Energia Elektryczna, maj 2019

PRZESYŁ

Elektryczna

05/2019

DYSTRYBUCJA

ISSN 1897-3833 Biuletyn Branżowy

KLIENT

Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Rynek i regulacje

Technika i technologie

Energetyczni samorządowcy

Wydarzenia w branży

Sprawozdanie PTPiREE za 2018 rok

Na progu nowego okresu regulacyjnego

W NUMERZE

4

INFORMACJE ZE SPÓŁEK

TEMAT MIESIĄCA

6

Energetyczni samorządowcy

8

Z DZIAŁALNOŚCI PTPIREE

RYNEK I REGULACJE

9

Sprawozdanie PTPiREE

za 2018 rok

12 Na progu nowego

okresu regulacyjnego

14 Czysta energia dla Europejczyków

coraz bliżej

18 Rok 2018 z punktu widzenia

systemu elektroenergetycznego

20 RAPORT Z DZIAŁAŃ LEGISLACYJNYCH 22 PARAGRAF W SIECI

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

24 Określenie znamionowych

strat stanu jałowego na podstawie

pomiarów niskonapięciowych

WYDARZENIA

28 Edukacyjnie i innowacyjnie

na Expopower 2019

29 Europejski Kongres Gospodarczy 30 FELIETON

KLIENT

PRZESYŁ

Elektryczna

Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Rynek i regulacje

Technika i technologie

Energetyczni samorządowcy

Wydarzenia w branży

Sprawozdanie PTPiREE za 2018 rok

Na progu nowego okresu regulacyjnego

Zdjęcie: PTPiREE

Biuletyn Branżowy „Energia Elektryczna” – miesięcznik Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Redaguje zespół: Wojciech Tabiś (redaktor naczelny), Małgorzata Władczyk (zastępca redaktora naczelnego), Sebastian Brzozowski, Mirosław Derengowski, Olga Fasiecka, Wojciech Kozubiński, Lucyna Mazurek, Stanisława Teszner, Katarzyna Zalewska-Wojtuś.

Adres redakcji: ul. Wołyńska 22, 60-637 Poznań, tel. 61 84-60-200, faks 61 84-60-209, www.e-elektryczna.pl Wydawca: Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, ul. Wołyńska 22, 60-637 Poznań, tel. 61 84-60-200, faks 61 84-60-209, e-mail: ptpiree@ptpiree.pl, www.ptpiree.pl ISSN 1897-3833 Opracowanie graficzne, skład, łamanie i druk: Media i Rynek, ul. K. Pułaskiego 41, 62-800 Kalisz Redakcja nie odpowiada za treść reklam i ogłoszeń.

Redakcja nie zwraca nadesłanych materiałów oraz zastrzega sobie prawo skracania i adiustacji tekstów oraz zmianę ich tytułów.

Nakład: 1000 egzemplarzy Data zamknięcia numeru: 21 maja 2019 r.

DYSTRYBUCJA

05/2019

Wyzwania inwestycyjne, przed którymi stoi polska energetyka wymagają od firm naszego sektora ogromnego zaangażowania finansowego, technologicznego, organizacyjnego i intelektualnego. Procesy związane z poprawą jakości i niezawodności dostaw energii elektrycznej, przeciwdziałanie powstawaniu smogu, popularyzacja energetyki prosumenckiej czy stworzenie warunków dla rozwoju elektromobilności są działaniami, które w stosunkowo krótkim okresie wymuszą zmiany polskiej energetyki, tak by mogła sprostać obecnym i przyszłym wymaganiom klientów. Z doświadczenia wiemy, że sukces wielu inwestycji uzależniony jest nie tylko od poniesionych nakładów i zaangażowania spółek energetycznych.

Bezcennym ogniwem w procesie zmian jest bowiem współpraca z lokalnymi społecznościami. Bez niej nawet najlepsze projekty nie będą przebiegać zgodnie oczekiwaniami, a rezultaty osiągane będą znacznie większym wysiłkiem. Dlatego tak ważnym jest dostrzeganie i docenianie siły płynącej ze współdziałania energetyki i samorządów oraz korzyści jakie wszystkim stronom przynosi ta współpraca.

Organizowany przez PTPiREE, wraz ze operatorami energetycznymi naszego sektora, konkurs „Samorząd przyjazny energii” był w swym założeniu przedsięwzięciem pokazującym najlepsze praktyki współpracy oraz nagradzającym te samorządy, które w sposób modelowy realizują procesy oparte na współdziałaniu z energetyką. Sukces poprzednich edycji konkursu utwierdził nas w przekonaniu, że jest to słuszna koncepcja. W tym roku nagrodziliśmy samorządy już po raz piąty. Statuetki otrzymały gminy: Kaczory, Kępno, Ochotnica Dolna i Kleszczewo oraz miasto Kolno, a także Zarząd Dróg Miejskich w Warszawie. Relację z gali, która odbyła się 7 maja podczas Międzynarodowych Targów Energetyki ,,Expopower’’ w Poznaniu publikujemy na naszych łamach.

Poznańskie targi towarzyszyły również dorocznemu Zgromadzeniu Krajowemu PTPiREE, które odbyło się 8 maja. Prezes Towarzystwa Robert Zasina omówił sprawozdanie z działalności Towarzystwa, a Zgromadzenie Krajowe zatwierdziło wszystkie dokumenty zamykając finansowo ubiegły rok. Relację z posiedzenia wraz z głównymi tezami sprawozdania publikujemy w dziale Rynek i regulacje.

