Cyfrowe zszywanie dwóch światów

Digitalizacja stała się dla europejskiej energetyki podstawową siłą napędową. Automatyzacja i cyfryzacja procesów we wszystkich obszarach biznesu stały się dziś ważniejsze niż konieczność dostosowania się do zaostrzających się unijnych regulacji, nastawionych docelowo na wyeliminowanie wysokoemisyjnych paliw z wytwarzania.

Mniejsze znaczenie ma też dziś dążenie do przekształcenia modelu działania z opierającego się na centralnie zarządzanych blokach energetycznych na rozproszony.

– Digitalizacja daje szansę na ucieczkę do przodu w każdym aspekcie energetycznego biznesu – tłumaczył ten fenomen Grzegorz Należyty, członek zarządu Siemens Polska odpowiedzialny za obszar energetyki podczas panelu „Trendy przyszłości w polskiej energetyce”.

– Z jednej strony opomiarowanie istniejących instalacji daje możliwość zarządzania kosztami w tradycyjnym biznesie wytwarzania, m.in. w kontekście awarii. Zapewnia więc niższe koszty operacyjne i w konsekwencji tańszą produkcję prądu. Z drugiej zaś strony na podstawie danych zebranych z tzw. inteligentnych liczników poznajemy przyzwyczajenia odbiorcy i możemy na podstawie tej wiedzy tworzyć skrojone pod jego potrzeby oferty, niekoniecznie tylko produktów energetycznych – precyzuje.

Dane stanowią wartość

Polskie spółki energetyczno-paliwowe dołączają powoli do tego trendu. Łatwiejsze jest to w obszarze obsługi klienta, gdzie już – na wzór ofert operatorów telefonii komórkowych czy banków – energetycy wprowadzają pakietową sprzedaż prądu i gazu z innymi usługami. W obszarze wytwarzania trzeba pomyśleć o wdrożeniu takich rozwiązań już na etapie realizacji inwestycji. Tak zrobił PKN Orlen, budując bloki gazowe we Włocławku i Płocku, a także właściciele nowoczesnych energetycznych jednostek np. w Kozienicach, Opolu i Jaworznie, wyposażonych w pełne układy automatyki.

– To jest skok w inną epokę, który my już zrobiliśmy. W polskiej energetyce będziemy do tego dochodzić stopniowo, wraz z oddawanymi do systemu kolejnymi jednostkami – przyznaje Jarosław Dybowski, dyrektor wykonawczy ds. energetyki w PKN.

– Digitalizacja jest wisienką na torcie. Ale żeby ją położyć, trzeba mieć ten tort, czyli przygotowaną infrastrukturę, m.in. inteligentne sieci – zauważył Gerard Bourland, odpowiedzialny za energetykę w Veolia Central & Eastern Europe.

Jak podkreślał, przejście od tradycyjnego biznesu do cyfrowego wymaga wiele czasu i pracy. – Pewnych procesów nie da się przeskoczyć. Jeśli chcemy zredukować straty w przesyle, to najpierw musimy mieć ocenę sytuacji i wyznaczone cele. To samo dotyczy obszaru sprzedaży – zanim dostarczymy rozwiązania, musimy wiedzieć, które z nich będą klientowi potrzebne – dodał Bourland.

Problemem na razie okazuje się jednak nie tylko czas, ale i ilość zbieranych przez czujniki danych. Energetycy nie do końca jeszcze wiedzą, które z nich okażą się kluczowe i wartościowe do przewidywania procesów wytwórczych czy zrozumienia potrzeb klienta. Muszą przy tym liczyć się z tym, że pozyskanie i przetwarzanie danych jest kosztowne. Dlatego część z ekspertów radzi skupić się na obserwowaniu tych parametrów, które mogą skutkować awariami.

Niektórzy jednak upatrują wartości już w samym agregowaniu tych informacji. – Dziś robimy to do celów historycznych, nawet nie przewidując, jak możemy te dane spożytkować, kiedy już komputery zyskają procesory zdolne przetworzyć taką ilość danych – wyjaśnia Dybowski, wskazując np. na informacje zbierane w ramach REMIT (dyrektywa unijna nakładająca na spółki obowiązek publikowania informacji ważnych dla rynku hurtowego, m.in. o remoncie lub przestoju bloku).

Mirosław Kowalik, prezes Enei, podkreśla wartość automatyzacji produkcji na każdym etapie łańcucha wartości. – Opłaca się zwiększać efektywność wydobycia, monitorując ten proces, a także unikać kosztów przestojów i awarii dzięki zastosowaniu zaawansowanej diagnostyki. To samo dotyczy dostawy prądu. Jeśli go nie dostarczymy, to klient nie zapłaci, bo go nie zużyje – argumentuje.

