|
Aktualności
|
|
Informacje
Numery
Numer 01/2007
Jesteśmy gotowi wprowadzać najnowocześniejsze rozwiązania, ale...zadecydują o tym Klienci
|
|
|
Rozmowa z Piotrem Skrzyńskim, członkiem Zarządu APATOR SA
|
- Wzrastające wymagania dostawców i nabywców mediów energetycznych sprawiają, iż dzisiejsze urządzenia do pomiaru np. zużycia energii elektrycznej - to praktycznie komputer.
- Owszem, dużo jest w tym prawdy, ale trzeba pamiętać, że mówimy o dwóch rzeczach w jednym. Segment aparatury pomiarowej stanowi jedną z dwu najważniejszych podstaw naszej oferty handlowej. Od 10 lat prowadzimy działalność związaną z systemem pre-paidowym dla mediów energetycznych i – dla uzupełnienia oferty pomiarowej - dokonaliśmy inwestycji kupując firmy takie jak: Pafal ze Świdnicy, jak część działu rozwoju i sprzedaży KFAP z Krakowa, czy jak Metrix z Tczewa. Dzięki temu, stworzyliśmy dywizję zajmującą się urządzeniami pomiarowymi, systemami pre=paidowymi, zdalnymi odczytami, oraz systemami informatycznymi(interfejsy), dzięki którym możemy komunikować się ze funkcjonującymi i wdrożonymi już w Polsce systemami billingowymi. Nasze systemy zbudowane są na układach otwartych i na ich podstawie możemy łączyć się z produktami takich firm jak: Prokom, Computerland i innych firm, które zainstalowały swoje lokalne systemy billingowe.
Nasza strategia polega ponadto, na zbudowaniu całościowo zintegrowanego układu pomiarowego, obejmującego trzy komponenty.
1. Punkt pomiarowy. Takim punktem pomiarowym jest licznik energii elektrycznej, gazomierz, licznik energii ciepła, wodomierz.
2. Warstwa telemetryczna, czyli transmisja sygnałów z punktu pomiarowego zbudowanego w oparciu o radio lokalne, GPS, GSM, PLC/DLC.
3. Warstwa inteligentnej, otwartej bazy danych, w której składowane są informacje pomiarowe.
Te trzy warstwy tworzą całość rozumianą jako inteligentny pomiar. Taka oferta dedykowana jest do spółek dystrybucyjnych, dla spółek komunalnych. Jest to segment, który bardzo dynamicznie się rozwija. Są to technologie już rozpracowywane i będą powoli komercjalizowane, wprowadzane na rynek. Wymaga to współpracy trzech zakresów stron: użytkownika ( np. spółki obrotu), która sprzedaje dane medium, operatora ( np. OSD ), który odpowiada za utrzymanie systemu i za przekaz informatyczny i Apatora czyli producenta.
- Zastanawiam się tylko, czy polscy nabywcy są zainteresowani kupowaniem liczników ze zdalnym odczytem. Wiadomo, że za tym idzie zagrożenie utraty pracy przez inkasentów. Czy polskie spółki dystrybucyjne energii elektrycznej i gazu są zainteresowane kupnem takiego produktu, czy też myślicie o tym, ale wyłącznie w kontekście eksportu tego typu urządzeń?
- W odpowiedzi na to pytanie chciałbym dokonać podziału między problemami płatności, a problemami zbierania informacji pomiarowych. To są dwie niezależne sprawy i różne sposoby rozwiązań technologicznych. Chciałbym powiedzieć najpierw o kwestiach płatności. Mogą one dokonywać się w układzie post albo pre-paid, czyli albo przed albo po zrealizowaniu usługi. To nie ma nic wspólnego ze sposobem zbierania informacji z punktu pomiarowego. Chciałbym, żeby te granice były tutaj jasno zaznaczone. Z jednej strony mamy system obrotu gotówką, czyli relacji finansowej między Klientem, a spółką obrotu, a z drugiej strony mamy kwestię uzyskania informacji pomiarowej o towarze, który został przez tego Klienta kupiony i zużyty w tym lub innym okresie. To są dwie różne sytuacje i dwa różne problemy. My wychodzimy z ofertą dwutorową. Z jednej strony mówimy o ofercie związanej z przepływem pieniędzy, czyli z relacją finansową między Klientem, a spółką obrotu i w ramach tego wpisuje się system pre-paidowy, a dokładnie pre-paidowo-post-paidowy czyli przedpłatowo-kredytowy. Nie używamy już nazwy tylko przedpłatowy, gdyż są różne sytuacje finansowe między Klientami. Nie możemy ich wiązać tylko jednym wariantem współpracy...
