INCA YHTEENVETO Interaktiivisen asiakasrajapinnan mahdollistamat palvelutoiminnot Petri Valtonen, Samuli Honkapuro, Jarmo Partanen Lappeenrannan teknillinen yliopisto 1
SISÄLLYSLUETTELO: 1 JOHDANTO...3 2 INTERAKTIIVINEN ASIAKASRAJAPINTA...3 2.1 Asiakkaan verkkoliittymä ja mittausjärjestelmä...4 3 RAJAPINTAVAATIMUKSET...5 3.1 Lain ja asetusten asettamat vaatimukset...6 3.2 Yhteispohjoismaisten sähkön vähittäismarkkinoiden asettamat vaatimukset...7 4 ENERGIATEHOKKUUTTA TUKEVAT PALVELUTOIMINNOT...8 4.1 Kuormanohjaus...8 4.2 Kysyntäjousto ja sähkön hintaohjaus...9 4.3 Hajautettutuotanto ja energiavarastot...10 5 ERI MARKKINOIDEN ASETTAMAT TEKNISET TOIMINTAVAATIMUKSET...11 5.1 Eri toimintojen tiedonsiirrolle asettamat vaatimukset...13 6 ENERGIAYHTIÖN TASEHALLINTA...17 6.1 Case esimerkki... 18 6.2 Verkkorahapinnan kehittymisen ja uusien palvelutoimintojen vaikutukset sähkönmyyjän tasehallintaan ja liiketoimintaan...20 7 YHTEENVETO...21 Lähdeluettelo...23 2
1 JOHDANTO Tässä raportissa kuvataan Lappeenrannan teknillisen yliopiston (LUT) tutkimustulokset INCA-tutkimushankkeessa liittyen interaktiivisen asiakasrajapinnan mahdollistamiin palvelutoimintoihin. Tutkimuksen pääpaino on ollut erityisesti asiakasrajapinnan mahdollistamissa toiminnoissa kuten sähkönkulutuksen hintaohjauksessa ja energiayhtiön tasehallinnan tarkentamisessa reaaliaikaisia energiankulutustietoja hyödyntäen, eikä niinkään verkkotason toimintojen kuten vaihe- tai nollajohtimen katkeamisen havainnoinnissa. Aluksi tässä raportissa käsitellään interaktiivista verkkorajapintaa ja kartoitetaan sen mahdollistamia toimintoja ja palveluita. Tämän jälkeen perehdytään pintapuolisesti asiakkaan verkko- ja käyttöliittymiin sekä analysoidaan millaisia ominaisuuksia ja toiminnallisuuksia palvelutoimintojen toteuttaminen näiltä vaatii. Lisäksi tutkitaan eri tiedonsiirtotekniikoiden mahdollistamia tiedonsiirtokapasiteetteja, jonka perusteella arvioidaan niiden soveltuvuutta eri palveluiden toteutukseen. Näin saadaan yleiskuva siitä, millaisia toimintoja asiakasrajapinnassa käytetty tekniikka ja interaktiivinen verkkorajapinta mahdollistavat, sekä mitä vaatimuksia eri palvelutoimintojen toteuttaminen käytetyille laitteistoille asettaa. 2 INTERAKTIIVINEN ASIAKASRAJAPINTA Energiatehokkuusvaatimukset, hajautetun sähköntuotannon lisääntyminen sekä sähkö- ja verkkoyhtiöiden toiminnan tehostamispyrkimykset asettavat entistä suurempia odotuksia ja vaatimuksia sähkönjakeluverkoille, energiamarkkinoille ja sen eri osapuolien toiminnalle. Erityisen tärkeässä roolissa tulevaisuuden energiatehokkuus- ja päästötavoitteiden saavuttamisessa sekä sähkönjakelun ja sähkökaupan kehittämisessä tulevat olemaan sähkön loppukäyttäjät. Jotta edellä mainitut tavoitteet voidaan saavuttaa, on asiakkaat (sähkön loppukäyttäjät) saatava mukaan aktiiviseksi osaksi sähkömarkkinoiden toimintaa. Esimerkiksi hajautetun sähköntuotannon, energiatehokkuutta tukevien toimien, sähkönjakelun luotettavuuden sekä aktiiviseen sähköverkonhallinnan kehittämisessä asiakkailla ja heidän toimillaan on olennainen merkitys. Edellä mainittujen tavoitteiden toteuttaminen on haasteellista ja vaatii avuksi erilaisten käsitteiden, toimintamallien ja tapojen, sekä monien muiden apuvälineiden kehittämistä. Tärkeä osa tätä on interaktiivinen verkkorajapinta ja sen mahdollistamat toiminnot, jota on havainnollistettu kuvassa 1. 3
Kuva 1. Interaktiivisen asiakasrajapinnan käsite Interaktiivisen asiakasliittymän teknisen toteutuksen perustana toimivat modernit tehoelektroniikan sovellukset, automaattinen mittarin luenta (Automatic Meter Reading, AMR), sekä luotettavat kaksisuuntaiset tiedonsiirtoyhteydet, jotka mahdollistavat erilaiset online toiminnot kuten mittaus-, ohjaus-, ja hälytyssignaalien välitykset molempiin suuntiin. Näiden kehittyminen voi tulevaisuudessa luoda uusia sovellusmahdollisuuksia kuten pienimuotoisen hajautetun tuotannon joustavan verkkoon liittämisen. Interaktiivisen verkkorajapinnan reaaliaikaisuuden ansiosta myös on-line sähkökauppa, erilaiset kuormanohjaukset ja muut ulkoisiin signaaleihin perustuvat toiminnot voivat yleistyä. Tässä yhteydessä reaaliaikaisuudella tarkoitetaan sitä, että mittaustietojen etäluenta ja ohjaussignaalien välitykset voidaan toteuttaa pienellä viiveellä verrattuna perinteiseen mittarinlukuun. Interaktiivisen verkkorajapinnan joustavuus ja reaaliaikaisuus mahdollistavat asiakkaan tehokkaan toimimisen interaktiivisen asiakasliitynnän kautta eri markkinaosapuolien kanssa välittäen mittaustietoja, ohjaustoimintoja, hälytyssignaaleita tai toteuttaen muita tarvittavia toimintoja. Tämä avaa mahdollisuuden myös reaaliaikaisien ja tarkkojen energiankulutus- ja sähkönlaatutietojen hyödyntämiseen eri palveluiden ja toimintojen toteutuksessa. Sähkömarkkinoiden eri toimijat kuten jakeluverkonhaltijat, siirtoverkonhaltijat ja sähköenergian jälleenmyyjät voivat monella tapaa hyödyntää energia- ja sähkönlaatutietoja. Pienjänniteasiakkaille interaktiivinen asiakasrajapinta tarjoaa lisää joustavuutta ja mahdollisuuksia hallita ja tehostaa energian käyttöä. Tärkeää osaa tässä tulevat näyttelemään erilaiset tekniset sovellukset ja niiden mahdollistamat toiminnot. 2.1 Asiakkaan verkkoliittymä ja mittausjärjestelmä Tulevaisuudessa asiakkaan verkkoliitynnän odotetaan mahdollistavan joustava liityntä sähkölaitteille, energiavarastoille ja hajautetulle sähköntuotannolle. Sen perusedellytyksenä on joustava kaksisuuntainen tiedonsiirto, mikä takaa erilaisten säätö- ja ohjaussignaaleiden sekä mittaustietojen luotettavan välityksen eri järjestelmien välillä. Tehonsiirrolta vaaditaan myös kaksisuuntaisuutta, koska esimerkiksi energiavarastoja täytyy voida ladata tai tarvittaessa hyödyntää vaikkapa varavoimana. Kuvassa 2 on esitetty periaatekuva joustavasta asiakasliitynnästä, joka mahdollistaa teho(energia) mittaukset neljään eri suuntaan. 4
