"Polski konsument energii musi zrozumieć wartość inteligentnego licznika"

– Realizacja projektów smart metering w Europie, a tym samym w Polsce to wielkie wyzwanie, w którym Opower chce  mieć udział. Na całym kontynencie to blisko 170 mln. europejskich gospodarstw. U podstaw wdrożeń musi naszym zdaniem leżeć m.in. uświadomienie i edukacja klienta końcowego. To on powinien najpierw zrozumieć korzyści z wdrożenia  inteligentnego licznika i zaakceptować konieczne nakłady finansowe. Celem edukacji nie jest to by klient zaakceptował przyjęcie licznika do domu, a fakt zrozumienia przez niego „wartości” wynikającej z jego „inteligentnej funkcjonalności – stwierdzi John Webster, Wiceprezes firmy Opower podczas IV Smart Communications & Technology Forum, które 18 września 2014 roku w Warszawie zostało zorganizowane przez zespół CBE Polska.

Komunikat CBE Polska: 

Dyskusja na temat rozwoju projektów smart grid/metering w naszym kraju trwa już dobrych kilka lat. Wszelkie opóźnienia we wdrożeniach wynikają głównie z braków legislacyjnych. Dlatego zmiany w prawie energetycznym dotyczące zapewnienia realizacji celów wynikających z dyrektywy 2009/72/WE były oczekiwane przez rynek od bardzo dawna. Zgodnie z unijnymi przepisami, Państwa Członkowskie są zobowiązane do zapewnienia wdrożenia inteligentnych systemów pomiarowych, które pomagają konsumentom w aktywnym korzystaniu z rynków dostaw energii elektrycznej.

REKLAMA

Obecnie polskie projekty mają szansę przyśpieszyć, bowiem znane jest już stanowisko Prezesa URE w sprawie ram interoperacyjności i wymienności elementów sieci smart grid. Wciąż jednak trwają prace nad podsumowaniem wyników konsultacji wzorcowej specyfikacji technicznej dla postępowań przetargowych na dostawę infrastruktury licznikowej dla systemów AMI.

Przyspieszyło również polskie Ministerstwo Gospodarki, które opracowało i opublikowało projekt założeń do zmiany ustawy Prawe energetyczne. Projekt został przekazany do konsultacji, jednakże spotkał się z ostrą krytyką branży. Projekt ma doprowadzić do zainstalowania do 2020 r. inteligentnych liczników u 80 proc. odbiorców, zgodnie z wytycznymi UE.  Na wypełnienie wymogów unijnych Polsce pozostało niespełna 6 lat. Dlatego MG zaproponowało harmonogram, wedle którego przedsiębiorstwa energetyczne mają wdrażać smart metering i instalować liczniki zdalnego odczytu do:

1) 31 grudnia 2015 r. – w ilości nie mniejszej niż 5 proc.,

2) 31 grudnia 2016 r. – w ilości nie mniejszej niż 15 proc.,

3) 31 grudnia 2017 r. – w ilości nie mniejszej niż 25 proc.,

4) 31 grudnia 2018 r. – w ilości nie mniejszej niż 40 proc.,

5) 31 grudnia 2019 r. – w ilości nie mniejszej niż 60 proc.,

6) 31 grudnia 2020 r. – w ilości nie mniejszej niż 80 proc. liczników zdalnego odczytu w ogólnej ilości liczników zainstalowanych u odbiorców końcowych przyłączonych do sieci danego operatora systemu dystrybucyjnego.

Na usta ciśnie się obecnie pytanie: czy publikacja wyników konsultacji prowadzonych przez URE, a w szczególności wzorcowej specyfikacji, zbiegnie się w czasie z planowanym na III/IV kwartał 2014 r. terminem przyjęcia przez Radę Ministrów projektu zmiany ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, wdrażającym system inteligentnego opomiarowania w Polsce?

