Textul a apărut în volumul intitulat „Caiete Documentare – Club România”. Detalii aici. Poți descărca documentul în format PDF aici. Presă pe temă aici.

 

 

DIGITALIZAREA ÎN ENERGIE

Marcel Foca și Yugo Neumorni

Considerente despre digitalizarea în energie

Dacă este să împărțim lumea energiei în 2 mari categorii, companii care înghit şi companii care sunt înghițite, atunci observăm că cele care înghit au lucru în comun: absolut toate activitățile companiei au fost integrate din punct de vedere informațional şi informatic. Această caracteristică este atât de puternică, încât este deseori considerată ca un predictor pentru viitorul companiei. Observația este importantă pentru că arată impactul instrumentelor digitale asupra companiilor din energie chiar şi în vremea în care digitalizarea în energie nu era o preocupare a tuturor factorilor decizionali.

Acum, când digitalizarea deja îşi pune amprenta asupra piețelor externe şi asupra infrastructurii interne din energie, preocupările principale ale companiilor implicate sunt creşterea performanței rețelelor şi înțelegerea comportamentului consumatorilor. Astfel calitatea digitalizării este reflectată în volumul de date produs de sistemele digitale şi de relevanța analizelor pe care respectivele date le permit (relevanță față de obiectivele asumate). Prin urmare vorbim despre trecerea de la analizele reactive către cele proactive, vorbim despre fluxurile de date care să asigure transparența operării întregului sistem energetic (de la producători şi până la consumatori/prosumatori), vorbim de stocarea datelor şi de securitatea cibernetică. Practica a dovedit că orice predicție cu privire la impactul digitalizării în piața de energie, oricât de curajoasă a fost predicția, nu a ajuns niciodată să fie exagerată. Transformările pieței de energie generate de digitalizare sunt atât de profunde încât efectele pe termen lung nu pot fi anticipate.

Toate aceste tendințe au un singur rezultat: democratizarea energiei. Iar digitalizarea nu este altceva decât factorul de accelerare pe drumul către acest rezultat. Accesul la energie este considerat un serviciu universal, ceea ce înseamnă că orice consumator are dreptul de a fi conectat la o rețea locală de energie şi de a i se furniza energie. Democratizarea presupune liberul acces al consumatorului la oricare furnizor de energie şi dreptul de a se asocia cu alți consumatori. Digitalizarea fiind principalul mijloc prin care se materializează democratizarea energiei, ea deja produce transformarea tuturor activităților din energie, schimbă modelele de business şi redesenează relațiile dintre producători şi consumatori.

Există deja câteva efecte notabile care ne dovedesc fără echivoc că energia a depăşit stadiul „no returning point” precum:

• Energia nu mai este generată doar în sistem centralizat şi doar prin mijloace clasice; varietatea surselor de energie a crescut, în special a celor regenerabile;
• Producătorii şi distribuitorii tradiționali nu mai sunt singurii actori care deservesc consumatorii; prin liberalizarea pieței de energie apar din ce în ce mai mulți actori (începând cu agregatorii);
• Consumatorii nu mai sunt pasivi, mulți dintre ei devin prosumatori.

Atât în energie, cât şi în digital, simpla adoptare a unei decizii, fie ea strategică sau operațională, fie ea cuminte sau deosebit de îndrăzneață, nu garantează obținerea unui rezultat de calitate. Execuția deciziei este cel puțin la fel de importantă pe cât de importantă este decizia în sine. Iar în definirea planului de execuție a strategiei trebuie să ținem cont de întreg contextul, intern şi extern. Dintre principalele tendințe care impactează digitalizarea în energia românească trebuie să luăm în considerare: – politicile europene:  o uniunea energetică  o piața unică digitală – tendințele globale:  o progresul tehnologic, al telecomunicațiilor şi al capabilității de

analiză a datelor          o presiunea crescută asupra eficienței, de la producători şi transpor-

tatori, până la distribuitori şi consumatori

Digitalizarea fiind deja parte intrinsecă a energiei, ea se regăseşte în toate obiectivele fundamentale şi în toate obiectivele operaționale a prezentei strategii energetice.