Kuva 2. Joustava asiakasliityntä mahdollistaa tehon siirron useaan eri suuntaan. Asiakkaan verkkoliitynnän kautta oletetaan tulevaisuudessa pystyttävän toteuttamaan lukuisia eri toiminnallisuuksia ja mittauksia. Toiminnallisuuksien suhteen tarvitaan modulaarisuutta, jotta kulloiseenkin tilanteeseen voidaan valita ominaisuuksiltaan riittävä, mutta silti kustannustehokas (sarjatuotanto) ratkaisu. Tietoliikenneyhteyksien on oltava valittavissa, jotta kulloiseenkin paikkaan ja tarkoitukseen on saatavilla luotettava ja kustannuksiltaan mahdollisimman edullinen tietoliikenneratkaisu. Asiakasliitynnältä vaaditaan perinteisen tuntienergiamittauksen lisäksi myös muita mittauksia. Esimerkiksi jännitekatkot ja niiden alkamis- ja loppumisajankohdat sekä teho ennen ja jälkeen jännitekatkon on pystyttävä havaitsemaan ja taltioimaan. Nopeille markkinoille osallistuminen ja häiriötilanteet voivat vaatia asiakasliitynnältä nopeaa reagointia muutoksiin, mikä asettaa liitynnän mittauksille ja mittalaitteistoille nykyistä kovemmat vaatimukset. Asiakkaan joustavan verkkoliitynnän lisäksi tarvitaan käyttöliittymä, joka vastaa asiakkaan tarpeita. Sen on oltava riittävästi muunneltavissa käyttötarkoituksen mukaan. Käyttöliittymän hinnan täytyy olla riittävän alhainen, ettei siitä muodostu suurta kynnystä sen hankinnalle. Toisaalta sen täytyy myös sisältää riittävät ominaisuudet ja hallintamahdollisuudet, jotta asiakkaan verkkoliityntää pystytään hyödyntämään täysipainoisesti. Jotta oikea tasapaino verkkoliitynnän hinnan ja ominaisuuksien välillä löydetään, tarvitaan eri toimintojen ja palveluiden verkkoliittymälle asettamien vaatimusten analysointia sekä eri toimintojen kustannus- ja hyötyanalyyseja, joiden pohjalta voidaan luotettavasti arvioida mitä toimintoja verkkoliityntään kannattaa integroida ja mitkä ovat niillä saavutettavat hyödyt. 3 RAJAPINTAVAATIMUKSET Lainsäädäntö ja asetukset, sähkömarkkinoiden eri toimijoiden tarpeet sekä uudet palvelut ja sovellukset asettavat mittaus- ja tiedonsiirtojärjestelmille omat vaatimuksensa. Suomessa sähköverkkoyhtiöt ovat perinteisesti määritelleet itse mittauslaitehankintansa omien tarpeidensa ja alueellisen olosuhteiden mukaan. Sen seurauksena esimerkiksi energiatietojen saatavuus ja hinta asiakkaille ja muille sähkömarkkinoiden toimijoille on voinut vaihdella suhteellisen paljon verkkoyhtiöstä riippuen. Samoin tiedonsiirtorajapinnoissa on ollut huomattavia eroja. Tämä on vaikeuttanut mittaustietoja hyödyntävien palveluiden ja sovellusten kehittämistä, koska varmuutta palveluun tarvittavien lähtötietojen kustannuksista ei ole ollut. 5
Suomen valtioneuvoston 5.2.2009 antama Asetus sähköntoimitusten selvityksestä ja mittauksesta (66/2009) sekä 22.12.2009 annettu Laki energiamarkkinoilla toimivien yritysten energiatehokkuuspalveluista (1211/2009) tulevat helpottamaan näiden ongelmien ratkaisua, sillä ne määrittelevät mittausjärjestelmille ja -laitteistoille sekä niiden toiminnallisuuksille minimivaatimukset, jotka niiden on täytettävä siirtymäsäännösten mukaisesti. AMRjärjestelmiltä vaadittavat vähimmäislaitevaatimukset ja toiminnalliset ominaisuudet on tärkeä määritellä selvästi, jotta niiden laajamittaisen hyödyntäminen ja niihin perustuvien palveluiden ja toimintojen kehittäminen onnistuu mahdollisimman helposti. Lisäksi yhteiset minivaatimukset tuovat mittakaavaetuja, joiden ansiosta voidaan saavuttaa kustannussäästöjä mittausliiketoiminnassa. 3.1 Lain ja asetusten asettamat vaatimukset Valtiovalta voi lainsäädännöllä ja asetuksilla edistää energiatehokkuutta tukevia ja sähkömarkkinoiden toimintaa edistäviä toimintoja ja niihin perustuvien palveluiden syntyä. Lainsäädäntöä on käytetty vauhdittamaan etäluettavien AMR-mittareiden yleistymistä ja määrittelemään niiden minimitoiminnallisuuksia. Olemassa olevien AMR-laitteistojen tekniset ominaisuudet riittävät kuitenkin vain joidenkin palveluiden toteuttamiseen. Mikäli palvelu vaatii suurta reaaliaikaisuutta tiedonsiirrolta tai nopeaa hajautetun tuotannon aktivointia ja säätöä, eivät nykyisin asennettujen AMR-laitteistojen ominaisuudet yleensä riitä näiden toteuttamiseen. Valtioneuvoston asetus sähkötoimitusten selvityksestä ja mittauksesta asettaa AMRlaitteistoille ja sähkön kulutusmittauksille eräitä vaatimuksia. (VNA 09) Alla on lueteltu tämän asetuksen tärkeimpiä kohtia, jotka näitä vaatimuksia asettavat: Sähkönkulutuksen ja pienimuotoisen sähköntuotannon tulee perustua tuntimittaukseen ja etäluentaan (tuntimittausvelvoite) Mittauslaitteiston rekisteröimä tieto tulee voida lukea laitteiston muistista viestiverkon kautta (etäluentaominaisuus) Mittauslaitteiston tulee kyetä vastaanottamaan ja panemaan täytäntöön tai välittämään eteenpäin viestiverkon kautta lähetettäviä kuormanohjauskomentoja Mittauslaitteiston tulee rekisteröidä yli kolmen minuutin pituisten jännitekatkojen alkamis- ja päättymisajankohta Mittaustieto tulee tallentaa verkonhaltijan tietojärjestelmään, jossa tuntikohtainen mittaustieto tulee säilyttää kuusi vuotta ja jännitteetöntä aikaa koskeva tieto kaksi vuotta Mittaustietoa käsittelevän tietojärjestelmän tietosuojan tulee olla asianmukaisesti varmennettu Sähkönkäyttöpaikan tuntimittauslaitteisto on luettava vähintään kerran vuorokaudessa 6
Verkonhaltijan asiakkaalla on oikeus ilman erillistä korvausta saada käyttöönsä verkonhaltijan omaa sähkönkulutustaan koskeva mittaustieto, jonka verkonhaltija on kerännyt asiakkaan mittauslaitteistosta. Käytössä olevat muut mittauslaitteistot kuin tuntimittauslaitteistot sekä verkonhaltijan tietojärjestelmät on saatettava asetuksen vaatimuksien mukaiseksi o yli 3*63 ampeerin pääsulakkeilla varustettujen sähkönkäyttöpaikkojen ja pienimuotoisen sähköntuotannon osalta viimeistään 31.12.2010 o muiden sähkönkäyttöpaikkojen osalta viimeistään 31.12.2013 Tämä mittausasetus luo minimivaatimukset AMR-laitteistojen toiminnallisuuksille ja antaa myös velvoitteita verkkoyhtiöiden toiminnalle. Asetuksen asettamat vaatimukset tulevat edistämään merkittävästi AMR-laitteistojen yleistymistä ja mittaustietojen saatavuutta. Mittaustietojen saatavuutta edistää myös vuoden 2010 alussa voimaan tullut laki energiamarkkinoilla toimivien yritysten energiatehokkuuspalveluista. Tämä laki velvoittaa energiayhtiöitä tarjoamaan energian mittaamiseen ja laskutukseen liittyviä palveluita, joilla on vaikutusta energiatehokkuuden parantumiseen. Energian vähittäismyyjät velvoitetaan toimittamaan sähkön loppukäyttäjille vuotuinen raportti tämän sähköenergiankäytöstä, historiatietoja asiakkaan aiemmasta sähkönkulutuksesta sekä vertailutietoa vastaavien loppukäyttäjien energiankäytöstä. Sähköenergian mittaamisesta huolehtivan verkonhaltijan on annettava raportointia varten tarvittavat tiedot sähköenergian kulutuksesta sähkön myyjälle maksutta. Tämän lain siirtymäaikasäännökset loppuvat viimeistään vuoden 2014 alusta. Viimeistään tämän jälkeen tämä laki tulee merkittävästi edistämään mittaustietojen välitystä eri sähkömarkkinoiden osapuolien välillä. Lisäksi tämän lain avulla pyritään luomaan tietopankki, johon sopivalla tavalla ryhmitelty tieto on kerätty. Tietopankkia pyritään kehittämään alan toimijoiden ja viranomaisten yhteistyönä tavoitteena valtakunnallinen, laajasti käytössä oleva ja riittävän usein päivitettävä tietopankki. 