Nakłady na inteligentne liczniki zwracają się

Jak poinformował Dyrektor Departamentu Innowacji spółki Energa Operator Adam Olszewski, programy montażu inteligentnych liczników – jednego z elementów inteligentnej sieci Smart Grid – przyniosły ciekawe i pozytywne rezultaty. Ekspert wymienił test konsumencki w Kaliszu, w którym przez rok 1244 gospodarstwa domowe testowały funkcjonalność nowych liczników. Okazało się, że tylko wprowadzenie taryf wielostrefowych, czyli różnych cen energii elektrycznej o różnych porach doby, ogranicza zużycie energii o 5-14 proc. Możliwość redukcji poboru mocy na sygnał operatora sieci daje natomiast nawet 30-proc. oszczędności zużycia. W ogóle zużycie w testowanych gospodarstwach spadło o 2-4 proc. – podkreślił Olszewski.  Jak mówił, Energa Operator znalazła ciekawe funkcjonalności swoich liczników – dane z nich pozwalają np. dokładnie obliczyć, a nie tylko oszacować optymalny model pracy sieci. Okazało się, że to o jedną dziesiątą zmniejsza straty techniczne energii, wynoszące normalnie 4-5 proc. To efekty tylko i wyłącznie analizy informacji, które tak czy inaczej gromadzimy z liczników – podkreślił Olszewski.

Dodatkowo inteligentna sieć automatycznie może wykrywać i izolować uszkodzenia, automatycznie przywracać zasilanie, co oznacza, że nakłady na nią zwracają się bardzo szybko – zaznaczył.

– Trudno dokładnie ocenić, o ile elementy inteligentnej sieci poprawiają wydajność całego systemu energetycznego, ale można szacować oszczędności na kilka mld euro rocznie w skali UE – dodał Gianluca Fulli z centrum badań nad energią i transportem Komisji Europejskiej. Reprezentant KE podkreślał również, że jego Centrum przygląda się obecnie kwestiom wzrostu cen (zarówno na rynku hurtowym i detalicznym) w związku z wpływem przyłączenia OZE na system. Wkrótce zostanie opublikowany nowy raport na ten temat.

Doskonałym rozwinięciem wypowiedzi dr Olszewskiego z Energii Operator był wykład Maxima Granatiri, Kierownika Działu Innowacyjnych Technologii mołdawskiej firmy ADD, która jest dostawcą liczników dla polskiej Energii Operator. Prelegent podsumował poszczególne etapy realizacji wdrożenia, analizy dotyczące polskich konsumentów. W tym miejscu warto zaznaczyć, że kontrakt z ADD jest dotychczas największym tego typu w Polsce (310 tys. inteligentnych liczników do pomiaru zużycia prądu wraz z infrastrukturą odczytu danych). Energa-Operator zgodnie z obowiązującą strategią do 2020 r. ma przeznaczyć na rozwój inteligentnej sieci 1,4 mld zł. Firma dostarcza energię elektryczną dla 2,5 mln gospodarstw domowych oraz do ponad 300 tys. firm, ma ok. 17 proc. udział w rynku sprzedaży energii elektrycznej. Jest operatorem systemu dystrybucyjnego energii elektrycznej na obszarze ok. jednej czwartej powierzchni Polski.

Operatorzy i GIODO są zgodni – ochrona danych osobowych musi się znaleźć w ustawie

Główny Inspektor Ochrony Danych Osobowych dr Wojciech Wiewiórowski poinformował, że w 19 września wyśle uwagi do tych założeń, przy czym najważniejsze dotyczą małej precyzji sformułowań. Powiedział, że GIODO chce się zgodzić na określone możliwości przetwarzania danych z liczników, bo – jak wskazał – gdy operatorzy sieci nie będą mieli prawnie zagwarantowanych pewnych szczegółów, to nie będą mogli w pełni wykorzystywać danych. Dr Wiewiórowski podkreślił również fakt, że użytkownik musi mieć wgląd do informacji o tym, kto miał dostęp do danych z jego licznika, w jaki sposób je wykorzystał itp. Jak dodał, GIODO będzie naciskał, aby w obowiązkowym zakresie narzuconym ustawą dane były zbierane najczęściej co 15 minut, choć dobrowolnie będzie można się zgodzić na większą częstość odczytu. Przypomnijmy że Generalny Inspektor Ochrony Danych Osobowych zgłaszał już zaniepokojenie wcześniejszymi projektami, ale po zapewnieniach energetyków i resortu gospodarki, że dane z liczników będą podlegać reżimowi ustawy o ochronie danych jego obawy się zmniejszyły.

