajanje inteligentnih merilnih sistemov, ki spodbujajo dejavno sodelovanje odjemalcev na trgu dobave zemeljskega plina. Izvajanje teh merilnih sistemov je lahko predmet ekonomske ocene dolgoročnih stroškov in koristi za trg in posamičnega odjemalca ali tega, katera oblika inteligentnega merjenja je ekonomsko razumna in stroškovno učinkovita ter kakšen časovni okvir za njihovo distribucijo je izvedljiv. Ta ocena se opravi do 3. septembra Države članice ali pristojni organi, ki jih te države imenujejo, pripravi jo časovni razpored uvedbe inteligentnih merilnih sistemov, s ciljem do desetih let. V primeru, da je uvedba inteligentnih števcev pozitivno ocenjena, se najmanj 80 % odjemalcev opremi z inteligentnimi merilnimi sistemi do leta Države članice ali drugi pristojni organ, ki ga določijo, na svojem ozemlju zagotovijo interoperabilnost merilnih sistemov, ki naj bi bili uvedeni, ter upoštevajo ustrezne standarde in najboljšo prakso, pa tudi pomembnost razvoja notranjega trga z zemeljskim plinom DIREKTIVA 2004/22/ES EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA z dne 31. marca 2004 o merilnih instrumentih Direktiva ureja področje naslednjih meril: vodomeri, plinomeri in korektorji plina, števci delovne električne energije, merilniki toplotne energije, merilni sistemi za zvezno in dinamično merjenje količin tekočin razen vode, avtomatske tehtnice, taksimetri, opredmetene mere, dimenzionalni merilni instrumenti ter analizatorji izpušnih plinov. Odpravlja ovire pri trgovanju za te vrste merilnih instrumentov in med drugim uveljavlja evropske postopke ugotavljanja skladnosti ter nalaga državam članicam, da sprejmejo ustrezne postopke za meroslovni nadzor. 87

112 Direktiva v prilogi»mi-003 Števci delovne električne energije«definira razrede točnosti števcev (A, B, C) glede na največje dopustne pogreške v odstotkih pri naznačenih obratovalnih pogojih in definiranih obsegih bremenskega toka ter delovni temperaturi. Podaja tudi dopustne učinke motenj, zahteve za prikaz merilnega rezultata, idr. V prilogi I»Bistvene zahteve«se na sisteme naprednega merjenja še posebej nanaša naslednje določilo:»10.5 Ne glede na to, ali se lahko merilni instrument, ki je namenjen za merjenja s strani distribucijskih podjetij, daljinsko odčita, mora biti v vsakem primeru opremljen z meroslovno nadzorovanim prikazovalnikom, do katerega je potrošniku omogočen dostop brez orodja. Odčitek tega prikazovalnika je merilni rezultat, ki služi kot osnova za izračun zneska za plačilo.«[53] 10.3 Strateški dokumenti Resolucija o Nacionalnem energetskem programu (ReNEP), Ur.l. RS, 57/2004 [21] Nacionalni energetski program predstavlja slovensko vizijo ravnanja z energijo v širšem pomenu in postavlja cilje in določa mehanizme za prehod od zagotavljanja oskrbe z energenti in električno energijo k zanesljivi, konkurenčni in okolju prijazni oskrbi z energijskimi storitvami. Postavlja tudi cilje in mehanizme za spremembo razumevanja vloge in pomena energije pri dvigu blaginje. Po ReNEP je predvideno znižanje energetske intenzivnosti za 2,3% na leto (ob 60% povečanju BDP). Poleg tega se predvideva povečanje učinkovitosti rabe končne energije v industriji, široki rabi in prometu do leta glede na leto za 10% in v javnem sektorju za 15 % Nacionalni akcijski načrt za energetsko učinkovitost za obdobje (AN- URE), Ministrstvo za okolje in prostor, Ljubljana 2008 [8] Ta - prvi - akcijski načrt je bil izdelan na osnovi 14. člena Direktive 2006/32/ES o učinkoviti rabi končne energije in o energetskih storitvah, ki državam članicam nalaga izdelavo treh akcijskih načrtov (drugi se mora pripraviti v letu 2011, tretji pa v letu 2014). Cilj akcijskih načrtov je izpolnitev zahteve, iz prej omenjene direktive, da države članice dosežejo 9 % prihranka končne energije v devetih letih ( ). Kot izhodišče se upošteva povprečna letna raba v zadnjem petletnem statističnem obdobju brez porabe goriv v napravah, ki so v trgovanju s pravicami do emisij toplogrednih plinov (obdobje , povprečna letna raba GWh). 88

113 Akcijski načrt podaja nabor instrumentov za izboljšanje energetske učinkovitosti v gospodinjstvih, terciarnem sektorju, industriji in prometu, ter nabor večsektorskih ukrepov. Akcijski načrt določa: izračun izhodiščne rabe končne energije, ciljne prihranke za celotno obdobje in določitev vmesnega cilja za obdobje , sektorske in večsektorske instrumente za izboljšanje energetske učinkovitosti, ter instrumente v javnem sektorju, financiranje in izvajanje akcijskega načrta. Med instrumenti za gospodinjstva so tudi navedene finančne spodbude (neposredne investicijske subvencije, financiranje iz proračunskih sredstev in namenska posojila s subvencionirano obrestno mero) za učinkovito rabo električne energije, ki med ukrepi navajajo: spodbujanje nakupa energijsko najvarčnejših gospodinjskih aparatov, sofinanciranje in promocija nakupa varčnih sijalk in meritve in svetovanje - uvajanje inteligentnih merilnikov v gospodinjstvih (internetno spremljanje, daljinsko odčitavanje), hitrih meritev in svetovanja pri odjemalcih. Pod pojmom inteligentni merilniki so mišljeni sistemski števci (smart meters) in to je prvič, da se napredno merjenje električne energije sploh omenja kot sredstvo za učinkovito rabo energije. Pričakovani prihranki za gospodinjstva, ki jih navaja ta instrument, so: 460 GWh letno in posredno znižanje emisij za 104 kt CO 2 letno. Ocenjena vrednost javnih sredstev potrebnih za izvedbo tega instrumenta znaša 29 mio. Podoben ukrep - meritve in svetovanje - se med drugimi omenja tudi v okviru finančnih vzpodbud za učinkovito rabo energije za terciarni sektor. Za terciarni sektor so pričakovani prihranki 525 GWh letno in znižanje emisij 121 kt CO 2 letno. Sredstva, ki bodo na voljo, znašajo 21 mio. Nosilec tega instrumenta je Ministrstvo za okolje in prostor, izvajalci pa Ekološki sklad RS in pokrajine. Naslednji pomemben instrument, ki je povezan s temo te naloge, je večsektorski. Imenuje se "Programi upravljanja rabe energije pri končnih odjemalcih (DSM)". Podjetja za oskrbo z energijo, vezano na omrežja, izvajajo projekte za učinkovito rabo energije pri končnih porabnikih, zlasti v gospodinjstvu, terciarnem sektorju ter v malih in srednje velikih podjetjih. 89

114 Predvideni ukrepi so: gospodinjstva: učinkovita raba EE: gospodinjski aparati, razsvetljava, terciarni sektor: učinkovita raba EE: razsvetljava, sistemi za prezračevanje in klimatizacijo, industrija: učinkovita raba EE: elektromotorni sistemi, razsvetljava, sistemi za prezračevanje in klimatizacijo, komprimiran zrak, več sektorski ukrep: učinkovit sistemi za ogrevanje in pripravo sanitarne tople vode, ukrepi energetske sanacije stavb tarife za nakup energije: oblikovanje tarif za prodajo energije, ki spodbujajo učinkovito rabo energije in izrabo obnovljivih virov energije. Predvideno je, da se bo okoli 10% zgoraj navedenih ukrepov izvajalo na podlagi tega instrumenta, preostalih 90% pa s finančnimi vzpodbudami iz proračuna. Pri tej predpostavki znašajo prihranki predlaganih ukrepov za sektor gospodinjstva in terciarni sektor 279 GWh, emisije toplogrednih plinov pa se bodo zmanjšale za 84 kt CO 2. Ocena vrednosti javnih sredstev potrebnih za izvedbo instrumenta znaša 15 mio. Stroški za izvedbo programa se lahko po pridobljenem soglasju Ministrstva za gospodarstvo deloma ali v celoti krijejo iz dodatkov k omrežnini v ceni za uporabo omrežij. Nosilci izvedbe tega instrumenta so: Ministrstvo za gospodarstvo, Ministrstvo za okolje in prostor in Agencija RS za energijo; izvajalci pa: SODO, SOPO in energetska podjetja - dobavitelji energije Povzetek in komentar Slovenska zakonodaja Iz predstavljenih zakonov in podzakonskih aktov v luči sistemov naprednega merjenja (AMM sistemov) lahko potegnemo sledeče ugotovitve: poudarek na energetski učinkovitosti je očiten, zakonodaja je naravnana na vzpostavitev pogojev za konkurenčen in transparenten trg energije, vendar nove tehnologije, kot so na primer AMM/AMI sistemi, niso nikjer omenjeni kot možno sredstvo za dosego tudi teh ciljev, ni vzpodbud za AMI, nasprotno: predpisano odčitavanje števcev je le enkrat-letno za gospodinjstva in ostale uporabnike na NN brez merjenja obračunske moči, na voljo je dolga doba za postopek menjave dobavitelja (20 dni), 90

115 ni zakonske podlage za dinamično tarifiranje, upravljanje s porabo (DSM) - Energetski zakon sicer daje pravno podlago, vendar podzakonski akti še niso ustrezno usklajeni. Člen 135. Splošnih pogojev za dobavo in odjem električne energije iz distribucijskega omrežja električne energije je naložil sistemskemu operaterju distribucijskega omrežja, da je moral vzpostaviti sistem za zajemanje in shranjevanje podatkov o prekinitvah dobave in odjema električne energije. Distribucijska podjetja zaenkrat to zahtevo rešujejo preko SCADA sistemov in spremljanja izpadov odvodov po RTP, vendar je za učinkovito izvedbo te zahteve nujen AMI sistem, saj sistemski števec beleži prekinitve pri vsakem končnem uporabniku in točne podatke posreduje naprej v centralno bazo. Za uspešno izrabo funkcionalnosti AMI sistema je treba prilagoditi zakonodajo - predvsem je treba urediti področje dinamičnega tarifiranja in upravljanja s porabo (DSM). Energetski zakon sicer predvideva posebne tarife za odjemalce, ki s prilagajanjem porabe pomagajo sistemu, vendar pa v Aktu o določitvi omrežnine ni nikjer opredeljeno, v kakšnih okvirih se to lahko nediskriminatorno izvaja Strateški dokumenti Realizacija ciljev Resolucije o Nacionalnem energetskem programu ne sledi načrtom - do sedaj je bilo realiziranih le 5 do 10% letnih ciljev. Kot glavni vzrok se navaja omejena proračunska sredstva [8]. Nacionalni akcijski načrt za energetsko učinkovitost za obdobje navaja množico instrumentov za izvedbo programov za energetsko učinkovitost. Prvič se v Sloveniji uradno omenja napredno merjenje (v dokumentu imenovano inteligentno merjenje) kot sredstvo za dosego energetske učinkovitosti na področju električne energije, ter programe za upravljanje s porabo (DSM). Žal so opisi ukrepov v zvezi naprednim merjenjem in DSM preveč nekonkretni, ocene o prihrankih, ki so posledica predlaganih ukrepov, pa nerealne (previsoke). Javna sredstva namenjena za izvedbo teh instrumentov so izrazito podcenjena. Omenjena dokumenta in dosedanje izvajanje programov jasno kažeta, da problem niso le omejena proračunska sredstva, temveč so razlogi tudi [52]: kadrovske ovire - pomanjkanje znanj, osveščenosti in strokovnjakov, ekonomske ovire - naložbe v ukrepe učinkovite rabe energije ob sedanji davčni zakonodaji niso "rentabilne", torej manjkajo ekonomski motivi za realizacijo ukrepov. V pripravo takih dokumentov in v izvajanje programov je treba nujno vključiti strokovne organizacije in inštitucije! 91

116 Direktive Evropskega parlamenta in sveta Zakonodaja je zelo naravnana k zagotavljanju pogojev za konkurenčne in transparentne trge z energijo in za učinkovito rabo energije [Direktiva 2006/32/ES]. V zakonodaji se pojavljajo vzpodbude, ki države članice spodbujajo: k uvajanju novih tehnologij, kot so najnovejši merilni sistemi [Direktiva 2005/89/ES, člen 5], da zagotovijo obračun po dejanski porabi in dovolj pogosto, da lahko odjemalci uravnavajo svojo porabo [Direktiva 2006/32/ES, člen 13]. Najnovejša Direktiva o skupnih pravilih notranjega trga z električno energijo državam članicam nalaga, da do leta 2012 pripravijo analizo stroškov in koristi ter da do leta 2020 s sistemskimi števci opremijo vsaj 80 % odjemalcev, za katere ekonomska analiza kaže pozitivne rezultate. Podobne zahteve podaja tudi Direktiva o skupnih pravilih notranjega trga z zemeljskim plinom. 92

117 11 Ekonomska analiza stroškov in koristi sistema AMI ter postavitev kriterijev za uvajanje Finančno načrtovanje investicij je proces ugotavljanja in analize možnih naložb. Na donosnost investicije vpliva vrsta dejavnikov: življenjska doba investicije, vrednost denarja v času, stroški kapitala, denarni tokovi, občutljivost investicije na spremembe posameznih elementov. Življenjska doba investicije je pomembna z vidika natančnosti planiranja prihodnjih dogodkov, denarnih tokov, stanja na trgu, cen in konkurence. Daljša kot je življenjska doba projekta in s tem trajanje investicije, manjša je natančnost pri predvidevanjih in ocenah posameznih denarnih tokov. Napovedovanje daleč v prihodnost je zelo tvegano in nezanesljivo, ker se lahko s tekom časa spremeni cela vrsta dejavnikov na posameznem trgu. V študiji iz leta 2008 smo življenjsko dobo sistema AMM ocenili na 15 let. V zadnjih dveh letih se je zaradi tehnološkega napredka podaljšala na 20 let. Ker podjetja nimajo potrebnih človeških, finančnih in materialnih resursov ocenjujemo, da bomo zamenjavo števcev izvedli v 5 letih. Daljše obdobje zamenjave ni smiselno, saj kupujemo sistem, ki mora biti medsebojno kompatibilen. Z daljšim trajanjem zamenjave se lahko zgodi, da tehnologija napreduje do te mere, da bodo števci nekompatibilni. Celotno obravnavano obdobje, ki ga bomo imenovali čas trajanja projekta, bo dolgo enako dolžini življenjske dobe. Vrednost denarja v času je zelo pomemben faktor pri izračunavanju ekonomske upravičenosti investicije. Denar, ki ga imamo na razpolago danes, je vreden več od denarja, ki ga bomo dobili čez nekaj let. Tako moramo iskati ali prihodnjo ali sedanjo vrednost denarja. V praksi se največkrat uporablja slednja. S sedanjo vrednostjo se išče sedanji ekvivalent denarnim zneskom, ki bodo nastali v prihodnosti. Sedanja vrednost prikazuje, koliko je določen denarni tok vreden danes, s čimer se zagotovi primerjava med zneski v različnih obdobjih. V študiji je uporabljena dinamična metoda, kjer se upošteva čas nastopa denarnih tokov, saj daje natančnejše rezultate od statične metode, kjer se vpliva časa ne upošteva. Diskontna stopnja mora biti enaka stroškom kapitala podjetja, ki ga bomo potrebovali za investicijo. S stroški kapitala razumemo strošek dolgoročnih in trajnih virov financiranja. Diskontna stopnja je le delno pod nadzorom podjetja, saj so določene vhodne spremenljivke kot sta davek in obrestne mere dane od zunaj. Višja kot je diskontna stopnja, večjo težo imajo zneski, ki nastajajo v začetnem obdobju, kar pomeni, da imajo veliko večjo težo sami stroški izgradnje. Zaradi trenutne gospodarske krize je strošek dolžniškega kapitala relativno nizek 93

118 (nizek EURIBOR), vendar pa se lahko v prihodnosti to spremeni. Diskontno stopnjo bomo postavili v višino 6 %. Naslednji dejavnik so denarni tokovi. Investicijske odločitve temeljijo na denarnih tokovih in ne na računovodskem dobičku. Pri analizi je nujno treba upoštevati samo dodatne denarne tokove, saj bodoča naložba na obstoječe tokove nima vpliva. Pri določanju denarnih tokov je zelo pomembno, da je amortizacija strošek, ni pa denarni odtok. Pri ocenah denarnih tokov projekta je treba v splošnem opredeliti: začetni investicijski izdatek in denarne tokove iz poslovanja v času življenjske dobe projekta. Na koncu je potrebno analizirati še tveganje naložbe oziroma vplive spreminjanja posameznih vhodnih podatkov na pričakovane donose projekta. Pričakovane vrednosti denarnih tokov temeljijo na naših predpostavkah, vendar so odvisne od vpliva različnih spremenljivk V praksi se najpogosteje uporabljajo naslednji investicijski kriteriji presojanja ekonomske upravičenosti naložb: doba povračila diskontiranih tokov, neto sedanja vrednost in notranja stopnja donosa. Doba povračila je najbolj enostaven investicijski kriterij. Pove nam časovno obdobje (število let, mesecev, dni), v katerem se povrne začetni znesek naložbe z upoštevanjem časovne vrednosti denarja. Kratka doba vračila je zelo pomembna zaradi izogiba tveganjem dolgega obdobja. Ker je na dolgi rok zelo težko natančno napovedovati posamezne spremenljivke, je za naložbo pomembno, da se povrne čim hitreje. NSV je metoda ocenjevanja projektov z uporabo tehnike diskontiranih denarnih tokov. Pri tej metodi se najprej opredeli vse pričakovane denarne tokove, se jih nato diskontira (aktualizira), sešteje in na koncu odšteje začetni investicijski izdatek. Če je dobljena vrednost večja od nič, je investicijski projekt sprejemljiv. V primeru ko je NSV manjša od nič, pa je investicijski projekt nesprejemljiv (v grobem si lahko v tem primeru predstavljamo, da bi podjetja potrebovala najmanj toliko finančne vzpodbude, denimo v obliki nepovratnih sredstev, da bi se jim naložba izplačala). Kadar se odloča med dvema izključujočima projektoma, se izbere tistega, ki ima višjo NPV. Prednosti neto sedanje vrednosti so, da upošteva vse pričakovane denarne tokove projekta in da upošteva časovno vrednost denarja. Slabost je, da je absolutna mera in da ni tako reprezentativna kot ostali dve obravnavani meri. NSD je diskontna stopnja, pri kateri je sedanja vrednost pričakovanih denarnih pritokov projekta enaka sedanji vrednosti investicijskih izdatkov projekta, oziroma je NSV enaka 0. Če 94

119 razlago poenostavimo, nam NSD pove, kolikšen letni donos na vložena sredstva določena naložba prinaša. Kadar je NSD višja od diskontne stopnje je projekt sprejemljiv, sicer ni. Tudi NSD upošteva vse pričakovane denarne tokove projekta in časovno vrednost denarja, vendar pa ni sto odstotno zanesljiv kriterij za odločanje, predvsem pri medsebojno izključujočih projektih. Kljub temu se v praksi veliko uporablja, ker je relativen kriterij Ekonomska upravičenost odklopnikov Proizvajalci navajajo različne cene odklopnikov. Če pogledamo 3 največje proizvajalce, katerih števce se lahko po SONDO vgrajuje v Sloveniji. Prvi proizvajalec ima pri enofaznih števcih odklopnike serijsko vgrajene in jih ni mogoče naročiti brez odklopnika, pri trofaznih pa je cena odklopnika približno 100. Drugi proizvajalec ima pri enofaznih števcih ceno odklopnika 10, pri trofaznih pa približno 35. Pri tretjem proizvajalcu odklopniki pri enofaznih števcih stanejo 12, pri trofaznih pa 22. Ker je v Sloveniji približno polovica števcev enofaznih, polovica pa trofaznih, bomo ceno povprečnega odklopnika ocenili kot tehtano povprečje cen odklopnikov najcenejšega proizvajalca, kar znaša 17 na merilno mesto. Skupna investicijska vrednost v odklopnike tako znaša skoraj 15 milijonov. Na območju Elektra Ljubljane je bilo v letu 2010 skupno 609 zahtev po spremembi naročene moči, kar je ob sedanjem stanju tehnike potrebno opraviti ročno (zamenjava varovalk), medtem ko bi se z odklopniki to lahko izvajalo daljinsko. Ker Elektro Ljubljana zajema približno tretjino odjemalcev, bomo ocenili, da na območju celotne Slovenije letno pride do približno zahtev po spremembi moči. Ker bi nov sistem omogočal lažjo in cenejšo spremembo moči, bomo predvideli, da se bo število zahtevkov povečalo na letno. Potrebno delo pri zamenjavi varovalk smo ocenili na 1 uro, kar znaša približno 17 stroškov lastnega dela. Skupni letni stroški pri zamenjavi varovalk na merilnih mestih znašajo Izračuni pokažejo, da se ob uporabljenih predpostavkah naložba v odklopnike ne splača. Neto sedanja vrednost je močno negativna v višini skoraj 12 milijonov. Naložba v odklopnike bi bila ekonomsko upravičena, če bi bilo letno na območju Slovenije v povprečju zahtev po spremembi moči ali če bi bila povprečna cena odklopnikov približno 1,5. Naše priporočilo je zato, da se odklopnike namesti samo pri tistih odjemalcih, ki so bodisi neredni plačniki, bodisi pri tistih kjer se pričakuje večje število sprememb priključne moči. 95