Także w tym dziale zamieszczamy tekst omawiający przygotowania spółek naszego sektora do nowego okresu regulacyjnego, który nadejdzie po 2020 roku.

Wymagania prawodawstwa krajowego są ściśle skorelowane z prawem unijnym. I jemu właśnie poświęcamy sporo uwagi w dziale Rynek i regulacje. Chodzi zwłaszcza o przyjęte przez Parlament Europejski kolejne akty prawne tworzące zestaw dokumentów o nazwie „Pakiet zimowy – czysta energia dla wszystkich Europejczyków”.

Dział Rynek i regulacje omawia podsumowanie minionego roku z perspektywy systemu elektroenergetycznego. Natomiast w dziale Technika i technologie publikujemy wyniki pomiarów strat stanu jałowego transformatorów. Artykuł powstał na podstawie referatu prezentowanego podczas Międzynarodowej Konferencji Transformatorowej „Transformator ‘19”.

Inne działy majowego wydania „Energii Elektrycznej” przynoszą jak zawsze pakiet aktualnych informacji prawnych oraz przegląd wydarzeń w branży i spółkach naszego sektora.

Zapraszam do lektury.

Spis treści

ISSN 1897-3833 Biuletyn Branżowy

Zdjęcie: Katarzyna Piwecka

Szanowni Państwo

maj 2019 ENERGIA elektryczna l

3

INFORMACJE ZE SPÓŁEK

»»Energa-Operator

Rejon Dystrybucji Energa-Operator w Sierpcu wznowi działalność. Placówka obsługiwać będzie wszystkich odbiorców z powiatu sierpeckiego oraz części płockiego, żuromińskiego, płońskiego i mławskiego.

Przywrócenie pracy rejonu w Sierpcu jest częścią działań spółki w ramach zmian struktury terenowej. Energa-Operator uwzględniła szczególną rolę rejonów dystrybucji, jako placówek, w których klienci mogą załatwić większość spraw związanych z usługami firmy.

Odtworzenie sierpeckiej placówki połączone jest z prowadzoną przez EnergaOperator reorganizacją służb odpowiedzialnych za prace na sieci elektroenergetycznej. W przyjętym modelu rejony są właściwym centrum koordynacji prac monterów i specjalistów w terenie.

Znajomość lokalnych uwarunkowań oraz bliskość ekip technicznych przyczynia się do sprawniejszego usuwania skutków awarii, a także usprawnia proces realizacji ważnych dla lokalnych społeczności inwestycji.

Zdjęcie: Energa-Operator

Powrót do Sierpca

Uroczystość otwarcia Rejonu Dystrybucji Energa-Operator w Sierpcu

Jednostkę organizacyjną odtworzono w porozumieniu z władzami samorządowymi i działaczami społecznymi, m.in. ze względu na wzrost inwestycji przemysłu spożywczego, produkcji rolnej oraz budownictwa mieszkaniowego w regionie, jak również trwającą cały czas transformację modelu sieci dystrybucyjnej. Od tradycyjnej, opartej na jednokierunkowym przesyle energii

elektrycznej, do tej z dużą liczbą OZE, zainstalowanych u odbiorców lub w ich bezpośrednim sąsiedztwie.

Spółka odtworzyła już siedem rejonów dystrybucji: w Iławie, Braniewie, Malborku, Starogardzie, Słupcy, Rypinie i Radziejowie.

Otwarcie kolejnego w Gdyni planowane jest jeszcze w maju. n

»»Enea Operator

Enea Operator i Instytut Energetyki podjęły wspólne działania w projekcie iDistributedPV. Jest on częścią Programu Horyzont 2020 i dotyczy rozproszonych fotowoltaicznych źródeł energii. Oprócz Polski uczestniczą w nim również Hiszpania, Niemcy, Grecja, Litwa i Włochy.

Pełna nazwa projektu to „Fotowoltaika w sieci dystrybucyjnej: zintegrowane inteligentne rozwiązania w rozproszonym wytwarzaniu energii działające w oparciu o fotowoltaikę, urządzenia do magazynowania energii i efektywne zarządzanie popytem”. W jego ramach kompleksowo rozpatrywane są wszystkie kryteria wsparcia dla fotowoltaiki. Partnerzy biorący w nim udział zajmują się aspektami technicznymi wymagań wobec sprzętu i komponentów dla mikroinstalacji.

W iDistributedPV badana jest praca sieci po przyłączeniu źródeł, ewentualne przeciążenia i przekroczenia parametrów związanych z poziomami napięć w jej węzłach. Analizuje się również kwestie ekonomiczne, w tym koszty rozwiązań i korzyści wynikające z zastosowania różnych technologii, zarówno na poziomie prosumenta, jak i całego systemu elektroenergetycznego; także aspekty prawne, jak np. ramy regulacyjne w celu opracowania wdrażania rozproszonej energii słonecznej PV na szeroką skalę oraz zagadnienia polityczne, tj. polityka energetyczna i ochrony środowiska, ograniczenie zużycia paliw kopalnych i dekarbonizacja gospodarki krajów Unii Europejskiej.