3.2 Yhteispohjoismaisten sähkön vähittäismarkkinoiden asettamat vaatimukset Elokuussa 2005 pohjoismaiset energiaministerit asettivat uusia tavoitteita pohjoismaisten energiamarkkinoiden jatkokehittämiselle. Osana näitä tavoitteita pohjoismaiset energiaviranomaiset Nordic Energy Regulators (NordREG) saivat tehtäväkseen tarkastella, millä ehdoin yhteispohjoismaiset vähittäismarkkinat voitaisiin perustaa mahdollisimman kustannustehokkaasti. Tämän jälkeen NordREG tehnyt useita selvityksiä tavoitteen toteuttamisesta, kustannuksista ja hyödyistä. NordREG julkaisi toukokuussa 2009 raportin Market Design Common Nordic end-user market, jossa se ehdottaa, että viimeistään 2015 sähkön myyjät Pohjoismaissa pystyisivät tarjoamaan sähköä kaikille asiakkaille missä tahansa Pohjoismaassa yhtenäisin ehdoin. Raportissaan NordREG on analysoinut kunkin pohjoismaan (pois lukien Islanti) vähittäismarkkinoiden nykytilannetta ja määritellyt yksityiskohtia, jotka pitäisi harmonisoida yhteispohjoismaisten vähittäismarkkinoiden saavuttamiseksi. Tässä luvussa on esitelty lyhyesti tärkeimpiä kohtia NordREG:n ehdotuksista sähkön vähittäismarkkinoiden harmonisoimiseksi sekä analysoitu näiden merkitystä yleisien rajapintavaatimusten näkökulmasta. Sähkön vähittäismarkkinoiden täydelliseen sääntelyyn ja toimintatapojen harmonisointiin ei sähkön vähittäismarkkinoiden yhdistämisessä ainakaan alkuvaiheessa pyritä vaan tavoitteena 7
on toiminnan kannalta kriittisimpien asioiden kuten osapuolten välisen tiedonvaihdon harmonisointi. Yhteisien markkinoiden tulee olla avoimet kaikille sähkön käyttäjille, joten tuntimittausta ei välttämättä edellytetä, mutta siihen pyritään kannustamaan. Asiakkaiden energiankulutustiedoilla on tärkeä rooli yhteisten sähkön vähittäismarkkinoiden kehittämisessä monella tapaa, minkä takia energiamittareiden etäluentaa ja mittaustietojen saatavuutta pyritään edistämään. Nordreg suositteleekin mittareiden lukemista vähintään 3 kuukauden välein, mikä kustannustehokkuuden näkökulmasta puoltaa vahvasti etäluettavien mittareiden käyttöä. Asiakkaiden laskutuksen tulee perustua todelliseen kulutukseen. Laskujen minimisisällöstä pyritään luomaan harmonisoidut säännökset ja oletuksena on, että asiakas saa erilliset laskut sekä sähkön myyjältä että verkonhaltijalta. Kuitenkin myös yhteislaskut ovat mahdollisia kuten tähänkin asti. Myyjän ja verkonhaltijan välinen tiedonvaihdon on tärkeässä roolissa ja sen tärkeimmät sisällöt ja aikarajat pyritään sääntelemään ja harmonisoimaan. Tämän lisäksi pyrkimyksenä on varmistaa, että asiakkailla on pääsy omiin mittaustietoihin ja sähkönmyyjällä on pääsy tarpeellisiin asiakastietoihin. Jotta tämä on mahdollista helposti ja kustannustehokkaasti, tulee verkonhaltijoilla olla velvollisuus antaa sähkön myyjälle tarvittavat tiedot. Yleisten rajapintavaatimusten kannalta pyrkimykset tiedonvaihdon ja mittaustietojen saatavuuden edistämiseksi sekä toimintatapojen harmonisoimiseksi ovat merkittävä edistysaskel. Vaikka Nordreg ei esityksessään ehdoteta mitään varsinaista yhtä tapaa esimerkiksi sille miten tarvittavat tiedot tulee olla myyjän tai asiakkaan saatavilla, pakottavat sen pyrkimykset alan toimijoita kehittämään yhteisiä tietokantoja tai muita tarkoitukseen sopivia ratkaisuja. Yleisen kustannustehokkuuden saavuttamiseksi täytyy alan toimijoiden pyrkiä löytämään laajassa mittakaavassa toteutettavia ratkaisuja, jotka täyttävät eri osapuolien tarpeet. Etäluettavilla energiamittareilla ja tiedonsiirron sekä tietojärjestelmien harmonisoinnilla tulee olemaan keskeinen rooli näiden tavoitteiden saavuttamisessa. 4 ENERGIATEHOKKUUTTA TUKEVAT PALVELUTOIMINNOT Yleisesti uusissa teknisissä ratkaisuissa ja toimintamalleissa nähdään olevan suurin potentiaali energiatehokkuuden edistämiseen. Tekniikan nopea kehittyminen mahdollistaa laitekustannuksiltaan entistä edullisemmat automaatio- ja ohjausjärjestelmät. Interaktiivinen verkkorajapinta ja AMR-järjestelmien kehittyminen voivat jo lähitulevaisuudessa mahdollistaa laajamittaisemman hajautetun tuotannon ja energiavarastojen hyödyntämisen. Teknisten ratkaisujen lisäksi on tärkeää miettiä erilaisia toiminta- ja palvelumalleja, joilla energiatehokkuutta voidaan edistää. Tällaisia voivat olla esimerkiksi sähkömarkkinoiden hintaohjaukseen tai kysyntäjoustoon perustavat palvelutoiminnot. Tässä luvussa on esitelty lyhyesti energiatehokkuuden kehittämisen kannalta potentiaalisia toimintoja sekä niiden toteuttamiseen tarvittavia mittauksia, mittaustietojen ja ohjaussignaalien välityksiä sekä ohjaus- ja säätöjärjestelmiä. 4.1 Kuormanohjaus Tehonohjaustarpeet johtuvat usein sähköyhtiön tarpeista rajoittaa tai siirtää kuormituksen tehohuippuja. Kuormanohjauksilla voidaan myös edistää kysynnänjoustoa ja näin pyrkiä tasoittamaan sähkönkäytön ajallista jakautumista. Tyypillisesti kuormien ohjausta on käytetty 8
helposti ohjattavien suhteellisten suurien kuormien ohjaukseen, kuten esimerkiksi käyttöveden lämmityksen ohjaukseen. Kuormien yksittäisillä ohjaustoimenpiteillä savutettavat hyödyt ovat yleensä pieniä, mutta laajassa mittakaavassa ja pitkällä aikavälillä kuormanohjauksilla voidaan saavuttaa huomattavia rahallisia säästöjä ja parannuksia energiatehokkuuteen. Erilaisten erikoistilanteiden aikana kuormanohjauksilla voidaan saavuttaa erityisen suuria hyötyjä. Esimerkiksi onnistunut huipputehojen rajoittaminen voi parhaassa tapauksessa säästää sähköverkkoyhtiön kalliilta verkostoinvestoinnilta. Uudet kehittyneemmät AMR- ja ohjausjärjestelmät tarjoavat entistä monipuolisempia kuormanohjausmahdollisuuksia. Kehittyneiden ohjausjärjestelmien avulla pystytään säädettäviä kuormia ohjaamaan huomattavasti tehokkaammin esimerkiksi reaaliaikaisen hintasignaalin tai muun ulkoisen signaalin avulla. Tämä vaatii riittävän nopeita tiedonsiirtoyhteyksiä, jotta hintasignaalin välitys ja ohjaustoimenpiteet