120 11.2 Investicijski izdatki sistema AMI Začetna investicijska vrednost nastopa na začetku obdobja. Sistem AMI sestavlja več gradnikov, zato lahko nabavno vrednost razdelimo na: nabavna vrednost sistemskih števcev in komunikacijske opreme, izdatki pri nakupu opreme v koncentratorjih, izdatki pri nakupu centrov za zbiranje in obdelovanje podatkov, stroški izobraževanja zaposlenih in stroški prehoda na nov sistem. Kot smo napisali že v uvodu, smo življenjsko dobo sistema AMI postavili na 20 let, čas prehoda pa na 5 let (v tem času se število zamenjanih števcev enakomerno porazdeli po posameznih letih), tako da je skupno trajanje projekta 20 let. Za število merilnih mest, kjer je potrebno namestiti sistemske števce, bomo upoštevali le tista merilna mesta, ki še nimajo potrebnih funkcionalnosti AMM/AMI števcev. Takšnih je trenutno Od tega je približno polovica enofaznih in polovica trofaznih števcev [75]. V tabeli 11.1 so navedene današnje nabavne cene števcev in opreme, ko se kupujejo manjše količine, in pričakovane nabavne cene pri večjih količinah (nad kosov). Ocenili smo, da bodo v tem primeru cene opreme za približno 20 % nižje od trenutnih. Oprema Tabela 11.1: Nabavne cene opreme Cena ob majhni količini v /kos Cena ob veliki količini v /kos Enofazni PLC Trofazni PLC Enofazni GPRS Trofazni GPRS Koncentrator Kontrolni števec Skupni začetni investicijski izdatki in stroški ob upoštevanju nakupa večjih količin opreme znašajo na merilno mesto približno 200 (brez stroškov financiranja 170 ). Na letnem nivoju izdatki in stroški naložbe (brez stroškov financiranja) dosegajo približno 22,5 milijonov, skupni investicijski izdatki in stroški prehoda na AMM sistem znašajo približno 172 milijonov. Daleč največji delež zajema nabavna vrednost sistemskih števcev s stroški montaže in komunikacijske opreme. Razen stroškov financiranja so deleži vseh ostalih stroškov skorajda zanemarljivi in ne vplivajo bistveno na naložbo. 96

121 Analiza učinkov sistema naprednegaa merjenja električne energije v slovenskem distribucijskem EES Tabela 11.2: Investicijski izdatki na merilno mesto, na leto in skupaj Investicijski izdatki v Na merilno mesto Na leto Skupaj Nabavna vrednost sistemskih števcev 138, Nabavna vrednost kontrolnih števcev Stroški centrov za zbiranje in obdelavo podatkov in centralnega sistema za dostop do merilnih podatkov Stroški izobraževanja zaposlenih Strošek prehoda na nov sistem 9,63 15,01 0,59 1, Stroški informiranja Stroški financiranja Skupaj 5, , , ,9% 0,6% 0,3% 7,4% 15,8% Nabavna vrednost sistemskih števcev Nabavna vrednost kontrolnih števcev Stroški centrov za zbiranje in obdelavo podatkov 68,3% Stroški izobraževanja zaposlenih 4,8% Strošek prehoda na nov sistem Stroški informiranja Stroški financiranja Slika 11.1: Deleži posameznih investicijskih izdatkov 97

122 Nabavna vrednost AMI števcev in komunikacijske opreme Pod nabavno vrednost AMI števcev prištevamo stroške samega števca in stroške komunikacijske opreme na merilnem mestu ali na mestu koncentratorja. Sem moramo prišteti tudi stroške montaže števcev in komunikacijske opreme. Trenutne cene sistemskih števcev so: cena sistemskega enofaznega števca s PLC komunikacijo 110 /števec, cena sistemskega trifaznega števca s PLC komunikacijo 145 /števec, cena sistemskega enofaznega števca z GPRS komunikacijo 215 /števec, cena sistemskega trifaznega števca z GPRS komunikacijo 250 /števec, cena koncentratorja 910 /koncentrator. V analizi upoštevamo, da se bo cena ob nakupu večje količine števcev znižala, zaradi česar pričakujemo 20 % nižje cene opreme. Ne upoštevamo montaže odklopnikov, ki ne bodo vgrajeni sistemsko. Cene se močno razlikujejo med števci, ki za komunikacijo uporabljajo PLC ali GPRS. Komunikacija prek PLC zahteva tudi nakup koncentratorja, ki pri GPRS komunikaciji ni potreben. Število TP, kjer je potrebno namestiti koncentrator, je Čas zamenjave obstoječega števca s sistemskim smo v povprečju ocenili na 0,625 ure na števec. Tri četrtine števcev smatramo kot lahko dostopnih in pri njih je normativ zamenjave pol ure na števec. Pri ostalih je normativ zamenjave eno uro na števec. Čas montaže koncentratorja smo ocenili na 6 ur na koncentrator, s tem da morata biti pri montaži zaradi varnosti pri delu udeleženi po dve osebi. Upoštevali smo še povprečno 10 km avto - voženj na števec. Pri montaži koncentratorjev upoštevamo 11 km avto - voženj. Glede zamenjave števcev s sistemskimi obstajata dva možna načina. Po prvem zamenjujemo števce sistematično po transformatorskih postajah. V petletnem obdobju prehoda bi moralo iti določeno število števcev na redno žigosanje, vendar jih raje zamenjamo s števci, ki so bili zamenjani pri drugih odjemalcih in imajo še veljaven žig. Pri drugem možnem načinu prehoda tudi števce, ki bi morali biti žigosanji menjamo s sistemskimi, vendar jih na sistem priključimo šele, ko pride na vrsto za zamenjavo vseh števcev celoten TP. S tem utrpimo oportunitetne stroške, saj bodo števci v sistemu krajši čas. Zato je ugodnejši prvi način, ki ga bomo tudi upoštevali. 98

123 Tabela 11.3: Skupne vrednosti investicijskih izdatkov pri nabavi in montaži sistemskih števcev Število Strošek Skupno kupljeni enofazni števci PLC Skupno kupljeni trifazni števci PLC Skupno kupljeni enofazni števci GPRS Skupno kupljeni trifazni števci GPRS Skupno kupljeni koncentratorji Strošek dela pri zamenjavi števcev Strošek dela pri montaži koncentratorjev Strošek avtovoženj pri menjavi števcev Strošek avtovoženj pri montaži koncentratorjev Skupaj Letno Ob skupno kupljeni količini števcev nabavna vrednost sistemskih števcev in koncentratorjev znaša približno 117 milijonov Stroški dodatne opreme koncentratorjev V investicijskih stroških števcev je vključena že vsa oprema v koncentratorjih, razen kontrolnih števcev. Cena kontrolnega števca se na podlagi izkušenj distribucijskega podjetja ocenjuje na 430, ob večji nakupljeni količini pa na 358. Skupni investicijski strošek kontrolnih števcev tako znaša približno 5 milijonov. Poleg nabavne vrednosti opreme, moramo pri koncentratorjih posebej upoštevati še stroške montaže. Po izkušnjah iz prakse je potrebnih še 6 ur monterskega dela za montažo vsakega kontrolnega števca, s tem da morata biti tudi pri teh delih na terenu hkrati po dva zaposlena. Bruto ceno dela monterja lahko ocenimo v višini 17 /uro. Skupni stroški montaže na letnem nivoju tako znašajo približno 600 tisoč, kar v petih letih skupaj znese približno 3 milijone. 99

124 Stroški centrov za zbiranje in obdelavo podatkov Poleg naložbe v samo merilno in komunikacijsko opremo, je potrebno posodobiti center za zbiranje in obdelavo merilnih podatkov, kupiti ustrezno strojno (hardware) opremo, investirati v programsko opremo, kupiti licence in izobraziti zaposlene za delo v novih razmerah. Za območje Slovenije ocenjujemo, da potrebujemo 5 centrov za zbiranje in obdelavo podatkov in center s centralnim sistemom za dostop do merilnih podatkov. Strošek strojne opreme in programske opreme je lahko vezan neposredno na merilni center ali pa prek licenčnine razdeljen glede na število merilnih mest. V študiji bomo uporabili drugo metodo in stroške strojne in programske opreme v vsakem centru ocenili v višini in licenčnino v višini 7 /merilno mesto, kar znaša približno 11 milijonov. Investicijo v centralni sistem za dostop do merilnih podatkov smo ocenili na Ob sami naložbi v programsko in strojno opremo, bo potrebno izobraziti tudi zaposlene, da bodo usposobljeni za delo z novim sistemom. Strošek izobraževanja se ocenjuje v višini Oba stroška zajemata majhen delež v skupnih stroških, zato morebitne napačne ocene o stroških ne vplivajo bistveno na končne rezultate Strošek prehoda Z uvedbo sistema AMI se predvideva, da bodo nastali še razni dodatni stroški, zaradi povsem normalnih težav ob prehodu na nov sistem. Zaposleni bodo potrebovali nekaj časa, da se privadijo na nove delovne razmere, prihajalo bo do različnih zagonskih težav,... Te stroške je težko natančno predvideti. Večina analiz stroškov in koristi jih sploh ne upošteva, vendar menimo, da moramo pričakovati in oceniti tudi to vrsto stroškov. Na Nizozemskem, kjer so se po temeljitih študijah odločili za prehod na AMM sistem na nivoju celotne države, so jih denimo ocenili v višini 5 milijonov [30]. Za področje Slovenije jih bomo ocenili v višini milijon ( letno) Stroški informiranja odjemalcev Projekt zajema veliko število odjemalcev (skoraj ), zato lahko pričakujemo, da stroški informiranja odjemalcev ne bodo zanemarljivi. V tej fazi projekta jih je težko natančno opredeliti, vendar pa ocenjujemo, da bodo v petih letih znašali približno

125 Stroški financiranja Naložba v sistem AMI predstavlja velik investicijski zalogaj za distribucijska podjetja moramo predvideti, da vsega ne bodo zmogli financirati z lastnimi sredstvi, temveč bo potrebno najeti dolžniški kapital. Ocenjujemo, da bo potrebno približno 70 odstotkov naložbe financirati z dolžniškim kapitalom. Obrestne mere so zaradi nizke trenutne vrednosti EURIBOR zelo nizke, vendar je pričakovati, da se bo v prihodnjih letih povišal. Zaradi tega smo povprečno obrestno mero v obdobju ocenili na 5 %. Ročnost kreditov smo postavili na deset let. Stroški obresti se med leti gibljejo zelo različno. Skupno bi ob opisanih predpostavkah znašali približno 27 milijonov. V analizi ekonomske upravičenosti so stroški financiranja zajeti v diskontni stopnji Stroški v življenjski dobi Pri vodenju in delovanju sistema AMI v njegovi življenjski dobi nastajajo predvsem tri vrste stroškov: materialni stroški vzdrževanja in obratovanja sistema, stroški dela in stroški prenosa podatkov. Dodatno se pojavljajo še višji stroški izgub, saj imajo pametni števci tudi do trikrat večjo lastno rabo delovne energije kot indukcijski, kar na nivoju Slovenije pomeni približno 15 GWh dodatnih izgub električne energije. Ob tem predvidevamo še dodatne stroške za izvedbo funkcije dinamičnega tarifiranja, za katero predvidevamo dodaten strošek v višini 200 tisoč letno (vendar ocenjujemo, da se bo začela izvajati šele ob popolni vzpostavitvi sistema, se pravi po petih letih). Predpostavka je podrobneje razložena v podpoglavju Največji delež odpade na stroške dela, najmanj pa za funkcijo merjenja ostalih energentov, pri kateri dodatnih stroškov ne predvidevamo. Podrobneje so posamezne vrste stroškov opredeljene v nadaljevanju poglavja. 101

126 Tabela 11.4: Letne in skupne (nediskontirane) vrednosti posameznih vrst stroškov Letni stroški ( ) Skupaj Stroški vzdrževanja različno Stroški dela različno Stroški prenosa podatkov Dodatne izgube električne energije različno Dinamično tarifiranje Merjenje ostalih energentov 0 0 Skupaj različno Skupni stroški vzdrževanja Skupne stroške vzdrževanja razdelimo na stroške žigosanja in stroške vzdrževanja. Stroški žigosanja sistemskih števcev so bistveno nižji kot pri mehanskih števcih, saj se žigosanje opravlja le na vzorcu števcev vsake 4 leta. Ocenili bomo, da bo rezultat vzorčnega žigosanja pozitiven, zato bomo stroške omejili samo na stroške žigosanja vzorca. Tabela 11.5: Velikost vzorca za žigosanje Velikost populacije Velikost vzorca do V letih 4 do 7 bo iz sistema AMI na žigosanje šlo vzorčno število števcev populacije v velikosti petine vseh števcev (približno enofaznih in trifaznih števcev), po sedmem letu pa gre na žigosanje vzorec populacije dveh petin vseh števcev (približno enofaznih in trifaznih števcev). Upoštevali bomo, da bodo v sistemu AMI 102

127 trije različni tipi enofaznih in trofaznih števcev, zato bo potrebno za vsak tip izvesti žigosanje. Skupno torej dobimo v vsakem letu 6 vzorcev po 315. Stroški žigosanja ostajajo enaki kot pri obstoječem števcu približno 19 za enofazni in 26 za trifazni števec. Stroški žigosanja, skupaj s stroški dela in avto voženj pri žigosanju, števcev v sistemu AMI v celotnem obdobju tako znašajo skoraj 1,3 milijona. V prvih štirih letih prehoda na sistem AMI je potrebno žigosati tudi še obstoječe števce. Vsakih 12 let je potrebno žigosanje mehanskih števcev, ki zajema dejavnosti demontaže števca, montaže nadomestnega števca, odvoz števca na žigosanje in žigosanje. Predpostavili bomo, da je število žigosanj približno enakomerno porazdeljeno med posameznimi leti, tako da gre vsako leto na žigosanje dvanajstina vseh števcev. Vsako leto bi morala biti žigosana ena dvanajstina od skupnega preostalega števila indukcijskih števcev. Toda od števcev, ki smo jih že izločili, ima sedem dvanajstin še vsaj pet let veljaven žig, zato jih lahko uporabimo namesto novih števcev. V tabeli 11.6 vidimo, da je teh števcev več od števcev, ki bi jih morali žigosati, zato se s prehodom na sistem AMI lahko v celoti izognemo stroškom žigosanja preostalih indukcijskih števcev. Tabela 11.6: Potrebno število indukcijskih števcev za žigosanje Leto Skupno preostalo število števcev Pretečeni žig Število števcev z veljavnim žigom Število števcev za žigosanje Stroškov žigosanja že danes obstoječih AMR in AMM števcev ne bomo upoštevali, saj se s prehodom na sistem AMI ne bodo spremenili in tako za ekonomsko analizo niso relevantni. Ostali stroški vzdrževanja zajemajo vzdrževanje opreme, tako sistemskih števcev kot tudi centrov za zbiranje in obdelavo podatkov in programske opreme. Težko je predvideti, kolikšni bi bili ti stroški v realnosti. Ocene v dostopni literaturi se gibljejo od 0,2 % [4] do 1 % [34] začetnih investicijskih stroškov na leto. Stroški vzdrževanja so odvisni tudi od garancije proizvajalca in pogodbe s proizvajalcem. Za potrebe analize jih bomo ocenili v višini letno (del stroškov vzdrževanja je že opredeljen pri rednem žigosanju, zato je ta vrednost manjša). 103

128 Stroški dela Ocenili smo, da za sistem AMI potrebujemo 5 centrov za zbiranje in obdelavo podatkov in da bo v vsakem zaposlenih deset ljudi, ki bi morali biti usposobljeni inženirji z visoko izobrazbo. Letni (bruto) strošek takega zaposlenega za podjetje lahko ocenimo v višini Skupno bi stroški dela na letnem nivoju znašali V obstoječem stanju je na področju merjenja zaposlenih 20 osebe (sem ne štejemo monterjev). Sistem AMI prinaša nove funkcije (dinamično tarifiranje, mesečno odčitavanje in zaračunavanje), ki bodo gotovo dvignile število opravil zaposlenih. Po drugi strani bi zmogljiv merilni center z dobro programsko opremo lahko olajšal delo. Realno stanje se bo pokazalo šele skozi praktične izkušnje Stroški prenosa podatkov Tretja vrsta stroškov v življenjski dobi sistema so stroški prenosa podatkov. V državah, kjer so že uvedli sistem naprednega merjenja, se kot tehnologija za prenos podatkov najpogosteje uporablja PLC ali GPRS. Tudi v dosedanjih pilotnih projektih v Sloveniji se večinoma uporablja ti dve tehnologiji. Italija se je denimo v celoti odločila za PLC, medtem ko se na drugi strani Švedska odloča za GSM/GPRS. V drugih državah in študijah se najpogosteje uporabljata oba medija. PLC v gosteje naseljenih področjih in GSM/GPRS v redkeje naseljenih. Stroški GSM/GPRS komunikacije in PLC komunikacije iz koncentratorjev so 18 na merilno mesto oziroma koncentrator na leto [1]. Ocenjujemo, da bi lahko preko PLC povezali 95 % odjemalcev in samo 5 % z GPRS. V tabeli 11.7 vidimo, da letni stroški prenosa podatkov znašajo približno milijon. Tabela 11.7: Letni stroški prenosa podatkov Delež odjemalcev (%) Stroški ( ) Stroški GPRS 2,0% Stroški PLC 98,0% Skupaj 100,0% Stroški dodatnih izgub električne energije Pametni števci imajo približno trikrat večjo lastno rabo delovne energije kot indukcijski, kar na nivoju Slovenije pomeni približno 15 GWh dodatnih izgub električne energije. Pri izračunu skupnih stroškov smo upoštevali ceno energije v prvem letu v višini približno 50 /MWh in 104

129 povprečno 5 % letno rast cen energije. Skupni stroški dodatnih izgub v celotnem obdobju znašajo približno 22 milijonov Stroški izvajanja funkcij dinamičnega tarifiranja in povezovanja s ponudniki vode, plina in daljinske toplote Na podlagi obsežnih tujih raziskav o dinamičnem tarifiranju in rezultatih tujih pilotskih projektov, denimo [25], lahko podamo oceno, da bi uvedba dinamičnega tarifiranja poleg investicijskih stroškov v infrastrukturo, ki so zajeti v samih investicijskih stroških AMI sistema, na letnem nivoju zahtevala še 200 tisoč. Ti stroški zajemajo reklamne akcije za obveščanje odjemalcev ter stroške sprotne komunikacije z odjemalci glede dinamičnega spreminjanja tarif. AMI sistem omogoča, da se preko njega odčitava merilne podatke tudi za plin, vodo in daljinsko toploto. V ekonomski analizi bomo predvideli, da vse investicijske izdatke integracije (števci, komunikacijska oprema) nosijo sami ponudniki ostalih energentov ali vode Koristi sistema AMI z vidika sistemskega operaterja distribucijskega omrežja Sistemski operater distribucijskega omrežja s sistemom AMI pridobi naslednje koristi: prihranki delovanja in vzdrževanja obstoječega sistema merjenja, prihranki odčitavanja v obstoječem sistemu merjenja, prihranki zaradi nižjih komercialnih izgub, prihranki zaradi zniževanja konične porabe, prodaja podatkov ponudnikom plina, vode in daljinske toplote in ostale koristi (načrtovanje razvoja omrežja, hitrejša detekcija izpadov,...). Skupni prihranki (nediskontirano) sistemskega operaterja distribucijskega omrežja v celotnem času trajanja projekta bodo dosegli več kot 520 milijonov. Največji delež, več kot tretjina, odpade na prihranke zaradi nižanja konice. 105

130 Študija št..: Ljubljana, 2011 Tabela 11.8: Skupni prihranki sistema AMI za sistemskega operaterja distribucijskega omrežja (nediskontirano) Prihranek Vrednost v Vzdrževanje Odčitavanje Komercialne izgube Nižanje konice Multiutility Ostali prihranki Skupaj Ostali prihranki 9% Multiutility 11% Nižanje konice 35% Vzdrževanje 18% Odčitavanje 10% Komercialne izgube 17% Vzdrževanje Nižanje konice Odčitavanje Multiutility Komercialne izgube Ostali prihranki Slika 11.2: Deleži skupnih prihrankov sistema AMI za sistemskega operaterja distribucijskega omrežja Prihranki delovanja in vzdrževanja obstoječega sistema merjenja S sistemom AMI se v celoti izognemo vsem stroškom povezanim z žigosanjem in zamenjavo obstoječih števcev. Skupni letni prihranek za merilnih mest znaša približno 5 milijonov. 106

131 Tabela 11.9: Prihranki delovanja in vzdrževanja obstoječega sistema merjenja Vrsta stroška Vrednost v Žigosanje Zamenjava Delo pri žigosanju in zamenjavi Avto-vožnje pri žigosanju in zamenjavi Delo zaposlenih v centru SKUPAJ Prihranki odčitavanja v obstoječem sistemu merjenja Z uvedbo sistema AMM se popolnoma izognemo tudi stroškom odčitavanja, saj je to sedaj daljinsko. Upoštevali bomo, da se 95 % obstoječih števcev odčitava letno in 5 % mesečno. Prihranki so enaki stroškom obstoječega načina odčitavanja in letno znašajo skoraj 3 milijone. Tabela 11.10: Prihranki odčitavanja obstoječega sistema merjenja Kategorija Letni prihranek ( ) Skupni prihranki ( ) Delo Avtovožnje Skupaj Prihranki zaradi nižjih komercialnih izgub Pri prenosu in dobavi električne energije prihaja do izgub, ki jih morajo plačati distribucijska podjetja. Izgube delimo na tehnične in komercialne izgube, ki jih naprej razdelimo na: kraje in nenatančno merjenje. Dogaja se, da posamezni odjemalci nezakonito iz omrežja pridobivajo električno energijo. To lahko dosežejo bodisi s tem, da obidejo električni števec, bodisi s tem, da vplivajo na sam števec. 107