Propuneri de instrumente structurale

Energia este o parte importantă în oricare concept de infrastructură critică, atât în Europa, cât şi în lume. Prin urmare este firesc să ne întrebăm care sunt principalele amenințări la adresa sectorului energetic românesc, cu atât mai mult cu cât în ultimele luni s-au întâmplat o serie de avarii de un impact major pentru numeroase regiuni ale țării. În acest context considerăm că principalele 3 amenințări care trebuie contracarate sunt (nu neapărat într-o ordine anume):

• Impactul climatic, – Impactul cibernetic, – Impactul incompetenței.

Pagubele în energie provocate în ultimii ani din cauza fenomenelor meteorologice par a avea o tendință crescătoare, motiv pentru care la nivel european a fost abordată reziliența infrastructurilor critice şi a marilor investiții. Studiul CE „Resilience of large investments and critical infrastructures în Europe to climate change (2015)^[1]” concluzionează:

• Europa se va confrunta cu o creştere progresivă şi foarte puternică a amenințărilor climatice, cu concentrări în zonele costiere şi de câmpie;
• Impactul climatic asupra infrastructurilor critice şi a investițiilor europene regionale s-ar putea tripla până în 2020 şi creşte de 6 ori până în 2050;
• Cele mai puternice pierderi sunt preconizate a se întâmpla în energie şi transporturi, cu o creştere de peste 1.500% până în 2100;
• Impactul şi costurile adaptării nu sunt uniforme de-a lungul Europei, zona de sud şi sud-est fiind cele mai afectate.

Un alt fapt indubitabil este că atacurile cibernetice asupra operatorilor din energie sunt în continuă şi semnificativă creştere. Recent, în iulie 2016, Parlamentul European a adoptat Directiva NIS (Network and Information Security) potrivit căreia toate companiile care furnizează „servicii esențiale”, inclusiv cele din domeniul energiei, trebuie să implementeze standarde minimale de securitate cibernetică. Calendarul de implementare prevede o perioadă de 21 de luni de la publicare în OUJ pentru transpunerea legislației şi alte 6 luni pentru identificarea tuturor operatorilor de servicii esențiale.

Un alt tip de amenințare asupra sistemului energetic a ieşit la iveală cu ocazia avariilor recente când mari segmente de populație au rămas fără electricitate. Astfel a devenit de notorietate că marile companii de stat „au uitat” să facă până şi investițiile obligatorii. În aceste condiții nici nu putem vorbi de investiții în digitalizare ca mijloc de atingere a obiectivelor strategice şi operaționale în energie. Sau am putea-o face doar cu riscul de a părea caraghioşi, deoarece am arăta precum o Dacie din vremea comunistă căreia i s-a montat un AutoPilot de la Tesla. În esență este vorba de numirea în posturi de conducere la nivel strategic a companiilor din energie a unor persoane care nu au capabilitatea de a înțelege răspunderea şi responsabilitatea pe care le au în funcția pe care au acceptat-o. Impactul acțiunii acestor „manageri” se vede (de către persoanele avizate) şi se simte (de întreaga populație).

Având în vedere amenințările identificate mai sus, considerăm că pentru a aborda în mod responsabil subiectul digitalizării în energie, este necesar să propunem şi instrumente structurale cu ajutorul cărora să definim standardele de operare minimale pe care trebuie să le îndeplinească actorii din energie şi să impunem respectarea acestor standarde de operare.

Agenția Națională pentru Protecția Infrastructurilor Critice

Deşi de la nivelul CE ne sosesc o mulțime de reglementări pe care trebuie să le transpunem în legislația locală, operaționalizarea lor este lăsată la latitudinea fiecărei țări. Pentru cazul concret al României, mai ales în domeniul energiei, se nasc următoarele întrebări:

• Cine, în mod concret, trebuie să definească standardele minimale de calitate pentru operațiunile de întreținere/modernizare a infrastructurii, de protecție cibernetică, de intervenții la dezastre, de reziliență şamd?
• Cine, în mod concret, trebuie să vegheze pentru ca aceste lucruri să se şi întâmple?
• Cine, în mod concret, se asigură că toate aceste planuri sunt corelate între ele dat fiind că toate infrastructurile sunt conectate între ele, nu doar cele din energie între ele, dar şi cele din energie cu altele (interdependența infrastructurilor critice)?
• Dacă de mâine s-ar trece la digitalizarea întregului domeniu al energiei, cum s-ar agrega toate datele „smart” (de la con/prosumatori, distribuitori, transportatori, producători) astfel încât să existe în permanență imaginea completă, corectă şi actuală asupra a ceea ce se întâmplă în întreg lanțul energetic? Cine, în mod concret, trebuie să definească standardele de schimb de informații şi cine trebuie să vegheze la respectarea lor?