pystytään toteuttamaan riittävän nopeasti. Kuormanohjauksen säätäminen ulkoisen signaalin mukaan yhdistettynä taloautomaation tarjoamiin mahdollisuuksiin voi mahdollistaa lämmityksen, ilmastoinnin ja muiden ohjattavien kuormien entistä energiatehokkaamman käytön. Kuormanohjauksien tehokkaaseen toteuttamiseen kilpailuilla sähkömarkkinoilla tarvitaan vähintään tuntitason mittauksia ja ohjaussignaalien välittämistä. Kuormanohjauksen toteuttavan automaation tarpeisiin tarvitaan yleensä vähintään 3-15 minuutin aikaerottelulla olevia mittaustietoja. Mikäli mittauksen aikaerottelu on liian huono, on toimenpiteiden ja ohjausten vasteita ja toimintajaksoja vaikea erottaa toisistaan ja satunnaisista kuormituksen vaihteluista. Mittausviive myös hidastaa reagointia muutoksiin ja lisää epävarmuutta vallitsevasta nykytilasta. Tämän lisäksi tulee muistaa, että kuormanohjauksien toteuttamiseen tarvittavien laitteiden ja järjestelmien ominaisuuksiin vaikuttavat eri markkinoiden ja niiden toimijoiden asettamat vaatimukset. 4.2 Kysyntäjousto ja sähkön hintaohjaus Sähkön kysyntäjoustolla pyritään rajoittamaan ja siirtämään sähkönkäyttöä korkean kulutuksen ja hinnan tunneilta edullisempaan ajankohtaan. Kulutusajankohdan siirron lisäksi myös kulutuksen hetkittäinen poisjääminen kokonaan voidaan katsoa sähkön kysyntäjoustoksi. Sen pääasiallisena kohteena ovat kulutushuiput. Kysyntäjoustolla pyritään ennen kaikkea kulutushuippujen vähentämiseen, koska silloin saadaan paras taloudellinen hyöty käyttämättä jäävästä sähköstä. Lisäksi tämä helpottaa valtakunnallisen tehotasapainon ylläpitoa. Sähkön hintaohjauksella tarkoitetaan sitä, että sähkönkuluttaja tai hintaohjauspalvelun tarjoaja ohjaa kuluttajan sähkön käyttöä muuttuvien hintasignaaleiden perusteella. Tämä eroaa perinteisistä kuormanohjaksista siten, että niissä sähköyhtiö ohjaa suoraan asiakkaan kulutusta, riippumatta siitä miten asiakkaan sähköntarve muuttuu. Hintaohjaus perustuu siihen, että kuluttaja voi säästää energiaa silloin kun se on kalleinta tai siirtää kulutusta hetkeen jolloin se on halvempaa. Hintaohjauksen toteutukseen on monia eri tapoja, mutta tehokkaimpiin ratkaisuihin päästään hyödyntämällä siihen soveltuvia tekniikoita kuten kuormanohjausta ja taloautomaatiota. Hintaohjauksen kannalta on tärkeää, että kuluttajalle pystytään välittämään riittävän reaaliaikaiset hintatiedot. Tämä määrääkin pitkälti sen miten tehokkaasti hintaohjausta voidaan toteuttaa nopeasti muuttuvilla markkinoilla. Muita tärkeitä tekijöitä hintaohjauksen 9
tehokkaan toteutuksen kannalta ovat mittauksien ja automatiikan tarkkuus, nopeus sekä ohjattavuus. Nykyisillä älykkäillä mittaus- ja ohjausjärjestelmillä on mahdollista toteuttaa tehokasta hintaohjausta, mutta niiden korkeat kiinteät kustannukset muodostuvat vielä nykyisin usein kynnyskysymykseksi. Monia kulutuskohteita on kuitenkin mahdollista ohjata nopeasti ilman, että siitä aiheutuu merkittäviä haittoja tai muuttuvia kustannuksia. Yksi potentiaalisimmista hintaohjausmenetelmistä lähitulevaisuudessa on sähköpörssin spotkaupan hintoihin perustuva hintaohjaus. Siinä jokaiselle tunnille määräytyy oma sähkönhinta tarkasteluhetkeä edeltävän päivän hintojen perusteella. Asiakas maksaa sähköenergiasta spotkaupassa määritellyn hinnan johon on lisätty myyjän ottama marginaali. Koska hinnat muodostuvat edellisen päivän hintojen perusteella, jää asiakkaalle noin vuorokausi aikaa reagoida muutoksiin. Samankaltaista hintaohjausta voidaan tietysti soveltaa myös spotmarkkinoita nopeammilla tai hitaammilla markkinoilla. Spot-ohjausta nopeamman hintaohjauksen toteutus on mahdollista, mutta vaatii myös käytetyiltä laitteistoilta ja järjestelmiltä enemmän. Perusedellytys hintaohjauksien toteutukselle ovat riittävän nopeat ja luotettavat tiedonsiirtoyhteydet, koska hintasignaalin muutoksen on saatava välitettyä asiakkaille riittävän reaaliaikaisesti. Hintasignaalien nopeiden muutosten hyödyntäminen vaatii kuluttajalta nopeaa reagointia, mittauksilta riittävän hyvää aikaresoluutiota ja talo-ohjaukselta sekä muulta automatiikalta riittävän nopeita vasteita. Käytännössä kuluttaja pystyy reagoimaan helposti vielä seuraavan päivän spot-hintoihin, mutta tätä nopeampiin muutoksiin reagointi vaati yleensä automaattisen vasteen. Yleisesti voidaan sanoa, että mitä reaaliaikaisempien hintatietojen perusteella ohjaus toimii sitä suuremmat vaikutukset sillä on kysyntäjouston toimivuuteen, mutta sitä suuremmat vaatimukset se asettaa myös tiedonsiirrolle, ohjaus- ja mittausjärjestelmille sekä kuluttajan toimille. Sähkön hintaohjaukseen käytettävien laitteistojen ja järjestelmien minimivaatimukset määräytyvät pääasiallisesti sen mukaan, millä markkinoilla hintaohjausta halutaan käyttää. 4.3 Hajautettutuotanto ja energiavarastot Hajautetun tuotannon uskotaan tulevaisuudessa saavuttavan entistä tärkeämmän roolin voimajärjestelmissä. Hajautetut energiaresurssit koostuvat pienistä DER-yksiköistä, (Distributed Energy Resources, hajautetut energiaresurssit) joita ovat esimerkiksi energiantuotantoyksiköt, ohjattavat kuormitukset ja energiavarastot. Ne ovat yleensä teholtaan pieniä (< 10 MW) ja niillä voi olla eri omistajat. Hajautetussa tuotannossa tuotantoteknologiaa tai energianlähdettä ei ole rajattu. Hajautettu tuotanto ja energiavarastot voivat tarjota tulevaisuudessa hyviä mahdollisuuksia energiatehokkuuden ja sitä tukevien palvelutoimintojen kehittämiseen. Niiden tehokas hyödyntäminen edellyttää kaksisuuntaista joustavaa tehonsiirtoa, tarkkoja ja reaaliaikaisia energiamittauksia sekä luotettavia kaksisuuntaisia tiedonsiirtoyhteyksiä. Verkon suunnittelu ja käyttö monimutkaistuu olennaisesti, kun siihen liitetään huomattavia määriä hajautettua tuotantoa. Monimutkaisen kokonaisuuden hallinta on vaikeaa ja vaatii edistyksellisten säätö- ja hallintajärjestelmien hyödyntämistä. Vaikka hajautetun tuotannon tehokas hyödyntäminen vaatii käytettäviltä laitteistoilta ja järjestelmiltä suhteellisen suurta suorituskykyä, voi AMR-mittareiden yleistyminen ja interaktiivisen verkkorajapinnan kehittyminen tarjota uusia mahdollisuuksia myös hajautettujen energiaresurssien hyödyntämiseen. 10
