Энергетика по-прежнему остается одной из наиболее зависящих от ИТ отраслей. Продолжающаяся после распада РАО ЕЭС реструктуризация не лучшим образом отразилась на ИТ-развитии многих энергокомпаний.

Начавшийся в 2008 году передел собственности привел к смене ориентиров: новые собственники стали реформировать компании согласно тем принципам, которые они считают правильными. Вопросы, связанные с ИТ, ушли на второй план.

Требования новых собственников компаний, кризис и проблемы отрасли, а также недавние заявления премьер-министра РФ Владимира Путина привели к тому, что представители многих энергокомпаний либо вовсе отказались ответить на наши вопросы, либо согласились выступать анонимно «во избежание проблем». Так ли уж страшны эти проблемы? И каково сейчас положение ИТ в отрасли?

ИТ-инфраструктура отрасли

C началом рыночных преобразований в электроэнергетике возникла необходимость оперативного и точного управления объемом потребляемой и вырабатываемой электроэнергии, из-за чего резко повысились требования к объемам информации для построения информационных моделей энергосистем. С целью построения и поддержания в актуальном состоянии полной информационной модели ЕЭС была принята Программа повышения наблюдаемости единой национальной электрической сети. В рамках реализации программы необходимо модернизировать или создать системы телемеханики энергообъектов и средств доставки телеизмерений и телесигналов в диспетчерские центры системного оператора.

«Фактически была принята программа построения глобальной интегрированной ИТ-инфраструктуры отрасли», — рассказывает Сергей Дятлов, длительное время руководивший ИТ-департаментами различных энергетических компаний.

Наблюдаемость

Работы по модернизации систем телемеханики были инициированы РАО ЕЭС знаменитым приказом № 603 в 2005 году и идут до сих пор, хотя должны были завершиться в 2008 году.

В качестве оценки готовности системы обмена технологической информацией используется несколько параметров, наиболее наглядным из которых является процент наблюдаемости — отношение фактического объема телеинформации, поступающего с объекта в диспетчерский центр, к объему, определенному в требованиях. Сегодня, по оценкам Дятлова, по операционной зоне ОДУ Центра наблюдаемость электростанций генерирующих компаний составляет около 100%, подстанций федеральной сетевой компании — менее 70%, подстанций распределительных сетевых компаний — около 40%, подстанций РЖД — менее 20%, подстанций прочих потребителей (в основном металлургических предприятий) — чуть выше 40%.

Таким образом, реализацию программы в генерирующих компаниях можно назвать успешной. Этому способствовал примененный к ним «экономический рычаг», используемый в соответствии с правилами присоединения к рынку, — штраф в размере 2% от платы за мощность при технической неготовности системы обмена информацией объекта (например, для электростанции сумма штрафа может достигать десятков миллионов рублей).

Особые трудности реализация программы вызвала у владельцев электросетевых объектов, живущих на базе тарифа, регулируемого государством. «С одной стороны, затраты на программу модернизации не были включены в тариф на электроэнергию, с другой — на государственном уровне не было принято никакого документа, обязывающего компании выполнять данную программу, — поясняют ситуацию представители сетевых компаний. — Поэтому у советов директоров отсутствуют весомые основания для включения таких затрат в инвестиционные программы компаний в требуемом объеме».

Межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК) для обеспечения сбора информации, повышения прозрачности и наблюдаемости строят по всей стране Центры управления сетями (ЦУС) — ИТ-комплексы, позволяющие наблюдать за оборудованием. ЦУС со своей диспетчерской, оборудованием, персоналом позволяет компании контролировать работу всего сетевого комплекса. Еще одна цель создания центров, по мнению представителей сетевых компаний, состоит в снятии нагрузки с системного оператора и освобождении его от некоторых не свойственных ему функций.

В поисках движущей силы

В ходе реорганизации были приложены немалые усилия для создания единого информационного поля энергетики, но процесс не был доведен до конца. Эксперты отмечают, что ни магистральные сети, ни региональные диспетчерские управления, ни генерация не действуют сегодня в рамках единого информационного пространства. Технические регламенты, которые принимались в ходе реструктуризации РАО, сегодня работают лишь на 30–40%, так как требуют актуализации хотя бы раз в три года.

Евгений Бабенко, руководитель департамента ИТ компании «Интер РАО ЕЭС», считает, что сегодня компании испытывают информационный голод в области стандартизации ИТ. «Такая информация необходима для того, чтобы ни ИТ-директор, ни руководитель предприятия не ломали голову, какую платформу выбрать, каких усилий и денег потребует автоматизация производства», — считает он. Эта проблема существует достаточно давно, ее пытался решить еще ГВЦ Энергетики.

«По большому счету, бизнес-процессы генерирующих компаний практически одинаковы, а решения по управлению таким производством, внедренные в компаниях, существенно различаются: можно встретить решения на базе «1С», Microsoft, SAP, Oracle. Одинаковый бизнес не должен был внедрять столь разные системы, и сегодня невозможно определить, какое из решений лучше.

