Inteligentna energetyka
-
- Przemysław Gamdzyk,
- 12.06.2012
Budowa inteligentnych sieci energetycznych pochłonie do 2020 roku 7-10 mld zł. Branża teleinformatyczna szykuje się na żniwa, ale na projekty IT przypadnie zaledwie kilka procent tych wydatków.
Energa Operator jako pierwsza na dużą skalę zaczęła wdrożenie inteligentnej infrastruktury pomiarowej - instalowanie inteligentnych liczników, systemu komunikacji dla danych z liczników, aplikacji MDM (Meter Data Management) agregującej zbierane dane. Potencjalne korzyści mogą być duże (p. ramka "Co przyniesie smart grids"), ale koszty również. Wiadomo że Energa rocznie będzie wydawać na smart metering sto kilkadziesiąt milionów złotych. Po stronie niewiadomych należy też zapisać cały katalog potencjalnych zagrożeń, dzisiaj nawet nie do końca zbadany.
Rynek w Polsce z dużym zainteresowaniem przygląda się temu, co robi Energa Operator. Można odnieść wrażenie, że niektórzy tylko czekają aż Enerdze na smart metering powinie się noga.
Zobacz również:
Przeciwnikom inteligentnego opomiarowania sieci nie brakuje argumentów. "Energa nie powinna zaczynać od infrastruktury pomiarowej AMI. Na wykonawcę systemu Meter Data Management wybrali firmę bez doświadczenia w branży". Albo: "To się w Polsce nie opłaci. To nie Finlandia, gdzie pracownicy są drodzy, a ludzie są rozrzuceni po dużych przestrzeniach. Lepiej budujmy bloki energetyczne, zamiast inwestować w nowe liczniki".
Kwestia wiary
Takie opinie opierają się na gotowych tezach. Jak bez uprzedzeń można ocenić ruch Energi? Czy taka inwestycja opłaca się biznesowo? "Oczywiście to zależy od wielu czynników - przede wszystkim od tego, jak wdrożenie zostanie przeprowadzone. Ogromne znaczenie będą mieć parametry czysto ekonomiczne. Sama cena zakupu i utrzymania inteligentnego licznika może przesądzić o tym, czy ostateczny wynik ekonomiczny będzie dodatni, czy ujemny" - przewiduje Mariusz Przybylik z firmy AT Kearney.
Skąd zatem tyle sceptycyzmu wobec Energi, chociaż na ogół wyrażanego bardziej w kuluarach niż na forum publicznym? "Proszę popatrzeć na przypadek historii dyliżansów w XIX wieku. Wiele osób nie wierzyło w przyszłość kolei żelaznych. Jednym z podstawowych argumentów również było to, że inwestycje w kolej się nam nie zwrócą, że potrzebne inwestycje są ogromne, a gwarancji zwrotu nie ma" - dodaje Przybylik.
Smart metering ma przynieść różne korzyści w wielu obszarach: zmniejszenie kosztów i zużycia energii, wzrost efektywności, nowe produkty i nowe modele biznesowe oraz znaczące korzyści społeczne. "Możliwy jest również wzrost sprzedaży zaangażowanych w ten obszar spółek, w szczególności u tych graczy, którzy aktywnie będą rozwijać nowe produkty i nowe modele biznesowe, których tworzenie będzie miało sens tylko po zbudowaniu infrastruktury AMI" - uważa Mariusz Przybylik.
Budowa tych systemów przez same spółki energetyczne i firmy IT, które nie miały dotąd podobnych doświadczeń, obarczona jest sporym ryzykiem. "Wyzwaniem w IT była i jest skalowalność rozwiązań. Liniowy wzrost liczby danych wcale się nie przekłada na taki sam wzrost skomplikowania systemów. W pewnym momencie relacyjne bazy danych nie przetworzą w zadanym czasie napływających danych. Dzisiejsze doświadczenie uczy, że w energetyce barierą jest poziom 1 miliona klientów, odczytywanych co 15 minut, powyżej którego trzeba stosować rozwiązania zupełnie innego rodzaju" - twierdzi Elżbieta Starakiewicz, odpowiedzialna za sektory energii i użyteczności publicznej w IBM. Problemu skali doświadczył chociażby amerykański operator Oncor. To ważny czynnik ryzyka - czas pokaże, czy został uwzględniony przez firmy energetyczne w Polsce. Ich projekty z obszaru smart metering dotyczą milionów liczników.