Hajautettua tuotantoa voidaan hyödyntää tehokkaammin kokoamalla pienet DER-yksiköt ensin yhdeksi suuremmaksi kokonaisuudeksi, jota voidaan myydä helpommin eteenpäin yleisille sähkömarkkinoille tai suurille sähkömarkkinoiden toimijoille. Aggregaattori on toimija, joka vastaa hajautettujen energiaresurssien kokoamisesta, hallinnasta ja kaupallisesta hyödyntämisestä. Aggregaattori pyrkii keskitetysti ohjaamaan kulloisenkin tarpeen mukaan DER-yksiköitä siten, että niistä saadaan suurin kokonaishyöty. Tämä on haastava tehtävä, jossa onnistuakseen aggregaattorin tulee omata tietämystä useista eri asioita, jonka takia luotettava ja nopea tiedonsiirto eri sidosryhmien välillä on välttämätöntä. Erilaisten aggregaattorin toimintojen toteutettavuuteen käytännössä vaikuttavat ennen kaikkea käytettävissä olevat hajautetut energiaresurssit ja niiden hallintaan tarvittavat laitteistot. Tämän lisäksi myös markkina-alue, palveluiden- ja markkinoiden eri osapuolet sekä markkinat itse asettavat usein omia vaatimuksia ja reuna-ehtoja aggregaattorin toiminnalle. Etenkin se miten nopeille markkinoille hajautettua tuotantoa halutaan kaupata, määrittää pitkälti hajautetun tuotannon hallintaan käytettäviltä laitteistoilta ja järjestelmiltä vaadittavat ominaisuudet. 5 ERI MARKKINOIDEN ASETTAMAT TEKNISET TOIMINTAVAATIMUKSET Erilaisien palvelutoimintojen toteuttaminen asettaa erilaisia vaatimuksia niiden toteutukseen käytetyille laitteistoille ja järjestelmille. Etenkin se miten nopeilla markkinoilla kyseistä toimintoa halutaan käyttää, määrittelee pitkälti sen miten suuria viiveitä tiedonsiirrolle sekä säätö ja hallintajärjestelmien vasteille voidaan sallia. Tässä luvussa on käsitelty eri markkinoiden asettamia teknisiä toimintavaatimuksia, joiden perusteella voidaan arvioida mitä esimerkiksi hajautetun tuotannon hallinta tai kuormanohjauksien toteuttaminen eri markkinoilla vaatii. Suurin osa pohjoismaisesta sähkön tukkukaupasta käydään Nordpoolin Elspot- ja Elbasmarkkinoilla. Tämän lisäksi sähkön tukkukauppaa käydään OTC-markkinoilla, jossa sähkönmyynti perustuu osapuolten välisiin sopimuksiin. Näiden lisäksi tarvitaan säätö- ja tasesähkömarkkinoita sähkötaseiden tasapainottamiseksi. Kukin näistä markkinoista asettaa omat tekniset toimintavaatimuksensa, jotka näille markkinoille osallistuvan toimijan tai markkinoille tarjottavan palvelutoiminnon on pystyttävä täyttämään. Nordpoolin Elspot- ja Elbas-markkinoilla kauppaa käydään yhden tunnin sähköntoimituksilla ja niiden kerrannaisilla. Elbas-markkinoilla kauppaa käydään aina tuntia ennen käyttötunnin alkua asti ja Elspot-markkinoilla seuraavan vuorokauden käyttötuntien kaupankäynti sulkeutuu päivittäin klo. 13 suomen aikaa. Näille markkinoille riittää täten yhden tunnin säätö- ja hallintajärjestelmien aktivointiaika. Mittauksille riittää periaatteessa myös tunnin aikaresoluutio, mutta esimerkiksi energiaresurssien säätö ja hallinta sekä todentaminen voivat kuitenkin vaatia mittauksilta minuuttitason aikaresoluutiota. Tämä huomioiden mittauksien olisi hyvä pystyä käytännössä minuuttitason aikaresoluutioon. OTC-markkinoilla sähkön toimitukset perustuvat osapuolten välisiin sopimuksiin. Näiden markkinoiden asettamia teknisiä toimintavaatimuksia on täten vaikea tarkasti määritellä, sillä ne määräytyvät pitkälti osapuolten välisen sopimuksen toimitusehtojen perusteella. Yleisellä tasolla voitaneen kuitenkin sanoa, että mikäli toimija pystyy käymään kauppaa sähkönpörssin Elspot- ja Elbas-markkinoilla, pystyy se vaihtoehtoisesti käymään kauppaa samoilla resursseilla OTC-markkinoilla. 11
Tasevastaavana toimiva osapuoli voi tarjota energiaresurssejaan kuten hajautettua tuotantoa tai ohjattavia kuormia tase- ja säätösähkömarkkinoille. Tämä vaatii kuitenkin parempaa energiaresurssien ohjattavuutta kuin Elspot- ja Elbas-markkinoille osallistuminen. Periaatteessa tasesähkömarkkinoille kaupattavan kapasiteetin aktivointiin riittää myös tunnin aktivointiaika, mutta näin pitkä aktivointiaika voi heikentää toiminnan tehokkuutta. Tasesähkömarkkinoilla sitovat tuotantosuunnitelmat on annettava viimeistään 45 minuuttia ennen käyttötunnin alkua. Käytännössä energiaresurssien aktivoinnin tulisi tapahtua vähintään samalla aikajänteellä, jotta niitä voidaan hyödyntää täysipainoisesti. Mitä parempi kaupattavan kapasiteetin ohjattavuus on, sitä joustavammin tasevastaava voi toimia markkinoilla. Tasevastaava voisi hyödyntää esimerkiksi omien asiakkaidensa ohjattavia kuormia oman taseen hallinnassa. Etenkin poikkeuksellisen kalliin tasesähkön aikoina tällaisella toiminnalla on mahdollista saavuttaa huomattavia säästöjä lyhyelläkin aikavälillä. Tällaisien toimintojen toteuttaminen vaatii käytännössä kuitenkin nopeampia mittauksia ja hajautetun tuotannon ohjauksia kuin mitä spot-markkinoille osallistuminen. Tehokasta toimintaa varten tarvitaan siis käytännössä minuuttitason aikaresoluutioon pystyviä mittauksia. Energiaresurssien tarjoaminen säätösähkömarkkinoille tai nopeaksi häiriöreserviksi vaatii muita markkinoita suurempaa reaaliaikaisuutta mittaus- ja ohjausjärjestelmiltä sekä tiedonsiirrolta. Näille markkinoille tarjottavan tuotannon aktivoinnin tulee tapahtua täyteen tehoon 15 minuutin kuluessa säädön tilauksesta. Tämä asettaa selvän vähimmäisvaatimuksen energiaresurssien aktivointiajalle. Energiaresurssien tarjoaminen näille markkinoille asettaa myös mittauksille kovat vaatimukset, sillä tehonmuutokset on oltava todennettavissa reaaliaikaisesti. Valtakunnallisista tase- ja säätösähkömarkkinoista vastaava Fingrid ei ole tarkasti määritellyt mitä reaaliaikaisuudella tässä yhteydessä tarkoitetaan. Oletettavasti tämä reaaliaikaisuusvaatimus tarkoittaa, että tehonmuutokset on tällöin pystyttävä toteamaan vähintään 3 minuutin aikajänteellä. Mittauksien tulee pystyä siis vähintään tämän vaatimuksen mukaiseen aikaresoluutioon, jotta energiaresursseja voidaan tarjota säätösähkömarkkinoille tai nopeaksi häiriöreserviksi. Taulukkoon 1 on koottu yhteenvedoksi eri sähkömarkkinoiden mittauksille ja energiaresurssien aktivoinnille asettamia teknisiä toimintavaatimuksia. Taulukko 1. Eri markkinoiden asettamat tekniset toimintavaatimukset. Markkinat Mittaukselta vaadittu aikaresoluutio Hajauteutun tuotannon aktivointi (vähintään) Elspot ja Elbas Tasesähkö Säätösähkö ja nopea häiriöreservi Periaatteessa 1 h riittää, mutta energiaresurssien ohjauksien ja hallittavuuden kannalta mittauksien olisi kuitenkin hyvä pystyä minuuttitason aikaresoluutioon Periaatteessa 1 h riittää, mutta käytännössä energiaresurssien ohjauksien ja toiminnan tehokkuuden kannalta olisi hyvä pystyä minuuttitason aikaresoluutioon Reaaliaikainen (vähintään 3 min.) 1 h kuluessa Periaatteessa 1 h riittää, nopeampi ohjaus parantaa joustavuutta 15 min. kuluessa säädön tilauksesta 12