132 Pri klasičnih, induktivnih števcih se z leti obrabljajo premikajoči delci. S tem se števci počasi upočasnjujejo, tako da se porablja čedalje več energije, kot pa se je zaračuna. Na drugi strani sistemski števci nimajo premikajočih se delcev in njihova natančnost se z leti ne spreminja. Za Slovenijo se ocenjuje, da komercialne izgube znašajo približno 2 % prevzete električne energije, kar je bilo v letu 2008 približno GWh [31]. Z nastopom gospodarske krize se sicer zmanjšuje skupna poraba električne energije, vendar tega zmanjšanja pri gospodinjskem odjemu ni, zato se bomo naslonili na vrednosti iz leta Ker ocenjujemo, da bo kriza napram trajanju projekta vendarle kratkoročne narave in zaradi relativno majhne elastičnosti odjema gospodinjstev bomo v naslednjih letih upoštevali nadaljnjo rast porabe gospodinjskega odjema za 1,6 % letno. Gospodarska kriza je občutno znižala cene električne energije. Še v letu 2008 se je cena pasovne energije pri nas gibala okoli 100 /MWh, v avkciji za nakup električne energije za pokrivanje izgub v letu 2010 (izvedeno v novembru 2009), pa je ta znašala le 47,62 [32]. Ker je življenjska doba sistema 20 let ocenjujemo, da se bo kriza v tem času končala in da bodo cene energije do konca obdobja dosegle višje vrednosti, kot so bile pred nastopom krize. Na podlagi tega ocenjujemo povprečno 5 odstotno letno rast cen električne energije. Poleg tega smo upoštevali tudi letno rast porabe, ki je za naslednjih 20 let v povprečju na letnem nivoju ocenjena na 2,6 %. Ocenjujemo, da se lahko s sistemom AMI komercialne izgube zmanjša za polovico. Prihranek se spreminja med leti zaradi rasti porabe in postopnega uvajanja sistema. Po dvajsetih letih bi se ob uporabljenih predpostavkah o rasti porabe in rasti cen energije povzpel na približno 10 milijonov Prihranki nižanja konice V poglavju smo vpliv kratkoročnega zniževanja porabe na konično porabo ocenili v višini 5 % letne konične porabe. Ocena EIMV je, da povečanje konice za 1 kw v distribucijskem omrežju na letnem nivoju pomeni 100 stroška. Za izračun prihranka zaradi nižje konice upoštevamo še današnjo konično porabo (v letu 2008 je bila 1963 MW) in predvideno rast konične porabe v naslednjih 20 letih (ocenjeno na 2,5 % letno). Izračunani prihranki v dvajsetem letu presežejo 16 milijonov Koristi zaradi vključitev merjenja ostalih energentov in vode AMI omogoča, da se preko njega odčitava merilne podatke drugih energentov in pitne vode. Ključna prednost sistema AMI napram gradnji samostojnih sistemov daljinskega odčitavanja ostalih energentov in vode je v tem, da je na števcih električne energije že električna energija, zato ni potrebno dodatno napajanjem poleg tega bo s sistemom AMI že vzpostavljena vsa potrebna informacijska infrastruktura. 108

133 V tabeli smo prikazali število odjemalcev plina, daljinske toplote in vode. Prva dva podatka smo pridobili iz podatkov Agencije za energijo, medtem ko smo za odjemalce vode predvideli, da jih je enako število kot odjemalcev električne energije (v statističnem letopisu iz leta 2009 v letu 2008 sicer navajajo zgolj nekaj več kot 500 tisoč priključkov na javnem vodovodnem omrežju, vendar ob opombi, da je dokumentacija omrežja še v izdelavi, zato je natančnost podatka zelo vprašljiva [29]). Ob tem moramo upoštevati tudi, koliko je dejansko merilnih mest napram številu odjemalcev, saj imajo denimo večstanovanjski objekti običajno skupen števec za vodo in daljinsko toploto. Zato smo ocenili, da je število merilnih mest pri plinu enako številu odjemalcev, medtem ko smo za vodo in daljinsko toploto ocenili zgolj 25 % merilnih mest napram številu odjemalcev. Tabela 11.11: Število odjemalcev ostalih energentov in delež merilnih mest Število odjemalcev Delež merilnih mest glede na število odjemalcev Plin % Daljinska toplota % Voda % Na trgu je relativno veliko število ponudnikov ostalih energentov, zato je vprašanje, kolikšen delež podjetij bo dejansko investiral v nadgradnjo svojega sistema merjenja. Medtem ko si predvsem ponudniki plina lahko obetajo dodatne koristi od natančnejših podatkov, na drugi strani ponudniki vode in daljinske toplote dejansko prihranijo praktično zgolj svoje stroške odčitavanja. Zato smo v modelu ocenili, da bodo distribucijska podjetja vsako leto privabila štiri odstotke odjemalcev, kar bo na koncu obdobja pomenilo 80 odstotno pokritost. Ob trenutnem enoletnem odčitavanju je zelo vprašljiva ekonomika za ostale ponudnike. Seveda se razmere z morebitno uvedbo obveznega mesečnega odčitavanja povsem spremenijo. V študiji bomo predvideli, da investicijske stroške integracije (števci, komunikacijska oprema) nosijo sami ponudniki ostalih energentov. Podatki o trenutnih stroških merjenja se med podjetji močno razlikujejo. Za potrebe študije bomo vrednost odčitkov ocenili na 0,5 /mesec. Ob postopnem vključevanju merilnih mest (vsako leto smo ocenili priključitev 4 % merilnih mest) bodo letne koristi v dvajsetem letu presegle 5 milijonov Ostali prihranki ali koristi V podjetju nastaja še vrsta potencialnih koristi, ki pa jih je izredno težko ovrednotiti, še posebej, ker nimamo konkretnih podatkov iz prakse. Med njimi bi posebej omenili: koristi na področju načrtovanja omrežja, 109

134 koristi zaradi hitrejše detekcije izpadov, koristi zaradi lažje vključitve razpršene proizvodnje, osnova za pametno mrežo in koristi zaradi natančnejših podatkov o kakovosti dobavljene električne energije. S sistemom AMI bi dobili natančne podatke o porabi posameznih odjemalcev, s katerimi bi lahko natančno načrtovali omrežje in se izognili morebitnemu predimenzioniranju zaradi nezanesljivih podatkov. V mnogih primerih bi lahko ugotovili, da kakšna sicer načrtovana naložba še nekaj let ni potrebna. Pomembno dejstvo, ki se ga moramo zavedati pri načrtovanju omrežja je, da ne obstajajo naprave za vsako vrednost posamezne kategorije, temveč jih imamo po razredih. Zatorej načrtovalci niti ne rabijo biti povsem natančni (ali je denimo novi transformator obremenjen s 50 ali 60 odstotki je bolj ali manj vseeno). Normalno je, da se kdaj kakšen vod ali napravo vgradi kakšno leto prekmalu, vendar se lahko prav tako kakšnega drugega vgradi nekaj let prepozno. Možni so še prihranki na področju ugotavljanja porabe, ker bi jih sedaj pač pridobili avtomatsko z AMI sistemom. V praksi je zelo težko ugotoviti, kakšne bi bile koristi v resnici. Medtem ko v določenih tujih raziskavah te prihranke ocenjujejo od 4 do 19 odstotkov vseh investicijskih stroškov [33], jim v drugih virih (argumentirano) ne namenjajo večje pozornosti [34]. Prihranki so odvisni od trenutnega stanja omrežja. Argument v večini tujih študij je, da se z uvedbo AMI sistema hitreje detektira izpade in s tem učinkoviteje organizira delo ekip na terenu, s čimer se manjšajo stroški izpadov. V prezentaciji [35] avtor navaja praktične primere iz ZDA, kjer naj bi določeno distribucijsko podjetje z AMM sistemom doseglo kar 10 % nižje stroške izpadov v večjih nevihtah. Spet drugo podjetje iz ZDA naj bi doseglo letno zmanjšanje stroškov izpadov za 1 %. SenterNovem ocenjuje kar 10 odstotno zmanjšanje števila minut nedobavljene energije zaradi hitrejše detekcije izpadov [30]. Po drugi strani pa ponovno v študiji iz Ontaria (Kanada) ocenjujejo, da se hitrost detekcije in popravila okvare bistveno ne bo izboljšala [34]. Prednosti vidijo zgolj v tem, da se zmanjša število vračanj osebja na teren, ker pozabijo priključiti zgolj kakšnega posameznega odjemalca. Zanima nas ekonomika z vidika podjetja, zato moramo tudi pogledati, kolikšne stroške podjetje dejansko plača zaradi izpadov. Trenutno je stanje v Sloveniji takšno, da se odškodnin zaradi izpadov pri odjemalcih brez merjenja moči praktično ne plačuje. Verjamemo, da se bo v prihodnosti situacija spremenila, vendar v obdobju prve naložbe v sistem AMI (20 let), teh koristi posebej ne bomo upoštevali. V prihodnjih letih se v Evropi, in tudi pri nas, predvideva visok prodor razpršene proizvodnje na distribucijsko omrežje. Z uvedbo AMI sistema se omogoči lažje (zadošča en števec, medtem ko sta sedaj potrebna dva) in natančnejše merjenje podatkov. Z vidika manjših 110

135 stroškov števcev distribucijska podjetja neposredno nimajo koristi, saj so jih dolžni pokriti investitorji. Je pa sistem AMI osnova za tako imenovano pametno mrežo (smartgrid). Z veliko vključitvijo razpršenih virov se bo namreč tudi distribucijsko omrežje soočilo s tokovi iz vseh smeri in le z natančnimi podatki v realnem času bo te tokove možno učinkovito nadzorovati. Ponovno je skorajda nemogoče ovrednotiti to korist, saj je v prvi vrsti že vprašanje, do kolikšne mere bodo razpršeni viri dejansko vključeni v omrežje v naslednjih 15 do 20 letih. Vsekakor pa bi bili z AMI lažje pripravljeni tudi na masovno integracijo. Z uvedbo sistema AMI lahko za vsako merilno mesto spremljamo tudi podatke o kakovosti električne energije in s tem detektiramo slaba mesta v omrežju. Tako se lahko izognemo visokim stroškom posebnega merjenja kakovosti električne energije. V praksi je s kakovostjo zaenkrat tako, da za tarifne odjemalce ni zelo pomembna in ponovno se ne plačuje odškodnin za eventuelno slabšo kakovost. Morda se bo ta zadeva v prihodnjih letih spremenila, vendar je v ekonomski analizi ne bomo posebej vrednotili. Posamezno je brez oprijemljivih podatkov iz prakse iz slovenskega področja omenjene koristi praktično nemogoče ovrednotiti. Zato bomo vse koristi skupaj ocenili v višini 10 odstotkov vrednosti vseh ovrednotenih koristi skupaj. V osnovnem modelu bi te koristi tako skupaj znašale približno 45 milijonov (nediskontirano) Ekonomska upravičenost z vidika sistemskega operaterja distribucijskega omrežja, vpliv na omrežnino in financiranje naložbe Ekonomska upravičenost Sistem AMI je ekonomsko upravičen že zgolj z vidika sistemskega operaterja distribucijskega omrežja, kar pokažejo vsi trije kazalci ekonomske upravičenosti. NSV je pozitivna v višini približno 76 milijonov, kar pomeni, da so tolikšne neto koristi naložbe. Notranja stopnja donosa je 11,3 %, kar je več od diskontne stopnje 6 %. Naložba se povrne v 15 letih, torej pet let pred iztekom življenjske dobe. Rezultati prve verzije študije iz leta 2010 kažejo znaten napredek od rezultatov v študiji iz leta Vzroki za to so predvsem v padcu cen opreme, daljši življenjski dobi zaradi tehnološkega napredka in bistveno nižjim stroškom delovanja, predvsem na račun nižjih stroškov komuniciranja in vzorčnega žigosanja. V posodobitvi študije se dosežejo še boljši rezultati zaradi pričakovanih nižjih cen opreme, kljub temu da smo upoštevali nekatere dodatne stroške kot so stroški informiranja in stroški dodatnih izgub zaradi večje lastne rabe pametnih števcev. Naložba pokaže največjo občutljivost na neizpolnjevanje ciljev nižanja konice, vendar je v vseh primerih še vedno ekonomsko upravičena. V primeru, da podjetjem ne bi uspelo 111

136 pridobiti pogodb za odčitavanje podatkov s ponudniki ostalih energentov in vode, se ekonomska upravičenost ne poslabša bistveno. Tabela 11.12: Osnovni investicijski kriteriji ob spreminjanju izhodiščnih predpostavk Sprememba osnovne predpostavke NSV NSD v % doba povračila Osnovni rezultati ,3% 15 Nižanje konice 2,5 % ,3% 18 Nižanje komercialnih izgub 0,5 % ,8% 16 Ostale koristi 0 % ,7% 16 Rast cen energije ,4% 15 Investicijska vrednost opreme + 20 % ,4% 16 Brez prihodkov»multiutility« ,3% Vpliv na omrežnino Naložba v sistem AMI bo vplivala na višino omrežnine sistemskega operaterja distribucijskega omrežja. Z naložbo v opremo se poviša strošek amortizacije in poviša znesek donosa na sredstva. Sistem AMI zahteva tudi svoje stroške delovanja in obratovanja. Na drugi strani sistem AMI prinaša koristi, ki vplivajo na zniževanje omrežnine. Na sliki 11.3 je prikazan ocenjen vpliv sistema AMI na omrežnino v posameznih letih, brez upoštevanja ostalih naložb v omrežje. V prvih letih, ob najvišji investicijski dinamiki, je zaradi sistema pritisk na višanje omrežnine glede na današnje stanje. V petem letu pride do preloma, ko koristi presežejo stroške in stroški delovanja sistemskega operaterja distribucijskega omrežja se začnejo nižati. Skupen neto vpliv na omrežnino v celotnem obdobju je pozitiven, kar pomeni, da se skupna omrežnina v celotnem obdobju zniža. 112

137 Neto sprememba omrežnine Leta Nakup opreme Slika 11.3: Neto sprememba omrežnine ob naložbi v sistem AMI Koristi dobaviteljev električne energije Koristi dobaviteljev električne energije se izražajo predvsem na treh področjih: večja natančnost računov in s tem povezani nižji stroški dela z odjemalci, nižja oportunitetna izguba odstopanj zaradi natančnejših podatkov in zmanjšanje terjatev do kupcev. Tabela 11.13: Koristi dobaviteljev električne energije Prihranek Vrednost v Nižji stroški dela z odjemalci Opomini in obresti Odstopanja Skupaj

138 Odstopanja 34% Nižji stroški dela z odjemalci 14% Opomini in obresti 52% Nižji stroški dela z odjemalci Opomini in obresti Odstopanja Slika 11.4: Deleži skupnih prihrankov sistema AMI za dobavitelje električne energije. Poleg navedenih koristi bi lahko tudi dobavitelji električne energije oblikovali nove pakete storitev za svoje odjemalce, ki bi temeljili na optimizaciji nakupa in porabe električne energije. Obstaja tudi možnost uvedbe predplačniških paketov. V sklopu študije smo se odločili, da bomo koristi inovativnih tarifnih sistemov obravnavali zgolj s sistemskega vidika Prihranki stroškov dela z odjemalci Tarifnim odjemalcem se porabo trenutno odčitava enkrat letno, na kar se znesek razdeli na 12 mesecev. S tem lahko prihaja do nejasnosti pri računih na strani odjemalcev, ki nato kličejo v klicne centre podjetij in zahtevajo pojasnila. Z uvedbo AMI sistema mesečni računi nastanejo povsem natančni in število klicev naj bi se drastično zmanjšalo. AMI sistem tudi zelo zmanjša možnost izstavitve napačnega računa, do česar prihaja pri ročnem odbiranju podatkov zaradi napačnega odčitka. Tudi iz tega vidika se precej zmanjšajo stroški pritožb in ponovnega odčitavanja. Števci so v veliki večini postavljeni v stavbah, zaradi česar morajo biti odjemalci v času odčitavanja doma. Včasih se je težko uskladiti in zato prihaja do dodatnega usklajevanja preko klicnega centra. V tujih študijah se zelo razlikujejo ocene prihrankov zaradi nižjih stroškov klicnih centrov. V študiji iz Ontaria so najbolj pesimistični in prihranke ocenjujejo zgolj v višini 0,24 na odjemno mesto na leto [34]. Francozi te prihranke ocenjujejo že precej višje (1,86 na odjemno mesto na leto) [24]. Nizozemci ocenjujejo 50 % zmanjšanje števila klicev in s tem 25 % znižanje stroškov klicnih centrov [30]. Zelo podobno v svoji študiji ocenjuje Energywatch [36]. 114

139 Za potrebe ekonomske analize bomo zmanjšanje stroškov ocenili bolj konzervativno kot večina tujih virov, saj natančnih podatkov iz prakse še ni, ne želimo pa, da bi z morebitnimi preveč optimističnimi ocenami vplivali na rezultate analize. Zato smo prihranke klicnih centrov ocenili na letnem nivoju na 25 % obstoječih stroškov, kar letno znaša približno 250 tisoč Prihranki zaradi natančnejših podatkov Bilančne skupine morajo čim bolj natančno predvideti svoj odjem, saj v primeru odstopanj plačujejo penale. Ob enoletnem merjenju podatkov tarifnih odjemalcev so njihovi podatki dokaj skopi in prihaja do napak v ocenah. S pridobitvijo povsem natančnih, 15 minutnih podatkov, se bo lahko bolj natančno predvideli svoj skupni odjem. Dobavitelji ocenjujejo, da bi lahko stroške z natančnejšimi podatki zmanjšali za 10 %, kar na letnem nivoju pomeni prihranek Zmanjšanje terjatev S sistemom AMI in realnimi podatki lahko dobavitelji začnejo zaračunavati opomine in zamudne obresti. Zaradi tega se ocenjuje, da bo sistem AMI prinesel večjo plačilno disciplino odjemalcev število opominov se bo zmanjšalo za polovico, pa tudi te se bo odjemalcem zaračunalo. To bo prineslo direktne prihranke pri stroških izdajanja opominov in pri zaračunanih obrestih v skupni višini 16 milijonov v celotnem obdobju Koristi sistemskega operaterja prenosnega omrežja Tako kot sistemski operater distribucijskega omrežja tudi sistemski operater prenosnega omrežja pridobi koristi zaradi nižjega koničnega odjema. Marginalni sistemski strošek moči prenosnega omrežja je na EIMV ocenjen na 34,5 /kw na leto [37]. Skupni prihranek na nivoju prenosnega omrežja tako znaša približno 62 milijonov Družbene koristi Družbene koristi sistema AMI lahko opredelimo na treh področjih: izogib naložbam v konične proizvodne kapacitete zaradi znižanja konične porabe, tržne koristi, ki se lahko pokažejo v nižjih cenah zaradi padca porabe v času konice, okoljske koristi manjša poraba električne energije in posledično nižji izpusti CO 2. Za potrebe ekonomske analize bomo ovrednotili samo prvo od navedenih koristi. Marginalni sistemski strošek moči konične proizvodnje je na EIMV ocenjen na 55 /kw [37]. Skupni 115

140 prihranek naložb v konično proizvodnjo ob ocenjenem 5 % znižanju konične porabe znaša skoraj 100 milijonov. Znižanje porabe v času konice se lahko na trgu izkaže v znižanju cen, zaradi česar imajo koristi vsi odjemalci. Toda upoštevati moramo, da je slovenski trg z električno energijo tesno povezan s sosednjimi trgi z električno energijo, kjer morebitno zmanjšanje konične porabe slovenskih odjemalcev predstavlja zelo marginalne količine, zato ni pričakovati, da bo imelo kakšen bistven vpliv na cene električne energije. Okoljskih koristi, povezanih predvsem z zniževanjem izpustov CO 2 ne bomo vrednotili. Podrobneje bomo te koristi opisali v poglavju Koristi za odjemalce Koristi za odjemalce se bodo izkazale predvsem v znižanju računov za električno energijo zaradi dveh vzrokov: ob ekonomski upravičenosti sistema AMI z vidika sistemskega operaterja distribucijskega omrežja so potrebni manjši stroški delovanja omrežja, kar pomeni nižjo omrežnino napram stanju omrežja brez sistema AMI. Prihranki ostalih akterjev na trgu z električno energijo (sistemski operater prenosnega omrežja in dobavitelji električne energije) bi se tudi morali izkazati v znižanju tarif za uporabo omrežja in cen električne energije ter učinkovitejša raba (nižja poraba) električne energije pri odjemalcih pomeni znižanje računov za električno energijo. Poleg znižanih računov za električno energijo odjemalci pridobijo koristi tudi z natančnimi računi za električno energijo in s ponudbo novih paketov storitev na trgu, s katerimi lahko optimirajo svojo porabo električne energije Ekonomska upravičenost z družbenega vidika Pri izračunu ekonomske upravičenosti z družbenega vidika bomo upoštevali vse koristi, ki smo jih ovrednotili v prejšnjih poglavjih. Poudariti je potrebno, da so ostale neovrednotene pomembne koristi: okoljske koristi na račun znižanih emisij CO2 makroekonomske koristi zaradi prihrankov odjemalcev pri računih za električno energijo (prihranek odjemalcev pomeni na drugi strani nižje prihodke sistemskih operaterjev in dobaviteljev električne energije, lahko pa povečana kupna moč odjemalcev vseeno prinese makroekonomske koristi). 116

141 Upoštevajoč vse ovrednotene koristi, osnovni kazalci ekonomske upravičenosti dobijo bistvene višje vrednosti. Neto sedanja vrednost je višja za več kot 200 % in znaša približno 171 milijonov. Notranja stopnja donosa je 16,3 %, naložba pa se povrne v 12 letih. Tabela 11.14: Osnovni investicijski kriteriji ob spreminjanju izhodiščnih predpostavk z upoštevanjem koristi vseh udeležencev na trgu Sprememba osnovne predpostavke NSV NSD v % Doba povračila Osnovni rezultati ,3% 12 Nižanje konice 2,5 % ,1% 14 Nižanje komercialnih izgub 0,5 % ,1% 12 Ostale koristi 0 % ,0% 13 Rast cen energije ,7% 12 Investicijska vrednost opreme + 20 % ,2% 13 Izpad prihodkov»multiutility« ,7% 13 Analiza občutljivosti pokaže, da je naložba tudi z upoštevanjem koristi vseh udeležencev, še vedno najbolj občutljiva na rezultate pri zniževanju konične porabe, toda kljub zgolj 2,5 % znižanju konice naložba ostaja ekonomsko upravičena. Naložba ostane ekonomsko upravičena tudi, če se ne doseže prihrankov nižanja konice. Na vse ostale primere spreminjanja predpostavk, naložba ne kaže večje občutljivosti. 117