Agnieszka Nosal z RWE Stoen stwierdziła: – Im większa precyzyjność regulacji dotyczących smart meteringu tym stabilniejsze jego wdrożenie oraz projektowanie systemów informatycznych. Konsumenci muszą mieć komfort i pewność, że dane z liczników są pozyskiwane we właściwych celach i są odpowiednio chronione. Dlatego też RWE Stoen Operator popiera stanowisko Pana Ministra Wiewiórkowskiego, wedle którego kwestie ochrony danych osobowych i zarządzania nimi  powinny znaleźć się w ustawie by zminimalizować pole do interpretacji – podkreśliła.

Z kolei wieloletni pracownik Urzędu Regulacji Energetyki (obecnie Radca Prezesa w Biurze – Centrum Koordynacji Rozwoju Inteligentnych Sieci, URE), dr Tomasz Kowalak poinformował, że w listopadzie powinna pojawić się końcowa wersja wymagań, jakie powinny spełniać wszystkie urządzenia Smart Grid. Obecnie nad tym zagadnieniem pracuje zespół złożony z przedstawicieli operatora systemu przesyłowego, dystrybutorów, sprzedawców energii i producentów urządzeń. – Wciąż trwa spór nad przyjęciem konwencji „pull” (model niemiecki w którym SM jest instalowany na życzenie prosumenta) a „push” (w  której obecność SMSGRCF stymuluje do aktywizacji zachowań prosumenckich przy jednoczesnym wykorzystaniu go do czerpania i innych korzyści) – stwierdził dr Kowalak.

W dyskusji o Smart Grid pojawił się też kontekst przyłączania do sieci niestabilnych z natury odnawialnych źródeł energii (OZE). Dr Adam Olszewski przypomniał, że Energa Operator ma na swoim terenie bardzo dużo farm wiatrowych, a zazwyczaj 1/4-1/3 potrzeb odbiorców spółki jest zaspokajana ze źródeł OZE w samej sieci dystrybucyjnej. Podkreślił, że sieć musi być bardziej elastyczna, aby obsłużyła więcej źródeł odnawialnych i do tego przydadzą się rozwiązania Smart Grid.

Na podobny problem wskazał Prezes Enea Operator Michał Jarczyński. W swym komentarzu odnosił się do tego, w jaki sposób ENEA przygotowuje się do współpracy z sektorem producentów energii z OZE. Jakie są obecnie możliwości przyłączania np. mocy fotowoltaicznej i mocy wiatrowej do sieci ENEA? Czy spółka ma jakiś plan zwiększania tych możliwości? Jarczyński poinformował, że w różnych miejscach sieci dałoby się obecnie podłączyć ponad 1,7 tys. MW OZE. Często jednak się zdarza, że tam, gdzie są bardzo dobre warunki dla wiatraków, do sieci możemy podłączyć bardzo mało – stwierdził prezes. Istniejąca w Polsce sieć była projektowana pod wielkie źródła centralne, a nie rozproszone OZE – przypomniał. Jak zapewnia ENEA w swoich komunikatach, firma będzie przygotowana na wdrożenie masowe w ustawowym terminie. Na razie pilotażowo udało się zainstalować ok. 1500 liczników w Opalenicy, Szczecinie i Wałczu. W latach 2014 – 2019 na wdrożenie AMI ENEA przeznaczy ponad 330 mln zł.