4

l ENERGIA elektryczna maj 2019

Zdjęcie: Enea Operator

Program Horyzont 2020

W iDistributedPV badana jest praca sieci po przyłączeniu źródeł

Wszystkie działania projektowe mają na celu przede wszystkim zaproponowanie wspólnych rozwiązań dla państw UE, ograniczających wszelkie bariery prawno-administracyjne, techniczne i ekonomiczne. Dzięki przeprowadzonym obliczeniom w warunkach rzeczywistych pracy sieci dystrybucyjnych w Hiszpanii, Niemczech, Grecji, Polsce i na Litwie możliwe jest sformułowanie rekomendacji technicznych i ekonomicznych w zakresie niezbędnego sprzętu i komponentów do opracowania koncepcji „prosumenta” oraz stworzenie modeli dla właściwego zarządzania najskuteczniejszymi rozwiązaniami i ich integracji z rynkami energii elektrycznej.

Program Ramowy Unii Europejskiej Horyzont 2020, którego częścią jest projekt iDistributedPV, stanowi największy w historii UE program w dziedzinie badań naukowych i innowacji. n

INFORMACJE ZE SPÓŁEK

»»PGE Dystrybucja

Jedną z ważniejszych inwestycji realizowanych w ubiegłych latach przez PGE Dystrybucja Oddział Białystok była modernizacja stacji Ełk 1.

Polegała na dostosowaniu rozdzielni 110 kV w stacji 220/110/15 kV Ełk 1 do większych prądów zwarciowych występujących na szynach rozdzielni 110 kV, których wzrost był spowodowany połączeniem stacji Ełk 1 ze stacją 400 kV Ełk Bis, należącą do PSE, linią 110 kV. Wymieniono wszystkie urządzenia pierwotne i wtórne rozdzielni 110 kV. Wysłużone i wyeksploatowane odłączniki, przekładniki prądowe i napięciowe oraz wyłączniki zastąpiono modułowymi urządzeniami typu HYpact w izolacji SF6. Stację wyposażono w nowoczesną aparaturę cyfrową, która współpracuje z systemem telemechaniki, co zaowocowało jej pełnym zautomatyzowaniem. Koszt tej inwestycji to około 20 mln zł.

Zwiększono także moc transformatorów 110/15 kV. Dwa dotychczas pracujące 110/15 kV o mocy 10 MVA zastąpiono jednostkami o mocy 16 MVA. Stanowiska transformatorów 110/15 kV wyposażono w misy olejowe spełniające wszelkie wymogi ochrony środowiska.

Zmodernizowano również układy kompensacji prądów ziemnozwarciowych w sieci SN, uwzględniając wzrost prądów pojemnościowych, spowodowany systematycznym wdrażaniem programu kablowania.

Celem inwestycji jest m.in. poprawa jakości dostaw energii elektrycznej do odbiorców, zwiększenie bezpieczeństwa, podniesienie sprawności technicznej obsługi klientów, automatyzacja sieci i ulepszenie jej stanu technicznego. Dzięki połączeniu stacji Ełk 1 ze stacją Ełk Bis znacznie poprawią się warunki zasilania północno-wschodniego regionu kraju, poprzez tzw. podpięcie do drugiego źródła zasilania od strony Mostu Energetycznego Polska – Litwa. Do 2015 roku region północno-wschodniej Polski zasilany był jedną linią 400 kV Stanisławów – Narew oraz linią 220 kV Ostrołęka – Ełk1.

Dotychczas linia 400 kV Stanisławów – Narew stanowiła podstawowe zasilanie dla odbiorców PGE Dystrybucja Oddział Białystok. W sytuacji awarii systemu elektroenergetycznego należało wprowadzać

Zdjęcie: PGE Dystrybucja

W planach ważna inwestycja

Dzięki połączeniu stacji Ełk 1 ze stacją Ełk Bis znacznie poprawią się warunki zasilania północno-wschodniego regionu kraju

ograniczenia dla odbiorców, aby utrzymać stabilność systemu elektroenergetycznego. Obecnie stacja 220/110/15 kV Ełk 1 zasilana jest nie tylko linią 220 kV z Ostrołęki, ale również połączona linią 110 kV ze stacją 400/110 kV Ełk Bis, przez co zdecydowanie poprawiła się pewność zasilania. Obecnie region części północno-wschodniej Polski jest zasilany z dwóch stacji 400/110 kV Narew i Ełk Bis oraz dodatkowo linią 220 kV z Ostrołęki.

Spółka planuje w przyszłości wprowadzić do stacji Ełk 1 dwie nowe linie 110 kV, tzn. linię 110 kV Ełk1 – Olecko (i dalej do stacji Gołdap), co pozwoli na odciążenie linii 110 kV biegnących na północ od Oddziału Białystok, oraz linię 110 kV Ełk1 – Orzysz (i dalej do stacji Mikołajki).

Inwestycja poprawi pewność zasilania turystycznych miejscowości w okolicach Orzysza i Mikołajek oraz połączy sieci dystrybucyjne 110 kV dwóch operatorów: Energi i PGE. n

»»PGE

»»Tauron

Wśród Liderów Świata Energii Kapituła konkursu Liderzy Świata Energii uhonorowała spółkę Tauron Dystrybucja główną nagrodą w kategorii Producent Roku. Wyróżnienie przyznano m.in. za rekordową liczbę odnawialnych źródeł energii przyłączonych do sieci energetycznej. W ubiegłym roku było to ponad osiem tysięcy mikroinstalacji. To wynik dwukrotnie wyższy niż w całym 2017 roku. W sumie Tauron przyłączył do sieci energetycznej już ponad 19 tys. mikroinstalacji o łącznej mocy 106 MW. Konkurs Liderzy Świata Energii ma na celu popularyzację osób, przedsięwzięć i przedsiębiorstw, które przyczyniły się do rozwoju rynku energetycznego w naszym

kraju, najciekawszych produktów i rozwiązań, a także do promocji polskiej myśli technicznej z zakresu energetyki.