142 Koristi dobaviteljev Koristi SOPO Družbene koristi Meja stroškov in koristi Neto korist Investicija in stroški Koristi SODO Slika 11.5: Koristi uvedbe sistema AMI Financiranje naložbe Izračun ekonomske upravičenosti je pokazal, da je naložba v sistem naprednega merjenja ekonomsko upravičena in da se lahko prihranki na vseh segmentih trga z električno energijo pokažejo v obliki nižjih računov končnih odjemalcev. Vendar naložba v sistem naprednega merjenja zahteva precejšen vložek glede na finančne zmožnosti distribucijskih podjetij in sistemskega operaterja distribucijskega omrežja. Bistveni poudarek gre besedi sistem le s tem, da bodo vsi posamezni števci povezani v enoten sistem, se bo lahko stroškovno najbolj učinkovito in celovito izrabilo koristi, ki jih sistem prinaša. Naložbo v sistem naprednega merjenja je potrebno izpeljati čim hitreje, saj ob predvidenih 20 letih delovanja vsako dodatno leto pri gradnji sistema pomeni dodatno tveganje pri tehnološkem razvoju ob hitrem razvoju tehnologije se lahko zgodi, da bo sistem zastarel. Čas izgradnje smo zaradi kadrovskih omejitev postavili na 5 let. Ključni problem pri naložbi v sistem naprednega merjenja je v precejšnjem nesorazmerju med potrebnimi naložbami, ki sta jih v aktualnem dolgoročnem razvojnem načrtu potrdila tako Ministrstvo za gospodarstvo kot Javna agencija Republike Slovenije za energijo in razpoložljivimi sredstvi. V tabeli prikazujemo, kolikšen delež lastnih sredstev je bilo na voljo v letih 2009 in 2010 in kolikšen obseg naložb je bil načrtovan. Povprečno je bil delež lastnih sredstev v letu 2009 le približno 35 %, v letu 2010 pa je padel na 28 %. Posebej 118

143 zaskrbljujoč je položaj pri Elektro Ljubljani, ki ima v letu 2010 na voljo le 14 % lastnih sredstev. Tabela 11.15: Vrednostni obseg naložb in lastna sredstva (vsi zneski v tisoč ) posameznih distribucijskih podjetij Lastna sredstva Naložbe Lastna sredstva Naložbe Elektro Celje Elektro Gorenjska Elektro Ljubljana Elektro Maribor Elektro Primorska Z leti se obseg načrtovanih naložb v omrežje ne manjša. Ker lahko predvidevamo, da se obseg lastnih sredstev z leti ne bo večal (bolj verjetno se bo manjšal, na račun odplačevanja dolgov), se bo razkorak med potrebnimi in lastnimi sredstvi le še večal, kar pa lahko pomeni nevarnost za izvedbo naložbe. Kot dodatno tveganje je potrebno upoštevati dejstvo, da se bodo z odlašanjem v naložbo zaradi direktiv EU cene in čakalne dobe proti letu 2020 iz leta v leto višale. Tabela 11.16: Vrednostni dolgoročni načrt naložb (v tisoč ) za obdobje med leti 2009 in Elektro Celje Elektro Gorenjska Elektro Ljubljana Elektro Maribor Elektro Primorska Za naložbo v sistem naprednega merjenja, upoštevajoč vse investicijske izdatke razen stroškov montaže (lastno delo) in stroškov financiranja, je potrebno zagotoviti skupno skoraj 130 milijonov sredstev, ali približno 26 milijonov letno. V dosedanjem razvojnem načrtu je bilo v desetih letih za področje merjenja namenjeno približno 120 milijonov. V letih, v katerih je predvidena izgradnja sistema pa je predvideno približno 95 milijonov. Vidimo lahko, da distribucijskim podjetjem manjka velik delež sredstev, ob tem da je močno vprašljivo že financiranje obstoječega dolgoročnega načrta. 119

144 Ob predpostavki, da bodo distribucijska podjetja lahko zagotovila sredstva za obstoječi dolgoročni razvojni načrt, v času izvedbe naložbe v sistem naprednega merjenja, manjka približno 35 milijonov sredstev, za katere bi bilo potrebno poiskati alternativne načine financiranja: sredstva na račun vzpodbud za učinkovito in varčno rabo električne energije, povišanje omrežnine v obliki posebne tarife za merjenje ali najem merilne opreme in plačevanje odčitkov Vzpodbude za učinkovito in varčno rabo električne energije S sistemom naprednega merjenja se bo z natančnim informiranjem odjemalcev o njihovi porabi in dodatnimi storitvami dvigalo ozaveščanje odjemalcev o rabi električne energije, na račun česar se pričakuje približno 3 % nižja poraba odjemalcev (100 GWh letno). Nižja poraba električne energije pomeni tudi nižje emisije CO2, ki smo jih ocenili na ton letno. Sistem naprednega merjenja omogoča tudi ukrepe upravljanja s porabo s ciljem zniževanja konične obremenitve, kar je ukrep za bolj učinkovito izrabo obstoječega omrežja in precejšnje prihranke pri naložbah v omrežje in konične proizvodne enote. Ocenjujemo, da bi se lahko konično porabo znižalo za 5 %. Poleg navedenega je sistem naprednega merjenja tudi ključni element pri vzpostavitvi koncepta SmartGrids, brez katerega ne bo možno vključiti vseh razpršenih virov električne energije, ki so potrebni za izpolnitev okoljskih zavez Slovenije. Tako varčna raba kot učinkovita raba električne energije sta dva od temeljnih ciljev Evropske Unije na področju okoljskih zavez. Iz tega razloga bi morala podjetja preučiti možnosti financiranja projekta s pomočjo evropskih sredstev Povišanje omrežnine Ob predpostavki, da lahko podjetja zagotovijo sredstva za obstoječi dolgoročni razvojni načrt, je potrebno za sistem naprednega merjenja v petih letih dodatno zagotoviti še 40 milijonov. Ena od možnih rešitev problema je posebna postavka pri omrežnini, namenjena izključno financiranju projekta. Ker se naložba namenjena odjemalcem na nizki napetosti, je smiselno, da se kratkoročno obremeni zgolj njih. Ob predvidenih GWh povprečne letne porabe odjemalcev brez merjenja moči, bi dodatek v obdobju petih let znašal približno 0,27 centa na kwh. Povprečnemu gospodinjstvu bi se mesečni račun na ta način povišal za 0,75. Ponovno velja opomniti, da je sistem naprednega merjenja ekonomsko upravičen že z vidika Sistemskega operaterja distribucijskega omrežja, tako da se bodo stroški delovanja celotnega sistema po uvedbi sistema AMI znižali. Odjemalci bi na nek način kreditirali sistemskega operaterja, kar bi se jim kasneje povrnilo z znižanjem stroškov. 120

145 Najem merilne opreme Sistemski operater distribucijskega omrežja ima tudi možnost, da se s ponudniki na trgu dogovori za najem merilne opreme, tako da za uporabo sistema plačuje odčitke. Takšen način financiranja bi gotovo pomenil povišanje stroškov, saj del tveganj prevzame ponudnik opreme. Poleg tega tudi za SODO nastanejo nova tveganja, saj ne bo lastnik opreme. V tem primeru je potrebna zelo velika pozornost pri sestavi pogodbe s ponudnikom, da se ustrezno zavaruje pred vsemi možnimi tveganji. Ob upoštevanju predpostavke, da bi s plačevanjem odčitkov SODO še vedno lahko dosegal enake koristi, kot če bi sam investiral v opremo, potem moramo kot merilo o maksimalni ceni najema upoštevati skupne stroške, katerim se SODO izogne, če ne investira sam. Ti zajemajo vse investicijske stroške in stroške v življenjski dobi, razen: stroškov opreme merilnega centra, stroškov izobraževanja zaposlenih, stroškov informiranja, stroškov zaposlenih v centru vodenja, stroškov komuniciranja z odjemalci za potrebe dinamičnega tarifiranja in stroškov dodatnih izgub električne energije. Skupna nediskontirana vrednost vseh stroškov znaša dobrih 160 milijonov, diskontirana pa 140 milijonov. Ob upoštevanju 6 % donosa ponudnika odčitkov potrebuje ponudnik letno 11,5 milijonov prihodka, da pokrije vse stroške, ki jih ima z vzpostavitvijo sistema. Cena odčitka (upoštevamo mesečne odčitke) bi v tem primeru znašala 1,13. Da bi SODO še dosegal koristi s sistemom AMI, je maksimalna cena odčitka, ki jo lahko plača 1,84 (skupaj približno letno). Z najemom merilne opreme SODO ne potrebuje lastnih sredstev za izvedbo naložbe. Stroški se v bilancah prikažejo prek višjih stroškov delovanja sistema (plačilo storitve) in se enakomerno porazdelijo na vseh 20 let delovanja sistema. Na sliki 11.6 prikazujemo vpliv na omrežnino v primerih, da se naložba financira z lastnimi sredstvi in krediti ter v primeru, da se najame storitev. Upoštevamo zgolj spremembe omrežnine, ki jih povzroči sistem naprednega merjenja, brez vpliva ostalih naložb. V tej fazi je nemogoče natančno opredeliti, za koliko se bi naložba v primeru najema podražila. Da bi si dobavitelj opreme zagotovil denimo 6 % donos v 20 letih delovanja sistema, mora biti skupna vrednost najemnine dvakrat višja od vrednosti naložbe. 121

146 Neto sprememba omrežnine Leta Nakup opreme Najem opreme Slika 11.6: Neto vpliv na omrežnino v primeru najema in primeru nakupa naprednega sistema merjenja Z vidika omrežnine je skupno v celotnem obdobju nekoliko ugodnejša varianta, pri kateri podjetje opremo kupi. V obeh primerih je v prvi polovici življenjske dobe pritisk na višanje omrežnine, ki pa je nekaj nižji v primeru nakupa. V drugem delu koristi pretehtajo nad dodatnimi stroški, s čimer se lahko omrežnina niža, prihranki pa so večji v primeru nakupa opreme. Z najemom je tudi manj ugodno poslovanje podjetij, saj izgubijo dodatne prihodke iz naslova omrežnine (zaradi donosa na sredstva) in ne akumulirajo sredstev za naložbe (v primeru najema ni amortizacije). Višji so tudi stroški delovanja sistema, ki bodo vplivali na slabše poslovanje podjetij. Poslabša se ekonomska upravičenost projekta Primerjava ekonomičnosti sistema AMI ob različnih časih zamenjave števcev V sklopu tega poglavja bomo primerjali ekonomičnosti, če se izvede hitra zamenjava števcev v obdobju 5 let, kot je predvideno v osnovnem primeru, ali če se izvede zamenjava števcev po naravni poti. V tem primeru se na območju celotne Slovenije letno zamenja približno števcev, kar pomeni, da je celoten čas zamenjave 28 let. Opozoriti moramo na dokaj težavno primerjavo teh dveh primerov, saj so življenjske dobe projektov različne. Zato bomo pogledali samo stroške in koristi v 20 letnem obdobju. Kot merilo s katerim lahko primerjamo oba projekta, v tem primeru lahko uporabimo notranjo stopnjo donosa, ker je relativna vrednost. V primeru zamenjave po naravni poti se moramo najprej zavedati, da Slovenija ne bo izpolnila ciljev direktive 2009/72/ES, saj bo do leta 2020 v tem primeru zamenjanih le približno 30 % števcev namesto zahtevanih 80 %. V tem primeru bodo verjetno Slovenijo doletele določene kazni, vendar pa njihove višine ne moremo predvideti, zato jih bomo pri 122

147 izračunu ekonomike zanemarili. V primeru počasne zamenjave se koristi pridobivajo postopoma, ne moremo pa upoštevati koristi nižanja konice. Za njih je potrebno oblikovanje dodatnih tarif za omrežnino, kar je pa možno šele, ko bodo vsi odjemalci opremljeni s sistemskimi števci, sicer pride do diskriminatornega obravnavanja odjemalcev. Zato v prvih 20 letih uvedba naprednih tarif ni možna, ker vsi odjemalci še ne bodo imeli sistemskih števcev. V sistemu AMI bi imeli v tem primeru opravka z različnimi tehnologijami, ki bi jih bilo treba obvladovati tako z obratovalskega vidika, kot z vidika vzdrževanja. Po drugi strani v primeru naravne zamenjave lahko zanemarimo stroške informiranja, saj odjemalci ne bodo čutili dodatnih stroškov uvajanja sistema. Ostale stroške in koristi ustrezno razdelimo čez celotno obdobje. Izračuni kažejo, da je ekonomika počasne zamenjave bistveno manj ugodna kot v primeru predčasne. Na nivoju distribucijskega podjetja je NSD le 3 % (v primerjavi z 12,4 v primeru predčasne zamenjave), na družbenem nivoju pa je NSD 5,4 %. Zaključimo lahko, da je z vseh vidikov predčasna zamenjava ugodnejša. 14 Notranja stopnja donosa v % Hitra zamenjava Hitrost prehoda Zamenjava po naravni poti Slika 11.7: Primerjava notranjih stopenj donosa hitrega prehoda in prehoda po naravni poti 12 Izbira primernega modela za slovenski DEES Predlagan tržni model za Slovenijo smo opisali v poglavju na strani 29. Zaradi pomembnosti ga še enkrat predstavimo s shemo na sliki

148 Slika 12.1: Predlagan tržni model za Slovenijo V Sloveniji ima vsako distribucijsko merilni center (imamo 5 merilnih centrov), ki opravlja večino MDM funkcij in kot taki se naj uporabljajo in razvijajo naprej. Predlagamo pa izvedbo centralnega sistema za dostop do merilnih podatkov (CSDMP) v okviru SODO. To bi omogočalo hitre in učinkovite postopke - na primer ob zamenjavi dobavitelja, posredovanju podatkov drugim zainteresiranim in za dostop do podatkov pooblaščenim udeležencem na trgu. Pri izboru tehnologije je treba zagotoviti, da bo sistem nediskriminatorno zagotavljal vsaj minimalne funkcionalne, komunikacijske in performančne zahteve (predstavljene v poglavju 5.5), da bo robusten in skalabilen, ter da bo dobro poskrbljeno za informacijsko varnost. Sistem mora biti načrtovan skladno s konceptom vgrajene zasebnosti (7.2), saj imamo pri sistemu AMI opravka z občutljivimi osebnimi podatki. Pri izbiri opreme je treba zahtevati združljivost oziroma interoperabilnost sistemskih števcev in koncentratorjev najmanj dveh uveljavljenih proizvajalcev, ter izbrati opremo z načrtovano življenjsko dobo vsaj 20 let. Zavedati se moramo, da standardi sami po sebi še ne zagotavljajo interoperabilnosti. Le-ta je zagotovljena le, če je vzpostavljen sistem testiranja po standardih in specifikacijah ter sistem certificiranja naprav! Problem zadnjega kilometra torej povezave do končnega uporabnika je trenutno cenovno in organizacijsko najugodneje rešiti z uporabo PLC/DLC tehnologije. Za povezavo med koncentratorji in merilnim centrom lahko uporabimo omrežja mobilnih operaterjev, ter še Ethernet in brezžična dostopovna omrežja, kjer je to mogoče (predvsem v transformatorskih postajah - v prihodnosti je zaradi ugodnih tehničnih, stroškovnih in obratovalnih pogojev za zagotavljanje TK storitev do TP postaj smiselno zagotavljanje TK storitev preko brezžičnega 124

149 širokopasovnega dostopovnega omrežja, predvsem v primeru, ko imamo v TP še druge sisteme, npr. za meritve kakovosti, vodenje, spremljanje obratovalnih parametrov, itd). V poglavju so analizirane aktualne PLC tehnologije. S-FSK PLC tehnologija je standardizirana in dovolj preizkušena in uveljavljena, ima pa seveda omejitve glede pasovne širine in sistemskih zmogljivosti. Tehnologija PRIME je najresnejši kandidat za naslednjo generacijo PLC sistemov za namene AMI. Počakati bo treba na standardizacijo v okviru IEC in na poročila o izvedbah projektov, ki potekajo, tako da se zelo obetajoča tehnologija potrdi še v praksi. G3 PLC je konceptualno najbolje zastavljen, saj uporablja tehnologije IPv6 in je skladen s konceptom Interneta stvari (IOT Internet of Things), vendar je ta tehnologija še v razvojni fazi. Zavedati se moramo omejitev, ki jih prinaša uporaba PLC in GPRS, predvsem tega, da bo za dokaj intenzivno dvosmerno komunikacijo med odjemalci, oziroma merilnimi mesti, na eni in distributerjem, dobavitelji in ponudniki energetskih storitev na drugi (npr. 15-minutno sprotno spremljanje porabe v»realnem času«), treba počakati na bolj zmogljivo komunikacijsko infrastrukturo in seveda na nove sistemske števce in pripadajočo opremo, ki jo bo lahko izkoriščala. Bistveno pa je, da izbrana tehnologija zadostuje za izvajanje zahtevanih funkcij, ki ekonomsko upravičijo naložbo v sistem AMI. S postavitvijo AMI je treba poskrbeti za priključitev in posredovanje merilnih podatkov drugih energentov in vode. Sistemski števci naj podpirajo žično M-bus povezavo po standardu SIST EN ali brezžično M-bus, 868 MHz, povezavo po standardu SIST EN Dobrodošla je tudi možnost uporabe ZigBee za ta namen. Zaželeno je, da ima pametni števec tudi možnost povezave s hišnim omrežjem, vendar zaradi trenutno nedorečene standardizacije za ta vmesnik, te funkcionalnosti ne moremo uvrstiti med minimalne funkcionalne zahteve. V okviru uvedbe sistema AMI v slovenskih distribucijskih podjetjih predlagamo tudi nabavo in namestitev kontrolnih števcev v TP, ki morajo biti povezani v sistem in so pogoj za uspešno (avtomatsko) detekcijo izgub, kraj in goljufij. Zelo pomembno je tudi, da se nabavi cel sistem, torej da se izvede masovna uvedba sistemskih števcev. Od ponudnika oziroma ponudnikov je treba zahtevati izpolnjevanje funkcionalnih in predvsem performančnih zahtev in to tudi vezati na pogoje za prevzem in plačilo. Tehnologija na tem področju se hitro razvija. Zakasnitev začetka uvedbe projekta (leto in več) zahteva ponovno presojo izbora primerne opreme. Pri izboru pa je treba upoštevati, da se uporabi oprema uveljavljenih proizvajalcev, ki se že uspešno masovno (AMI sistemi z najmanj merilnimi mesti) uporablja najmanj dve leti, ki je standardizirana v okviru IEC in je interoperabilna z opremo vsaj še enega uveljavljenega proizvajalca. 125

150 Če se ne gre v masovno uvedbo in če se projekt preveč zavleče, bomo imeli opravka z različnimi tehnologijami. V tem primeru moramo interoperabilnost omejiti na nivo TP (pametni števci koncentratorji) in na nivo komunikacije merilnih centrov in koncentratorjev. To v praksi pomeni, da bomo imeli v okviru ene TP en sistem, v okviru druge pa drug sistem, ki med sabo ne bosta interoperabilna na nivoju menjave števcev enih z drugimi. 13 Ocena okoljskih učinkov V poglavju smo že navedli, da se lahko z uvedbo sistema AMI in posledično energetskega svetovanja (podrobne informacije o porabi na računih), morebitnih prikazovalnikih pri uporabnikih s tekočimi podatki o porabi (lahko tudi prenos na televizijo ali računalnik) doseže znižanje porabe za 3 %. Na letnem nivoju ob današnjem stanju porabe odjemalcev brez merjenja moči to pomeni nižjo porabo za skoraj 100 GWh letno. Z zniževanjem porabe in zniževanjem konične porabe (takrat obratujejo tudi enote, ki so največji onesnaževalci glede na enoto proizvedene električne energije) znižamo tudi skupne emisije CO 2. Povprečne emisije CO 2 za proizvodnjo ene kwh v slovenskem sistemu so približno 0,55 kg CO 2 na kwh. Če upoštevamo še višje emisije v času konice, lahko številko zaokrožimo na 1 kg izpustov CO 2 na kwh. S sistemom AMI lahko ob predvidenem 3 odstotnem znižanju porabe emisije CO 2 zmanjšamo za ton letno, kar je za državo ključnega pomena pri zasledovanju okoljskih zavez EU. Sistem AMI je tudi osnova za tako imenovano pametno omrežje (Smartgrids), brez katerega Slovenija evropskih okoljskih zavez ne bo zmogla izpolniti. 14 Projekt uvedbe sistema AMI v slovenski distribucijski EES Projekt masovne uvedbe sistema bo potekal po posameznih distribucijskih podjetjih, vendar usklajeno v okviru projektne skupine na nivoju SODO. Pri tem je pomembno, da se nabavi cel sistem, torej da se izvede masovna uvedba sistemskih števcev in pripadajoče opreme za vsa merilna mesta elektrodistribucijskih podjetij za območje cele Slovenije 5. 5 V poglavju smo pokazali, da je ekonomika počasne zamenjave bistveno manj ugodna kot v primeru predčasne. Če se izvede zamenjava števcev po t.i. naravni poti, se na območju celotne Slovenije letno zamenja približno števcev, kar pomeni, da je celoten čas zamenjave 28 let. V tem primeru se moramo najprej 126

151 Za uspešno izvedbo tako zahtevnega projekta na območju cele države je nujna dobra organizacija in vodenje projekta. Predlagamo, da se v vsakem distribucijskem podjetju formira delovna skupina za ta projekt, vodja te skupine pa je član delovne skupine v okviru SODO, ki je osrednji koordinator skupnih aktivnosti. Delovno skupino v okviru SODO lahko, poleg članov iz distribucijskih podjetji, sestavljajo tudi drugi člani (npr. predstavnik Ministrstva za gospodarstvo oziroma Direktorata za energijo, predstavnik JARSE, predstavniki ponudnikov izbrane rešitve, operaterji mobilnih omrežij in drugi ponudniki TK storitev, svetovalci, ). Na nivoju podjetja mora imeti delovna skupina polno podporo vodstva, kateremu mora biti vodja skupine neposredno odgovoren Ključne faze poteka projekta Projekt uvedbe sistema AMI lahko razdelimo na sledeče faze: načrtovanje, preizkus koncepta in testiranje ključnih parametrov - pilotni projekti, priprava razpisne (tenderske) dokumentacije, izvedba razpisov, izgradnja sistema masovna uvedba (roll out) Faza 1: načrtovanje Eden izmed ključnih pogojev za uspešno uvedbo AMI sistema na področju cele države je skrbno načrtovanje projekta. Določene faze načrtovanja so se začele pred prvimi pilotnimi projekti. Leta 2008 je bila izdelana prva strateška tehnološko-ekonomska študija uvedbe sistema naprednega merjenja v slovenski distribucijski EES [48], sledile so še podrobnejše študije za posamezna distribucijska podjetja. V tej študiji na podlagi predhodnih študij, najnovejše analize obstoječega stanja AMI sistemov v slovenskih distribucijskih podjetjih, ekonomske analize stroškov in koristi ter pregleda zakonodaje, dokončno definiramo minimalne funkcionalne zahteve, postavimo tehnične in tehnološke kriterije, funkcionalne zahteve in predlagamo tehnične rešitve. Priporočljivo pa izdelati še načrte in ocene, ki jih navajamo v nadaljevanju. Faza načrtovanja zajema: zavedati, da Slovenija ne bo izpolnila ciljev direktive 2009/72/ES, saj bo do leta 2020 zamenjanih le približno 30% števcev namesto zahtevanih 80%. 127