Taulukkoon 2 on koottu muita tärkeitä vaatimuksia ja huomioitavia asioita eri sähkömarkkinoista. Taulukko 2. Eri sähkömarkkinoille osallistumisen vaatimuksia Elspot Elbas Tase- ja säätösähkömarkkinat sekä nopea häiriöreservi Vähimmäiskapasiteetti Kaupankäynti 0,1 MW kerrannaisilla Kaupankäynnin sulkeutuminen Säädettävyys Kaupankäynti seuraavan päivän kulutustunneille sulkeutuu klo.13:00 suomen aikaa Kauppa käydään 0,1 MW kerrannaisilla mikä asettaa vaatimukset säädettävyydelle Kaupankäynti 1,0 MW kerrannaisilla 1 h ennen toimitustunnin alkua Kauppa käydään 1,0 MW kerrannaisilla mikä asettaa vaatimukset säädettävyydelle Säätösähkö 10 MW Nopea häiriöreservi 15 MW, oltava käytettävissä 7000 h/a ja 3h yhtäjaksoisesti Sitovat taseselvityksen tuotantosuunnitelmat viimeistään 45 min. ennen käyttötunnin alkua Säätösähkön ja nopean häiriöreservin ja oltava aktivoitavissa täyteen tehoon 15 minuutissa ja tehon muutokset on oltava todennettavissa reaaliaikaisesti 5.1 Eri toimintojen tiedonsiirrolle asettamat vaatimukset Nopea ja luotettava kaksisuuntainen tiedonsiirto on yksi joustavan interaktiivisen asiakasliitynnän toteutumisen perusedellytyksistä. Kasvava tiedonsiirron tarve asettaa tiedonsiirtojärjestelmille entistä tiukempia vaatimuksia. AMR-järjestelmien tiedonsiirtoyhteyksien täytyy pystyä välittämään mm. entistä tarkempia energia- ja sähkönlaatutietoja sekä erilaisia ohjaus-, valvonta- ja hälytyssignaaleita. Eri toiminnot asettavat erilaisia vaatimuksia tiedonsiirron luotettavuudelle, nopeudelle ja hinnalle, minkä perusteella määräytyy pitkälti kulloiseenkin tilanteeseen parhaiten sopiva tiedonsiirtoratkaisu. AMR-mittareiden tiedonsiirtoon käytettävän tekniikan valintaa täytyy tarkastella tapauskohtaisesti, sillä yhtä kaikkiin tilanteisiin hyvin sopivaa ratkaisua ei ole olemassa. Yleisesti voidaan kuitenkin sanoa, että lyhyille matkoille ja tiheään asutuille alueille soveltuvat parhaiten keskitetyt tiedonsiirtoratkaisut. Tällaisilla alueilla niillä saavutetaan paras kustannustehokkuus tiedonsiirrossa. Haittapuolena voidaan pitää nykyisien keskitinpohjaisten PLC- (Power Line Communication) ja RF-(Radio Frequency) tekniikoiden tarjoamia verrattain pieniä tiedonsiirtonopeuksia, jotka eivät riitä vaativampaan tiedonsiirtoon. Pitkille välimatkoille ja harvaan asutuilla alueilla hajautetut ratkaisut kuten GPRS (General Packet Radio Service) ovat usein kustannustehokkaimpia. Taulukossa 3 on esitelty yleisimpiä tiedonsiirtotekniikoita sekä niiden tarjoamia kantamia ja tiedonsiirtonopeuksia. Taulukon 3 tiedonsiirtonopeudet ovat teoreettisia arvoja, jotka poikkeavat todellisista tiedonsiirtonopeuksista. Eräiden tekniikoiden kohdalla on esitetty 13
arvio myös käytännön tiedonsiirtonopeudesta. Todelliseen tiedonsiirtonopeuteen vaikuttavat monet tekijät kuten verkon kuormitus ja häiriöt, joten niille ei yleensä pystytä esittämään tarkkoja arvoja. Taulukko 3. Yleisesti käytettyjä tiedonsiirtotekniikoita sekä niiden kantamat ja tiedonsiirtonopeudet. Kantama Tiedonsiirtonopeus PLC 300-500 m 1-3 kbps, käytännössä n.1,5 kbps GPRS Kattava 53,6 kbps, käytännössä 20-40 kbps 3G Kattava kaupungeissa 384 kbps (max), käytännössä 150 300 kbps. Kuparikaapelia käyttävät 1-5 km 10 Mbit/s tekniikat Valokaapelia käyttävät 10-100 km 10-100 Mbit/s tekniikat WLAN 50-100 m 11 Mbit/s RF 50-100 m 1-100 kbps Erilaisien toimintojen toteutus vaatii erilaisten tietojen siirtämistä ja asettaa siten erilaisia vaatimuksia tiedonsiirtoyhteyksille. Erityisesti siirrettävän tiedon määrä ja toiminnon aikakriittisyys asettavat tiedonsiirrolle minimivaatimuksia. Esimerkiksi erilaisille hälytyksille on tärkeää nopea ja luotettava yhteyden muodostus, mutta välitettävät datamäärät ovat pieniä. Tarkkojen energiankulutus- tai sähkön laatutietojen kaukoluenta vaatii puolestaan suuren datamäärän siirtämistä, mutta siihen voidaan käyttää huomattavasti enemmän aikaa kuin hälytysten välitykseen. Taulukossa 4 on esitelty INCA-projektissa määriteltyjä erilaisia mittaustietojen etäluennan tarpeita. Taulukossa on esitetty niiden vaatimat hyötydatan määrät, sekä 1,5-kertaiseksi oletetut kokonaisdatan määrät. Tarvittavat datamäärät laskettu olettaen, että mitattavien suureiden ja muiden tarvittavien arvojen esittämiseen riittää 16-bitin tarkkuus lukuun ottamatta aikaleimaa, jonka esittämiseen tarvitaan 40 bittiä. Tulokset on pyöristetty tarkastelun kannalta järkevään tarkkuuteen. Taulukon 4.5 datamääriä tarkasteltaessa tulee huomioida, että ne sisältävät ainoastaan mittaustiedot ja tarvittavat tunnukset. Näiden lisäksi voi mittaustietojen siirron yhteydessä olla tarve siirtää myös muita tietoja kuten tariffitietoja. 14
Taulukko 4. Erilaisten mittaustietojen kaukoluennan tiedonsiirtotarpeita Kaukoluennan tyyppi Keskeytystietojen luku Tunnin välein mitattu keskiteho vuorokauden ajalta. Minuutin välein mitattu keskiteho vuorokauden ajalta. Sekunnin välein mitattu keskiteho tunnin ajalta. Kaukoluennan sykli Luetaan keskeytyksen tapahtuessa Luetaan kerran vuorokaudessa Luetaan tarvittaessa Luetaan tarvittaessa Välitettävät tiedot Alkamis- ja loppumisaika, P,Q,I, asiakastunnus Keskituntiteho 24 h ajalta (P,Q,I asiakastunnus, aikaleima) Keskiminuuttiteho 24 h ajalta (P,Q,I asiakastunnus, aikaleima) Keskisekuntiteho 1 h ajalta (P,Q,I asiakastunnus, aikaleima) Tarvittava hyötydata [kbit] Tarvittava kokonaisdata. [kbit] 0,150 0,225 2,50 3,750 150 225 375 562 Mittaustietojen lukujärjestelmään siirtämiseen käytettävissä oleva aika vaikuttaa siihen, millaista kaistanleveyttä tietojen siirtämiseen tarvitaan. Tiedonsiirtoon käytettävissä olevaan aikaan vaikuttavat mm. lain ja asetusten asettamat vaatimukset, energiamittarin rajoitettu rekisterikoko ja palvelujen sekä markkinoiden asettamat vaatimukset mittaustietojen saatavuudelle ja reaaliaikaisuudelle. Tiedonsiirtotekniikoiden ominaisuuksien perusteella ja tekniset rajoitukset huomioiden, voidaan arvioida millaisien mittaustietojen siirtäminen ja millaisilta asiakasmääriltä eri tiedonsiirtotekniikoilla on mahdollista. Taulukossa 5 on esitetty eri mittaustietojen kaukoluentoja