Wyróżnienie przyznawane jest w sześciu kategoriach: Człowiek Roku, Producent Roku, Innowacja Roku, Handlowiec Roku, Dostawca Rozwiązań dla Sektora oraz Społeczna Odpowiedzialność Biznesu.

Nie jest to pierwszy laur spółki w konkursie Liderzy Świata Energii. W ubiegłym roku Tauron Dystrybucja otrzymał nagrodę w kategorii Handlowiec Roku m.in. za podejmowanie innowacyjnych programów i wdrażanie nowoczesnych rozwiązań technologicznych, które przyczyniają się do rozwoju branży energetycznej. n

600 tysięcy drzew od energetyków PGE w ramach 19. edycji akcji „Lasy pełne energii” posadziła 95 tys. młodych drzew w 14 województwach. Program ten jest autorską, ekologiczną inicjatywą PGE Dystrybucja realizowaną w najważniejszych spółkach Grupy. W jego ramach pracownicy wraz z rodzinami, pod opieką leśników z Regionalnych Dyrekcji Lasów Państwowych i przy zaangażowaniu uczniów, harcerzy i lokalnych społeczności, przez ostatnie 19 lat posadzili blisko 600 tys. drzew, głównie sosen, świerków i dębów. n

Informacje ze spółek opracowała Marzanna Kierzkowska maj 2019 ENERGIA elektryczna l

5

TEMAT MIESIĄCA

Energetyczni samorządowcy Po raz piąty kapituła wybrała laureatów konkursu „Samorząd przyjazny energii”, doceniając ich za działania na rzecz poprawy niezawodności i bezpieczeństwa dostaw energii, przeciwdziałanie smogowi i rozwój elektromobilności. Nagrody wręczono 7 maja na uroczystej gali podczas Międzynarodowych Targów Energetyki ,,Expopower’’ w Poznaniu.

6 l ENERGIA elektryczna maj 2019

reprezentowanie lokalnych społeczności, przedstawianie ich postulatów i stanowisk w sposób wspierający wypracowanie najkorzystniejszych rozwiązań zaopatrzenia w energię elektryczną; wsparcie dla działań inwestycyjnych, mających na celu zapewnienie niezawodności dostaw energii elektrycznej oraz bezpieczeństwa energetycznego regionu i kraju; działania w sytuacjach kryzysowych związanych z przerwami w dostawach energii elektrycznej, wynikające z trudnych warunków atmosferycznych; w celu wymiany ogrzewania, np. na elektryczne, lub w celu termomodernizacji budynków; na rzecz przyłączania do sieci punktów ładowania samochodów elektrycznych.

Gmina Kaczory od lat sprzyja porozumieniu między samorządem, mieszkańcami a inwestorami. – Nasz samorząd doskonale rozumie potrzebę rozwoju najbliższego otoczenia, jak i całego kraju. Niezbędna do tego jest energia, a tym samym rozbudowa linii najwyższych napięć. Myślę, że nasze relacje z PSE są modelowym przykładem efektywnej i dwustronnie korzystnej współpracy samorządu i inwestora – mówi wójt Brunon Wolski. Samorządowcy z gminy konsekwentnie od lat upowszechniają wśród mieszkańców wiedzę na temat konieczności rozbudowy sieci.

Na jej terenie realizowane są duże inwestycje: stacja elektroenergetyczna oraz dwie linie 400 kV.

Zdjęcie: Enea Operator

W tym roku na najwyższe uznanie jury, organizowanego przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, konkursu zasłużyły gminy: Kaczory, Kępno, Ochotnica Dolna i Kleszczewo oraz miasto Kolno, a także Zarząd Dróg Miejskich w Warszawie.

– Energetycy od lat dobrze współpracują z samorządami. Cenimy sobie wzajemne zrozumienie i pomoc. Zawsze możemy na siebie liczyć. W tym roku w piątej edycji naszego konkursu doceniliśmy kolejne gminy, miasto i instytucję samorządową. Laureaci otrzymali statuetki oraz granty inwestycyjne o wartości 15 tys. zł, które będzie można przeznaczyć na projekty poprawiające bezpieczeństwo dostaw energii oraz komfort życia i pracy mieszkańców. Gratulujemy najlepszym w tym roku, a jednocześnie doceniamy dorobek wszystkich pozostałych zgłoszonych do konkursu gmin, miast i instytucji – mówi Wojciech Tabiś, dyrektor Biura PTPiREE. W tym roku jury szczególnie doceniło jednostki samorządu terytorialnego podejmujące działania na rzecz poprawy niezawodności i bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców indywidualnych i przemysłowych, przeciwdziałające powstawaniu smogu lub rozwijające elektromobilność. Przy ocenie szczególnie istotne były działania na rzecz zwiększenia zrozumienia potrzeb modernizacji i rozwoju sieci elektroenergetycznej w regionie dla zapewnienia ciągłości dostaw energii oraz świadomości ekologicznej;

Statuetki konkursu „Samorząd przyjazny energii”

Zdjęcia MTP

TEMAT MIESIĄCA

Laureaci i organizatorzy konkursu

W 2018 roku gmina Kępno z obszaru działania Energi-Operator prowadziła przedsięwzięcia na rzecz zwiększenia świadomości potrzeb modernizacji i rozwoju sieci elektroenergetycznej. – Wspieramy m.in. inwestycyje mające na celu zapewnienie niezawodności dostaw energii elektrycznej i bezpieczeństwa energetycznego regionu. W tym celu, z inicjatywy gminy Kępno, został utworzony Kępiński Klaster Energii – informuje burmistrz Piotr Psikus.