152 definiranje tržnega modela - vlog udeležencev na trgu z energijo, definiranje minimalnih funkcionalnih zahtev, definiranje meroslovnih, komunikacijskih in performančnih zahtev, izbor tehničnih rešitev in priprava tehničnih standardov, izdelava načrta za prevzemno kontrolo, načrtovanje izobraževanja izvajalcev in virov, ki bodo skrbeli za sistem, izdelava podrobnega načrta uvedbe (rezervacija potrebnih virov in pogodbe z zunanjimi izvajalci, ipd), izdelava navodil za demontažo, montažo in preizkus števcev ter druge opreme, izdelava načrta ravnanja (morebitne prodaje, razgradnje, ipd) s starimi (indukcijskimi) števci, izdelava načrta komuniciranja z odjemalci tekom masovne uvedbe, izdelava varnostne politike (informacijska varnost), izdelava presoje vplivov na zasebnost in politike ravnanja z osebnimi podatki, načrt aktivnosti za potrebne spremembe zakonodaje, tržne aktivnosti (priprava dodatnih tarifnih shem, pogodb, ipd), finančne aktivnosti, oceno varnostnih tveganj, promocijske aktivnosti (pridobivanje podpore javnosti). Minimalne funkcionalne, komunikacijske in performančne zahteve morajo veljati za področje cele države, torej za vsa distribucijska podjetja. Nekatere druge aktivnosti (izdelave načrtov, finančne aktivnosti,...) pa so lahko lastne distribucijskim podjetjem Faza 2: preizkus koncepta, opreme in testiranje ključnih parametrov - pilotni projekti Vsa elektrodistribucijska podjetja že imajo dovolj izkušenj s pilotnimi projekti, ponekod so bili opravljeni tudi testi ključnih parametrov (doseganje funkcionalnih, komunikacijskih in performančnih zahtev). Pred masovno uvedbo je predvideno še obdobje za preizkus morebitne nove opreme, s katero elektrodistribucijska podjetja še nimajo izkušenj in za izvedbo prevzemnih preizkusov na terenu (SAT preizkusi) Faza 3: Priprava razpisne (tenderske) dokumentacije Pripravi tenderske dokumentacije je treba posvetiti posebno pozornost, saj je od nje odvisno, ali bo izbran sistem, ki bo izpolnjeval zahteve nastale v fazi načrtovanja. Priporočamo, da se v izdelavo tenderske dokumentacije vključi tudi strokovne inštitucije, oziroma svetovalce. 128

153 Pomembno je, da je tenderska dokumentacija vseh distribucijskih podjetij usklajena v okviru minimalnih funkcionalnih, komunikacijskih in performančnih zahtev, ki so definirane v fazi načrtovanja, saj to zagotavlja nediskriminatornost uporabnikov na področju cele države Faza 4: Izvedba razpisov in podpis pogodb Razpise izvedejo distribucijska podjetja v skladu s svojo prakso. Po izboru se podpišejo pogodbe z dobavitelji opreme in storitev Faza 5: Masovna uvedba (roll out) Ta faza zajema: izobraževanje kadrov, prevzemne kontrole (FAT preizkusi), upravljanje z delovnimi nalogi, demontaža stare opreme, montaže sistemskih števcev in pripadajoče opreme, shramba, morebitna prodaja, razgradnja, ipd., stare opreme, zagone in testiranja opreme, testiranje doseganja funkcionalnih, komunikacijskih in performančnih zahtev (SAT preizkusi) in integracijski preizkusi (SIT), nadgradnjo merilnih centrov, informiranje uporabnikov, pomoč uporabnikom, dokumentiranje. Vse naštete aktivnosti so zelo pomembne, še posebej pa izpostavimo učinkovito prevzemno kontrolo, ki se mora izvajati dosledno po vnaprej pripravljenem načrtu - tako teste v sami tovarni dobavitelja (FAT), kot teste na lokaciji (SAT) in integracijske teste (SIT). Za vodilo za uspešno montažo naj velja, da se vsako merilno mesto obišče le enkrat. Posebno pozornost je treba nameniti končnim uporabnikom, saj jim je treba predstaviti novosti, ki jih sistem prinaša, jih izobraževati in vzpodbuditi k uporabi naprednih funkcij, ki bodo na voljo. Seveda so tu ključnega pomena tržne aktivnosti distribucijskih podjetij, ki morajo ponuditi nove zanimive storitve oziroma pakete oskrbe. 129

154 14.2 Predviden časovni potek projekta s časovnico izvajanja Predviden časovni potek projekta uvedbe sistema AMI za slovenski distribucijski EES je 5 let z dobrim letom priprave za pripravo in izvedbo razpisov ter dokončanjem faze načrtovanja. Ker se je načrtovanje sistema v določeni meri začelo s prvimi pilotnimi projekti, ki so bili izvedeni v letu 2005, je prav, da začnemo časovnico tega leta. Zaradi zahteve evropske direktive, da mora biti do leta 2020 s pametnimi števci opremljenih 80 % vseh odjemalcev za katere je sistem ekonomsko upravičeno uvesti, je ključnega pomena pravočasen začetek projekta masovnega uvajanja sistema. V EU bo potrebno zamenjati prek 350 milijonov števcev in proti letu 2020 obstaja rizik daljših dobavnih rokov in višjih cen opreme. Poleg tega je Slovenija relativno majhna država z majhnim številom odjemalcem in ima s tem težja pogajalska izhodišča. Faze projekta, ki so podrobneje opisane v 14.1, so sledeče: 1. načrtovanje, 2. preizkus koncepta, opreme in testiranje ključnih parametrov - pilotni projekti, 3. priprava razpisne (tenderske) dokumentacije, 4. izvedba razpisov, 5. izgradnja sistema masovna uvedba (roll out). Slika 14.1: Časovnica izvajanja projekta uvedbe sistema AMI Slika 14.1 prikazuje predvideno časovnico izvajanja projekta. V četrtem kvartalu leta 2011 se začne s pripravo razpisne dokumentacije. Ta faza traja pol leta. Po tem, v drugem kvartalu 2012, je treba izvesti razpise. Izbori in podpisi pogodb se zaključijo najkasneje do konca leta V letu 2013 se izvedejo še pilotni preizkusi morebitne nove opreme, s katero elektrodistribucijska podjetja še nimajo izkušenj in predvsem prevzemni preizkusi na terenu (SAT). Leta 2014 se začne masovna uvedba, ki traja do konca leta Do začetka masovne uvedbe leta 2014 se izdelajo še manjkajoči podrobni načrti, ki so navedeni v

155 Elektro Gorenjska je že sprejela poslovno odločitev za uvedbo sistema AMI za vse svoje odjemalce s priključno močjo manjšo od 41 kw in je delno že izvedla fazi 3 in 4, ter se pripravlja na masovno uvedbo (fazo 5). Za to distribucijsko podjetje se zato faze 3, 4 in 5 na časovnici predvidoma premaknejo za dve leti v levo Kadrovske zahteve za uspešno izvedbo projekta Vodenje projekta V vsakem elektrodistribucijskem podjetju mora vodja projekta delati samo na projektu uvedbe sistema AMI. Biti mora izkušen inženir, ki uživa popolno zaupanje in podporo vodstva, dober vodja tima, ter usposobljen za vodenje projektov Zamenjave števcev in montaže koncentratorjev ter kontrolnih števcev Ob predpostavki, da število potrebnih zamenjav in montaž enakomerno porazdelimo v petletnem obdobju uvedbe, dobimo število potrebnih zamenjav oziroma montaž na leto (tabeli 14.1 in 14.2). Predviden čas za menjavo števca je eno uro za težje dostopne števce, pol ure za lažje dostopne, čas za montažo koncentratorja, kontrolnega števca in pripadajoče opreme v pa TP 2x12 ur (2 človeka 12 ur). (Ura poleg demontaže oziroma montaže pokriva tudi pripravljalna dela in preizkus opreme, upoštevan je tudi povprečen čas vožnje). Ure so določene po oceni, da je 75% števcev lažje dostopnih. Tabela 14.1: Število potrebnih zamenjav števcev na leto. EDP / Leto Celje Gorenjska Ljubljana Maribor Primorska Tabela 14.2: Ocena števila potrebnih montaž v TP (koncentrator, kontrolni števec) na leto. EDP / Leto Celje Gorenjska Ljubljana

156 Maribor Primorska Tabela 14.3: Ocenjene ure za vsa montažerska dela. EDP / Leto Celje Gorenjska Ljubljana Maribor Primorska Tabela 14.3 vsebuje ocenjeno število ur po normativih za montažerska dela, ki zajemajo zamenjavo števcev na merilnih mestih in montažo koncentratorjev, kontrolnih števcev ter pripadajoče opreme v TP. Če privzamemo, da dela monter 220 dni na leto po 8 ur na projektu uvedbe sistema AMI, dobimo oceno potrebnih kadrov za montažo (tabela 14.4). Za učinkovito delo monterjev rabimo še koordinatorje dela. Ocenjeno število le-teh podaja tabela Tabela 14.4: Potrebno število monterjev in koordinatorjev dela. EDP Število monterjev Štev. koordinatorjev Celje 18 2 Gorenjska 10 2 Ljubljana 35 3 Maribor 23 2 Primorska 14 2 Elektrodistribucijsko podjetje lahko seveda sklene pogodbo za montažerska dela tudi z zunanjimi izvajalci. Pomembna je tudi ustrezna IT podpora procesom montaže Kadri v merilnem centru Inženirji v merilnem centru bodo poleg rednih opravil tekom uvedbe sistema AMI še dodatno obremenjeni s podporo monterjem na terenu (testiranje, idr.). Vsak merilni center mora imeti najmanj: vodjo merilnega centra in dva inženirja administratorja sistema. 132

157 Za vsakih novih sistemskih števcev vključenih v sistem je potreben dodaten inženir. Tabela 14.5 vsebuje ocenjeno potrebno število inženirjev v merilnem centru glede na število merilnih mest vključenih v sistem AMI. Tabela 14.5: Potrebno število inženirjev v merilnem centru za potrebe AMI. Obseg merilnega centra (število merilnih mest) Število inženirjev do do do do do do d Informiranje javnosti Pri projektu uvedbe sistema AMI lahko pride do odpora odjemalcev, predvsem zaradi dveh glavnih razlogov: vprašanje varstva osebnih podatkov in zaradi morebitne dodatne finančne obremenitve odjemalcev v začetnem obdobju trajanja projekta. Navedena problematika je v študiji podrobneje opisana v samostojnih poglavjih (7 in ). Da bi se izognili prevelikemu nasprotovanju projektu, je potrebno precej pozornosti nameniti sociološkim vidikom komuniciranja z odjemalci in interesnimi skupinami ter njihovem informiranju. Akcije na področju informiranja lahko razdelimo na: akcije, povezane z interesnimi skupinami in akcije neposrednega komuniciranja in informiranja odjemalcev. Na področju interesnih skupin je v povezavi z varovanjem osebnih podatkov predvsem ključnega pomena uskladitev z Informacijskim pooblaščencem. V povezavi z informiranjem interesnih skupin o koristih sistema so za projekt najpomembnejše predvsem okoljevarstvene organizacije in potrošniške organizacije (npr. Zveza potrošnikov Slovenije), ki bi jih bilo ključno pritegniti k projektu, saj imajo same velik vpliv in dostop do medijskega prostora. V sklopu teh aktivnosti moramo upoštevati predvsem organizacije okroglih miz, javnih posvetovanj in pripravo potrebnega gradiva. 133

158 Na področju neposrednega komuniciranja in informiranja odjemalcev lahko aktivnosti razdelimo na naslednji vrsti: posredno komuniciranje in informiranje s pojavljanjem v medijih in pripravo ter distribucijo potrebnega informativnega gradiva. Za komuniciraje z javnostjo je priporočljivo najeti storitve uveljavljenih agencij za komuniciranje. 134

159 ZAKLJUČKI Uvedba napredne merilne infrastrukture (AMI Advanced metering Infrastructure) za gospodinjske odjemalce in t.i.»široki odjem«je potrebna predvsem zaradi zahtev: po varčevanju z energijo, po učinkoviti rabi energije, po večjem deležu energije iz obnovljivih virov, po integraciji novih tehnologij, kot je npr. infrastruktura za električne avtomobile, po transparentnosti trga z energijo po novih inovativnih storitvah za uporabnike omrežij in ne nazadnje zahtev regulatorne narave, kot je Direktiva 2009/72/ES o skupnih pravilih notranjega trga z električno energijo, ki nalaga državam članicam, da do leta 2020 uvedejo sistem naprednega merjenja za vsaj 80% odjemalcev, za katere ekonomska analiza kaže pozitivne rezultate. Napredna merilna infrastruktura (AMI) ponuja veliko več od samega merjenja in posredovanja merilnih podatkov. S svojimi dodatnimi funkcijami predstavlja eno od osnovnih energetskih informacijskih infrastrukturnih tehnologij, ki med drugimi omogoča: bistveno izboljšanje kakovosti oskrbe odjemalcev oziroma uporabnikov omrežja, varčno in učinkovito rabo energije, delovanje resnično konkurenčnih in transparentnih trgov z energijo, razvoj inovativnih energetskih storitev, izvedbo pametnih elektroenergetskih omrežij (SmartGrids) na nizkonapetostnem nivoju, infrastrukturo za priključitev merilnikov in prenos podatkov o porabi drugih energentov (zemeljski plin, toplota) ter pitne vode. V Sloveniji se že nekaj let izvajajo pilotni projekti sistemov naprednega merjenja, pri nekaterih elektrodistribucijskih podjetjih gre že za postopno uvajanje (sicer še v malem obsegu), Elektro Gorenjska pa je že sprejela odločitev o masovni uvedbi sistema AMI. Analiza, ki smo jo opravili leta 2010 kaže, da je 13 % odjemalcev s priključno močjo do 41 kw (gospodinjstva, poslovni odjem, javna razsvetljava) v slovenskem EES opremljenih s pametnimi števci, ki omogočajo daljinsko odčitavanje, vendar jih od teh le 6 % ustreza minimalnim funkcionalnim zahtevam sistema, ki jih definiramo v študiji. Vsako slovensko elektrodistribucijsko podjetje ima merilni center, ki s svojo strojno in programsko opremo upravlja s pametnimi števci in skupaj s komunikacijskimi omrežji tvori 135

160 sistem AMI. Merilni centri po distribucijah se naj uporabljajo in razvijajo naprej. Predlagamo pa izvedbo centralnega sistema za dostop do merilnih podatkov za udeležence na energetskem trgu v okviru SODO. Izbor tehnologije temelji na naslednjih predpostavkah: do leta 2020 je treba v sistem AMI vključiti 80% odjemalcev, ker je na voljo le še devet let in pol, uvedba pa traja vsaj pet let s še dodatnima dvema letoma priprav, je treba izvesti sistem s tehnologijo, ki je danes na voljo in je že preizkušena, v čim večji meri je treba ohraniti združljivost z obstoječimi sistemi AMI in merilnimi centri, ki jih elektrodistribucijska podjetja že imajo, pri izboru tehnologije je treba zagotoviti, da bo sistem vsem odjemalcem nediskriminatorno zagotavljal vsaj minimalne funkcionalne zahteve, da bo sistem robusten in skalabilen, ter da bo dobro poskrbljeno za informacijsko varnost. Minimalne funkcionalne zahteve naj bodo naslednje: daljinsko odčitavanje števcev (vsaj porabljena delovna energija za odjemalce, v primeru generacije pa porabljena/proizvedena delovna in jalova energija), registracija 15-minutnih obremenilnih diagramov; min. pomnilnik za 40 dni, podpora naprednim tarifnim sistemom (več tarif, dinamične tarife), prikaz izmerjenih veličin in drugih podatkov (informacija o trenutnih tarifah) na prikazovalniku števca, možnost priklopa števcev drugih energentov, krmilni odklopnik (s funkcijo daljinske prekinitve oskrbe in omejevalnika moči) v sistemskem števcu ali možnost namestitve odklopnika, spremljanje kakovosti dobave (podatki o prekinitvah in upadih napetosti opremljeni s časovnimi značkami), točna ura in sinhronizacija časa, dostop do podatkov na zahtevo za udeležence na trgu izvedba centralnega sistema za dostop do merilnih podatkov, daljinsko upravljanje števca (preizkus, parametriranje, diagnostika in nadgradnja programske opreme), detekcija zlorab in zlonamernih posegov v števec. Zaželeno je, da ima pametni števec tudi možnost povezave s hišnim omrežjem, vendar zaradi trenutno nedorečene standardizacije za ta vmesnik, te funkcionalnosti ne moremo uvrstiti med minimalne funkcionalne zahteve. Poleg minimalnih funkcionalnosti lahko podjetja svojim odjemalcem v okviru novih paketov oskrbe, ki se bodo lahko razvili na možnostih, ki jih daje sistem AMI, ponudijo nadstandardne 136

161 storitve. Z uvedbo sistema AMI pričakujemo tudi razvoj novih inovativnih energetskih storitev, ki jih bodo lahko ponujali tudi neodvisni ponudniki. Ta trenutek je za izvedbo informacijske povezave do končnih uporabnikov najbolj smiselna uporaba kombinacije PLC tehnologije in omrežij mobilnih operaterjev. Slednja omrežja so primerna tudi za povezavo koncentratorjev z merilnimi centri (v primeru, da je v TP na voljo Ethernet priključek že obstoječega omrežja, ga je seveda smiselno uporabiti tudi za sistem AMI - v prihodnosti je zaradi ugodnih tehničnih, stroškovnih in obratovalnih pogojev za zagotavljanje TK storitev do TP postaj smiselno zagotavljanje TK storitev preko brezžičnega širokopasovnega dostopovnega omrežja, predvsem v primeru, ko imamo v TP še druge sisteme, npr. za meritve kakovosti, vodenje, spremljanje obratovalnih parametrov, itd). V okviru te študije (8.3.1) so bile analizirane aktualne PLC tehnologije. S-FSK PLC tehnologija je standardizirana v okviru IEC, dovolj preizkušena, uveljavljena in podprta s strani industrijskega združenja IDIS, njena slabost je predvsem nizka hitrost prenosa podatkov. Tehnologija PRIME je najresnejši kandidat za naslednjo generacijo PLC sistemov za namene AMI. Počakati bo treba na standardizacijo te tehnologije v okviru IEC in poročila o izvedenih projektih, ki potekajo, tako da se zelo obetajoča tehnologija potrdi še v praksi. G3 PLC je konceptualno najbolje zastavljen, saj uporablja tehnologije IPv6 in je skladen s konceptom Interneta stvari (IOT Internet of Things), vendar je ta tehnologija še v razvojni fazi. Bistveno pa je, da izbrana tehnologija zadostuje za izvajanje zahtevanih funkcij, ki ekonomsko upravičijo naložbo v sistem AMI. Pri izbiri opreme je treba zahtevati združljivost oziroma interoperabilnost sistemskih števcev in koncentratorjev najmanj dveh uveljavljenih proizvajalcev, ter izbrati opremo z načrtovano življenjsko dobo vsaj 20 let. Zavedati se moramo, da standardi sami po sebi še ne zagotavljajo interoperabilnosti. Le-ta je zagotovljena le, če je vzpostavljen sistem testiranja po standardih in specifikacijah ter sistem certificiranja naprav, kar običajno zagotavljajo razna industrijska združenja (npr. IDIS, PRIME, ZigBee Alliance,...). Uporaba PLC tehnologije zahteva skrb za kakovost napetosti v distribucijskem omrežju. Dandanes se v omrežje vključuje vse več nelinearnih naprav, tako porabnikov kot tudi generatorjev električne energije, ki v omrežje inicirajo harmonske toke. Harmonski toki na impedancah omrežja povzročajo harmonsko napetost, ki moti ostale porabnike v omrežju, še posebej naprave, ki komunicirajo med sabo z uporabo PLC in preko inducirane napetosti tudi telekomunikacijske naprave, katerih vodniki so na določeni trasi položeni paralelno z energetskimi vodi. Za potrebe načrtovanja omrežja si morajo distribucijska podjetja postaviti svoje nivoje načrtovanja za posamezne motnje in dele omrežja, ki jim bodo v pomoč pri zagotavljanju primerne kakovosti napetosti v svojih omrežjih in ki morajo imeti ožje dovoljene meje, kot pa so v standardu SIST EN Distribucijska podjetja pri načrtovanju motenj v omrežju ne 137

162 smejo preseči postavljenih nivojev načrtovanja. To jim zagotavlja dovolj rezerve, da v primeru normalnega razvoja omrežja in z rednimi obdobnimi meritvami kakovosti napetosti v omrežju, nivoji, ki jih postavlja SIST EN 50160, ne bodo preseženi. Pri načrtovanju sistema AMI ne smemo pozabiti na perečo problematiko varovanja osebnih podatkov. Z vidika osebnih podatkov so najbolj občutljivi obremenilni diagrami iz katerih se da razbrati določene navade konkretnega odjemalca (npr. kdaj prihaja domov, ipd.). Obremenilni diagrami in tudi določene sprotne 15-minutne meritve pa so potrebni za izvajanje regulirane dejavnosti distribucijskega podjetja, saj omogočajo zanesljivo in varno obratovanje omrežij in zagotavljajo dragocene podatke za načrtovanje in razvoj omrežij. Sistem AMI bo namreč edina masovna merilna platforma na nizkonapetostnem omrežju. Meritve pa so nujne, sploh v spremenjenih razmerah v distribucijskem omrežju, ko smo priča integraciji obnovljivih virov ter drugih tehnologij, zaradi katerih tudi uvajamo koncept pametnega omrežja. Pri načrtovanju sistema AMI priporočamo upoštevanje koncepta vgrajene zasebnosti. Dvonivojska zasnova hranjenja podatkov, ki izhaja iz predlaganega tržnega modela (merilni centri in centralni sistem za dostop do merilnih podatkov) in ločitev med podatki potrebnimi za tehnične procese in podatki potrebnimi za poslovne procese, so dobra podlaga za izvedbo sistema v skladu s predlaganim konceptom. Vsako podjetje mora v skladu z že omenjenimi standardi in priporočili izdelati presojo vplivov na zasebnost in politiko upravljanja in varovanja osebnih podatkov. Treba se je zavedati, da je varovanje informacij ne zajema le tehničnih ukrepov, temveč tudi organizacijske (izobraževanje, notranji in zunanji nadzor, sprejem in izvajanje varnostnih politik, ipd.). Ukrepi za zavarovanje morajo biti ustrezni glede na naravo in tveganje, ki jih prinaša obdelava osebnih podatkov. Za uspešno izrabo funkcionalnosti AMI sistema je treba prilagoditi zakonodajo - predvsem je treba urediti področje dinamičnega tarifiranja in kratkoročnega upravljanja s porabo. Energetski zakon sicer predvideva posebne tarife za odjemalce, ki s prilagajanjem porabe pomagajo sistemu, vendar pa v Aktu o določitvi omrežnine ni nikjer opredeljeno, v kakšnih okvirih se to lahko nediskriminatorno izvaja. Direktiva ES o skupnih pravilih notranjega trga z električno energijo državam članicam nalaga, da do leta 2012 pripravijo analizo stroškov in koristi ter da do leta 2020 s sistemskimi števci opremijo vsaj 80 % odjemalcev, za katere ekonomska analiza kaže pozitivne rezultate. Ekonomska analiza pokaže, da je sistem naprednega merjenja upravičen že zgolj z vidika koristi sistemskega operaterja distribucijskega omrežja. Neto sedanja vrednost je približno 76 milijonov, notranja stopnja donosa 11,3 %, naložba pa se povrne v 15 letih. Z družbenega vidika so koristi še bistveno višje in tako notranja stopnja donosa znaša 16,3 %, naložba pa se povrne v 11 letih. 138

