Dystrybutorzy energii inwestują w IT

Branża IT zgodnie ocenia, że w najbliższych latach sektor energetyczny stanie się ogromnym rynkiem zbytu dla rozwiązań teleinformatycznych. Czego będą potrzebować operatorzy i na czym najlepiej zarobią dostawcy systemów informatycznych?

Systematycznie poprawia się stan elektroenergetycznych sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, co dzieje się m.in. dzięki inwestycjom w IT. Eksperci wskazują jednak, że inwestycje informatyczne w sektorze dystrybucji i przesyłu energii powinny się jeszcze zwiększyć.

W opublikowanym wiosną 2014 r. raporcie Najwyższej Izby Kontroli pt. „Funkcjonowanie i bezpieczeństwo elektroenergetycznych sieci przesyłowych” zwrócono uwagę, że na koniec 2012 r. 70% elektroenergetycznych linii przesyłowych w Polsce miało 30 lat i więcej, a 47% linii przesyłowych liczyło 40 lat i więcej.

Zobacz również:

Z danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE), na które powołuje się NIK, wynika, że średni wiek linii przesyłowych w Polsce (niespełna 40 lat) jest niższy niż średni wiek linii przesyłowych w Szwajcarii (ok. 42 lata) i w Niemczech (50 lat).

Pomimo zaawansowanego wieku linii przesyłowych są one w miarę sprawne. Czynnikiem świadczącym o bezpieczeństwie dostaw energii elektrycznej jest SAIDI (ang. System Average Interruption Duration Index), czyli poziom przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej (od 3 minut do 12 godzin) i bardzo długiej (od 12 do 24 godzin), który wyraża przeciętny (średni) systemowy czas trwania przerwy długiej w dostawach energii elektrycznej.

W raporcie NIK wskazano, że wskaźnik SAIDI w 2012 r. wyniósł 401,32 minut na rok, podczas gdy rok wcześniej było to 462,15 minut. Dla porównania, w roku 2009 było wynosił on 529,06 minut rocznie. „Powyższe dane wskazują, iż wartość wskaźnika ma tendencję malejącą i świadczy to o zmniejszaniu się ilości przerw w dostawach energii, tym samym może świadczyć o poprawie niezawodności sieci” – czytamy w raporcie.

Stan bezpieczeństwa przesyłowych i dystrybucyjnych sieci elektroenergetycznych poprawia się dzięki znaczącym inwestycjom – wszyscy operatorzy łącznie na inwestycje sieciowe wydają ponad 6 mld zł. Spora część tych wydatków przeznaczona jest na inwestycje w obszarze IT.

Gdzie jest problem?

Pomimo że stan sieci przesyłowych i dystrybucyjnych się poprawia, nie jest on w pełni zadowalający i można go jeszcze usprawnić. Co więc operatorzy sieci elektroenergetycznych powinni zrobić?

„Największe wyzwania stawiane operatorom systemów dystrybucyjnych (OSD) to ograniczenie strat technicznych i handlowych, a w konsekwencji różnicy bilansowej, podniesienie jakości dostaw energii elektrycznej do odbiorców indywidualnych i określenie rzeczywistych możliwości przyłączeniowych dla źródeł mikrogeneracji do sieci nN (niskiego napięcia) dla całego obszaru bilansowania. Ważnym wyzwaniem są również szczegółowe i ciągłe analizy poboru energii w poszczególnych punktach poboru energii oraz pracy źródeł mikrogeneracji, w tym analizy ich wpływu na pracę sieci elektroenergetycznej i transformatorów SN/nN w obszarach bilansowania” – mówi Jarosław Zarychta, dyrektor ds. rozwoju biznesu i zarządzania projektami w pionie utilities Sygnity. Zwraca uwagę, że wymierne efekty projektów pilotażowych na polach redukcji różnicy bilansowej (np. Energa Operator w Kaliszu – redukcja o 10%) i podnoszenia jakości energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom indywidualnym, a także podnoszeniu możliwości przyłączeniowych źródeł odnawialnych (Energa, Tauron) dają podstawy przypuszczać, że już niebawem nastąpią nowe wdrożenia i roll-outy projektów informatycznych, które podniosą obserwowalność całej sieci, zapewnią szczegółowe i ciągłe analizy danych z liczników inteligentnych i systemów automatyki oraz w pełni zautomatyzują pracę systemu elektroenergetycznego.


TOP 200