Come evitare il baratro finanziario dei software di utilità

Per oltre un secolo, le aziende di servizi pubblici hanno seguito il modello di acquisto basato sul minimo costo e sulla massima efficacia . Le autorità di regolamentazione hanno imposto questo approccio per proteggere i clienti dalle spese superflue o dal " gold plating ", ovvero dall'eccessivo potenziamento dei sistemi per aumentare i ricavi.

Quando si tratta di asset di grandi dimensioni come linee di trasmissione e distribuzione e centrali elettriche, l'applicazione delle normative è immediata. In genere, questi asset hanno casi d'uso più semplici e sono riconducibili a una specifica documentazione normativa, che descrive dettagliatamente la presunta giustificazione dell'investimento da parte dell'azienda di servizi pubblici.

Ma con la rete elettrica odierna e soprattutto quella del futuro, gran parte di ciò che garantisce l'affidabilità del sistema non è visibile. Le applicazioni software delle utility ora gestiscono vaste quantità di dati, fatturazione dei clienti e operazioni di rete elettrica. Per essere chiari, la transizione da una rete elettrica basata sulla generazione centralizzata e sulla distribuzione unidirezionale di energia a una composta da infinite risorse energetiche distribuite ha reso necessaria una nuova suite di strumenti. I costi e la manodopera hanno impedito alle utility di sviluppare autonomamente le applicazioni, quindi si sono rivolte a una comunità di fornitori di tecnologia disponibili a colmare il divario.

I grandi conglomerati energetici e le startup finanziate da venture capital hanno colto al volo l'opportunità, attratti da commissioni di attivazione multimilionarie e licenze software ricorrenti. Ma risolvere quella che forse è la sfida più grande che la rete elettrica abbia mai dovuto affrontare richiede una profonda competenza in materia di sistemi energetici, di cui la stragrande maggioranza dei fornitori è carente. Di conseguenza, il mercato dei servizi elettrici è disseminato di annunci di progetti patinati che non sono mai andati oltre i comunicati stampa.

Una nuova era di "gold plating" sta prendendo forma dall'opacità degli appalti di software di pubblica utilità. Dovremmo pretendere di meglio.

I costi nascosti dei nomi noti

Il nucleo dirigenziale delle utility, soprattutto tra quelle di proprietà di investitori, è composto prevalentemente da dirigenti con esperienza in economia, marketing e finanza. Mentre gli ingegneri di base sono responsabili delle operazioni e forniscono suggerimenti per l'adozione della tecnologia, sono i dirigenti senior non tecnici ad avere generalmente l'ultima parola e a firmare gli assegni più consistenti.

Una vecchia frase descrive appropriatamente lo stato dell'approvvigionamento di software per le utility: nessuno è mai stato licenziato per aver scelto IBM . L'avversione al rischio del settore delle utility si è trasformata: il rischio di affidabilità non è più la preoccupazione principale. Anche l'aspetto estetico gioca un ruolo chiave e i leader del settore optano generalmente per il marchio sicuro e noto. Le utility, proprio come qualsiasi organizzazione, vogliono allinearsi ai "leader del settore" percepiti, indipendentemente dal fatto che rappresentino o meno l'opportunità più economica ed efficace per migliorare la sicurezza, l'affidabilità o l'efficienza.

Ma a differenza di altri settori, le utility sono responsabili delle infrastrutture critiche. Investire milioni in aziende blue chip o startup promettenti della Silicon Valley con applicazioni incomplete (o inesistenti) rischia di generare sprechi e di compromettere l'affidabilità del sistema elettrico. Le "richieste di proposte" (RFP) aperte dovrebbero mitigare questa dinamica, ma il fenomeno persiste, portando al lock-in dei fornitori e a innumerevoli progetti che naufragano nella terra di nessuno.

I sistemi di gestione delle risorse energetiche distribuite , o DERMS, sono l'applicazione di punta del settore delle utility elettriche. DERMS offre alle utility una soluzione per la previsione, il controllo e la gestione delle DER in tempo reale. Alcuni enti regolatori hanno persino spinto le utility da loro amministrate a investire in queste piattaforme, riconoscendone il ruolo nel facilitare la transizione energetica.

Le piattaforme DERMS sono incredibilmente difficili da progettare e ancora più complesse da implementare. Per questo motivo, la stragrande maggioranza dei presunti fornitori di DERMS si concentra esclusivamente sul controllo dei dispositivi "behind-the-meter", non delle risorse "front-of-the-meter" su scala di rete, che richiedono una profonda integrazione con i sistemi di pubblica utilità legacy. Mentre la maggior parte dei fornitori di DERMS è entrata nel settore negli ultimi 3-5 anni, OATI ha implementato per la prima volta il suo DERMS nel 2010 e da allora ha continuato a implementare la piattaforma con i clienti.