Считая деньги

Сетевые компании пересмотрели свои инвестиционные возможности и технологические потребности.

Оценивать эффективность вложений в ИТ классическими методами, по мнению большинства экспертов, нецелесообразно. Они сходятся во мнении, что нужна методика оценки, адаптированная именно к реалиям энергетиков, так как ИТ-проекты обычно являются частью крупных бизнес-проектов, и правильнее оценивать эффективность вложений не в ИТ, а в энергетический комплекс.

«Бесполезно оценивать кусочек проекта. ИТ — это довольно сложный механизм с компонентами разных видов. Это инструмент, позволяющий упорядочить образ мышления и добиться результата в решении какой-то конкретной прикладной задачи, например, экономии топлива, повышения качества ремонтов, — считает Дятлов. — Недавно появилась прикладная информационная экономика (методика Дугласа Хаббарда), именно на ее базе может получиться хорошая методика оценки проектов с участием ИТ».

По мнению Бабенко, главная проблема оценки эффективности ИТ-проектов — отсутствие подобной информации от других компаний. В результате руководство опасается вкладывать деньги в «черный ящик ИТ», поскольку отдача от него неочевидна.

Проблемы эксплуатации

Каждая компания сегодня имеет свой взгляд на организацию эксплуатации и техобслуживания ИТ-систем. Бизнес-руководство пытается оптимизировать численность персонала, сокращая тех, чье присутствие и эффективность малопонятны, а это в первую очередь ИТ-специалисты.

Много проблем возникает и из-за развала служб эксплуатации в компаниях отрасли, особенно сетевых, где все эксплуатационно-ремонтные подразделения (включая нижний уровень ИТ, который обслуживает инфраструктуру) были выведены во внешние организации. МРСК сегодня обслуживаются специализированными ИТ-компаниями. В самих сетевых компаниях остались только службы заказчика.

Аутсорсинг создает определенные проблемы даже в Москве: например, на отработку заявки об отказе сервера телемеханики может уйти несколько дней.

Генерирующие компании также подвержены этой тенденции. Есть компании, которые вывели ИТ на аутсорсинг.

Системный оператор также оптимизирует работу ИТ-подразделения, но не сокращая его и не выводя на аутсорсинг, а реализуя проект по реструктуризации ИТ-управления на принципах ITIL/ITSM, который должен завершиться в начале 2011 года.

Статус и место ИТ

Продолжается череда проблем, связанных со сменой собственников, ревизиями, реструктуризацией и определением новых приоритетов. В некоторых генерирующих компаниях, которые недавно заявляли об успешных проектах автоматизации, сегодня работы в области ИТ сводятся к поддержке почтового сервера и телефонной станции. Есть и компании, в которых ИТ заняли свое место, и бизнес уже не может без них обходиться.

Деятельность генерирующих компаний сегодня оценивается по строительству новых мощностей, и все средства и ресурсы направлены на решение этой задачи. Это отрицательно сказывается на ИТ, поскольку большинство компаний работает с единым генеральным подрядчиком на базе ЕРСМ-контрактов, а ИТ-подразделения в проектах участия не принимают. В лучшем случае возможности ИТ-подразделений используются для подключения новых мощностей к информационным системам или реализации небольших проектов по их масштабированию.

В ходе реорганизации РАО ЕЭС был повышен статус ИТ-директоров — они стали подчиняться непосредственно генеральным директорам компаний. Но в большинстве компаний рост статуса не привел к улучшению отношения к ИТ-подразделению. Внедрение ИТ нередко влечет сокращение персонала бизнес-подразделений и увеличение численности ИТ-структур, в результате негативное отношение со стороны бизнес-подразделений к ИТ только растет, считают представители компаний. С середины 2008 года в ходе изменения организационных структур компаний должность ИТ-директора кое-где вообще ликвидирована.

В сложившейся обстановке заниматься «любимым делом» ИТ-специалистам становится все труднее. Хотя не все руководители приветствовали работу ГВЦ Энергетики, по мнению экспертов, благодаря усилиям его генерального директора Евгения Аксенова было создано сообщество ИТ-директоров энергетических компаний, действовала площадка для обмена мнениями. Сегодня все разрозненны. Хотя проблема отсутствия общения не столь актуальна для представителей компаний, расположенных в крупных центрах, где проходят конференции и семинары и работают различные клубы, обеспечивающие ИТ-профессионалам возможность обмена мнениями.

«Для представителей же региональных компаний было бы очень хорошо вернуть практику ГВЦ Энергетики, когда два раза в год в обязательном порядке собирали ИТ-директоров всей отрасли, — считает Бабенко. — Все проблемы на этих встречах обсуждались в ходе живого общения. Региональные ИТ-директора получали первичную информацию как от представителей власти, так и от представителей крупного бизнеса. Это было крайне полезно».

Поделитесь материалом с коллегами и друзьями

Купить номер с этой статьей в PDF