O abordare pragmatică ar putea proveni din finalizarea transpunerii Directivei 2008/114/CE privind identificarea şi desemnarea infrastructurilor critice europene şi evaluarea necesității de îmbunătățire a protecției acestora. Prima jumătate de pas (în sensul de „ce putem face ca să nu ne acuze că n-am făcut”) a fost făcută prin OUG nr. 98/2010 privind identificarea, desemnarea şi protecția infrastructurilor critice, aprobată cu modificări prin Legea nr. 18/2011, cu modificările ulterioare.

Astfel, operaționalizarea completă a Directivei 2008/114/CE ar putea fi obținută prin înființarea unei Agenții Naționale de Protecție a Infrastructurilor Critice (ANPIC). Un prim beneficiu al existenței ANPIC ar fi eliminarea dispersiei de responsabilitate între CCPIC (Centrul de Coordonare a Protecției Infrastructurilor Critice din Ministerul Afacerilor Interne), Grupul de Lucru Interinstituțional şi autoritățile publice responsabile de PIC, adică definirea factorilor de răspundere şi de responsabilitate pentru buna funcționare a tuturor infrastructurilor critice din România, inclusiv cele din energie.

Totodată ANPIC poate integra în activitatea să atribuții referitoare la Directiva NIS 2016/1148/CE, precum şi la Regulamentul GDPR pentru protecția datelor cu caracter personal.

Hub de inovare în energie

Sustenabilitatea pe termen lung, avantajul competitiv, eficiența operațională, protecția consumatorilor (mai ales a celor defavorizați) şi protecția mediului sunt strâns legate de capacitatea de inovare care poate fi atrasă în energia românească. Atunci când se pune problema atragerii inovării, instituțiile din energie, la fel ca oricare dintre instituțiile statului, au la dispoziție 3 mari abordări:

• Producerea inovării: de regulă este prin structurile proprii de cercetare & dezvoltare, însă această abordare a „inovării la comandă” nu funcționează în România, cel puțin aşa dovedeşte realitatea;
• Achiziția inovării: s-ar putea întâmpla dacă achizițiile publice s-ar face prin metoda concursului de soluții (= vreau cea mai bună soluție raportată la bugetul disponibil) în locul metodei „cea mai ieftină ofertă”. Deşi legislația achizițiilor publice prevede metode de achiziții chiar mai curajoase, precum „parteneriatul pentru inovare”, iar CE încurajează în mod deschis achizițiile prin concursuri de soluții, achizițiile publice din România nu au nimic în comun cu inovarea.
• Orchestrarea & facilitarea inovării: această abordare presupune crearea unui cadru în care inovatorii să se poată manifesta. Astfel cei care au dovedit că au idei care sunt de interes pentru organizațiile din energie pot fi atraşi şi ajutați să-şi maturizeze ideile până la nivelul la care poată fi asimilate în practică. Cele mai frecvente forme în care se regăsesc opțiunile de orchestrare şi facilitare sunt hub-urile de inovare şi concursurile de inovare.

Hub-ul de inovare în energie ar putea fi construit pe principiul unui incubator de afaceri având drept obiectiv facilitarea inovării în energie. Un astfel de hub ar trebui să ofere infrastructura fizică necesară testării diferitelor idei (spații de birouri, laboratoare de testare etc), facilitarea finanțării ideilor care „promit”, dar şi consultanță furnizată de experți din energie.