163 Na ekonomičnost najbolj vpliva nižanje konice, ki ga predvidevamo z ukrepi kratkoročnega upravljanja s porabo, zato bo tej kategoriji potrebno nameniti veliko pozornosti, čeprav je z družbenega vidika naložba upravičena tudi brez upravljanja s porabo. Zelo pomembno je tudi, da se nabavi cel sistem, torej da se izvede masovna uvedba sistemskih števcev in pripadajoče opreme za vse distribucije v celoti. V študiji obravnavamo uvedbo sistema naprednega merjenja v Sloveniji v petih letih (z dodatnima dvema letoma priprav). Tehnologija na tem področju se hitro razvija. Zakasnitev začetka uvedbe projekta (leto in več) zahteva ponovno presojo izbora primerne opreme. Pri izboru pa je treba upoštevati, da se uporabi oprema uveljavljenih proizvajalcev, ki se že uspešno masovno (AMI sistemi z najmanj merilnimi mesti) uporablja najmanj dve leti, ki je standardizirana v okviru IEC in ki je interoperabilna z opremo vsaj še enega uveljavljenega proizvajalca. Če se ne gre v masovno uvedbo in če se projekt preveč zavleče, bomo imeli opravka z različnimi tehnologijami. V tem primeru moramo interoperabilnost omejiti na nivo TP (pametni števci koncentratorji) in na nivo komunikacije merilnih centrov in koncentratorjev. To v praksi pomeni, da bomo imeli v okviru ene TP en sistem, v okviru druge pa drug sistem, ki med sabo ne bosta interoperabilna na nivoju menjave števcev enih z drugimi. Če se izvede zamenjava števcev po naravni poti, se na območju celotne Slovenije letno zamenja približno števcev, kar pomeni, da je celoten čas zamenjave 28 let. V primeru zamenjave po naravni poti se moramo najprej zavedati, da Slovenija ne bo izpolnila ciljev direktive 2009/72/ES, saj bo do leta 2020 v tem primeru zamenjanih le približno 30 % števcev namesto zahtevanih 80 %. V sistemu AMI bi imeli v tem primeru opravka z različnimi tehnologijami, ki bi jih bilo treba obvladovati tako z obratovalskega vidika, kot z vidika vzdrževanja. Izračuni kažejo, da je ekonomika počasne zamenjave bistveno manj ugodna kot v primeru predčasne. Z vidika distribucijskega podjetja je notranja stopnja donosa le 3 % (v primerjavi z 13,1 v primeru predčasne zamenjave), z družbenega vidika pa je notranja stopnja donosa 5,4 %. Zaključimo lahko, da je z vseh vidikov predčasna zamenjava ugodnejša. S sistemom naprednega merjenja pridobijo vsi akterji na trgu z električno energijo: odjemalci med drugim pridobijo natančne račune o svoji porabi vsak mesec, različne možnosti informiranja o rabi, večjo izbiro paketov oskrbe in možnost prilagajanja svoje porabe, ter hitrejši in učinkovitejši postopek menjave dobavitelja. Ekonomska upravičenost projekta se lahko odrazi v nižjem strošku električne energije za odjemalce, sistemski operater distribucijskega omrežja s sistemom najprej doseže občutne prihranke pri delovanju obstoječega sistema merjenja in odčitavanja podatkov. Z natančnimi podatki se znižajo komercialne izgube, sistem pa je tudi nujna osnova za kratkoročno upravljanje s porabo, s čimer se doseže zmanjšanje koničnih obremenitev ter posledično zmanjšajo potrebe za naložbe v omrežje, 139

164 sistemski operater prenosnega omrežja in proizvajalci električne energije lahko ravno tako pridobijo z nižanjem konične porabe, sistem pa lahko omogoča tudi nudenje nekaterih sistemskih storitev, kot je na primer razbremenjevanje sistema in nudenje terciarne rezerve, dobavitelji električne energije pridobijo z nižanjem stroškov dela z odjemalci in s prihranki zaradi natančnih podatkov o porabi, na osnovi sistema AMI pa lahko razvijejo nove pakete oskrbe in druge inovativne energetske storitve, za regulatorja pomeni sistem AMI učinkovito informacijsko podporo za natančno spremljanje kakovosti oskrbe z električno energijo in informacijsko podporo za učinkovite postopke zamenjav dobavitelja, kar posledično izboljšuje preglednost in kakovost energetskega trga, podjetja, ki distribuirajo in tržijo druge energente in vodo, pridobijo možnost priključitve svojih merilnikov in informacijskih sistemov za izmenjavo podatkov na sistem AMI, ter si tako zagotovijo natančno in časovno sinhronizirano daljinsko odčitavanje ter druge storitve, brez velike investicije v lasten sistem. Z uvedbo sistema AMI se pričakuje tudi pozitivne okoljske učinke, saj se z obveščanjem odjemalcev o njihovi dejanski porabi veča njihovo zavedanje o porabi električne energije. Na račun tega se pričakuje 3 % nižjo porabo električne energije, kar letno pomeni približno 100 GWh in ton nižje emisije CO

165 LITERATURA [1] Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 [2] Ofgem: Domestic Metering Innovation, Ofgem, 2006 [3] ERGEG: Smart Metering with a Focus on Electricity Regulation, oktober 2007 [4] Energetski zakon (EZ UPB2), uradno prečiščeno besedilo, Uradni list RS, št. 27/07 [5] Ukaz o razglasitvi zakona o spremembah in dopolnitvah Energetskega zakona, Uradni list RS, št. 70/2008 [6] Uredba o načinu izvajanja gospodarske javne službe dejavnost sistemskega operaterja distribucijskega omrežja električne energije in gospodarske javne službe dobava električne energije tarifnim odjemalcem, Uradni list RS 23/07 [7] Uredba o koncesiji gospodarske javne službe dejavnosti sistemskega operaterja distribucijskega omrežja električne energije, Uradni list RS, št. 39/07 [8] Nacionalni akcijski načrt za energetsko učinkovitost za obdobje (AN- URE), Ministrstvo za okolje in prostor, Ljubljana 2008 [9] Akt o določitvi metodologije za obračunavanje omrežnine in metodologije za določitev omrežnine in kriterijih za ugotavljanje upravičenih stroškov za elektroenergetska omrežja, Uradni list RS, št. 121/05 [10] Uredba o energetski infrastrukturi, Uradni list RS, št. 62/03, 88/03 [11] Uredba o tarifnem sistemu za prodajo električne energije, Uradni list RS, št. 36/04 [12] Uredba o splošnih pogojih za dobavo in odjem električne energije, Uradni list RS, št. 117/02, 21/03 [13] Sklep o ustanovitvi Javne agencije Republike Slovenije za energijo, Ur. l. RS 63/2004, 95/2004 [14] Uredba o omejevanju obtežb in porabe električne energije v elektroenergetskem sistemu, Ur.l. RS, št. 42/1995, 64/1995 [15] Splošni pogoji za dobavo in odjem električne energije iz distribucijskega omrežja električne energije, Ur. l. RS, št. 126/2007 [16] Pravilnik o sistemskem obratovanju distribucijskega omrežja za električno energijo, Ur. l. RS, št. 123/2003 [17] DIREKTIVA 2003/54/ES EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA z dne 26. junija 2003 o skupnih pravilih za notranji trg z električno energijo [18] DIREKTIVA 2006/32/ES Evropskega parlamenta in sveta z dne 5. aprila 2006 o učinkovitosti rabe končne energije in o energetskih storitvah [19] DIREKTIVA EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA 2005/89/ES z dne 18. januarja 2006 o ukrepih za zagotavljanje zanesljivosti oskrbe z električno energijo in naložb v infrastrukturo 141

166 [20] DIREKTIVA 2009/72/ES EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA z dne 13. Julija 2009 o skupnih pravilih notranjega trga z električno energijo in o razveljavitvi direktive 2003/54/ES [21] Resolucija o Nacionalnem energetskem programu (ReNEP), Ur.l. RS, 57/2004 [22] EPRI: Industrial Load Shaping: An Industrial Application of DSM, Volume 1: Project Overview, Palo Alto, 1990 [23] Richard Formby, Demand side bidding for smaller customers, IEA, 2005 [24] CapGemini Consulting: AMM for France: The Complete Case, 2007 [25] IEA DSM: Subtask 2: Time of Use Pricing for Demand Management Delivery, IEA, 2005 [26] Charles Rivers Associates: Impact Evaluation of the California State-Wide Pricing Pilot, Final Report, 2005 [27] Kushler Martin, York Dan: Exploring the Relationship Between Demand Response and Energy Efficiency: A Review of Experience and Discussion of Key Issues, Washington, 2005 [28] Eva HOOS: Smart metering in a strengthened energy efficiency and internal market framework: towards the 2020 targets and beyond, Bruselj, 2009 [29] SURS: Statistični letopis Republike Slovenije 2009 [30] SenterNovem: Implementing smart metering Infrastructure at small-scale customers, SenterNovem, 2005 [31] Poročilo o stanju na področju energetike v Sloveniji v letu 2008, Javna agencija RS za energijo, Maribor, 2009 [32] Rezultati avkcije za nakup električne energije za pokrivanje izgub, SODO, november 2009 [33] Houseman Doug: Getting all of the value from your smart metering investment, CapGemini, 2007 [34] Ontario Energy Board: Smart Meter Implementation Plan, Report of the Board To the Minister, 2005 [35] Michael Wiebe: Benefit-Cost Analysis for Advanced Metering and Time-Based Pricing, MW Consulting, 2007 [36] Energywatch: Smart Meters Costs and Consumer Benefits, Report to Energywatch by Eoin Lees Energy, 2007 [37] Omahen Gregor, Valenčič Leon, Bregar Zvonko: Vrednotenje in optimiranju naložb v dolgoročnih razvojnih načrtih prenosnega omrežja, študija št. 1922, EIMV, 2008 [38] SIST EN : Oprema za merjenje električne energije (a.c.) - 1. del: Splošne zahteve, preskušanje in preskusni pogoji - Merilna oprema (razredni indeksi A, B in C) - Electricity metering equipment (a.c.) - Part 1: General requirements, tests and test conditions - Metering equipment (class indexes A, B and C) [39] SIST EN : Oprema za merjenje električne energije (a.c.) - 3. del: Posebne zahteve - Statični števci za delovno energijo (razredni indeksi A, B in C) - Electricity metering equipment (a.c.) - Part 3: Particular requirements - Static meters for active energy (class indexes A, B and C) 142

167 [40] Pravilnik o dopolnitvi Pravilnika o meroslovnih zahtevah za statične števce delovne električne energije točnostnih razredov 1 in 2, Ur. list 71/2006 [41] Netherlands Technical Agreement, NTA 8130:2007, Minimum set of functions for metering of electricity, gas and thermal energy for domestic customers, Nederlands Normalisatie-instituut, avgust 2007 [42] Dutch Smart Meter Requirements v2.31, Main Document, Netbeheer Nederland, 8. Januar 2009 [43] Report on the identification and specification of functional, technical, economical and general requirements of advanced multi-metering infrastructure, including security requirements, OPEN meter, Project Funded by the European Commission under the 7th Framework Programme, Energy Theme; Grant Agreement No , 7. Januar 2009 [44] (1. marec 2010) [45] Standardisation mandate to CEN, CENELEC and ETSI in the field of measuringinstruments for the development of an open architecture for utility meters involvingcommunication protocols enabling interoperability M/441 EN, Enterprise and industry directorate-general, European commission, Brussels, 12. marec 2009 [46] Sistemska obratovalna navodila za distribucijsko omrežje električne energije, SODO, sistemski operater distribucijskega omrežja električne energije, d.o.o., Maribor, 2011 [47] Matvoz, Dejan, Bokal, Drago, Derganc, Boštjan, Omahen, Gregor, Knežević, Rade, Leskovec, Franc: Vgradnja novih oddajnikov 110 kv MTK sistema za področje R Slovenije : študija št Ljubljana: Elektroinštitut Milan Vidmar, 2005 [48] A. Souvent, G. Omahen, B. Derganc, J. Kosmač: Strateška tehnološko-ekonomska študija uvedbe sodobnega sistema za merjenje električne energije (AMM sistema) v slovenski distribuciji, študija št. 1849, Elektroinštitut Milan Vidmar, Ljubljana 2008 [49] Zarko Sumic: MarketScope for Meter Data Management Products, Gartner Industry research Note G , 9. december 2009 [50] (9. April 2010) [51] (9. April 2010) [52] Mnenje k predlogu nacionalnega akcijskega načrta za energetsko učinkovitost za obdobje , Gospodarska zbornica Slovenije, Ljubljana 2008 [53] DIREKTIVA EVROPSKEGA PARLAMENTA IN SVETA 2004/22/ES z dne 31. marca 2004 o merilnih instrumentih, UL L 135, [54] Design of the overall system architecture (D3.1), The OPEN meter Consortium, , Version: 1.1 [55] Amendment design of the overall system architecture (D3.1), The OPEN meter Consortium, , Version: 1.3 [56] Description of current state-of-the-art technologies and protocols - general overview of state-of-the-art technological alternatives (D2.1/PART1), The OPEN meter Consortium, , Version: 3.0 [57] uctdetails&id=258&catid=91 ( ) 143

168 [58] Accenture: Understanding Consumer Preferences in Energy Efficiency, Accenture end consumer observatory on electricity management, Accenture, 2010 [59] T-City Friedrichshafen, ( ) [60] ( ) [61] ( ) [62] ( ) [63] ( ) [64] ( ) [65] ( ) [66] ( ) [67] ( ) [68] Uporaba LED sijalk za razsvetljavo in njihov vpliv na elektroenergetsko omrežje, Študija št. 1929, Elektroinštitut Milan Vidmar, Ljubljana, [69] Listina o temeljnih pravicah Evropske unije, (2000/C 364/01), Evropski parlament, Svet in Komisija, Nica, [70] Zakon o varstvu osebnih podatkov (ZVOP-1), Ur.l. RS, št. 94/07, UPB [71] Smernice za razvoj informacijskih rešitev,verzija 1.0, Informacijski pooblaščenec, [72] Andrej Tomšič: Internet stvari in vgrajena zasebnost, 25. delavnica o telekomunikacijah VITEL, Brdo pri Kranju, EZS, maj 2011 [73] Task force Smart Grids, Expert group 2: Regulatory recommendations for data safety, data handling and data protection, 16. februar 2011 [74] Second Report on status of standardisation (D5.8), The OPEN meter Consortium, , Version: 1.0 [75] Podatki elektrodistribucijskih podjetij 144

169 PRILOGA A: Pilotni projekti 15 Pilotni projekti slovenskih distribucijskih podjetij Priloga je bila izdelana januarja 2010 in odraža takratno stanje! 15.1 Elektro Celje AMR za gospodinjske odjemalce do leta 2010 Projekt se je začel leta Vgrajenih je števcev proizvajalcev Landis+Gyr in Iskraemeco in 130 koncentratorjev. Števci so preko PLC, GSM in GPRS povezav povezani s komunikatorji, povezava med komunikatorji in merilnim centrom pa poteka preko GSM/GPRS. Uporabljeni so števci Iskraemeco MT351, ME351, ME371 in MT371 (skupaj skoraj 90 % vseh števcev) ter števci proizvajalca Landis+Gyr ZCF120AC in ZMF120AC. Tudi koncentratorji so Iskraemecovi P2LPC (več kot 90 %) in Landis+Gyr AG RG1A. Sistem je namenjen zajemanju podatkov o porabi. Shranjujejo se urni obremenilni diagrami, prenos v merilni center se vrši avtomatsko enkrat na dan. Poleg te funkcionalnosti so na voljo še sledeče: daljinski preizkus in nadzor nad delovanjem števca, možnost dinamičnega spreminjanja tarif, spremljanje porabe, statistike in drugih informacij za odjemalce preko spleta, nadzor nad izgubami, možnost priklopa števcev drugih energentov in vode ter registriranje prekinitev napajalne napetosti. Dosežena zanesljivost komunikacije je 99,35 % za PLC in 98,9 % za GSM/GPRS Pilotni projekt z Energetiko Celje Ta projekt se bo začel v letu Inštaliranih bo 97 števcev proizvajalca Landis+Gyr (ZCF120AC in ZMF120AC) in en koncentrator. Števci bodo povezani prek PLC, GSM/GPRS in RF (brezžični M_bus). Ključni namen projekta je povezava električnih števcev s plinomeri. 145

170 Merilni center V merilnem centru za potrebe AMR in AMI potekajo naslednji procesi: zajemanje, validacija in procesiranje podatkov, dostava merilnih podatkov drugim aplikacijam, arhiviranje podatkov, izdelava poročil. Procesi so podprti s programsko opremo SEP2 (Iskraemeco) in Advantis (Landis+Gyr). Konfiguracijo merilnega centra prikazuje slika Slika 15.1: Konfiguracija merilnega centra Elektro Celje Programska oprema Programsko opremo SEP2 sestavljajo različni moduli. V Elektro Celje so v uporabi naslednji: Modul SEP2DbManager Modul omogoča kreiranje potrebnih struktur za shranjevanje podatkov v podatkovne baze. Gre predvsem za obračun podatkov, analizo in prognozo. Program SEP2DbManager skrbi poleg definiranja posameznih merilnih skupin tudi za pripravo ustreznih podatkov, ki so nujni za shranjevanje podatkov, zbranih s programskim paketom SEP2 Collect. Brez predhodne inicializacije podatkovnih struktur v sistemu namreč ni možno zbiranje rezultatov merjenja iz posameznih merilnih mest, niti ni možno izvajanje obračunskih analiz. Podatkovne strukture so splošno zasnovane, zato so odprte in sprejemajo definicije različnih naprav, ki nastopajo na merilnih mestih. Programski modul SEP2DbManager uporablja splošen modul za dostop do 146

171 podatkovnih baz. Na ta način je omogočen enoten dostop do posameznih tipov relacijskih baz podatkov. Zaenkrat sta podprti podatkovni bazi Oracle in Microsoft SQL Server. Modul omogoča: pripravo podatkovnih baz za vnos opisnih podatkov o elementih sistema ISKRAMATIC SEP2 kot tudi rezultatov merjenja (za tako pripravljene baze se uporablja pojem SEP2 podatkovne baze); pregledovanje SEP2 podatkovnih baz; kreiranje in izvajanje preprostih poizvedb v SEP2 podatkovnih bazah; popis merilnih elementov sistema ISKRAMATIC SEP2; pregledovanje in urejanje merilnih elementov in njihovih lastnosti; pregledovanje merilnih rezultatov. Modul SEP2 Collect SEP2 Collect je del programskega paketa SEP2W, ki je namenjen zajemanju merilnih rezultatov, ki se tvorijo na merilnih mestih in njihovo shranjevanje v baze podatkov. Zajemanje podatkov poteka po t.i. komunikacijskih kanalih, ki omogočajo vzpostavljanje zveze s podpostajami in prenos merilnih rezultatov do centralne postaje. Posamezni prenosi podatkov se lahko izvršijo na zahtevo, ali povsem avtomatsko ob določenem času. Prenose podatkov lahko tudi združujemo in jih ponavljamo po časovnem planu. Ker je podpostaj v sistemu lahko zelo veliko, je zelo pomembno, da zajemanje podatkov poteka kar se da učinkovito. SEP2 Collect zato omogoča istočasni prenos podatkov po več komunikacijskih kanalih. Modul SEP2 Report SEP2 Report je del programskega paketa SEP2W in je namenjen obdelavi merilnih rezultatov za potrebe obračuna, analize in prognoze porabe energije. Rezultati te obdelave so prikazani v obliki poročil, ki jih uporabnik lahko pregleduje na zaslonu, jih tiska ali shranjuje kot različne datoteke. Modul SEP2 Report.NET Spletna aplikacija SEP2 Report.NET omogoča dostop do podatkov v obliki grafičnih in tekstovnih poročil preko spleta. Narejena je na osnovi Microsoft.NET tehnologije in omogoča enostaven pregled merilnih rezultatov in ostalih podatkov preko spletnih brskalnikov. Druga programska oprema V merilnem centru je v uporabi tudi naslednja programska oprema: SQL to DB2, 147

172 T4 za pošiljanje obračunskih stanj na Informatiko, d.d. (za obračun), Agames: pošiljanje obremenilnih diagramov dobaviteljem in odjemalcem električne energije v skladu s standardnimi in nadstandardnimi storitvami, obračun odstopanj) Odčitavanje Daljinsko odčitavanje porabe električne energije, pogostost odčitavanja: dnevno obračunska stanja za gospodinsjtva, registracija 15-minutnih dnevnih obremenilnih diagramov, prenos v merilni center: vse tri napetosti, in vse podatke iz 4 kvadrantnega števca (delovna, jalova energija in konica) Informacije za odjemalce oziroma uporabnike Dostop do informacij o porabi je možen preko spletnega portala prek modula SEP2 Report.NET, vendar le za poslovne odjemalce (P > 41kW). Gospodinjstva te možnosti nimajo. Z gospodinjstvi se komunicira preko informacij na računih in z dopisi Elektro Gorenjska Do leta 2008 se je na območju Elektro Gorenjska izvajalo naslednje projekte: AMR T099 Komna AMR T0568 Primskovo šola in AMR To263 Lipce vas Od leta 2008 se je začel pilotni projekt v soseski Struževo, ki mu sledi projekt popolne zamenjave števcev s sistemskimi, ki naj bi ga izvedli v petih letih (od leta 2009 do 2013). V letu 2010 so se izvajali še naslednji projekti: TP Kidričeva ulica TP Komunalni servis TP Planina jug 1 in 2 TP Plavž stolpnice TP Tavčarjeva TP Zelenica Bled 148