Gmina realizuje także program wspierający mieszkańców w wymianie niskosprawnych źródeł ciepła i zastąpieniu ich źródłami proekologicznymi „Kępno wolne od smogu”.

W latach 2017-2018 Ochotnica Dolna, z obszaru Taurona Dystrybucja, przyłączyła ponad 700 mikroinstalacji fotowoltaicznych i urządzeń do podgrzewania wody. Program poprawił warunki zasilania odbiorców, zwiększając bezpieczeństwo dostaw energii. – Ochotnica Dolna, jako gmina turystyczna, której powierzchnia w 100 proc. pokryta jest przez obszary chronione, od kilkunastu lat podejmuje działania mające na celu promocję i rozwój odnawialnych źródeł energii oraz ograniczenie zanieczyszczenia powietrza – deklaruje jej przedstawiciel, Krzysztof Ligęza.

Mieszkańcy Ochotnicy Dolnej korzystają z nowoczesnych, odnawialnych źródeł energii, które pozwalają na realne działanie na rzecz ochrony środowiska, poprzez

zmniejszenie wykorzystania konwencjonalnych źródeł ciepła bazujących na paliwach stałych. To wpłynęło także na poprawę jakości powietrza w gminie, zwiększając jej atrakcyjność turystyczną. To największa tego typu inwestycja w kraju.

Kleszczewo, z obszaru Enei Operator, doceniono za działania mające na celu obniżenie kosztów energii związanych z utrzymaniem i eksploatacją budynków użyteczności publicznej oraz eksploatacją oświetlenia ulicznego. – Na szczególną uwagę zasługują prowadzone na terenie naszej gminy termomodernizacje budynków, montaż instalacji odnawialnych źródeł energii oraz wymiana oświetlenia. Innym priorytetem jest dla nas optymalizacja kosztów zakupu energii elektrycznej – dowodzi wójt Bogdan Kemnitz.

Kolno, z obszaru PGE Dystrybucja, dostrzegło wagę budowy i modernizacji linii 110 KV przechodzących przez miasto.

W 2018 roku zakończono gruntowną modernizację linii 110 kV Biała Piska – Kolno.

Gmina cały czas szuka niekonwencjonalnych dróg rozwoju. – Kolno to małe miasto o dużych możliwościach inwestycyjnych i wielkim potencjale ludzkim. Rozwinąć tu mogą skrzydła inwestorzy zarówno małej, jak i dużej przedsiębiorczości. Wielkie możliwości inwestycyjne miasto otwiera przed przedsiębiorcami świadczącymi innowacyjne usługi lub wykorzystujące do swojej

produkcji innowacyjne technologie. Kolno jest otwarte dla każdego, kto wykazuje się inicjatywą, inwencją i własnym pomysłem – twierdzi burmistrz Andrzej Duda.

W mieście powstała elektrownia słoneczna o mocy 1,84 MW. W ramach unijnego projektu „Energia słoneczna pracuje dla miasta Kolna” na budynkach użyteczności publicznej posadowiono ponadto panele fotowoltaiczne. Obecnie trwa wybór wykonawcy zadania „Poprawa efektywności energetycznej poprzez modernizację infrastruktury oświetlenia ulicznego na terenie miasta Kolno” w celu wymiany kilkuset opraw świetlnych na oświetlenie LED-owe.

Zarząd Dróg Miejskich w Warszawie, z obszaru innogy Stoen Operator, uhonorowano za wysoką jakość oraz wydajność współpracy przy realizacji inwestycji sieciowych. Sposób planowania i koordynacji prac przez pracowników ZDM pomaga w skutecznym prowadzeniu inwestycji, a także w utrzymaniu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do klientów, przy jednoczesnym rozwoju sieci elektroenergetycznej w Warszawie.

Konkurs „Samorząd przyjazny energii” organizowany jest przez PTPiREE we współpracy ze spółkami: Enea Operator, Energa-Operator, PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja, innogy Stoen Operator i Polskie Sieci Elektroenergetyczne. n

maj 2019 ENERGIA elektryczna l

7

Z DZIAŁALNOŚCI PTPiREE

Ochrona przed porażeniem i przed przepięciami 15 i 16 kwietnia w Sośnicowicach Zespół PTPiREE ds. Ochrony przed Porażeniem i przed Przepięciami omawiał kolejny etap opracowania zasad ochrony przed porażeniem i przed przepięciami w sieciach NN, WN, SN i nn w zakresie projektowania, budowy i eksploatacji.

Spotkanie informacyjne 17 kwietnia w siedzibie PSE SA odbyło się spotkanie informacyjne na temat wdrożenia wymagań Kodeksu sieci w zakresie przyłączania jednostek wytwórczych przez operatorów zrzeszonych w PTPiREE. Uczestniczyło w nim ponad 200 przedstawicieli wytwórców, operatorów, środowiska naukowego, Ministerstwa Energii oraz Urzędu Regulacji Energetyki.

Omówiono nowe wymagania wobec wytwórców oraz operatorów wynikające z rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z 14 kwietnia 2016 roku ustanawiającego Kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci.