Propuneri de instrumente operaționale

Reproiectarea conceptuală a arhitecturii SEN (OP5/AP5a)

Expansiunea capacităților distribuite de generare de energie regenerabilă, a căror producție este puțin predictibilă, aduce modificări şi provocări importante pentru Sistemul Energetic Național (SEN). Introducerea şi promovarea conceptului de prosumator, prin care se înțeleg atât consumatori casnici producători de energie regenerabilă grupați în microgrid-uri, dar şi entități de producție de dimensiuni mult mai mari, complică şi mai mult gestionarea sistemului energetic național.

Modificarea principiala şi structurală a SEN prin acceptarea unui sistem distribuit de producători de energie, o reprezintă renunțarea progresivă la abordarea top-down şi centralizată a producției, bazată pe producătorii de energie tradiționali (cărbune, nuclear) şi acomodarea unui model foarte distribuit dar impredictibil de producție. Pe lângă producătorii clasici care asigurau banda, SEN va permite acomodarea noilor producători de energie numiți prosumatori. Conceptual prosumatorii pot fi microgridurile formate din gospodării, dar şi ansambluri funcționale orăşeneşti, care vor produce energia necesară consumului (străzi solare, energie mecanică etc) şi vor injecta energia suplimentară în sistem, (rămasă eventual după ce s-au atins nivelurile de energie stocabilă), precum şi deja tradiționalele surse distribuite de energie (ferme solare, eoliene etc.). Dacă acum fluxul de energie de la producător la consumatorul final a fost gândit centralizat şi este eminamente unidirecțional, introducerea prosumatorilor şi sistemelor de producție distribuite obligă la regândirea întregului sistem energetic cu introducerea de infrastructură inteligentă (smart grid) care să permită fluxuri de energie bidirecționale, fluxuri care acum sunt imposibil de acomodat cu actuala infrastructură.

Prosumatorii se vor conecta la sistemul energetic în principal în rețelele de distribuție (medie şi joasă), dar şi direct ăn rețeaua de transport (înaltă) în cazul prosumatorilor de mari dimensiuni. Introducerea prosumatorilor în rețeaua de distribuție transformă conceptual rolul distribuitorilor de energie (DSO) şi al furnizorilor din simplu distribuitor de energie în producător de energie, ceea ce pune o presiune asupra SEN din punct de vedere conceptual. Practic dacă până acum în cadrul sistemului energetic transportatorul (TSO) percepe distribuitorul (DSO) ca simplu distribuitor/furnizor unidirecțional de energie, acum el trebuie să opereze şi să acomodeze sistemic şi informatic distribuitorii şi furnizorii precum producătorii de energie simultan cu rolul clasic de distribuitor. Spre exemplu un distribuitor precum Electrica sau Enel, populat de rețele de prosumatori şi producători de energie regenerabilă vor injecta energia suplimentară generată imprevizibil de către aceştia în momentele de vârf direct în rețeaua de transport sau o vor pierde.

Aşadar marea provocare a SEN o reprezintă migrarea de la o producție centralizată, cu producători de mari dimensiuni, dispersați în teritoriu departe de zona de consum, care injectează energia unidirecțional în gridul de transport (TSO) către o producție de regenerabile distribuită foarte mult în rețelele de distribuție (DSO), impredictibilă, şi care acționează într-o rețea cu fluxuri de energie bidirecționale.

Introducerea pe scară largă a transportului (automobilul) electric reprezintă deasemeni un factor de perturbație pentru zona de distribuție datorită consumului impredictibil şi pe scară largă de energie. Anumite concepte văd transportatorul electric tot ca un potențial „sistem de stocare de energie”, care poate să compenseze în anumite momente porțiuni de grid.

De altfel evoluția tehnologică rapidă a sistemelor de stocare de energie de mari dimensiuni (vezi cazul Tesla Hawaii Islands) va permite prosumatorilor să înmagazineze o parte din energia suplimentară pe care o produc şi să faciliteze reglarea dezechilibrelor pe care aceştia o produc rețelelor de distribuție. Practic stocarea de energie pe scară largă va permite reglarea curbelor de sarcină şi a vârfurilor impredictibile pe care prosumatorii le generează.