Kolejnym naszym krokiem teraz będzie umożliwienie zakupu energii elektrycznej poprzez telefon komórkowy, rozumianym jako „Skarbonka elektroniczna”. To jest ten obszar działania, który pewnie niedługo nastąpi, choćby ze względu na zmianę pokoleniową Klientów. Uważam, że jest to ważny i naturalny kierunek rozwoju sposobów płatności.
Drugi problem jest związany ze zdalnymi sposobami odczytu (AMR). Chciałbym tutaj przypomnieć, że najbardziej rozwiniętym rynkiem w zakresie zdalnych odczytów jest rynek amerykański. Ponad 25% punktów pomiarowych w gazie jest powiązanych systemowo. Jeśli chodzi o prąd - jest to ok. 23%, a wodę - ok. 15%. Europa jest bardziej zachowawcza w tym zakresie. W Polsce są to dopiero pewne działania pilotażowe, dopiero uczymy się technologii systemów rozproszonych. Klient (dystrybutor danego medium i właściciel punktu pomiarowego), który do tej pory musiał chodzić, pukać, umawiać się na daną godzinę w celu dokonania odczytu, teraz został uwolniony od tego problemu. Elektronika pomaga Klientowi. Może on na odległość dokonywać odczytu energii elektrycznej. Tego typu rozwiązania są już wdrażane w Enerdze w Gdańsku. Instalacje są zakładane w różnych punktach, osiedlach mieszkalnych, domkach jednorodzinnych, jak i tam gdzie jest układ rozproszony sieci. Zdolność odczytowa naszych systemów, dla zdefiniowanych przez klienta zakresów informacji, wynosi 80 liczników na minutę.
Zainteresowanie zgłaszają kolejne spółki obrotu, z którymi prowadzimy rozmowy w kwestiach małych pilotaży. Wydaje mi się, że koniec tego roku powinien skończyć się podpisaniem następnych umów wdrożeniowych w kolejnych spółkach dystrybucyjnych w zakresie odczytu obchodzonego, czyli tego, który nie uderza w inkasentów. Czekamy na decyzje spółek dystrybucyjnych. Kolejny możliwy etap to kwestia postawienia koncentratorów. Musimy być przygotowani w momencie, gdy spółki dystrybucyjne poproszą nas by wejść na kolejny etap rozwoju. Z zainstalowanych koncentratorów będzie można sczytywać dane, wtedy ta informacja będzie transmitowana nie drogą radiową, ale poprzez GSM, GPS. Tak samo jak dzieje się to już w dużych odczytach. Ta informacja wtedy trafia do komputera, gdzie jest zainstalowana baza odczytowa, w takiej konfiguracji, jaką dana spółka dystrybucyjna akceptuje jako swój standard. Należy jasno powiedzieć, a zostało to potwierdzone przez największe spółki dystrybucyjne EON, ENDESA itd, podczas corocznego spotkania świata pomiarowego MEETERING w Kopenhadze na początku października br. iż z powodu braku jednolitych standardów każdy pracuje nad własną koncepcją. Jest to także kwestia wyboru technologii. My proponujemy taką ofertę technologiczną, jaką dana spółka dystrybucyjna w ramach swojej polityki inwestycyjnej jest w stanie przyjąć. To jest kolejny etap i od tej pory spółka będzie mogła sobie dokonywać odczytów zgodnie w wcześniej założonym trybem pracy systemu odczytowego. W trybie obchodzonym inkasent może odczytywać licznik raz w tygodniu, albo co parę dni. To znacznie przyspiesza całą kwestię odczytu, znacznie łatwiej sprawdzić poziom sprzedaży energii elektrycznej w detalu. Układ obchodzony jest układem, który zbliżą spółki dystrybucyjne do spełnienia wymogu dyrektywy konsumenckiej, dzięki której Klient ma możliwość fakturowania swoich klientów raz na miesiąc. Funkcjonalność ta jest możliwa po zainstalowaniu koncentratorów jak i bazy odczytowej mającej komunikację z systemem bilingowym.