Agnieszka Nosal, RWE Stoen Operator: rozwój OZE nie może „kanibalizować” innych obszarów działalności spółek energetycznych

Agnieszka Nosal, Członek Zarządu RWE Stoen Operator w swojej wypowiedzi podczas forum odnosiła się natomiast do kwestii wykorzystania doświadczeń niemieckich w zakresie wprowadzaniu OZE do systemu elektroenergetycznego. Komentowała również możliwość transferu  regulacji niemieckich na grunt Polski.  Podczas debaty podkreślała, że RWE Stoen Operator prowadzi swoistą kampanię informacyjną. Ma ona na celu uświadomienie jakie konsekwencje ma wprowadzenie pewnych rozwiązań systemowych dla konsumentów i gospodarki jako całości. Wiceprezes stwierdziła – Polska powinna uważnie przyglądać się transformacji energetycznej jaką wprowadza obecnie niemiecki regulator – tzn. Energiewende. Jej konsekwencją jest np. rezygnacja Niemiec z energetyki atomowej w wyniku katastrofy w Fukushimie oraz silna tendencja i  wymogi związane z rozwojem sektora OZE. Jak podsumowała: – Rozwój OZE nie może „kanibalizować” innych obszarów działalności spółek energetycznych.

REKLAMA

W tym miejscu warto przypomnieć, że RWE STOEN OPERATOR wdrożenie systemu AMI planuje na lata 2014 – 2015 od Pragi Południe w Warszawie. Skala wdrożenia będzie wynosić od 50 000 do 100 000 liczników. W przeważającej części będą to osiedla budynków wielolokalowych, w których liczniki umiejscowione są na zewnątrz.  Ciekawostką może być to, że kilkaset liczników smart zostało pilotażowo zainstalowanych również w budynkach przy Pasażu Wiecha w centrum Warszawy.

Podczas debaty głos zabrał również Dyrektor Instytutu Łączności  – inż. Wojciech  Hałka, który w latach 2003-2005  był podsekretarzem stanu w Ministerstwie Infrastruktury, odpowiedzialnym za sektor łączności i rozwój infrastruktury sieciowej. W swej wypowiedzi  skomentował wytyczne UE wskazujące na konieczność wdrożenia zintegrowanego inwestowania w infrastrukturę krytyczną. Odnosił się do przygotowań jakie poczyniono w Polsce, by ten warunek był spełniony w odniesieniu do projektowania i budowy w sposób zintegrowany infrastruktury elektroenergetycznej i telekomunikacyjnej. Jest to niezwykle istotne, bowiem KE stoi na stanowisku, że będzie to warunkiem koniecznym do spełnienia przy rozliczaniu inwestycji dofinansowywanych ze środków UE – od lat przy realizacji  inwestycji wspólnych inwestycji infrastrukturalnych problemem była biurokratyzacja i to bardzo wydłużało cały proces. Kamieniem milowym było wdrożenie tzw. Megaustawy w lipcu 2011. Drugą rzeczywistą próbą ułatwienia jest tegoroczna dyrektywa UE odnoszącą się do wspólnych inwestycji liniowych (telekomunikacyjnych, energetycznych) która ma zwiększyć m.in. efektywne wykorzystanie środków UE przeznaczonych na ten cel. Ponadto Prezesi UKE i URE podpisali  porozumienie o współpracy regulatorów przy podejmowaniu decyzji odnośnie unormowań ułatwiających  inwestycje w sieci.

Jacek  Koźbiał: efektywne systemy muszą być zdolne do samodzielnej i  inteligentnej rekonfiguracji

Dyrektor Jacek Koźbiał z firmy Mikronika  podczas forum  opowiadał o systemach szerokopasmowych Smart Communication dla Smart Grid. W swoim wystąpieniu omawiał przykłady inteligentnych wdrożeń komunikacyjnych na potrzeby Smart Metering i Smart Grid oraz opisywał wnioski z eksploatacji systemu. Wielokrotnie podkreślał, że systemy muszą być zdolne do samodzielnej, inteligentnej rekonfiguracji, by były efektywne. Jako przykład podał wdrożenie Mikroniki w gminie Kleszczów (system połączeń telekomunikacyjnych, napięć NN, SN i WN).