Stosowanie tych zapisów, zgodnie z terminem określonym w rozporządzeniu, rozpoczęło się 27 kwietnia 2019 roku. Konsekwencją wymagań nałożonych na operatorów jest m.in. obowiązek opracowania nowych procedur wykorzystania certyfikatów w procesie przyłączenia modułów wytwarzania energii do sieci elektroenergetycznej, testowania modułów wytwarzania energii oraz pozwolenia na użytkowanie dla modułów wytwarzania energii typu A, B, C i D. W dyskusji zgłoszono również obawy środowiska wytwórców, wynikające z nadchodzącej zmiany przepisów, dotyczące przyłączania modułów wytwarzania energii elektrycznej do sieci.

Sporo czasu poświęcono procesowi wydawania koncesji w świetle nowych wymagań technicznych i proceduralnych określonych w rozporządzeniu oraz nowym zasadom certyfikacji.

Operatorzy zapowiedzieli, że w związku ze wspólnym celem przyłączania nowych modułów wytwarzania do sieci usprawnienie procedur jest w interesie zarówno operatorów, jak i wytwórców, a w uzasadnionych przypadkach będą one mogły zostać zaktualizowane. Dyskutanci zwrócili przy okazji uwagę, że nowe wymagania nie są inicjatywą operatorów, a wynikają wprost z obowiązków nałożonych na nich przez nowe przepisy UE, które w związku z rangą rozporządzeń Komisji Europejskiej mają charakter nadrzędny

8

l ENERGIA elektryczna maj 2019

w stosunku do przepisów krajowych i stosowane są wprost.

Nowe procedury w związku z obowiązkiem wynikającym z rozporządzenia opublikowano na stronach internetowych operatorów, a prezentacje ze spotkania są dostępne na stronie PTPiREE.

Wdrażanie kodeksów sieciowych 8 i 9 kwietnia w Konstancinie-Jeziornej oraz 14 i 15 maja w Łochowie obradował Zespół PTPiREE ds. Kodeksów Sieciowych w Obszarze Przyłączania do Sieci. Celem posiedzenia była kontynuacja prac w zakresie wdrożenia pozostałych kodeksów przyłączeniowych, tj. NC DC oraz NC HVDC. 13 i 14 maja w Łochowie zebrała się również komisja ds. opracowania procedury pozwolenia na użytkowanie oraz wykazu dokumentów i informacji na potrzeby procesu weryfikacji spełnienia wymagań dla przyłączenia odbioru.

Zespół PTPiREE ds. Ruchu 18 kwietnia w siedzibie PSE SA w Konstancinie-Jeziornej odbyło się spotkanie Zespołu PTPiREE ds. Ruchu. Jego celem było m.in. przedyskutowanie zagadnienia wyłączeń w trybie awaryjnym, metodologii obliczania zapotrzebowania na moc, raportowania do Ministerstwa Energii w sytuacjach kryzysowych oraz prac związanych z uzgodnieniem procedury wymiany danych strukturalnych, planistycznych i czasu rzeczywistego dla potrzeb planowania pracy oraz prowadzenia ruchu KSE. Tematem debaty było również opracowanie wytycznych testów zasilania 24h dla obiektów oraz wymagań w zakresie automatyki SCO. Kolejne zebranie zaplanowano na 5 czerwca.

Służebność przesyłu 6 i 7 maja w Poznaniu Zespół PTPiREE ds. Służebności Przesyłu poruszał głównie tematy związane z kwestią opodatkowania za okres do 2018 roku gruntów, na których posadowiona jest infrastruktura elektroenergetyczna. Ponadto wskazano na problematykę interpretacji standardu MSSF16, zmiany w Prawie wodnym oraz zagadnienia związane z uregulowaniem praw do gruntu. n

RYNEK I REGULACJE

Sprawozdanie PTPiREE za 2018 rok

Tegoroczne sprawozdawcze XXXI Zgromadzenie Krajowe Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej odbyło się 8 maja w Poznaniu, towarzysząc Międzynarodowym Targom Energetyki ,,Expopower’’. Głównymi punktami programu obrad były: omówienie przez prezesa Roberta Zasinę sprawozdania z działalności PTPiREE w 2018 roku wraz ze sprawozdaniem finansowym oraz przedstawienie oceny materiałów sprawozdawczych przez przewodniczącego Komisji Rewizyjnej, a następnie zatwierdzenie sprawozdania i podział wyniku finansowego przez Zgromadzenie.

Prezes Robert Zasina, przedstawiając najistotniejsze inicjatywy realizowane przez operatorów systemów elektroenergetycznych w ramach PTPiREE w minionym roku, wskazał w szczególności na następujące zagadnienia.

W obszarze prawa i regulacji:

kompleksowe

działania w zakresie taryfowania, w tym: wsparcie ewaluacji modelu regulacji jakościowej, analiza zjawisk meteorologicznych – w tym na podstawie danych przekazywanych cyklicznie przez IMGW-PIB – oraz ich wpływu na realizację celów jakościowych, prace nad nowelizacją rozporządzenia taryfowego; czynne uczestnictwo PTPiREE w procesach legislacyjnych aktów prawnych dotyczących branży, w tym m.in.: nowelizacji ustawy Prawo energetyczne w zakresie 1) sprzedaży rezerwowej oraz 2) wdrożenia AMI, rozporządzenia taryfowego w kwestii bonifikat, ustawy o cenach energii, nowelizacji ustawy o OZE, zmian w Prawie telekomunikacyjnym w kwestii przydzielenia częstotliwości 450 Mhz na potrzeby energetyki, zmian w „megaustawie” dotyczących