Kwestia prognoz i kwestia profili, to jest znacznie bardziej skomplikowany problem. Ten problem dotyczy bilansowania układu detalicznego, rozproszonego. To oznacza, że sposób próbkowania musi być znacznie częstszy niż raz na miesiąc, a w tym momencie wymaga to symulacji finansowej, związanej z kosztami zwielokrotnionej transmisji danych z dużej ilości punktów pomiarowych.
Jest jeszcze kwestia bilansowania mocy. To problem przyszłości raczej dalszej ze względu na olbrzymie koszty jak i brak standardów. W terminologii metrologicznej określa się to jako AMM czyli Automatyczne Zarządzanie Pomiarami. To jest rzecz, która tak naprawdę dopiero „raczkuje”. Jedyną dużą instalacją tego typu w Europie jest instalacja we Włoszech, gdzie firma ENEL, posiadająca ponad 80% rynku energii elektrycznej podpisała w okresie 2001-02 umowę z firmami informatycznymi na wdrożenie AMM/AMR. Tam zdecydowano, że przez połączenia liczników siecią ( PLC), doprowadzi się do sytuacji, gdzie z poziomu koncentratorów oraz bazy danych pomiarowych będzie można sterować nie tylko odbiorem, ale również będzie możliwość zmiany taryf. To jest projekt, który znajduje się w ostatniej fazie wdrożenia. Natomiast nie ma jeszcze ze strony ENEL-u potwierdzonych informacji dotyczącej skuteczności działania systemu jak i skutków finansowych. Według niepotwierdzonych informacji okres zwrotu z inwestycji grubo przekracza 8 lat- mówi się nawet o 16 latach.
Podsumowując, należy powiedzieć, że systemy, które są sprawdzone, zweryfikowane, ułatwiające życie dzisiejszej spółki obrotu to system AMR w układzie obchodzonym lub w opcji z koncentratorem. Natomiast jeśli chodzi o AMM/AMR to jest to system dopiero pilotażowo wdrażany.
- Załóżmy, że Włosi bardzo dobrze ocenią działanie swego systemu. Czy - w związku z tym - Apator jest również w stanie produkować takie systemy i oferować polskim Klientom?
- W zakresie oferty o której, mówiłem na początku naszej rozmowy, jesteśmy już po pierwszym etapie wdrożenia. Mamy przygotowaną ofertę technologiczną. Czekamy na decyzję ze strony Klienta, co do dalszych działań.
- A ta technologia Panie Prezesie? Czy to polska myśl techniczna czy to są licencje? Pamiętam, że kiedyś był Leo, dzisiaj jest Lew. To nie był polski pomysł?
- 10 lat temu kupiliśmy technologię, ale ta technologia dotyczyła tylko aparatu podstawowego, czyli Leo. Teraz mówimy zupełnie o czymś innym. Mówimy o całym systemie „Lew system”. To jest w 100% technologia polska firmy Apator. Dlatego jesteśmy gotowi natychmiast zasiąść do stołu ze spółkami i rozmawiać o kolejnych etapach, czyli o przygotowaniach do podłączenia interfejsowego do systemów nadrzędnych. Przypominam, że jeśli chodzi o interfejsy w zakresie systemu Lew, to już to działa i dobrze funkcjonuje.
- Sądzi Pan, że – w razie zakończonego sukcesem wdrożenia tego systemu AMM/AMR w sieci ENEL-u, nasze spółki dystrybucyjne i spółki obrotu będą zainteresowane naśladowaniem tego projektu?