Reproiectarea arhitecturii sistemului energetic național în vederea acomodării prosumatorilor este condiționata de cel puțin următoarele activități:

• Stabilirea direcției şi a principiilor de funcționare a noului sistem energetic care devine activ, distribuit şi bidirecțional;
• Stabilirea cadrului legislativ de către ANRE, cât şi de factorii de răspundere din sectorul energetic prin care rețelele de distribuție se transformă din rețele pasive unidirecționale în rețele inteligente de tip smart grid cu flux bidirecțional;
• Stabilirea noilor regulamente de operare dintre toți actorii sistemului energetic;
• Stabilirea mecanismului de recunoaştere a investițiilor pentru realizarea rețelelor inteligente având în vedere că vor fi necesare investiții în sisteme de contorizare, sisteme de comunicație inteligente, dar şi în noile generații de sisteme de aplicații informatice care vor trebui implementate.

Reproiectarea arhitecturii sistemului energetic național trebuie asumată şi condusă direct de la nivel ministerial şi trebuie să includă specialişti ai tuturor participanților din sistemul energetic.

Sistemul de comunicații pentru rețelele smart grid (OP5/AP5a, AP5b; OP3/AP3c)

Sistemele informatice au un rol vital în transformarea sistemelor grid tradiționale în sisteme smart, iar disponibilitatea şi reaşezarea sistemului de comunicații este determinant pentru realizarea funcționalităților de tip „inteligent”. Sistemul de comunicații facilitează schimbul de informații pe întregul flux energetic de la producătorii clasici la prosumatori. Informații despre starea sistemului energetic trebuie să se schimbe în timp real într-un flux bidirecțional în cadrul noului sistemului energetic.

Sistemele de comunicații trebuie să asigure preluarea informațiilor din contoarele inteligente ale prosumatorilor, să le transfere atât în rețeaua sistemelor informatice ICT ale acestora, dar posibil şi al transportatorilor către sistemele de tip Energy Management, simultan cu transferarea informațiilor către sistemul de smart mettering al actorilor din grid.

La nivelul distribuitorilor (DSO) presiunea investițională apare, cel puțin în prima etapa, ca fiind cea mai mare întrucât aceste rețele sunt cele care vor suferi cele mai importante modificări. În esență schimbarea unui flux direcțional de energie din poziția de consum în producție trebuie să se efectueze în mod automat, transparent pentru actorii din rețea şi corelat cu toți parametrii sistemului. Sunt cel puțin 3 nivele de comunicații definite în literatură. Nivele Automatic Meter Reading (AMR), Advanced Metering Infrastructure (AMI) şi Advanced Metering Infrastructure Plus (AMI+) care fac legătura între zona IT şi zona de sistem energetic. Practic o schimbare de flux trebuie să fie sesizata şi aprobată pe toate cele trei nivele de comunicații, dar şi de către zona sistemelor informatice de tip Energy Management Systems pentru dispecerizarea corespunzătoare şi în siguranță. Schimbarea bruscă de flux energetic la nivel de DSO poate avea efecte datorită vârfurilor de sarcina inclusiv asupra sistemelor de transport TSO, cu care evident trebuie să fie corelate.

Toate aceste nivele vor trebui analizate din punct de vedere al investițiilor. Pornind de la ideea cine plăteşte pentru asigurarea disponibilităților la un SLA acceptabil pentru comunicațiile simple de colectare a contoarelor inteligente până la disponibilitatea şi SLA-ul sistemelor de comunicații tip smart mettering.

La nivelul distribuitorilor (DSO) este obligatorie dezvoltarea rețelelor de comunicație pentru preluarea datelor din contoarele smart şi a altor informații de sistem şi corelarea acestora cu informațiile din rețelele transportatorilor. Dezvoltarea sistemelor de comunicații ridică problematici foarte importante în zona de cybersecurity chiar de la primul nivel al prosumatorilor prin procesul primar de colectare de informații din contoarele inteligente prin rețele wireless sau radio.

Redesenarea sistemului energetic național din perspectiva unui grid inteligent vor impune adoptarea de către toți actorii a unor protocoale comune atât în aria sistemelor de smart mettering, industriale SCADA cât şi în aria de zonei de comunicații şi securitate. Platformele tehnologice IT ale actorilor din sistem cât şi schimbul de date între acestea vor trebui de asemeni standardizate şi acomodate.