zasad udostępniania infrastruktury elektroenergetycznej przedsiębiorstwom telekomunikacyjnym; kontynuację działań zmierzających do systemowej poprawy regulacji posadowienia i eksploatacji urządzeń elektroenergetycznych na gruntach nienależących do przedsiębiorstw sieciowych – w roku sprawozdawczym doprecyzowano zasady opodatkowania gruntów leśnych i rolnych, na

których posadowiona jest infrastruktura elektroenergetyczna, poprzez określenie, że posadowienie sieci nie stanowi podstawy do zmiany stawek podatku na związane z działalnością gospodarczą; opiniowanie projektów dokumentów rządowych: ,,Polityki energetycznej Polski do 2040 roku i ,,Krajowego planu na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030’’;

PTPiREE prowadzi w szerokim zakresie działalność szkoleniową i wydawniczą maj 2019 ENERGIA elektryczna l

9

RYNEK I REGULACJE

wsparcie wdrożenia RODO w przedsiębiorstwach energetycznych oraz wdrożenie wymogów RODO w PTPiREE.

W obszarze dystrybucji, zarządzania majątkiem sieciowym i rozwoju sieci:

prace nad kartami aktualizacji IRiESD

dotyczącymi zapisów GUD i GUDK, OZE, sprzedaży rezerwowej, DSR uproszczonego; prace w zakresie wdrożenia modelu wymiany danych pomiędzy OSD, spółkami obrotu i POB – w pierwszym półroczu zakończono dialog techniczny, przygotowano dokumentację przetargową, prowadzono rozmowy z Ministerstwem Energii o kształcie modelu, współpracowano w ramach Forum ebIX; w drugiej połowie roku, po decyzji Ministerstwa Energii o powierzeniu budowy OIP-a PSE, OSD współpracowały z PSE nad wyjaśnieniem zasad funkcjonowania CSWI i wdrożenia w systemie opracowywanym przez PSE funkcjonalności CSWI; w zakresie udostępniania sieci nn dla potrzeb sieci telekomunikacyjnych – kontynuowano rozmowy z UKE i Ministerstwem Cyfryzacji oraz organizacjami zrzeszającymi firmy telekomunikacyjne na temat zasad udostępniania sieci elektroenergetycznych na potrzeby budowy sieci telekomunikacyjnych, m.in. przygotowano jednolite w skali kraju zasady udostępniania słupów elektroenergetycznych dla

rezerwację częstotliwości i pozwoleń

konsultacje

10 l ENERGIA elektryczna maj 2019

W ramach działalności biura operatora łączności radiowej:

W obszarze funduszy europejskich:

Opublikowany przez PTPiREE raport „Energetyka. Dystrybucja i przesył”

potrzeb podwieszenia przewodów telekomunikacyjnych; Kodeksy sieci ENTSO-e – kontynuowano prace nad wdrożeniem w życie zapisów rozporządzeń Komisji (UE) ustanawiających kodeksy sieci; prace prowadzono w trzech zespołach: przyłączania do sieci, zarządzania siecią, bilansowania; wykonano analizę porównawczą kosztów budowy oraz eksploatacji linii kablowych i napowietrznych SN; przygotowano propozycję krajowego planu automatyzacji sieci elektroenergetycznej oraz zmiany struktury sieci z technologii linii napowietrznych na kablowe i przekazano ją do Ministerstwa Energii; pięć OSD i OSP w sierpniu podpisało porozumienie o współpracy przy usuwaniu awarii katastrofalnych w sieciach elektroenergetycznych.

z Ministerstwem Inwestycji i Rozwoju oraz Ministerstwem Energii w związku z wejściem w życie znowelizowanej ustawy o zasadach realizacji programów w zakresie polityki spójności finansowanych w perspektywie 2014-2020 oraz zmienionych wytycznych kwalifikowalności wydatków w ramach Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego, Europejskiego Funduszu Społecznego oraz Funduszu Spójności na lata 2014-2020 – wyjaśniono kwestie dyskusyjne nowych wzorów umów o dofinansowanie OSD i OSP; opracowanie materiału dotyczącego wsparcia rozwoju sieci na potrzeby rozwoju elektromobilności w związku z pracami nad Funduszem Niskoemisyjnego Transportu oraz Krajowym Planem Automatyzacji i Kablowania Sieci (część dotycząca funduszy pomocowych); udział w pracach na temat wykorzystania i rozdziału środków pochodzących z puli uprawnień do emisji gazów cieplarnianych (EU ETS) na lata 2021-2030, prowadzonych pod kierunkiem Ministerstwa Energii; konsultacje w sprawie nowej perspektywy finansowej 2021-2027 prowadzone z Ministerstwem Inwestycji i Rozwoju oraz Ministerstwem Energii.

radiowych dla obiektów systemu analogowego i cyfrowego – decyzją Prezesa UKE dokonano na rzecz PTPiREE rezerwacji częstotliwości użytkowanych dotąd przez system analogowy Digicom7 na kolejne 15 lat, z możliwością ich równoległego stosowania w systemie TETRA (60 kanałów o szerokości 12,5 kHz użytkowanych dotąd głównie w systemie analogowym Digicom7 – z docelowym przeznaczeniem tego pasma na potrzeby systemu TETRA); wykonanie i przekazanie Ministerstwu Energii opracowania ,,Ekspertyza dotycząca sposobu realizacji systemu radiowego łączności operatorów systemów dystrybucyjnych i operatora systemu przesyłowego, podwyższającego niezawodność funkcjonowania systemów energetycznych z uwzględnieniem sytuacji katastrofalnych”; wykonanie „Analizy zasobów częstotliwości w systemach TETRA operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych (OSD) niezbędnych dla budowy uzupełniających stacji bazowych przewidywanych dla obsługi terenu całej Polski na potrzeby włączenia Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA jako operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego”; prowadzenie bieżących prac w ramach zespołu ds. telekomunikacji związane z m.in. z procesem cyfryzacji łączności radiowej oraz współpracy z sieciami telekomunikacyjnymi i informatycznymi.