- Tutaj jest kwestia dotycząca bilansowania czyli zasadniczego biznesu, jaki prowadzi spółka obrotu. Jest różnica między doświadczeniami rynku amerykańskiego, a europejskiego. Doświadczenie amerykańskie jest wieloletnie. Przypomnę, że pierwsze AMR-y narodziły się w latach 70. czyli ponad 30 lat temu. Amerykanie mają potężne doświadczenie mimo, że jakość ich sieci niekoniecznie jest lepsza niż w Polsce. Uważam, że Polska naprawdę nie ma się czego wstydzić. Jeżeli ktoś widział te instalacje, to wie o czym mówię. Blackouty też o czymś świadczą. Amerykanie doszli do wniosku, że nie można jednej technologii stosować w ramach jednego systemu, jeżeli chodzi o transmisję danych czyli przekazywanie informacji. Tam stosuje się - w zależności od topologii sieci, czyli ukształtowania terenu, sytuacji technicznej, stanu transformatorów, stanu sieci niskiego napięcia, przełożeń, infrastruktury, ulokowania budynków - albo technologię PLC czyli „po sieci”, albo tzw. technologie mobilne ( radio lub GSM). Tutaj nie ma reguł. Nie można powiedzieć, że w danym układzie dla danego Klienta istnieje tylko jedna technologia. Myślę, że byłaby to duża nieodpowiedzialność. Proszę zauważyć, że Włosi zdecydowali się tylko na jedną technologię tzn. „po sieci”. Uważam, że jest to duże ryzyko i to jest jeden z elementów wyjaśniający ich opóźnienia w zakresie wdrożeń tego systemu w skali całego kraju. Bez dostępu do punktu pomiarowego w sposób płynny, nie da się zrobić bilansowania na poziomie wyższym; regionalnym czy też krajowym. Trzeba podkreślić również, iż w systemie ENEL-a nie ma możliwości budowy profili dla poszczególnych punktów pomiarowych jak i odczytu jednoczesnego dla wszystkich liczników.
- A obserwując polskie realia, widzi Pan możliwość wdrożenia nawet testowego projektu w którejkolwiek ze spółek dystrybucyjnych w Polsce?
- Myślę, że Polska jest w szczególnym momencie, ponieważ dokonują się trzy procesy. Pierwszy proces jest związany z konsolidacją spółek dystrybucyjnych. Drugi proces dotyczy rozdziału pomiędzy OSD czyli operatorami systemów dystrybucyjnych, a spółkami obrotu, które zajmują się sprzedażą energii elektrycznej. Trzeci czynnik jest związany z dniem 1 lipca 2007 r., kiedy to energetyka polska powinna być przygotowana do wprowadzenia zasady TPA (Third Part Access), czyli umożliwienia Klientom zmiany dostawcy mediów. Te trzy elementy, a w szczególności brak decyzji zasadniczych co do kształtu rynku energii elektrycznej w Polsce, powodują duży poziom komplikacji i chyba brak możliwości co do podjęcia racjonalnych decyzji jeśli chodzi o ostateczne rozwiązania. Wprowadzenie teraz dodatkowo jeszcze systemu AMM wymaga bardzo precyzyjnej debaty technologicznej- bo brak jest jakichkolwiek standardów. Ponadto, doświadczenia rynku angielskiego i niemieckiego w zakresie uwolnienia rynku (TPA) jasno pokazują, iż bez systemów AMM mogą być spełnione warunki do uwolnienia rynku energii dla klientów w małym odbiorze i te dwie sprawy należy oddzielić od siebie. W tym momencie pytanie należałoby skierować do kolegów ze spółek obrotu jak i spółek OSD, czy oni podejmą się takiego ryzyka inwestycyjnego, czy nie należy może podzielić tego w czasie i pomyśleć o etapach. Wydaje mi się, że pewna kolejność działań byłaby wskazana. W ramach debaty na temat zasadniczych kwestii kształtu polskiej energetyki naturalną sprawą jest, iż problem przyszłościowych systemów pomiarowych staje się elementem uzupełniającym debatę, ale nie stanowi podstawowego problemu. Taki jest mój pogląd na ten temat.
- Dziękuję za rozmowę
Dokończenie znajdziesz w wydaniu papierowym. Zamów prenumeratę miesięcznika ENERGIA GIGAWAT w cenie 108 zł za cały rok, 54 zł - za pół roku lub 27 zł - za kwartał. Możesz skorzystać z formularza, który znajdziesz tutaj
Zamów prenumeratę
|
|
|
|