Ile zarobi IT
Entuzjaści chcieliby, żeby państwo polskie się wypowiedziało równie stanowczo w przypadku konieczności wchodzenia w smart gridy, jak to czyni w kwestii wydobycia gazu łupkowego. Wtedy - przekonują - bylibyśmy z teleinformatyką w energetyce znacznie dalej niż dzisiaj.
Z kolei sceptycy uważają, że smart metering w pierwszym etapie będzie miał ograniczone znaczenie dla rynku IT. Jeśli przyjąć, że do 2020 roku konieczne inwestycje w skali całego kraju mogłyby sięgnąć 7-10 miliardów złotych, to na sektor IT przypadnie z tego kilkaset milionów. Ciągle sporo, ale to będą miliony, a nie miliardy. Firmy IT będą mogły zarobić przede wszystkim na rozwiązaniach MDM, budowie systemu OIP (Operator Informacji Pomiarowej), który w jednym miejscu w sposób scentralizowany agregowałby dane pochodzące z odczytów liczników oraz - docelowo - na narzędziach do przetwarzania gromadzonych informacji, a więc zaawansowanych systemach CRM. Głównym beneficjentem będą jednak producenci liczników z fabrykami na Dalekim Wschodzie.
Budowa inteligentnych sieci energetycznych zapewne wywoła zażarte spory o nowe kontrakty. Można łatwo wskazać kilka obszarów szczególnie interesujących dla dostawców sprzętu i usług. Z pewnością walka będzie toczyć się o to, kto zapewni transmisję danych w odczytach liczników (operatorzy GSM, pozostali operatorzy czy same firmy energetyczne) i kto zdobędzie olbrzymie kontrakty na dostawy inteligentnych liczników. Możemy także być świadkami sporów o to, czy aplikacje MDM (integrujące dane pomiarowe) powinny robić polskie, czy zagraniczne firmy.
Operator Informacji Pomiarowej
Z rozwojem smart metering wiąże się temat niezależnego operatora pomiarów, który w jednym miejscu, w sposób niezależny od poszczególnych firm energetycznych, gromadziłby i udostępniał dane z pomiarów. Takie rozwiązanie ma stymulować konkurencję na rynku energetycznym.
Przedstawiciele branży teleinformatycznej są raczej zgodni, że z punktu widzenia IT system dla NOP wcale nie będzie ani wielki, ani szczególnie złożony. Owszem, projekt spory i wymagający, ale na pewno daleki od rekordów polskiego rynku. "Spójrzmy na duże systemy bankowe, na billingi operatorów telekomunikacyjnych czy w końcu na systemy, które muszą działać w czasie rzeczywistym. To są ekstremalne wyzwania" - twierdzą integratorzy. Ale budowa takiego systemu wymaga dobrej koordynacji i współpracy z różnorodnymi podmiotami. Nie można więc też powiedzieć, że będzie to projekt łatwy. Jego wartość szacuje się na kilkadziesiąt milionów złotych.
Założenia i parametry projektu nie zostały ostatecznie określone, nie wiadomo także, kto będzie za niego odpowiadał. Wszyscy zgodnie przyznają, że to zadanie dla PSE Operatora, ale firma czeka na formalne decyzje przed podjęciem jakichkolwiek działań.
"Do prowadzenia takiego przedsięwzięcia potrzebna jest rozbudowana infrastruktura. Kluczowe są decyzje dotyczące sposobu jego prowadzenia i mamy do wyboru ciekawe opcje" - mówi Elżbieta Starakiewicz. Podstawową kwestią jest zakres władzy zarządzającego projektem. Jaki będzie jego wpływ na OSD, czyli Operatora Systemu Dystrybucyjnego? Czy zarządzający będzie mógł - poprzez wsparcie regulatora - narzucić harmonogram działań i go skutecznie egzekwować? A może taki centralizm nie jest dobry i trzeba zakładać chęć współpracy i samoorganizacji OSD wokół wspólnego celu? Zagrożenie, że OIP będzie się ślimaczył, jest duże i dlatego do tego projektu trzeba podejść dokonawszy pełnej analizy potencjalnych rodzajów ryzyka.
Piotr Muszyński, wiceprezes zarządu Orange Polska ds. operacyjnych
Projekty smart grid wymagają współpracy podmiotów z różnych branż. Przemawia za tym zakres przedsięwzięcia i niezbędne kompetencje, szczególnie w obszarze metrologii, zarządzania danymi, komunikacji i transmisji danych z zapewnieniem odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa oraz automatyki. Istotnym wyzwaniem jest także konieczność ustalenia standardów, które warunkują sprawną pracę systemu.