173 TP PSO Mercator Bohinjska Bistrica TP Strženica AMR T099 Komna Leta 2005 je bilo nameščenih 6 števcev Iskraemeco MT351 in en koncentrator P2LPC. Komunikacija s koncentratorjem poteka preko PLC, med koncentratorjem in merilnim centrom pa gre preko GSM/GPRS. Sistem je namenjen zajemanju podatkov o porabi. Prenos v merilni center se vrši avtomatsko dvakrat na mesec. Zanesljivost komunikacij je 100 % AMR T0568 Primskovo šola Nameščenih je 302 števcev Iskraemeco MT351 in ME351 in en koncentrator P2LPC. Komunikacija s koncentratorjem poteka preko PLC, med koncentratorjem in merilnim centrom pa gre preko GSM/GPRS. Sistem je začel obratovati spomladi Namenjen je zajemanju podatkov o porabi. Prenos v merilni center se vrši avtomatsko dvakrat na mesec AMR T0263 Lipce vas Nameščenih je 100 števcev Iskraemeco MT351 in ME351 in en koncentrator P2LPC. Komunikacija s koncentratorjem poteka preko PLC, med koncentratorjem in merilnim centrom pa gre preko GSM/GPRS. Sistem je začel obratovati jeseni Namenjen je zajemanju podatkov o porabi. Prenos v merilni center se vrši avtomatsko dvakrat na mesec Pilotni projekt Struževo V soseski Struževo Elektro Gorenjska izvaja pilotni projekt razvoja daljinskega nadzora nad porabo energentov in vode. Končni odjemalci prek sistemskih števcev plačujejo dejansko porabljeno elektriko, vodo in toploto, ne da bi sporočili stanje števca. Števci omogočajo tudi nadzor nad porabo in s tem ponujajo možnosti učinkovitejše rabe energije. Dodatni učinki se kažejo v pravilnejšem načrtovanju distribucije električne energije in drugih energentov, obračunavanju na dejansko porabo, predvsem pa omogočajo lažje upravljanje s stroški TP Komunalni servis Projekt na tem TP se je začel v letu Inštaliranih je bilo 86 števcev (Iskraemeco MT371 in ME371) ter koncentrator (Iskraemeco P2LPC). Uporabljena komunikacija je PLC in GPRS. Dosežena zanesljivost komunikacije je 99 % za PLC in 98 % za GPRS. Števci poleg dnevnega daljinskega odčitavanja in dinamičnih tarif omogočajo tudi daljinski vklop ali izklop uporabnikov, možnost predplačniške funkcije, detekcijo nedovoljenih posegov v števec, daljinsko upravljanje števca, zajemanje podatkov o kakovosti in možnost priklopa 149

174 števcev drugih energentov in vode. V sistemu se tako odčitava še 174 vodomerov, 88 kalorimetrov in 1 plinomer, ki so z električnim števcem povezani prek žične povezave Modbus. Z odjemalci se komunicira prek informacij na računih TP Plavž stolpnice in TP Tavčarjeva V letu 2008 so v podjetju s sistemskimi števci opremili tudi 422 odjemalcev na omenjenih TP. Števci so enake vrste kot v primeru TP Komunalni servis, vendar je bila dosežena nekaj nižja zanesljivost komunikacije prek PLC (91 %) in enaka na GPRS (98 %). Števci omogočajo enake funkcionalnosti kot pri TP Komunalni servis, čeprav v projekt niso vključeni števci drugih energentov ali vode TP Zelenica Bled S števci proizvajalca Iskraemeco (MT 351 in ME 351) se je v letu 2008 opremilo odjemalce na TP Zelenica Bled (koncentrator P2LPC). Dosežena zanesljivost komunikacije je 98 % za PLC in 99 % za GPRS. Števce se odčituje dnevno, možna pa je tudi uporaba dinamičnih tarif. Kontrolni števec v TP ni inštaliran, tako da podjetje nima nadzora nad izgubami. Z odjemalci se komunicira prek informacij na računih TP PSO Mercator Bohinjska Bistrica in TP Strženica Bohinjska Bistrica V tem projektu se je inštaliralo 149 števcev in koncentratorja. Oprema je enaka kot v projektu na TP Zelenica Bled. Zanesljivost komunikacije PLC je 97 % in 99 % za GPRS. Funkcionalnosti so enake kot v projektu TP Zelenica Bled TP Kidričeva ulica Projekt se je začel v letu Inštaliranih je bilo 34 sistemskih števcev (Iskraemeco MT351) in koncentrator (Iskraemeco P2LPC). Števci so povezani prek PLC, koncentrator pa prek optične povezave. Funkcionalnosti so enake kot v projektu na TP Zelenica Bled. Dosežena zanesljivost komunikacije je 100 %. Z odjemalci se komunicira prek informacij na računih TP Planina jug 1 in 2 V letu 2009 se je s sistemskimi števci (Iskraemeco MT371) in koncentratorjema (Iskraemeco P2LPC) opremilo tudi 200 odjemalcev na TP Planina jug 1 in 2. Dosežena zanesljivost komunikacije je 99 % za PLC in 100 % za GPRS. Števci omogočajo enake funkcionalnosti kot na TP Komunalni servis, v projekt pa je povezanih še 273 vodomerov in 200 kalorimetrov. 150

175 Merilni center V merilnem centru Elektro Gorenjska potekajo naslednji procesi: zajem podatkov (odčitavanje), vnos novih podatkov (novi priklopi), validacija podatkov, priprava in pošiljanje obračunskih podatkov na informatiko, agregacija podatkov, izvajanje analitičnega postopka, posredovanje podatkov udeležencem na trgu (Agencija, Borzen, dobavitelji), vpogled porabe na merilnih mestih preko spletne aplikacije, izvajanje daljinskih odklopov, posredovanje podatkov ostalim ponudnikom energentov Programska oprema Nameščena programska oprema je SEP2W, ki bo predvidoma v letošnjem letu v celoti funkcionalna za potrebe AMI sistema. Nameščena je tudi starejša verzija SEP2W 1.9 in tudi programska oprema Advance. Za potrebe agregacije in pošiljanja podatkov se uporablja aplikacija Agames. Podatkovni strežnik je MS SQL Shematski prikaz informacijske rešitve prikazuje slika

176 Slika 15.2: Informacijska rešitev merilnega centra Elektro Gorenjska Načrtovan obseg merilnega centra Predvideno število sistemskih števcev, ki bodo vključeni v merilni center, je Odčitavanje V merilnem centru se izvaja zajem obračunskih podatkov števčnih stanj in odčitavanje 15 minutnih vrednosti obremenilnega diagrama. Odjemalcem s priključno močjo do 41kW, ki imajo nameščene sistemske števce, se odčitava dnevne podatke števčnih stanj. Odjemalcem, ki imajo nameščene štrikvadrantne meritve odčitavamo tudi povprečne 15 min. vrednosti energije in napetosti. Odjemalce odbiramo enkrat dnevno. Podatki o parametrih kakovosti s sistemskih števcev se trenutno še ne odbirajo in še niso povezani z obratovalnimi meritvami. V bodoče se predvideva tudi povezava na tem področju 15.3 Elektro Ljubljana Pilotni AMR projekt na PLC platformi Leta 2005 je bil izveden pilotni projekt s 33 števci, ki so preko PLC povezave povezani s komunikatorjem. Uporabljeni so bili števci podjetja Iskraemeco in sicer dva tipa MT351 in ME351, ter koncentrator P2LPC, ki je z merilnim centrom povezan preko GSM/GPRS povezave. Sistem je namenjen zajemanju podatkov o porabi. Shranjujejo se četrturni obremenilni diagrami, prenos v merilni center se vrši avtomatsko enkrat na dan. Odstotek prvič neuspešnih namestitev je bil 3%, dosežena zanesljivost komunikacije je 99% za PLC in 100% za GSM Projekt spremljanja četrturne dinamike obremenitve na reprezentativnem vzorcu gospodinjskih odjemalcev Jeseni 2006 je bil izveden pilotni projekt s števci, ki so preko GSM/GPRS povezav povezani z merilnim centrom. Uporabljeni števci: Iskraemeco MT372 in ME372 in Landis+Gyr ZMF120AC. Pilotni projekt služi statističnemu spremljanju letnega obnašanja dinamike rabe energije reprezentativnega vzorca gospodinjskih odjemalcev na področju Elektro Ljubljana. Vzorec v velikosti 1,7% vseh gospodinjskih odjemalcev podaja rezultat četrturnega obnašanja celotne populacije pri le 2% statistični napaki. 152

177 Sistem je prvenstveno namenjen zajemanju podatkov o porabi. Shranjujejo se četrturni obremenilni diagrami, prenos v merilni center se vrši avtomatsko enkrat na dan. Poleg te funkcionalnosti so na voljo še sledeče: daljinski preizkus in nadzor nad delovanjem števca, zaznavanje nedovoljenih posegov, daljinski odklop / priklop uporabnika, omejevalnik moči, možnost dinamičnega spreminjanja tarif, spremljanje porabe, statistike in drugih informacij za odjemalce preko spleta, registriranje prekinitev napajalne napetosti. Odstotek prvič neuspešnih namestitev je bil 2%, dosežena zanesljivost komunikacije je 98 %. Podatki o gibanju dnevne porabe vzorca gospodinjskih odjemalcev so dnevno objavljeni na spletni strani Projekt AMR Žiri Zahteva po višjem nivoju kakovosti dobave električne energije odjemalcem na področju, ki so napajani iz RTP Žiri je bila odločujoči faktor za izvedbo pilotnega projekta nameščanja števcev s PLC/GPRS komunikacijo. Glavni problem teh odjemalcev je bil v tem, da se RTP Žiri napaja iz severno primorskega 110kV omrežja. Le-ta pa ni pokrit s MTK signalom, ki ga v podjetju uporabljamo za krmiljenje tarife pri končnih odjemalcih. Posledično je bilo večini odjemalcem onemogočen odjem električne energije po dvotarifnem načinu merjenja. Na področju, ki ga napaja RTP Žiri se nahaja 246 transformatorskih postaj. Na njih je priključeno nekaj več kot 6200 odjemalcev. Prav tako se na tem področju nahaja nekaj manjših proizvajalcev električne energije. Projekt je bil uspešno zaključen konec leta Inštalirali so se števci in koncentratorji proizvajalca Landis+Gyr: na TP z več kot 5 merilnimi mesti števci ZCF120ACD+AD-CP90B140 in ZMF120ACD+AD-FP90B140 in koncentratorji AC-RG1A in na TP z manj kot 5 merilnimi mesti števci ZCF120ACD+AD-CG90B in ZMF120ACD+AD-FG90B140. S projektom so bili realizirani še dodatni cilji: manjši stroški obratovanja in vzdrževanja obstoječega sistema merjenja, prihranki zaradi ročnega odčitavanja odčitavanja meritev obstoječega sistema merjenja, prihranki zaradi zniževanja konične porabe distribucijskih podjetij, dodatni prihodki zaradi hitrejšega detektiranja kraj s pomočjo SOIPE, natančnejših odčitavanj podatkov (nižje komercialne izgube), prihranki zaradi večje natančnosti računov in posledično manjšega števila pritožb odjemalcev 153

178 odjemalcem smo omogočili tudi dodatne storitve (Spremljaj svojo porabo, merjenje porabe drugih energentov ) Odstotek prvič neuspešnih namestitev je bil 3%, dosežena zanesljivost komunikacije je 100 %. Področje RTP Žiri se nahaja na območju, kjer so pogoste nevihte s strelami. Posledice udarov strel v bližini merilnih in komunikacijskih naprav so uničile nekaj števcev pri odjemalcih. V večini primerov pa je prenapetostna zaščita izklopila koncentratorje merilnih podatkov, ki so nameščeni v TP. To je v praksi pomenilo ponoven obisk monterja v TP-ju in ponoven priklop koncentratorja. Le dva koncentratorja pa je prenapetost do sedaj uničila Projekt AMM Domžale Sodobni sistemi za merjenje električne energije ponujajo veliko več od samega merjenja el. energije in posredovanja merilnih podatkov. Njihova AMR funkcija je praktično že uveljavljena, do izraza pa vse bolj prihajajo ostale funkcije, ki jih ti sistemi omogočajo. Tako predstavljajo eno od osnovnih infrastrukturnih tehnologij, ki med drugim omogočajo vzpostavitev povezave s števci drugih energentov in vode. Ker na tem tehničnem področju razen nekaj manjših pilotov večjih spoznanj v podjetju Ljubljana nimajo, so v sodelovanju z dobaviteljem-koncesionarjem plina v občini Domžale sklenili dogovor o daljinskem zajemu merilnih podatkov iz plinomerov na širšem napajalnem področju RTP Domžale, kjer je v naslednjih letih predvidevajo nekaj tisoč odjemalcev tega energenta. Inštaliranih bo števcev proizvajalca Landis+Gyr in plinomeri Libra. V tem smislu je projekt AMM Domžale nadgradnja projekta AMR Žiri. Merilne podatke s plinomerov zagotavljajo s povezavo plinomerov s sistemskimi števci električne energije. Daljinski zajem merilnih podatkov od števca električne energije do merilnega centra izvajamo: preko javnega mobilnega omrežja po GSM/GPRS načinu ali preko vzpostavljenega PLC sistema do koncentratorja, ki je povezan v GSM/GPRS komunikacijski sistem. Pri vseh odjemalcih na področju občine Domžale, ki so priključeni na elektro omrežje se lahko vzpostavi GSM/GPRS ali PLC daljinski zajem in lokalno M- bus žično ali M-bus brezžično povezavo. Predvideni zaključek projekta: Po zaključku prve polovice projekta je delovanje celotnega sistema 100%. Težave so se pojavile (na petih MM) pri odjemalcih, ki imajo vgrajeno nestandardizirano opremo hišne inteligentne inštalacije. 154

179 Projekt daljinskega zajema merilnih podatkov in upravljanje z energijo na lastnih merilnih mestih Pri vzpostavitvi sistema daljinskega zajema merilnih podatkov energentov na lastnih merilnih mestih v okviru podjetja so v Elektro Ljubljana izvajali testiranje in preizkus merilnih sistemov t.i.»multi-utility sistemov. Inštalirani so bili števci proizvajalca Landis+Gyr, kalorimetri Actaris in vodomeri Elster. Cilj in namen projekta je bil zagotavljanje daljinskega prenosa merilnih podatkov po različnih komunikacijskih kanalih s poudarkom na maksimalni izkoriščenosti lastnega omrežja in že vzpostavljene merilne infrastrukture. V procesu razvoja in testiranja se je izkazalo, da lahko podjetje zagotovi merilne podatke tudi za preostale energente in vodo in s tem zagotovi nabor dodatnih storitev, ki omogočajo učinkovito in racionalno rabo el. energije ter ostalih energentov. Vsa merilna oprema brezhibno deluje v pričakovanih projektno opredeljenih parametrih. Projekt je bil v letu 2009 zaključen Projekt Trnovska 10 Namen in cilji projekta so opremiti merilna mesta v že zgrajenem starejšem večstanovanjskem objektu (50 merilnih mest) na Trnovski 10 v Ljubljani za daljinski prenos merilnih podatkov porabe energentov in vode prek števca električne energije. V ta namen je bil izdelan izvedbeni projekt, ki vsebuje»multi-utility rešitve«. Želja in cilj stanovalcev (investitorji v merilno opremo ostalih energentov in vode) je celovita prenova objekta, ki se ga predstavi kot vzorčni primer energetske učinkovitosti večstanovanjske enote. Pri tem vključuje tudi zunanje institucije, ki se ukvarjajo s problematiko področja URE (ZRMK, FAGG, MOL, Umanotera). V sklopu projekta se želi preveriti tehnično ustreznost delovanja merilne opreme in uporabo komunikacijskih protokolov M bus, M bus RF in omrežja GSM/GPRS, PLC. Projekt se nahaja v zaključni fazi in bo ustrezno predstavljen širši javnosti kot primer celovitega delujočega sistema multi-utility storitev Merilni center Informacijska infrastruktura za zagotavljanje procesov v Merilnem centru Elektro Ljubljana je zgrajena tako da nemoteno in zanesljivo zagotavlja delovanje naslednjih procesov: zajem merilnih podatkov, obdelavo merilnih podatkov, 155

180 izmenjavo merilnih podatkov, zagotavljanje merilnih podatkov za napoved, zagotavljanje merilnih podatkov za obračun in podporo za podatkovne storitve. Informacijska infrastruktura je sistem več medsebojno povezanih strežnikov, s programsko opremo in komunikacijskimi povezavami do merilnih mest in ostalih informacijskih podsistemov. Celotna informacijska infrastruktura v merilnega centra je prikazana na sliki Slika 15.3: Informacijska infrastruktura merilnega centra Elektro Ljubljana Strojna oprema V Elektro Ljubljana so strojno informacijsko opremo zgradili, tako da zagotavlja kapacitete za minimalno pet letno obdobje in z enostavno možnostjo nadgradnje sistema. V osnovi se sestoji iz diskovnega polja, sistema s platformo strežniških rezin, koncepta za visoko razpoložljivost in zagotavljanje brezprekinitvenega delovanja. Tovrstna platforma zagotavlja visoko zanesljivost za režim delovanja sistema 24/7, majhno energijsko porabo in fleksibilnostjo prilagajanja oz. nadgrajevanja. Konfiguracija strežnikov 156

181 Konfiguracijo strežnikov v osnovi delimo na osnovi izvajanja posameznih procesov: sistemski strežniki za daljinski zajem merilnih podatkov, sistemski strežniki za obdelavo in izmenjavo podatkov, sistemski strežnik za izvajanje podpornih funkcij sistema, podatkovni strežnik in spletni strežnik. Strežniki so grajeni v 19''»rack«ohišju na platformi strežniških rezin z možnostjo vgradnje 10 fizičnih strežnikov. Glavne tehnične značilnosti sistema: samostojno redundantno napajanje ohišja in strežnikov (2+2), podvojeno hlajenje, vgrajeni podvojeni GbE stikali s po 12 RJ45 porti za povezavo v LAN, vgrajeni podvojeni 4Gbit FC stikali s po 12 aktivnimi porti, omogočena funkcionalnost redirekcije grafične konzole in priklop oddaljenega pogona (FDD, CD, HDD), povezava na centralno kontrolo za upravljanje s strežniki (LCD, tipkovnica, miška). Sistemski strežniki za daljinski zajem merilnih podatkov Sistemi strežniki za daljinski zajem merilnih podatkov so v pogonu 24 ur dnevno, 7 dni v tednu. Zaradi potreb programske opreme za daljinski zajem morajo biti strežniki fizično ločeni gleda na vrsto merilno komunikacijske opreme in protokolov prenosa merilnih podatkov. Poleg tega ne potrebujejo veliko diskovnih kapacitet in procesorskega časa. Zaradi navedenih dejstev je najbolj racionalna rešitev z virtualizacijo strežnikov, ki omogoča zelo fleksibilno razpolaganje s strojno opremo in tudi hitre spremembe, odprave napak pri poškodbi programske opreme ali operacijskega sistema. Platforma strežnikov za izvajanja daljinskega zajema merilnih podatkov je na virtualizaciji strežnikov z VmWare ESX sistemom. Na vsakem strežniku je nameščen operacijski sistem Mocrosoft 2003 Server 32 bit. Fizični strežnik ima naslednjo konfiguracijo: 200 GB diskovnega pomnilnika (s skupnega diskovnega polja) za cca 5-6 virtualnih strežnikov, 2 QUAD-CORE procesorja in 16 GB delovnega pomnilnika RAM. Sistemski strežniki za obdelavo in izmenjavo podatkov Sistemski strežnik za obdelavo in izmenjavo merilnih podatkov mora zadostiti potrebi po hitri odzivnosti in visoki sposobnosti procesiranja velikega števila podatkov. Strežniki opravljajo naslednje osnovne funkcije: seštevanje merilnih podatkov in zapisovanje v podatkovno bazo, odštevanje merilnih podatkov in zapisovanje v podatkovno bazo, 157

182 množenje merilnih podatkov in zapisovanje v podatkovno bazo. in bolj napredne/zahtevne funkcije: nadomeščanje manjkajočih merilnih podatkov z vgrajenimi algoritmi, formiranje tabel v bazi ali datotek za nadaljnjo uporabo, izdelava bilanc za daljša obdobja. Za te procese je na voljo zmogljivejši strežnik z operacijskim sistemom Microsoft 2003 Server 64 bit z naslednjo konfiguracijo: 100 GB diskovnega pomnilnika (s skupnega diskovnega polja), 2 QUAD-CORE procesorja in 16 GB delovnega pomnilnika RAM. Sistemski strežniki za izvajanje podpornih funkcij sistema Strežniki so namenjeni za izvajanje manj zahtevnih funkcij v sitemu in imamo zaradi tega tudi manj zahtevno konfiguracijo: 100 GB diskovnega pomnilnika (s skupnega diskovnega polja), 1 QUAD-CORE procesorja in 8 GB delovnega pomnilnika RAM. Na strežnikih je nameščen operacijski sistem Microsoft 2003 Server 64 bit. Podatkovni strežnik Podatkovni strežnik je vez med vsemi strežniki in podatkovno bazo. Zaradi velikega števila povezav in velikega pretoka podatkov je konfiguracija strežnika naslednja: 1 TB GB diskovnega pomnilnika (s skupnega diskovnega polja), 2 QUAD-CORE procesorja in 16 GB delovnega pomnilnika RAM. Na strežniku je nameščen operacijski sistem Microsoft 2003 Server 64 bit in relacijska baza MS SQL Server Spletni strežnik Spletni strežnik je dislociran od Merilnega centra in je nameščen v visoko varovanem okolju (DMZ). Strežnik je varnostno ščiten s strani poslovnega omrežja Elektro Ljubljana in z zunanjega spletnega okolja. Na spletnem strežniku imamo nameščene spletne aplikacije in sistem za izmenjavo podatkov (WEB services). Ker strežnik deluje avtonomno imamo vzpostavljeno redundantno napajanje z dvojnim napajalniki in postavitev diskov v RAID5. Konfiguracija strežnika: x SAS 300 GB diskov, 1 x QUAD-CORE procesorja in