Wdrożenie w Czechach: projekt pilotażowy DEMO5 Smart Region Vrchlabi

Pilotażowy projekt DEMO5 Smart Region Vrchlabi (część Grid4EU) zrealizował czeski DSO – ČEZ Distribuce. Firmę reprezentował – Stanislav Hes, Specjalista ds. Strategii Nowych Technologii. Podczas wystąpienia ekspert opowiadał o kwestiach automatyzacji sieci średniego i niskiego napięcia, operowaniu rozproszonym i wyspowym  (Island Operation) oraz strukturze komunikacyjnej projektu. Warto wspomnieć, że projekt DEMO5 Smart Region Vrchlabi miał na celu ulepszanie infrastruktury pod kątem przyłączenia do sieci generacji rozproszonej, jak i aktywizację końcowego odbiorcy energii. CEZ wdraża swój projekt w regionie Vrchlabi. Skupia się on także na micro-sieciach (insular smart grid) i instalacji inteligentnych liczników.

Jako kolejny prelegent wypowiadał się Jacobo Penide, Prezes hiszpańskiej firmy  TELECON. Firma specjalizuje się w projektowaniu, produkcji oraz wdrożeniach inteligentnych sieci jak również ich  monitorowaniu i kontroli .

Wdrożenie w Niemczech: MeRegio – „Minimum Emission Regions”

Kolejnym prezentowanym case study był projekt: MeRegio – „Minimum Emission Regions” (Regiony z Ograniczonymi Emisjami), prezentowany przez Hellmutha Frey’a, Kierownika Projektów Strategicznych, EnBWEnergie Baden-Württemberg AG. Skupił się on miedzy innymi na omówieniu systemów i układów magazynowania energii. MeRegio jest jednym z sześciu projektów w dużym rządowym programie E-Energy w Niemczech. Jest koordynowany przez EnBW, trzeciego co do wielkości dystrybutora energii w Niemczech. Projekt łączy w sobie zarządzanie elementami produkcji i przyłączeń energii rozproszonej oraz magazyny energii. W projekcie bierze udział 950 gospodarstw domowych i posiada on budżet 100 mln PLN.

Doskonałym rozwinięciem prelekcji przedstawiciela EnBW Energie Baden – Württemberg AG był wykład Antonio Zingalesa, Sales Managera włoskiej firmy SAET S.p.A. Szczegółowo opowiedział on o kwestiach magazynów energii jako nowym wsparciu dla energii odnawialnej w krajach z inteligentną siecią. Była to niezwykle ciekawa prelekcja zważywszy na fakt,  iż kilka dni wcześniej na północy Niemiec powstał pierwszy komercyjny magazyn energii w Europie – o mocy 5 MW. Inwestycje w magazyny energii deklaruje również głośno jeden ze szwajcarskich kantonów. Planuje on bowiem przeznaczyć 2 mln franków na prace nad technologią przemysłowego magazynowania energii produkowanej przez instalacje fotowoltaiczne.  Do tej pory podobne projekty miały jedynie charakter testowy i ich celem było sprawdzenie komercyjnych możliwości magazynowania energii ze źródeł odnawialnych. Teraz technologia dużych magazynów energii wchodzi w komercyjny etap – zatem zainteresowanie tematem jest spore, również w Polsce.