Sistemele de tip ICS/SCADA sunt în general dezvoltate în mod eterogen, cu multe sisteme învechite (legacy), cu multe probleme de securitate intrinsecă (sisteme de operare vechi, sisteme hardware vechi, lipsa de securitate built-in minimală) la nivel mondial. Există o multitudine de protocoale de comunicație şi o diversitate de sisteme PLC/HMI/SCADA care conduc către probleme inerente de interoperabilitate. Dacă în companiile multinaționale de mare anvergură există standarde clare pe segmentul ICS, una din marile probleme la nivel național (şi poate european) este lipsa unui framework şi a unor minime ghiduri de bună practică în domeniul ICS/SCADA. Coroborate cu problematicile aferente achizițiilor publice, companiile naționale româneşti sunt expuse unor probleme serioase datorită inexistenței unui cadru (framework) care să reglementeze minime bune practici în segmentul SCADA/ICS. Implicațiile negative cele mai importante sunt legate cele generate de lipsa standardizării, dar mai ales de problematicile de tip cyber security.

O măsură extrem de utilă pentru România ar fi stabilirea unui ghid de bune practici şi a unui cadru minimal de standardizare în aria ICS/ SCADA pe care companiile din mediul industrial să îl urmeze.

Problematici de tip Cybersecurity (OP5/AP6b)

Ecosistemul energetic presupune integrarea şi schimbul de informații de către toți actorii prezenți pe lanțul energetic, publici sau privați. Schimbul de informații IT de la utilizatorul final până la segmentul de producție şi dispecerizare presupune schimbarea unui flux de date şi informații şi o integrare a sistemelor IT şi comunicații. Lipsa unor standarde de securitate comune şi a unui framework de securitate aplicabil tuturor actorilor din ecosistemul energetic poate provoca avarii grave.

Experiențele recente de atacuri cibernetice asupra mediilor industriale (Stuxnet), dar mai ales colapsarea parțială a sistemului energetic din Ucraina de către un actor statal, impune o foarte mare atenție asupra protecțiilor infrastructurilor critice din sectorul energetic.

Transpunerea corectă în legislațiile națională a Directivei NIS poate să susțină eforturile de combatere a amenințărilor cibernetice. La nivelul sectorului energetic se vor crea grupuri de lucru comune de tip CSIRT/CERT în vederea identificării măsurilor de protecție şi de răspuns la incidentele de natură cibernetică. Este foarte clar că sistemele energetice naționale, dar şi la nivel european vor rămâne ținte şi obiective principale de atac cibernetic pentru actori statali.

Regândirea sistemului energetic național trebuie să se efectueze având securitatea cibernetică pe primul plan.

Data management (OP5/AP5a, AP5b, AP5c)

Casele inteligente şi oraşele inteligente vor genera o creştere enormă de date care vor trebui procesate pe întregul ecosistem energetic de la DSO până la producătorii de energie. Introducerea de echipamente smart în case şi la nivel de oraşe vor permite o predictibilitate a consumului de energie, o eficiență energetică a consumului, posibilitatea de a avea oferte personalizate de energie şi implicit o reducere a costurilor.

Predictibilitatea consumului pe întreg lanțul de energie, de la consumator la producător prin introducerea senzorizărilor, poate avea ca efect eficiența energetică prin reducerea şi aplatizarea curbelor de sarcina în zona de producție şi dispecerizare de energie (SEN).

DSO şi furnizorii vor avea principala misiune de a procesa acest nou imens flux de date şi de a-şi introduce sau moderniza sisteme IT complexe de data analytics şi business intelligence. Procesarea fluxului crescător de date va fi facilitat de noile trenduri în industria IT prin sisteme de tip cloud hibrid şi Big Data. Astfel va exista o presiune pe adaptarea sistemelor IT clasice de tip ERP/CRM şi integrarea şi interfațarea acestora în sistemele de achiziție de date atât din zona smart mettering, dar şi SCADA.

Adopția sistemelor de tip cloud sau Big data, trenduri din industrie deja mature în US sau EU, este în continuare privită reticent în România mai ales în sectorul public, în special datorita preconceptelor legate de securitatea IT. Recomandările şi constituirea de bune practici la nivelul sectorului public care să includă şi adopția trendurilor din industrie în mediul public poate accelera procesul de digitalizare.