erikokoisilta asiakasryhmiltä käyttäen PLC-tiedonsiirtoa. Taulukon 5 arvoja tarkasteltaessa tulee huomioida, että saatujen tulosten tarkkuus riippuu olennaisesti kyseisen PLC-tekniikan (LON-väylätekniikka) ominaisuuksista sekä kyseisestä sähköverkosta ja siinä olevista häiriöistä ja kuormituksesta. Taulukko 5. Eri mittaustietojen kaukoluentaan kuluva aika erisuuruisilta asiakasmääriltä PLC-tiedonsiirtoa käyttäen Kaukoluettavat tiedot Kaukoluentaan kuluva aika / asiakasmäärä Keskeytystiedot Tuntitason energiatiedot Minuuttitason energiatiedot Sekuntitason energiatiedot 45 min. / 300 as. 70 min / 300 as. 24 h. / 300 as 1h / 6-8 as. Taulukossa 6 on puolestaan tarkasteltu erilaisten mittaustietojen kaukoluentaa GRPStekniikkaa käyttäen. GPRS-tekniikkaa käytetään Suomessa yleisesti AMR-tiedonsiirrossa. Paikallisen GSM/GPRS-verkon ominaisuudet ja tiedonsiirtokyky vaihtelevat olennaisesti alueesta riippuen, minkä takia tarkastelu tehty erikseen sekä maaseutu että kaupunki alueille. Taulukosta 6 nähdään, minkä tasoisten mittaustietojen kaukoluenta onnistuu GPRS-verkon 15
kautta ja minkä tietojen kaukoluentaan tarvitaan 3G-tasoista tiedonsiirtoyhteyttä. Tarkasteltavat alueet ovat; A) kaupunki-alue, jonka pinta-ala on n. 200 km 2 ja asukasluku n.150 000. B) maaseutu-alue, jonka pinta-ala on n. 2000 km 2 ja asukasluku n. 15 000. Taulukko 6. Esimerkkialueilta etäluettavat mittaustiedot, siirrettävät datamäärät ja niiden toteutettavuus GPRStai 3G-tekniikalla Kaukoluettavat mittaustiedot ja lukemiseen käytettävissä oleva aika Keskeytystietojen luku. Lukemiseen käytettävissä oleva aika 1 h. Tunnin välein mitattu keskiteho vuorokauden ajalta. Lukemiseen käytettävä aika 24 h. Tunnin välein mitattu keskiteho vuorokauden ajalta. Lukemiseen käytettävä aika 30 min. Minuutin välein mitattu keskiteho vuorokauden ajalta. Lukemiseen käytettävä aika 24h. Sekunnin välein mitattu keskiteho tunnin ajalta. Lukemiseen käytettävä aika 1h. Siirrettävän hyötydatan määrä / asiakas [kbit] 0,15 2,50 2,50 150 375 Siirrettävän hyötydatan määrä alueen A kaikilta asiakkailta yhteensä [Mbit] 22, 5 GPRS 375 GPRS 375,5 3G 22 500 3G 56 250 3G Siirrettävän hyötydatan määrä alueen B kaikilta asiakkailta yhteensä [Mbit] 2,25 GPRS 37,5 GPRS 37,5 GPRS 225 GPRS 5 625 3G Taulukon 6 tietojen perusteella voidaan tehdä karkeita päätelmiä AMR-tiedonsiirron yleisestä toteutettavuudesta GPRS-tekniikalla maaseutu- ja kaupunkialueilla, koska samantyyppisien alueiden tiedonsiirtoverkot omaavat yleensä likimain samansuuruiset tiedonsiirtokapasiteetit. Taulukon 5 perusteella puolestaan voidaan vastaavasti arvioida PLC-tiedonsiirron soveltuvuutta eri toimintojen toteutukseen. Tunti- ja keskeytystietojen laajamittainen siirto GPRS-verkon kautta onnistuu yleensä hyvin, jos tiedonsiirtoon on käytettävissä kohtuullisesti aikaa. Myös minuuttitason mittaustietojen siirto onnistuu harvaan asutuilla alueilla, jos tiedonsiirtoon on käytettävissä runsaasti aikaa. Mikäli minuuttitason tietoja halutaan pienellä viiveellä tai suurelta asiakasjoukolta samanaikaisesti, ei GPRS-verkon kapasiteetti riitä vaan tarvitaan 3G-tasoista tiedonsiirtoa. Suurien datamäärien siirtäminen kuormittaa GPRS verkkoa runsaasti, mistä voi aiheutua ongelmia tiedonsiirtoon. Täten esimerkiksi tiheään asutuiden alueiden asiakkaiden laajamittainen minuuttitason tai sekuntitason mittaustietojen kaukoluenta ei GPRS-verkon kautta yleensä onnistu. Sekuntitason tietojen kaukoluenta vaatisi myös harvempaan asutuilla alueilla 3G-verkkoa. Käytännössä ainoastaan yksittäisten asiakkaiden sekuntitason mittaustietoja on mahdollista lukea GPRS-verkon kautta, ja tällöinkin siihen kuluu huomattavan paljon aikaa. 16
Vuorokauden aikaisien tuntienergiatietojen luentaan PLC-tekniikka soveltuu yleensä hyvin. Käytännön epäideaalisuudet huomioidenkin voidaan olettaa, että tuntienergiatietojen luenta onnistuu myös suurilta asiakasmääriltä jos niiden lukemiseen on käytettävissä aikaa runsaasti (useita tunteja). PLC-tekniikka on usein kuitenkin herkkä sähköverkon häiriöille, mikä saattaa häiritä tai jopa estää tiettyjen yksittäisten datasarjojen siirtoa. Minuuttitason mittaustietojen siirtäminen lukujärjestelmään PLC-tekniikalla voi onnistua vuorokauden aikajänteellä myös isoilta muuntopiireiltä, mikäli verkon häiriöt eivät merkittävästi haittaa tiedonsiirtoa. Tällöin täytyy muun verkossa siirrettävän tiedon määrän olla kuitenkin vähäistä. Sekuntitason mittaustietojen siirtäminen PLC-tekniikalla ei onnistu kuin korkeintaan yksittäisiltä asiakkailta ja tällöinkin se vaatii huomattavan paljon aikaa. Yhteenvetona voidaan vielä todeta, että tuntitason mittaustietojen ja keskeytystietojen luenta GPRS- tai PLC-tekniikalla ei tuota ongelmia normaalissa vähähäiriöisessä tiedonsiirtoverkossa. Minuuttitason mittaustietojen luenta onnistuu myös GPRS-tekniikalla, paitsi kaikkein suurimmissa kaupungeissa tai tapauksissa joissa tiedot tarvitaan nopeasti, eli tiedonsiirrolle sallitaan vain pieni viive. Myös PLC-tekniikalla on mahdollista lukea jossain määrin minuuttitason mittaustietoja, mutta tämä vaatii huomattavan paljon aikaa. Sekuntitason mittaustietojen luenta vaatii lähes aina 3G-tekniikkaa, vain yksittäisten sekuntitason mittaustietojen luenta pitkällä aikavälillä on mahdollista myös GPRS- tai PLCtekniikalla. 6 ENERGIAYHTIÖN TASEHALLINTA Energiayhtiön tai sähkömarkkinoiden muu toimija voi hyödyntää etäluettavia AMRmittareita ja niillä saatavia tuntienergiatietoja apuna tasehallinnan tarkentamisessa. AMRmittarit pystytään haluttaessa kaukolukemaan erillisestä käskystä tai ennalta määrätyn ohjelman mukaisesti. Niistä saadaan tarvittaessa reaaliaikaisia mittaustietoja, joiden avulla kulutusennustetta voidaan tarkentaa ja näin pyrkiä pienentämään energiayhtiön tasevirhettä ja saavuttamaan säästöjä tasesähkökustannuksissa. Tässä yhteydessä reaaliaikaisilla mittaustiedoilla tarkoitetaan etäluennalla saatuja (tuntienergia) mittaustietoja, jotka sisältävät huomattavan viiveen, mutta ovat reaaliaikaisia verrattuna perinteisellä mittareidenluvulla saatuihin tietoihin. Tasehallinnan tarkentamiseen tarvittavien tuntienergiatietojen saaminen ei aseta käytettäville AMR-laitteistoille suuria vaatimuksia. Tiedonsiirtoyhteyksien kapasiteetin täytyy kuitenkin mahdollistaa riittävän nopean tuntienergiatietojen siirto, jotta reaaliaikaisista energiankulutustiedoista saadaan suurin mahdollinen hyöty. Tuntienergiatietojen ajantasaisuus ja kulutusennusteen päivityksen tiheys vaikuttavat olennaisesti kulutusennusteen tarkkuuteen. Mitä ajantasaisemmilla energiatiedoilla ja mitä tiheämmin kulutusennustetta tarkennetaan, sitä tarkempi kulutusennusteen voidaan olettaa olevan ja täten sitä suurempi säästö tasesähkökustannuksissa voidaan saavuttaa. Tuntienergiatiedoilla tarkennettuun kulutusennusteeseen perustuen energiayhtiö voi korjata sähkötasettaan tekemällä kauppoja Elbas-markkinoilla aina tuntia ennen käyttötuntia asti. Elbas-markkinoiden sulkeuduttua energiayhtiö ei voi enää käydä kauppaa sähkömarkkinoilla, jolloin käytössä on mahdollisen oman tuotannon tai kulutuksen ohjaus. Mahdollisista kaupoista ja säätötoimenpiteistä huolimatta energiayhtiön sähkönhankinta ja toimitus eivät yleensä vastaa tarkasti toisiaan, josta syntyy tasepoikkeama. Energiayhtiön on hankittava 17
