Cyfrowe zszywanie dwóch światów

Adobe Stock

Sektor energetyczny walczy o rentowność „starego biznesu” i szuka nowych pomysłów na zarabianie.

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.

Uczestnicy dyskusji wskazali, że automatyzacja i cyfryzacja procesów we wszystkich obszarach biznesu stała się dla europejskiej energetyki podstawową siłą napędową. Fotorzepa/Tomasz Jodłowski

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.

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

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.

Każdy swojej przewagi chce szukać gdzie indziej. Veolia stawia na poprawę efektywności energetycznej. Tauron widzi wartość w grupie 5,5 mln klientów. To wokół nich chce budować nowe biznesy, które w 2025 r. mają przynosić 25 proc. przychodów. By to tego dojść, grupa inwestuje 0,4 proc. przychodów rocznie w innowacje.

Z kolei Orlen przygotowuje się do budowy farm morskich i rozważa możliwości inwestowania w moce szczytowe. Przygląda się też możliwości rozwijania klastrów czy alternatywnych baterii technologii magazynowania np. w wodorze.

Tagi:

Mogą Ci się również spodobać

Ceny ropy naftowej mogą jeszcze mocno spaść

Dopiero pod koniec roku może dojść do zrównania popytu i podaży. Adam Czyżewski, główny ...

OZE: skargi w Brukseli i pozwy w sądach

Inwestorzy decydujący się przystąpienie do tegorocznej testowej aukcji dla odnawialnych źródeł energii stąpają po ...

Arka nie rozwiąże problemów

Od tego roku przez kolejne 100 lat nowy sarkofag ma chronić świat przed bombą ...

Wciąż niepewna litewska atomówka

Wilno czeka na ostateczne decyzje Estonii i Łotwy dotyczące udziału w budowie wspólnej elektrowni ...

OPEC chce zagadać ceny

W piątek w Dausze, stolicy Kataru, spotkają się najwięksi producenci ropy zrzeszeni w OPEC. ...

Ogrzewanie i chłodzenie z mniejszą emisją

Zużycie ciepła i chłodu to w UE około połowy energii konsumowanej, w 75 proc. ...