Introducerea sistemelor de smart mettering va permite un schimb de informații schimbate între prosumatori şi rețelele de distribuție (DSO) mult mai transparente şi mai corecte relativ la consumul de energie. Noile sisteme de aplicații ale DSO vor permite facturarea consumatorului în funcție strict de nivelul de consum. În plus DSO vor putea realiza profilarea consumatorului şi implicit ofertarea particularizată care va urmări curbele personale de consum. Conceptual consumatorul poate deveni participant activ la zona de ofertare şi comercializare a energiei.

Introducerea şi dezvoltarea sistemelor de tip GIS şi Asset management va deveni un standard pentru toți actorii din cadrul lanțului energetic. Integrarea acestora atât cu sistemele IT clasice (ERP), cu sistemele de achiziție ICS/SCADA, dar mai ales cu sistemele de achiziție de date din zona smart (mettering, house, city) va aduce o presiune şi provocări suplimentare. Sistemele GIS vor fi comune şi ele vor aduce suportul necesar pentru aria de mentenanță predictivă, corectivă şi evolutivă a sistemelor industriale pe întregul ecosistem energetic. Depistarea defectelor se va face proactiv cu ajutorul sistemelor de tip GIS, iar monitorizarea cu dronele a conductelor de gaze, a rețelelor de tensiune sau a stațiilor de transformare este deja ceva comun.

Sistemele informatice de tip Worforce management, integrate cu GIS, ICS şi sistemele clasice IT vor permite o mult mai multă flexibilitate în soluționarea avariilor din rețelele de distribuție. Senzorii sistemelor tehnice vor transmite alerte către dispecerate dar şi către utilizatorii finali asupra unor potențiale avarii/incidente, iar ele vor fi soluționate proactiv. Echipele mobile din teren ale DSO/furnizori vor avea acces în timp real la baza de date de cunoştințe a incidentelor, la sistemele GIS şi vor avea o predicție foarte precisă asupra defectului şi a modului de soluționare.

O altă modificare care va apare o reprezintă posibilitatea consumatorului final de a-şi alege singur furnizorul de energie. Pe segmentul furnizorilor este de aşteptat să apară o mai mare diversitate de actori, în special din zona telco care vor oferi consumatorilor pachete (bundle) de servicii de comunicații voce/date la pachet cu energie profilată sau cu sisteme de producție regenerabilă sau servicii de tip smart home.

Introducerea senzorizării smart în zona utilizatorilor finali (house, city), dar şi a conceptelor de prosumator, microgrids sau orase prosumator, dezvoltarea puternică a segmentului de producție de energie regenerabilă, dar volatilă, vor obliga DSO şi TSO la dezvoltarea unor sisteme de aplicații care să modeleze matematic producția şi distribuția de energie. Astfel de sisteme vor lua în calcul multitudinea de surse de energie regenerabilă distribuită (prosumatorii), profilarea consumatorilor sau factori externi de tip predicția meteo etc. Un astfel de model matematic extrem de complex va funcționa în baza conceptelor de tip blockchain, machine learning sau inteligență artificială şi se poate limita la nivel de dispecerizare națională (national grid) sau în cadrul unui sistem dispecerizat european.

Următoarele sisteme de aplicații sunt de aşteptat să fie dezvoltate sau modernizate în special în zona de DSO:

• Optimizarea serviciilor de grid, management online al întreruperilor

(outage);

• Managementul mentenanței predictivă şi evolutivă;
• Analiza, dispecerizarea şi monitorizarea fluxurilor de energie (Energy Management);
• Managementul sistemelor de comunicații şi al rețelelor automate de transmisie şi distribuție;
• Managementul integrării prosumatorilor şi energiei regenerabile;
• Cybersecurity;
• Managementul automat al corecțiilor şi al perturbărilor în rețea;
• Sisteme de tip „customer care” şi facturare, şi informare în sisteme

Web;

• „Business” şi „home” energy management.