I conglomerati tecnologici del settore energetico che miravano ad acquisire un DERMS per accelerare i tempi restano ancora lontani anni dall'implementazione. Ciò non ha impedito loro di firmare contratti ingenti, principalmente con società di servizi di proprietà di investitori, desiderose di fare colpo. Avete bisogno di prove? Scorrete i comunicati stampa emessi dalle IOU che annunciavano accordi DERMS negli ultimi cinque anni... Ci sono stati aggiornamenti? Sicuramente, queste entità annunceranno le loro implementazioni di successo per capitalizzare ancora una volta sulla notizia.

Purtroppo, non troverete molto. Questi progetti passano inosservati, almeno per il pubblico esterno. All'interno delle utility, tuttavia, cresce la costernazione per i ritardi del DERMS, i costi aggiuntivi e le continue modifiche agli ordini. Questo è il risultato di piattaforme progettate per cogliere le opportunità di mercato, non per supportare l'affidabilità del sistema elettrico.

Ogni azienda ha una serie di priorità diverse. Per OATI, un'organizzazione fondata e guidata da ingegneri, l'affidabilità e la soddisfazione del cliente hanno sempre avuto la meglio sul marketing. Ci viene spesso detto che la nostra piattaforma vince in termini di prezzo e funzionalità , ma a volte perde rispetto alle soluzioni IBM del settore. Ma queste aziende di servizi pubblici in genere si riprendono, segnate da due, tre o quattro implementazioni DERMS fallite con altri fornitori, come nel caso di molti dei nostri clienti di servizi pubblici di proprietà di investitori che ora possono contare su una soluzione DERMS funzionante.

È giunto il momento di chiederci: ne è valsa la pena? Se le aziende di servizi pubblici vogliono davvero rispettare il loro impegno di fornire energia elettrica sicura, affidabile e conveniente alle comunità che servono, è loro dovere, insieme alle autorità di regolamentazione, sostenere un processo aperto, equo e responsabile per l'approvvigionamento di software.

Un percorso in avanti

Le grandi offerte di acquisto si affidano spesso a fornitori noti, citando relazioni di lunga data e affidabilità percepita. Tuttavia, queste decisioni possono comportare il cosiddetto "vendor lock-in", contratti di manutenzione gonfiati e set di funzionalità non ottimali che ritardano i progetti DER critici. Al contrario, un processo di RFP basato sul merito, valutato in base a parametri di performance comprovati e al costo totale di proprietà, individua soluzioni come OATI DERMS che massimizzano il ROI e accelerano l'integrazione DER.

Gli enti regolatori hanno a lungo esaminato attentamente gli investimenti di capitale in pali, cavi e generazione. È ora che estendano tale rigore alle risorse software. Stabilendo linee guida per gli appalti che diano priorità a risultati misurabili (ad esempio, MW-ora di DER distribuiti, riduzione dei picchi di potenza a livello di sistema, risparmi per i clienti) e alla trasparenza dei costi, gli enti regolatori possono tutelare gli interessi dei contribuenti e promuovere l'innovazione del mercato. Tali politiche livellano il campo di gioco, costringendo tutti i fornitori, sia quelli più noti che quelli concorrenti, a competere in base al merito.

Quando si cerca un fornitore di DERMS, alcuni requisiti semplici e diretti si rivelano saggi, tra cui:

1. Definire un ambito chiaro: definire chiaramente i risultati attesi per ogni caso d'uso. Includere requisiti quali accuratezza, scalabilità e verifica se la soluzione fornisce le funzionalità necessarie oggi.
2. Richiedi tariffe dettagliate per un'analisi dei costi totali: ottenere tutte le tariffe per l'implementazione e il mantenimento, comprese le tariffe di avvio, le licenze, le integrazioni, gli utenti, l'infrastruttura, la manutenzione, gli aggiornamenti e la formazione ti consentirà di eseguire i tuoi confronti dei costi del ciclo di vita.
3. Incoraggiare le architetture aperte: favorire soluzioni basate su standard e API aperti per evitare vincoli e favorire l'interoperabilità.

Presso OATI, il nostro webSmartEnergy DERMS esemplifica questi principi: offre le migliori funzionalità della categoria e una comprovata esperienza in diversi contesti di servizi di pubblica utilità. Orientando gli appalti verso criteri di minor costo e massima efficacia, le aziende di servizi di pubblica utilità possono sfruttare appieno il potenziale del DER, migliorando l'affidabilità, riducendo i costi e accelerando la decarbonizzazione.