Wdrożenie austriackie: Projekt Smart Grids Model Region Salzburg, Salzburg Netz GmbH

Case study z Austrii prezentowane było przez DI Waltera Schaffer, MBE z Salzburg Netz GmbH. Opowiadał on m.in. aspektach zarządzania energią w sieciach typu „smart”, Sterowaniu napięciem i mocą oraz rozwiązaniach łączących systemy smart grid oraz z odnawialnymi źródłami energii i zasobami rozproszonymi. Prelekcja odnosiła się do zastosowań prezentowanych m.in. przez Jacka Koźbiała z firmy Mikronika. Projekt Smart Grids Model Region Salzburg (SGMS) jest koordynowany przez Salzburg AG, który wdraża i harmonizuje wiele aspektów inteligentnych sieci. Salzburg AG to dystrybutor energii z środkowo-północnej Austrii. Projekt SGSM zajmuje się integracją różnych podmiotów do sieci w tym: rozproszonych źródeł energii, odbiorcy końcowego (Smart Metering), budynków (Micro-Grid) i stacji ładowania pojazdów (E-mobility). Dodatkowo wzbogacony jest o systemy przesyłu danych (ICT) i bezpieczeństwa danych.

Kolejny wykład  poprowadziła Åsa Rödén, nieprezentująca szwedzką firmę Smart Grid Networks. Firma dostarcza nowoczesne rozwiązania dla automatyki sieciowej i komunikacji cyfrowej. Pomaga również klientom w budowaniu zautomatyzowanego i bezpiecznego systemu dystrybucji, co prowadzi do zwiększenia wydajności monitoringu i kontroli.

Wdrożenie francuskie: Wielkoskalowy Projekt Pokazowy GreenLys

Projekt reprezentował Guillaume Lehec, Kierownik Działu Przyłączeń, Ecometering, GDF Suez. GreenLys łączy w sobie wszystkie elementy smart gridu – od producenta energii do konsumenta, włącznie z dystrybutorem i operatorem sieci. Integruje on odbiorcę energii, rozproszone źródła (energia słoneczna i kogeneracja), elektryczne samochody i inteligentne liczniki w jedną całość. Przebiega w dwóch miastach Francji: Lyon i Grenoble. Bierze w nim udział około 1000 odbiorców detalicznych i 40 odbiorców komercyjnych energii. W latach 2012-2016, we wdrożenie zostanie zainwestowanych 40 mln €. Dzięki szerokiej perspektywie, konsorcjum będzie w stanie lepiej zrozumieć potencjał jaki daje zainstalowanie inteligentnych liczników i sieci. Przy projekcie, oprócz GDF Suez, biorą również udział: ERDF, GEG, Schneider Electric, Grenoble INP oraz: Atos Worldgrid, Cnrs EDDEN, Hespul, CEA-LITEN, Alstom Grid, RAEE i RTE.

Wdrożenie hiszpańskie: Projekt STAR

O wielkoskalowym projekcie Star opowiadała podczas forum Marta Solaz, Regional Project Manager w Iberdrola Engineering. W swym wystąpieniu odnosiła się m.in. do kwestii  komunikacji w sieci elektroenergetycznej PLC, BPL. Projekt STAR ma na celu modernizację sieci zarządzanej przez Iberdrolę, wliczając w to wymianę wszystkich liczników na inteligentne, czyli 10 milionów do końca 2018 roku. Częścią projektu STAR jest wdrożenie w Castellon, które stało się pierwszym Hiszpańskim miastem z całkowicie inteligentną siecią. Iberdrola wymieniła tam 100 tysięcy liczników, na inteligentne liczniki w standardzie PRIME. Stacje transformatorowe zostały tak zaadaptowane aby mogły zdalnie zajmować się takimi zadaniami jak: odczyty liczników, koordynowanie rejestracji, zarządzanie zmianami i wypisami abonentów. Całe miasto Castellon ma teraz jedyny w swoim rodzaju system dystrybucji energii z rozległym systemem komunikacyjnym i automatyczną siecią.