tasepoikkeaman verran tasesähköä, jonka hinnoittelu perustuu säätösähkömarkkinoiden hintatasoon. Tasevirheen pienenemisestä tunnissa syntyvä keskimääräinen säästö c t saadaan laskettua seuraavasti ( p p V ) c ε + (1) t = t spot reg, t Fee missä ε t on tunnin t tasevirhe, p spot on sähkön spot-hinta, p reg,t on tasesähkön hinta ja V Fee on tasesähkön volyymimaksu. Suurin taloudellinen hyöty tasevirheen pienentämisestä voidaan saavuttaa ajankohtina jolloin hintaero tasesähkön ja spot-sähkön välillä on suuri. Lisäksi se kuinka paljon tasevirhettä saadaan pienennettyä reaaliaikaisien mittaustietojen avulla, vaikuttaa olennaisesti tasehallinnalla saavutettujen säästöjen suuruuteen. Yleisesti voidaan sanoa, että mitä suurempi on tasesähkön ja spot-sähkön välinen hintaero ja mitä enemmän tasevirhettä pystytään pienentämään, sitä suuremmat säästöt tasehallinnalla voidaan saavuttaa. Kulutusennusteen tarkentaminen on kannattavaa vain jos sillä saavutetut säästöt ovat energiatietojen hankinnasta aiheutuvia kustannuksia suuremmat. Täten tasevirhettä täytyy saada pienennettyä riittävästi ja tasesähkön hinnan on oltava sähkön spot-hintaa korkeampi. Kannattavinta tasehallinnan tarkentaminen on tasesähkön hintapiikkien aikaan jolloin tasesähkön hinta voi nousta nopeasti moninkertaiseksi sähkön spot-hintaan verrattuna. Tällöin lyhyelläkin aikavälillä on mahdollista saavuttaa huomattavia säästöjä tasehallinnan tarkentamisella. 6.1 Case-esimerkki Tarkastellaan seuraavana tasehallinnan tarkentamisen toteutusta ja kannattavuutta caseesimerkin avulla. Tämän esimerkin laskut on tehty käyttäen todellisia tasesähkön ja spotsähkön hintoja 5.1.2009. Kyseisen ajan tasesähkön myyntihinta on esitetty kuvassa 3. Tasesähkön hinta [ /MWh] 12000 1000 800 600 400 200 0 0:00 6:00 12:00 18:00 0:00 Kellonaika Kuva 3. Kuvaaja tasesähkön myyntihinnasta Suomessa 5.1.2009 Tasesähkön hinta lähti huomattavaan nousuun aamulla 5.1.2009 ja oli kahden tunnin ajan yli 1000 /MWh, ja yhden tunnin ajan yli 300 /MWh. Vastaavan ajankohdan spot-sähkön suomen aluehinta oli alle 50 /MWh. Taulukossa 7 on esitetty kyseisen tasesähkön 18
hintapiikin aikaisien tuntien sähkönhinnat pyöristettynä tarkastelun kannalta järkevään tarkkuuteen. Taulukko 7. Tasesähkön ja spot-sähkön myyntihinnat suomessa 5.1.2009 klo. 07:00-13:00 (Suomen aikaa) Tunti 07-08 08-09 09-10 10-11 11-12 12-13 13-14 Tasesähkön hinta [ /MWh] 53 93 1007 1007 325 51 51 Spot-sähkön hinta [ /MWh] 43 44 47 47 47 47 47 Oletetaan, että energiayhtiössä havaittiin aamulla 5.1.2009 viitteet tasesähkön hinnannoususta ja tämän trendin oletettiin jatkuvan. Täten kulutusennusteen tarkentamista varten aloitettiin asiakkaiden tuntienergiatietojen luenta aamulla klo. 7.00. Tuntienergiatietojen luentaa jatkettiin aina kello 12 asti, jolloin tasesähkön hintapiikin havaittiin loppuvan. Näiden tuntienergiatietojen avulla tarkennettiin kulutusennustetta käyttötunneille 9-14 ja tehtiin niiden perusteella tarvittavat korjaavat toimenpiteet taseeseen. Energiayhtiön sähkönmyynti oli tarkasteluvälillä keskimäärin noin 140 GWh/h ja tasevirhettä saatiin pienennettyä tuntienergiatietojen pohjalta laaditulla kulutusennusteella kyseisellä aikavälillä keskimäärin 3 prosentti-yksikön verran alkuperäisestä 6 prosentista. Täten käyttötunneilla 9-14 saavutettiin kulutusennusteen tarkentumisen ansiosta taulukon 8 mukaiset säästöt, yhteensä yli 9000. Taulukko 8. Tasehallinnan tarkentamisella saavutetut säästöt tasesähkön hintapiikin aikana. Käyttötunti 9-10 10-11 11-12 12-13 13-14 Tasehallinnan tarkentumisella saavutettu säästö [ ] 3948 3948 1145 19 19 Suurimmat säästöt tasehallinnalla tarkentamisella saavutettiin käyttötuntien 9-12 aikana. Tasesähkön hintapiikin loputtua tasehallinnalla kannattavuus laski merkittävästi ja tuntien 12-14 aikana saavutetut säästöt olivat pieniä. Täten näille tunneille ajoitettu tasehallinnan tarkentaminen ei tuo merkittäviä säästöjä tai voi olla jopa kannattamatonta jos tuntienergiatietojen hankinnasta aiheutuvat kustannukset nousevat suuremmaksi kuin saavutetut säästöt. Tasehallinnan tarkentamisen oletetaan olevan lisäpalvelu, jolloin sille kohdistuvat ainoastaan energiatietojen hankintaan tarvittavista asiakkaiden mittareiden luennasta aiheutuvat kustannukset. Kun saavutettujen säästöjen suuruus tiedetään, voidaan laskea palvelulle kannattavuusraja, joka on tässä tapauksessa yhden mittarinluennan maksimikustannus. Oletetaan, että tuntienergiatiedot luetaan kaikilta asiakkailta kerran tunnissa tasehallinnan tarkentamisen aikana, eli yhteensä 5 kertaa jokaiselta asiakkaalta. Tällöin saadaan yhden mittarinluentakerran maksimikustannukseksi 9079 / 80 000 * 5 2,25 snt. Tämän luentakustannuksen perusteella voidaan päätellä, että reaaliaikaisien energiatietojen käyttäminen kohdennettuun tasehallinnan tarkentamiseen on kannattavaa, koska kyseinen rajakustannus voidaan saavuttaa. Tasehallinnan tarkentamisesta saadaan käytännössä vielä kannattavampaa, koska kaikkien asiakkaiden mittareiden luenta ei ole välttämätöntä tasehallinnan tarkentamisessa. Kulutusennustetta pystytään tarkentamaan merkittävästi lukemalla energiatiedot vain asiakkailta joilla on suuria nopeasti muuttuvia kuormituksia, joiden vaihtelut aiheuttavat merkittävän osan kulutusennusteen virheestä. Näin toimimalla saadaan mittareiden luvusta aiheutuvia kustannuksia pienemmäksi ja palvelun kannattavuutta paremmaksi. 19