Zwraca też uwagę na to, że brak inwestycji sieciowych może się zwrócić przeciwko energetyce. – Jeśli nie będziemy modernizować sieci, to w przyszłości nie będziemy gotowi obsługiwać naszych klientów w tworzących się obecnie obszarach biznesowych – mówił Kowalik.

A z tym jest u nas problem. Energetyczne firmy pozostały na etapie pilotaży. Ale ich skala nie pozwala nawet marzyć o tym, że dotrzymamy zobowiązania 80-proc. poziomu instalacji inteligentnych liczników do 2020 r.

– Te inwestycje idą zbyt wolno. Energa zainstalowała 850 tys. inteligentnych liczników (przy 3 mln klientów), a Tauron – ponad 300 tys. takich urządzeń na ponad 5 mln odbiorców – narzeka Roman Szwed, prezes firmy Atende. Zaczynamy odstawać od Unii Europejskiej, gdzie średnio 72 proc. sieci to tzw. sieć inteligentna.

Droga do transformacji

– Europa już wie, że nakłady na rozwój sieć zawsze się opłacają. Tu nie ma straconych inwestycji. Bo bez inteligentnego opomiarowania nie będzie ani rozwoju odnawialnych źródeł, ani kontroli produkcji i spalania węgla – argumentuje Szwed.

Budowanie przewag konkurencyjnych będzie miało znaczenie także w Polsce w kontekście rynku mocy (nowego mechanizmu wsparcia dla wytwórców). Eksperci zwracają uwagę, że warto znać realne koszty produkcji z węgla, by zaproponować adekwatną cenę w aukcji. – Rynek mocy nieco poprawi sytuację sektora wytwórczego. Jednak da tylko chwilowy oddech na wypracowanie rozwiązań przygotowujących koncerny do tego, by w perspektywie kolejnej dekady mogły sprostać prawdziwie rynkowej grze – twierdzi Kamil Kamiński, wiceprezes Tauronu ds. klienta i wsparcia korporacyjnego.

Eksperci nie mają przy tym wątpliwości, czy mechanizm wsparcia jest potrzebny. Bo ktoś musi utrzymywać moc w systemie i odpowiadać za utrzymanie częstotliwości. Jednak przy dzisiejszym tempie zmian budowane jednostki nie są przystosowane do utrzymania się tylko ze sprzedaży energii.

– Wielkie elektrownie systemowe – tak jak sieci – staną się infrastrukturą zapewniającą bezpieczeństwo. Dlatego powinny być wyłączone z uczestnictwa w rynku. Pozostanie obszar małej generacji i klastrów, gdzie mógłby zaistnieć konkurencyjna gra. Bo w odróżnieniu od dużych jednostek te małe są szybsze w budowie i łatwiejsze w modernizacji – przyznaje Dybowski.

Przy takim podziale biznesu – jak zauważa – można też tworzyć firmy agregujące potencjał odbiorców, którzy coraz częściej chcą wytwarzać prąd na własny użytek, a nadwyżkę przekazywać do sieci. Są też zainteresowani ograniczaniem zużycia w momencie największego zapotrzebowania (kierując się rachunkiem ekonomicznym – bo wtedy cena jest wysoka).

– Sterowanie popytem może przynieść oszczędności idące w miliardy złotych. Bo unika się kosztów postawienia bloku energetycznego – wtóruje Szwed.

Z kolei Kowalik z Enei przyznaje, że wraz z rozpowszechnieniem się aut elektrycznych zachowanie klientów i ich oczekiwania jeszcze bardziej się zmienią. Baterie ich samochodów będą mogły pełnić rolę swoistego magazynu energii. Na razie energetyka dostrzega dużych partnerów i zaczyna z nimi współpracę.

Przykładem jest odbiór ciepła wytworzonego przez poznańską fabrykę samochodów w procesie produkcji przez Veolię. – Korzyści są obopólne. Oni zredukowali straty, bo nie wypuszczają tego ciepła w powietrze. Z kolei my oszczędzamy na własnych źródłach. Możemy też uniknąć szczytów zapotrzebowania – zapewnia Bourland.

Podsumowując dyskusję, energetycy deklarowali otwartość na nowe technologie. Wiedzą bowiem, że jeśli miną się z trendami, to stracą konkurencyjność.

– Gospodarka potrzebuje dużych systemowych inwestycji, ale szybkość zmian na świecie nie pozwoli na ciągły proces inwestycyjny – tłumaczył Należyty, mówiąc o dominujących trendach w zakresie decentralizacji i dekarbonizacji.

– Ważna jest optymalizacja rachunku ekonomicznego. Chodzi o to, by z aktualnie posiadanych aktywów zbudować nowy potencjał biznesowy i organizacyjny. Efektem będzie zmiana miksu odpowiadającego na trendy – zauważył Kowalik.