Wdrożenie USA: „Smart Sacramento” – SMUD (Sacramento Municipal Utility District)

Niewątpliwą nowinką podczas forum było wystąpienie Jennifer Potter, Principal Market Analyst, Pricing and Resource Planning – reprezentantki Sacramento Municipal Utility District SMUD,  która opowiadała o projekcie – „Smart Sacramento Project” w USA.  Projekt został nagrodzony najlepszym projektem Smart Grid roku 2013 przez magazyn PowerGrid International. Była to pierwsza prezentacja na ten temat w Europie. Amerykański projekt „Smart Sacramento” to ogromna inwestycja (równowartość 1bln PLN) która została rozpoczęta w roku 2009 przez Sacramento Municipal Utility District (SMUD), w celu zmodernizowania sieci i liczników w metropolii Sacramento w Kalifornii. Projekt skupiał się na 100% wdrożeniu inteligentnych liczników, zautomatyzowaniu sieci i zaoferowaniu tzw. taryfy dynamicznej, która ma na celu wymuszenie użycia energii poza szczytowym zapotrzebowaniem. Projekt okazał się ogromnym sukcesem, zainstalowano 619 tysięcy inteligentnych liczników, każdego miesiąca SMUD oszczędza ogromne kwoty poprzez niższe koszty utrzymania sieci, a szczytowe obciążenie udało się zredukować o kilka procent.  Doświadczenia z USA zaciekawiły szczególnie reprezentantów DSO/TSO z Litwy i Czech, gdzie planowane są  nowe wdrożenia pilotażowe w zakresie smart metering. 

Wdrożenie holenderskie: masowe wdrożenie liczników – projekt DSMR 4.0

Doświadczenia rynku holenderskiego reprezentował Leo Kramp, Testmanager, Smart Metering w Stedin Meetbedrijf – holenderski operator sieci dystrybucyjnej, który jest w trakcie wdrażania dużego projektu smart meteringowego – DSMR 4.0. Rozpoczął się on w 2012 roku i potrwa do końca 2015. W czasie jego trwania, Stedin zainstaluje pół miliona liczników. DSMR 4.0 jest największym tego typu wdrożeniem w Holandii. Ciekawym rozwiązaniem w tym projekcie, jest niestandardowa konstrukcja licznika, z którego usunięto między innymi bezpiecznik. Inne interesujące tematy poruszone przez eksperta to stworzenie interoperatywnych standardów, a także kwestie komunikacji i automatyzacji liczników.

Wdrożenie duńskie: masowy projekt SEAS-NVE

W 2012, SEAS-NVE wdrożyło 380 tysięcy inteligentnych liczników. Jak wielu operatorów sieci dystrybucyjnej, SEAS-NVE podjęło wdrożenia inteligentnych liczników, aby usprawnić swój system poboru opłat. Wymienienie tak wielkiej ilości urządzeń było jednak nie lada wyzwaniem. W najdynamiczniejszym momencie udało się zainstalować nawet do 2 tysięcy liczników dziennie. Pomiędzy 99.7 a 99.9% liczników działało bez zarzutu tego samego dnia. Udało się dostać do 99% użytkowników, bez przerwy monitorowano zadowolenie klientów, osiągając świetne wyniki. Całe wdrożenie trwało dwa i pół roku, obecnie SEAS-NVE operuje swoją siecią jako siecią danych. Firmę SEAS reprezentował na forum Poul Barthelsen, który jest również członkiem OSGP Alliance (wcześniej Energy Services Network Association – ESNA).

Chciałam raz jeszcze podziękować wszystkim Państwu  za czas poświęcony naszemu przedsięwzięciu. Przyjemnością było gościć Państwa, móc wysłuchać interesujących wypowiedzi oraz uczestniczyć w dyskusjach. Z opinii uzyskanych od gości wiemy, iż był to dobrze zainwestowany czas, wykorzystany na poszerzenie wiedzy, wymianę doświadczeń i poznanie ciekawych ludzi. Mamy nadzieję, że dla wszystkich Państwa  wydarzenie przełoży się na dostrzegalne korzyści biznesowe i zachęci do podjęcia współpracy z naszą Firmą przy kolejnej edycji Forum, zaplanowanej na czerwiec 2015 roku w Warszawie.

Maria Przekopowska, Dyrektor Zarządzający CBE POLSKA