Data Governance. GDPR (OP5/AP5a, AP5b, AP5c; OP6/AP6b)

Creşterea fluxului de date dinspre utilizatorul final către furnizori, dar şi schimbul de date dintre actorii din sectorul energetic ridică provocări la nivelul securității şi confidențialității datelor. Informații importante şi cu caracter personal ale utilizatorilor finali vor circula pe fluxul informatic de date, iar acestea vor trebui protejate în conformitate cu noile reglementări. În aceste condiții este nevoie de o stabilire clară a rolurilor şi responsabilităților asupra managementului acestor informații în vederea asigurării confidențialității şi protecției datelor.

Distribuitorii (DSO) vor avea un rol extrem de important pe acest segment întrucât aceştia sunt cei care colectează datele primare şi vor fi responsabili pentru distribuirea acestora pe lanț într-un mod sigur şi nediscriminatoriu pentru restul actorilor. Consumatorul va trebui informat cu exactitate asupra modului în care datele sale vor fi procesate şi folosite.

Introducerea directivelor EU în zona protecției datelor vor obliga companiile să-şi adapteze sistemele informatice şi fluxurile de afaceri în vederea asigurării protecției şi confidențialității datelor. Companiile vor trebui să introducă sisteme avansate de protecție a datelor de tip DLP, IDS, SIEM şi vor fi vor fi mult mai deschise în adoptarea serviciilor de tip Security as a Service sau de tip CERT/SIEM.

Recunoaşterea investițiilor de către ANRE / Reglementatori (OP5/AP5a, AP5b, AP5c)

Una dintre principalele cauze ale întârzierilor în adoptarea sistemelor de tip „smart” o reprezintă lipsa de reglementare a sistemelor smart în majoritatea statelor membre UE. Se admite că la ora actuală doar câteva țări recunosc investițiile în zona de smart şi implicit tarifarea acestora suplimentar.

Recunoaşterea investițiilor de către reglementatori implică automat creşterea prețurilor la energie pentru consumatori. Spre exemplu se pune întrebarea simplă cine va plăti pentru introducerea unui contor inteligent estimat la nivel de 200-250EUR. De asemeni se estimează că vor fi necesare peste 480bn EUR până în 2035 pentru investițiile în rețeaua de distribuție la nivel european conform datelor International Energy Agency.

Totodată se discută în ce măsură este rentabilă investiția în tehnologia smart în zonele rurale unde consumul de energie este foarte scăzut şi unde puterea de cumpărare este foarte mică, cel puțin în România.

Toată această lipsă de reglementare ne menține într-un cerc vicios şi întârzie adoptarea tehnologiilor smart. Proiecte:

1. Reproiectarea sistemului energetic național în vederea acomodării prosumatorilor şi a fluxurilor de date bidirecționale;
2. Dezvoltarea unitară a sistemului de comunicații între prosumator, DSO şi TSO având protocoale de comunicație comune şi cybersecurity builtin;
3. Dezvoltarea şi promovarea sistemelor de tip smart grid pe întregul lanț energetic, pornind de la contoarele inteligente până la nivelul de producție;
4. Dezvoltarea sistemelor de tip BigData/Analytics în special în zona de DSO şi integrarea acestora cu sistemele smart. Introducerea de modele matematice complexe şi tehnici de machine learning pentru profilarea consumului;
5. Reglementarea activităților din sistemul energetic şi recunoaşterea investițiilor în sistemele smart. Identificarea mecanismelor de stimulare a introducerii sistemelor smart;
6. Proiecte legate de securitate cibernetică şi interoperabilitate între actorii din lanțul energetic. Introducerea reglementărilor de tip Directiva NIS;
7. Introducerea serviciilor de tip bundle pentru consumator care înglobează energie şi telco;
8. Introducerea de sisteme de stocare de energie care vor permite inclusiv asigurarea reglajului curbei de sarcina în zona DSO;
9. Introducerea sistemelor de tip Energy Management pe tot lanțul de producție cu input de la contorii smart;
10. Introducerea sistemelor de tip GIS/Workforce management/mentenanță predictivă.

[1] http://climate-adapt.eea.europa.eu/metadata/publications/resilience-of-large-investments-and-critical-infrastructures-in-europe-to-climate-change/jrc_2015_resilienceoflargeinvestmentscritialinfrastructures.pdf – accesat în noiembrie 2017.