W Polsce uwagę skupiają projekty, które mają być realizowane w elektroenergetyce. O ich skali świadczy liczba blisko 13 milionów liczników wyposażonych w inteligentne opomiarowanie, które powinny być zainstalowane i uruchomione jako część smart gridu przed końcem 2020, zgodnie z wymaganiami UE.
Uważam, że sieć szerokopasmowego internetu jest naturalnym sojusznikiem projektów smart grid.
Potrzebne jest dodanie inteligencji do rozproszonych systemów i uruchomienie różnorodnych aplikacji, z których skorzystają odbiorcy energii. Zauważmy, że każde gospodarstwo domowe stanie się węzłem smart grid i użytkownikiem szerokiego pakietu usług w świecie "internetu rzeczy" i rozwiązań machine-to-machine. Jesteśmy już obecni w tym segmencie telekomunikacji, którego celem jest połączenie z internetem obiektów inteligentnych.
Pierwszym wspólnym celem telekomunikacji i energetyki może być budowa infrastruktury, w celu ułatwienia rozwoju usług o wartości dodanej, takich jak inteligentny dom.
Obecny krajowy model funkcjonowania regulacji elektroenergetyki dyskryminuje jednak realizację projektów w formule outsourcingu. Uważam, że to powinno się zmienić. Ważne jest, żeby przepisy w równoprawny sposób traktowały wydatki na budowę infrastruktury i usług ponoszone w formule outsourcingu z wydatkami ponoszonymi w ramach inwestycji własnych. Sieci są przecież gotowe. Przy połączeniu sił i środków projekty smart metering i smart grid mogą być modelowym rozwiązaniem w zakresie świadczenia usług dostawy prądu i dostawy szerokiego pasma umożliwiającego świadczenie wszystkich e-usług.
Bartosz Wojszczyk i Mariusz Kownacki
Wdrażanie sieci inteligentnych niesie korzyści nie tylko na poziomie technicznym, ale również w kontekście rozwoju gospodarczego, zwiększania konkurencyjności przedsiębiorstw energetycznych, aktywnego zaangażowania klienta końcowego oraz ochrony środowiska. Chodzi tutaj przede wszystkim o:
- Zwiększenie niezawodności sieci, co redukuje koszty przerw w dostawach energii eklektycznej i poprawia jakość zasilania, a także zmniejsza prawdopodobieństwo i skutki rozległych awarii systemowych.
- Korzyści gospodarcze, uzyskane przede wszystkim dzięki efektywnemu naciskowi na obniżanie cen energii i regionalizację technologii.
- Poprawę efektywności zarządzania energią poprzez zarządzanie szczytowym zapotrzebowaniem na energię oraz wydajniejsze wykorzystanie istniejącej infrastruktury elektroenergetycznej do produkcji, dostarczania i konsumpcji energii elektrycznej.
- Korzyści dla środowiska naturalnego rosną w miarę ograniczania emisji CO2 poprzez umożliwienie stosowania odnawialnych źródeł energii, pojazdów elektrycznych i efektywności wykorzystania energii.
- Poprawę bezpieczeństwa energetycznego poprzez zróżnicowanie wykorzystywanych paliw do produkcji energii elektrycznej (generation mix), między innymi o lokalne, odnawialne zasoby energii.
Rozwój inteligentnych sieci przyniesie również wymierne korzyści dla odbiorców indywidualnych. Poza lepszym zarządzaniem cenami i stabilnością dostaw energii, dzięki zastosowaniu inteligentnych systemów pomiaru (AMI) zyskają oni dostęp do całego przekroju powiązanych usług. Będą mogli decydować, kiedy i na jakich warunkach kupią energię (ceny będą uzależnione m.in. od zmieniającej się wielkości popytu w ciągu dnia) czy - wybiegnijmy nieco w przyszłość - programować sprzęt gospodarstwa domowego tak, by optymalizować zużycie energii.
Systemy inteligentnego pomiaru to pierwszy krok do gruntownej zmiany całego modelu funkcjonowania infrastruktury energetycznej.
Dr inż. Bartosz Wojszczyk jest dyrektorem generalnym ds. rozwoju inteligentnych sieci w GE Energy w USA. Mariusz Kownacki jest menedżerem ds. sieci inteligentnych na region CEE w GE Energy, Polska.