183 16 GB delovnega pomnilnika RAM. Diskovno polje Diskovno polje je namenjeno za zagotovitev diskovnega prostora vsem strežnikom, shranjevanju merilnih podatkov v podatkovne baze in ostalih potrebnih podatkov. Konfiguracija diskovnega polja: SAN tehnologija, redundantni krmilnik, vgrajeni podvojeni GbE stikali s 4 RJ45 porti za povezavo v LAN, vgrajeni podvojeni 4Gbit FC stikali 1/2/4 Gbit, 4 portov, RAID6, 12 x 450 GB trdih diskov, 15k, SAS. Strežniki in diskovno polje so povezani dvakrat preko optičnih vlaken, ki omogočajo lokalen prenos s hitrostjo 4Gbit. Podvojena optična povezava sistemu omogoča visoko zanesljivost delovanja, saj je vzpostavljen v primeru odpovedi ene povezave še vedno ena deluje. V primeru odpovedi obeh optičnih povezav sistem samodejno deluje preko Gb Ethernet LAN povezav Programska oprema Programska oprema mora omogočati podporo pri izvajanju naslednjih procesov: obvladovanje merilnih naprav na merilnem mestu (spreminjanje parametrov, izvajanje kontrole stanja merilne naprave), daljinski zajem merilnih podatkov, zapis in shranjevanje merilnih podatkovne v podatkovne baze, validiranje merilnih podatkov, nadzorovanje stanja omrežja, spremljanje osnovnih parametrov kakovosti napetosti, izdelovanje poročil, izmenjavo podatkov z ostalimi sistemi. Na sliki 15.4 so prikazani procesi in podatkovni tokovi v merilnem centru in s povezanimi podsistemi. V merilnem centru Elektro Ljubljana za potrebe izvajanja osnovnih funkcij daljinskega zajema, upravljanja z nastavitvami merilnih mest in pregleda merilnih podatkov uporabljajo dve programski rešitvi Iskraemeco in Landis+Gyr. 159

184 Na tem nivoju obe programski rešitvi omogočata enako funkcionalnost, tako da bomo v nadaljevanju povzeli skupne funkcionalnosti in module. Slika 15.4: Shematski prikaz procesov in podatkovnih tokov Osnovni modul Modul omogoča upravljanje in administriranje sistema. V sistemu se definirajo nivoji dostopa uporabnikov in njihove uporabniške pravice. V tem modulu se v celoti nastavljajo tehnični parametri za posamezno merilno mesto in povezave s podatkovnimi bazami za zapis merilnih podatkov. Modul za daljinski zajem 160

185 Modul zagotavlja zajem merilnih podatkov po različnih protokolih: SCTM, M-bus, IEC1107, DIN19244 in DLMS. Omogočeno je samodejno klicanje po vnaprej nastavljenih urnikih, ki lahko izvajajo istočasno klicanje več merilnih mest, število hkratnih klicev je omejeno le na razpoložljive komunikacijske kanale. V modulu je pregled aktivnosti na zahtevo oziroma v naprej pripravljenih urnikih: pregled napolnjenosti merilnih podatkov posameznega merilnega mesta in avtomatično obveščanje ( , SMS) o neuspelih transakcijah. Modul za prikaz merilnih podatkov in izdelavo enostavnih analiz Programski modul se lahko namesti pri uporabniku, lahko pa se uporabi spletni brskalnik. Dostop do podatkov nadzoruje administrator sistema, ki upravlja z uporabniškimi pravicami. Uporabniške pravice točno definirajo posamezne nivoje dostopa do posameznih skupin merilnih podatkov. Modul omogoča: pregled merilnih podatkov: tabelarični pregled energije, moči (Wh, kw) za poljubno obdobje, grafični pregled za poljubno obdobje, fleksibilno tarifiranje, uporaba poljubnih kriterijev in matematičnih funkcij (seštevanje, odštevanje, množenje), pregled merilnih podatkov iz različnih baz in izvajanje poljubnih matematičnih funkcij med njimi. izdelavo poročil: za poljubna merilna mesta, za različne podatkovne baze, uporaba tarifnih pravil, izvoz v poljubni obliki (txt, xls, htm), poleg ročnega izvoza poročila mora omogočati tudi izvoz po urniku. izdelavo bilanc: za poljubna merilna mesta, za različne podatkovne baze (Advance, Sep2W), izdelava poročil po urniku, zapis poročil v bazo, izvoz poročil v datoteke (txt, xls, htm). 161

186 substitucijo (za nadomeščanje manjkajočih vrednosti je potrebna inteligentna programska oprema in strokovno usposobljen inženir elektrotehnike) manjkajočih vrednosti v posameznem obremenilnem diagramu in validacijo podatkov po različnih kriterijih. Modul za krmiljenje merilnih naprav Modul omogoča dvosmerno komunikacijo po DLMS protokolu. Sistem krmiliti števce z vgrajenimi odklopniki. V bazi se evidentira in spremlja stanje (vključen / izključen) števcev na terenu in shranjuje zgodovino stanj. Pregled je enostaven in omogoča prikaz po različnih kriterijih za iskanja: (vključen / izključen, števec). Izvajanje zahtev za izklop oziroma vklop števca se shranjuje v lokalni bazi. Modul je zasnovan tako, da ga je mogoče nadgraditi in povezati z obračunskim sistemom Elektro Ljubljana. Del funkcij za izvrševanje zahtev je lahko avtomatiziran glede na stanje plačanih oz neplačanih računov v povezavi s podatkovno bazo DB2. Modul omogoča spreminjanje stanja aktivnih tarifnih shem na števcu. V sistemu je evidentirana struktura tarifnih shem. Na zahtevo se izvede daljinsko nastavljanje tarifnih shem in sicer za en števec oz. več odvisno od pravil za izbrano skupino. Vse spremembe in aktivna stanja so shranjena v lokalni bazi. V nadaljevanju bodo opisani programski moduli, ki izvajajo točno določene procese. Modul za posredovanje merilnih podatkov v sistem za obračun Modul je vezni člen med bazo merilnih podatkov in obračunsko bazo v sistemu za obračun. Sistem za obračun v podjetju Elektro Ljubljana je star že 30 let. Osnova je IBM DB2. Sistem za obračun potrebuje točno definirane vhodne podatke. V tabeli 15.1 je prikazana struktura podatkov za obračun, ki jih izdela programski modul. Podatki morajo biti shranjeni v *.hst datoteki. 162

187 Atributi Tabela 15.1: Struktura podatkov za obračun tip zloga 2 NAO - način obračuna 1 ŠTOD - številka odjemnega mesta 12 DIS - distribucijsko podjetje 1 SMM - številka merilnega mesta 9 Datum (ddmmyy) 6 Šifra del. števca 4 Številka del. števca 8 dostopnost do merilnega mesta 1 presledek 1 Stanje VT - višja tarifa 7 presledek 1 Stanje MT - mala tarifa 7 presledek 1 Stanje KT - konična tarifa 7 Konica VT - visoka tarifa 5 Šifra jal. števca 4 Številka jal. števca 8 presledek 1 Stanje VTj - visoka jalova tarifa 7 presledek 1 Stanje MTj - mala jalova tarifa 7 Skupaj mest: 101 dolžina v bytih Modul za pregled merilnih podatkov in izdelavo naprednih analiz na omrežju Modul je namenjen za pregled merilnih podatkov, izvajanje analiz za potrebe spremljanja in kontrole pretokov po distribucijskem omrežju, pregled podatkov za posamezno merilno mesto s parametri kakovosti. Modul je dostopen vsem zaposlenim v podjetju Elektro Ljubljana znotraj poslovnega omrežja preko spletnega brskalnika in uporabniškimi pravicami posameznika, ki jih dodeli operater v merilnem centru. Modul omogoča branje merilnih podatkov iz različnih obstoječih podatkovnih zbirk (Sep2W, Advance in DB2) in je odprt za povezovanja z drugimi podatkovnimi bazami (SQL, Oracle, DB2, ). 163

188 Modul je integriran v prostorski informacijski sistem Elektro Ljubljana. Preko sistema je mogoče enostavno dostopati do merilnih podatkov s posameznega merilnega mesta, distribucijske transformatorske postaje, RTP, RP (primarna stran, sekundarna stran TR in izvodi) in ostalih merilnih mest, ki imajo vzpostavljen daljinski zajem merilnih podatkov. Modul za obdelavo in izmenjavo merilnih podatkov Modul je vmesnik med podatkovnimi bazami v Merilnem centru in končnim uporabnikom (dobavitelj, SODO, JARSE, BORZEN, odjemalec, proizvajalec ). Modul omogoča izvajanje naslednjih procesov: dnevno posredovanje merilnih 15-minutnih ali urnih podatkov po elektronski pošti v standardiziranem slovenskem formatu,»napihovanje«diagramov na podlagi mesečnih obračunskih podatkov in normiranje preostalega diagrama (na dnevni in mesečni osnovi), agregacija obremenilnih diagramov odjemalcev po bilančnih skupinah oz. bilančnih podskupinah na posameznem preskrbovalnem področju z možnostjo korigiranja agregiranih diagramov s faktorjem izgub, dnevni izračun preostalega diagrama obremenitve upravičenih odjemalcev brez ustreznih telemetričnih meritev. Radius strežnik/modul Radius je sistemski strežnik/modul za administracijo in upravljanje APN povezave med merilnim centrom preko Mobilnega operaterja in posamezne SIM kartice na merilnem mestu. Na strežniku je operacijski sistem Microsoft Win2003 Server, Microsoft Radius Server in Microsoft Acitve Directory sistem. Konfiguracija Radius strežnika je enaka procesnim strežnikom Odčitavanje Merilne podatke, ki jih merijo sistemski števci in se odčitavajo preko daljinskega zajema, v lahko grobem razvrstimo na naslednje skupine: diagram obremenitve (LP, 15 mi, 1h, 1 dan), obračunski podatki (RO, 1. v mesecu ob 0:00 uri), dogodki na merilno komunikacijski opremi (events) in parametri kakovosti napetosti. Daljinski zajem se izvaja po urniku, ki je določen za vsak dan. Praviloma se prične z daljinskim zajemom merilnih podatkov vsak dan ob 0:00 uri, tako da so do 7:00 ure zjutraj 164

189 zagotovljeni vsi podatki, ki so potrebni za izvajanje napovedi in dnevnega zagotavljanja merilnih podatkov končnim uporabnikom Načrtovan obseg merilnega centra Trenutna informacijska infrastruktura zagotavlja obvladovanje merilnih mest, vendar z dodajanjem diskovnega polja in strežnikov lahko z minimalnimi investicijskimi vložki vzpostavimo sistem za obvladovanje in več merilnih mest Skrb za informacijsko varnost Strojna oprema omogoča visoko razpoložljivost in zanesljivost delovanja (HA) strojne opreme z vzpostavljenim redundantnim strežnikom in sistemom za spremljanje delovanja in samodejnega ukrepanja v primeru okvare ene od komponent, diskovno polje je postavljeno v RAID6, dnevno se izdeluje varnostne kopije vseh podatkov na dislocirano lokacijo, izmenjava podatkov po elektronski pošti omogoča uporabo certifikata, vsi zaposleni v Elektro Ljubljana so seznanjeni z občutljivostjo posameznih podatkov od partnerjev/odjemalcev in se ravnamo v skladu s pridobljenim standardom ISO27001 in zakonom o varovanju osebnih podatkov Elektro Maribor AMR prek PLC, GSM/GPRS in RF Leta 2005 so v podjetju začeli s projektom daljinskega odčitavanja preko PLC in GSM/GPRS povezav. Do sedaj je bilo nameščenih števcev s PLC povezavo in 293 koncentratorjev. V začetku leta 2007 je bilo v okviru izvedbe Projekta spremljanja četrt-urne dinamike obremenitve na reprezentantnem vzorcu gospodinsjkih odjemalcev nameščenih števcev, ki z merilnim centrom komunicirajo preko GSM/GPRS. V nekaj primerih, ko povezava preko GSM/GPRS omrežja ni bila mogoča, se uporablja radijska povezava (RF) - lastno radijsko omrežje. Uporabljeni so števci Iskraemeco MT351, ME351, MT372 in ME372 ter koncentratorji P2LPC. Sistem je namenjen zajemanju podatkov o porabi. Shranjujejo se četrturni obremenilni diagrami, prenos v merilni center se vrši avtomatsko enkrat na dan. Poleg te funkcionalnosti so na voljo še sledeče: daljinski preizkus in nadzor nad delovanjem števca, zaznavanje nedovoljenih posegov, daljinski odklop / priklop uporabnika, omejevalnik moči, možnost dinamičnega spreminjanja tarif, 165

190 spremljanje porabe, statistike in drugih informacij za odjemalce preko spleta, registriranje prekinitev napajalne napetosti, ponekod so na števce priključeni števci porabe pitne vode. Odstotek prvič neuspešnih namestitev je bil 2,3%, dosežena zanesljivost komunikacije je 98,6 % za PLC (brez dodatni posegov v NN omrežje), 100 % za GSM/GPRS in 100% za RF AMM/AMI prek PLC V letu 2009 se je začel še projekt namestitve sistemskih števcev na 25 TP z opremo proizvajalca Landis+Gyr. Komunikacija je PLC, od koncentratorje do centra pa GPRS. Dosežena zanesljivost komunikacije je 99,4 % za PLC in 100 % za GPRS. Funkcionalnosti so enake kot v projektu z opremo proizvajalca Iskraemeco Merilni center V merilnem centru se izvajajo procesi zajemanja, obdelovanja, validacije, agregacije, shranjevanja in posredovanja podatkov (slika 15.5). Slika 15.5: Ponazoritev podatkovnih tokov merilnega centra Elektro Maribor Programska oprema Za zajem podatkov skrbita programski orodji»sep2collect«proizvajalca Iskraemeco in»advance System«proizvajalca Landis+Gyr. 166

191 Vsi merilni in ostali podatki (števčna stanja, obremenilni diagrami, dogodki, podatki o kakovosti, ) se shranjujejo v podatkovni strežnik MS SQL. Dnevno zagotavljanje podatkov upravičencem na trgu z električno energijo poteka preko podsistema za izmenjavo podatkov Agames, ki po naprej pripravljenih urnikih obdeluje in posreduje merilne podatke. Preko sistema WWW100 so podatki»on line«dostopni tudi uporabnikom omrežja. Ta sistem omogoča prikaz obremenilnega diagrama za uporabnika omrežja preko svetovnega spleta in tako omogoča sprotno spremljanje dinamike porabe in s tem optimizacijo odjema odjemalca. Za izmenjavo podatkov med merilnim centrom in obračunskim centrom skrbi podsistem za pripravo in prenos obračunskih podatkov SQL 2 DB2. V podprocesu priprave obračunskih podatkov se izvajajo validacijski postopki, ki skrbijo za odkrivanje nepravilnosti med podatki in preko sistema zahtevkov v klicnem centru kreirajo zahtevo za pregled merilnega mesta. Informacijsko infrastrukturo merilnega centra prikazuje slika Do baz merilnega centra dostopajo tudi ostale intranetne aplikacije, ki skrbijo za izračunavanje bilanc, CRM, SCADA in hitri vpogled v merilne podatke osebju klicnega centra in ostalim, ki opravljajo dela povezana z merjenjem električne energije in zagotavljanja merilnih podatkov Odčitavanje Osnovna perioda zajema podatkov je 24ur, pomembnejša merilna mesta pa se odbirajo tudi v krajši časovni periodiki (12 ur, 1ura). Merilna mesta, katerih merilna oprema ne omogoča beleženja obremenilnih diagramov, se odbirajo 1x mesečno Načrtovan obseg merilnega centra Sistem je v fazi nenehnega dograjevanja z novimi moduli, saj je predvidena končna kapaciteta merilnih mest vključenih v AMI sistem. 167

192 Slika 15.6: Informacijska infrastruktura merilnega centra Elektro Maribor 168

193 Skrb za informacijsko varnost Dostop do podatkovnih baz je zaščiten skladno z varnostno politiko podjetja skladno z vodenjem občutljivih podatkov (dostop le pooblaščenim osebam z ustreznimi gesli). V aktivnih bazah so shranjeni podatki za preteklo in tekoče leto, medtem ko se starejši podatki hranijo v arhivskih bazah, ki so prav tako vedno dostopne»on line«. Aktivne baze se arhivirajo minimalno 1x mesečno in sicer na lokalni strežnik ter Tivoli strežnik, ki je na dislocirani enoti Elektro Primorska AMR Hum in Krožna V kraju Dobrovo je bilo leta 2005 nameščenih 64 števcev Iskraemeco ME351 in MT351 in koncentrator P2LPC. Enaka oprema se je uporabila leta 2006 na lokaciji Krožna v Kopru, kjer je bilo nameščenih 33 števcev in koncentrator. Povezava koncentrator števci poteka preko PLC, koncentrator merilni center pa preko GSM/GPRS. V merilni center se dnevno prenašajo enourni obremenilni diagrami in merilni podatki. Prenašajo se tudi morebitni dogodki. Zanesljivost komunikacije je 100 % AMR Šmihel Leta 2007 je bilo na lokaciji Šmihel (Ajdovščina) nameščenih 56 števcev Landis+Gyr tipa ZMF/ZCF120Abd z modulom za PLC tip AD FP/CP in koncentratorjem AC-RG1A. Gre za Landis+Gyr-ov sistem Advantis. V merilni center se dnevno prenašajo enourni obremenilni diagrami in merilni podatki, ter morebitni dogodki. Zanesljivost komunikacije je 100 % AMM Kamnje, Vrtovin (1,2,3), Hrušica, Šalara, Čepovan Na lokacijah Kamnje, Vrtovin 1, Vrtovin 2, Vrtovin 3, Vrtovin 4 (Ajdovščina) je bilo leta 2007 nameščenih 239, na lokaciji Hrušica (Komen) 58, Šalara (Koper) 57 in Čepovan 1 (Čepovan) 80 števcev Landis+Gyr tipa ZMF/ZCF120Abd z modulom za PLC tip AD FP/CP in koncentratorji AC-RG1A. Trenutno uporabljene funkcionalnosti sistemskih števcev na teh lokacijah so: dnevni prenos enournih obremenilnih diagramov in obračunskih podatkov; prenos morebitnih dogodkov, ter možnost daljinskega odklopa - vsi števci so namreč opremljeni z odklopnikom. 169

194 AMM števci na težko dostopnih mestih Leta 2007 je bilo na težko dostopna merilna mesta nameščenih 63 števcev Landis+Gyr tipa ZMF/ZCF120Abd z AD FG/CG GSM/GPRS modulom, ki imajo neposredno povgezavo z merilnim centrom. Tudi ti števci so opremljeni z odklopnikom. Funkcionalnosti so enake tistim iz prejšnjega podpoglavja. Zanesljivost komunikacije je 100 % Projekti po letu 2008 Po letu 2008 se je nadaljevalo z nameščanjem števcev proizvajalca Landis+Gyr tipa ZMF/ZCF120Abd z modulom za PLC tip AD FP/CP in koncentratorji AC-RG1A ter GSM/GPRS module tipa AD FG/CG za težje dostopna merilna mesta. Trenutno uporabljene funkcionalnosti sistemskih števcev so: dnevni prenos enournih in 15 minutnih obremenilnih diagramov in obračunskih podatkov; prenos morebitnih dogodkov, možnost daljinskega odklopa - vsi števci so namreč opremljeni z odklopnikom, detekcija nedovoljenih posegov pod pokrovom, beleženje izpadov Skupno je nameščenih 92 koncentratorjev s katerimi komunicira 7731 števcev in 487 števcev z neposredno GSM/GPRS komunikacijo. Dosežene zanesljivosti so večinoma 100 % razen neposredno po instalaciji, ko je zaradi raznih dejavnikov izpad komunikacije do 2 %. Odjemalcem je omogočen dostop do informacij o porabi in prikaz obremenilnega diagrama prek spletnega portala Merilni center Procesi, ki tečejo v merilnem centru so: odčitavanje oziroma zajemanje, obdelovanje, validacija, agregacija, shranjevanje in posredovanje podatkov. Merilni center je ločen na center za odjemalce s priključno močjo 41 kw in več in na center za odjemalce s priključno močjo manjšo od 41 kw. Informacijsko shemo sistema za odjemalce s priključno močjo manjšo od 41 kw prikazuje slika Opis v nadaljevanju velja za center za odjemalce s priključno močjo do 41 kw, razen v primeru, kjer je posebej navedeno, da gre za center za odjemalce s priključno močjo 41 kw in več. 170

195 Slika 15.7: Informacijska infrastruktura merilnega centra Elektro Primorska (za odjemalce s P < 41 kw) Sistem teče na petih strežnikih: EPGOAMR01 na strežniku tečeta programski opremi: Converge skupaj s podatkovno bazo Oracle, Advance, EPGOSQLCL01 in EPGOSQLCL02 - na teh strežnikih teče MS SQL 2005 podatkovni strežnik, ki ga uporablja Advance, MS SQL 2005 Server podatkovni strežnik za spletne aplikacije, IIS 6 Server strežnik za spletne aplikacije Programska oprema S sistemom Advance se odčitavajo števci Landis+Gyr ZMF in Iskraemeco MT3xx z uporabo različnih protokolov (DLMS, PLC Landis+Gyr, PLC Iskraemeco) in po različnih komunikacijskih poteh (Ethernet, GSM). Podatki se shranjujejo v MS SQL podatkovni strežnik, ki teče na strežnikih EPGOSQLCL01 in EPGOSQLCL02. S sistemom Converge se odčitavajo števci Landis+Gyr (GSM/GPRS, PLC) z uporabo DLMS protokola po različnih komunikacijskih poteh (Ethernet, GPRS). Podatki se shranjujejo v Oracle podatkovno bazo. Merilni center za odjemalce s priključno močjo 41 kw in več uporablja programsko opremo SEP2 proizvajalca Iskraemeco. Podatki se shranjujejo v MS SQL podatkovni strežnik. 171