W obszarze komunikacji i promocji:

działania komunikacyjne i wizerunko-

we na rzecz sektora (monitoring mediów, prowadzenie komunikacji w mediach społecznościowych i Internecie, wsparcie w sytuacjach kryzysowych); opublikowanie raportu pt. „Energetyka. Dystrybucja i przesył”, ulotki informacyjnej o PTPiREE z danymi dotyczącymi podsektora oraz wydawanie miesięcznika „Energia Elektryczna”; organizacja wydarzenia medialnego we współpracy z Ministerstwem Energii z okazji podpisania „Porozumienia o współpracy przy usuwaniu awarii

Zdjęcie: archiwum PTPiREE

RYNEK I REGULACJE

Uroczystość „Energetyka w 100-leciu Niepodległej Polski”

w sieciach elektroenergetycznych OSD i OSP”; organizacja warsztatu z zakresu komunikacji kryzysowej w sytuacjach awarii masowych dla służb komunikacyjnych OSD i OSP z udziałem dyrektora departamentu komunikacji społecznej w Ministerstwie Energii oraz administracji wojewódzkiej; wsparcie Ministerstwa Energii w przygotowaniu obchodów centralnych oraz zorganizowanie wydarzenia okolicznościowego dla branży energetycznej z okazji 100-lecia odzyskania niepodległości; organizacja ogólnopolskiego konkursu „Samorząd przyjazny energii” i konferencji samorządowej; udział w ogólnopolskich imprezach targowych oraz konferencjach i kongresach, których PTPiREE było patronem honorowym.

W ramach działalności PTPiREE w 2018 roku prowadzona była (i jest kontynuowana) w szerokim zakresie działalność szkoleniowa i konferencyjna. Głównym adresatem tych wydarzeń byli pracownicy przedsiębiorstw energetycznych, choć do udziału w konferencjach i szkoleniach zapraszano również przedstawicieli firm działających na szeroko pojętym rynku elektroenergetycznym – w tym także dostawców urządzeń i usług dla energetyki zawodowej. Ma to duże znaczenie dla

tworzonych przez nich produktów, coraz to bardziej odpowiadających potrzebom energetyki.

PTPiREE prowadziło także działalność wydawniczą, do której należy opracowywanie materiałów w ramach działalności poszczególnych obszarów tematycznych, przygotowywanie ich do druku, nadzór nad procesem wydawniczym oraz kolportaż. Większość materiałów związana jest tematycznie z zagadnieniami techniki i rozwoju.

Jak podkreślił w wystąpieniu prezes Robert Zasina, wymienione zagadnienia to jedynie część działalności prowadzonej w 2018 roku, a z pełnym sprawozdaniem opisowym z działalności PTPiREE można zapoznać się na stronie internetowej pod adresem www.ptpiree.pl. Jednocześnie prezes podziękował wszystkim osobom zaangażowanym w prace na rzecz PTPiREE, zarówno pracownikom OSD i OSP działającym w ramach władz Towarzystwa, Rad Dyrektorów, Zespołów i Komisji, jak i pracownikom Biura PTPiREE. Do tak przedstawionego sprawozdania z działalności zgromadzeni członkowie nie mieli uwag, a przewodniczący Komisji Rewizyjnej pozytywnie podsumował działalność PTPiREE w roku sprawozdawczym. Jak wynikało ze sprawozdania, Komisja Rewizyjna uznała, że merytoryczne sprawozdanie Zarządu

PTPiREE z działalności za 2018 rok potwierdza realizację celów statutowych Towarzystwa i zarekomendowała Zgromadzeniu Krajowemu jego przyjęcie.

Także, po zapoznaniu się ze sprawozdaniem finansowym za 2018 rok, Komisja uznała, że rzetelnie i jasno przedstawia ono obraz sytuacji majątkowej i finansowej Towarzystwa na 31 grudnia 2018 roku oraz jego wynik finansowy za rok obrotowy zakończony tym dniu, zgodnie z mającymi zastosowanie przepisami ustawy z dnia 29 września 1994 roku o rachunkowości oraz przyjętymi przez Towarzystwo zasadami (polityką) rachunkowości, a zatem także zarekomendowała Zgromadzeniu Krajowemu przyjęcie tego sprawozdania.

XXXI Zgromadzenie Krajowe uznało rekomendacje Komisji Rewizyjnej i Zarządu w zakresie przyjęcia sprawozdania z działalności oraz zatwierdzenia sprawozdania finansowego, a także podziału wyniku finansowego netto, podejmując jednogłośnie stosowne uchwały.

Zarówno prezes PTPiREE, jak i przewodniczący Zgromadzenia podziękowali zebranym za udział. Następnie na zaproszenie prezesa Enei Operator delegaci udali się na zwiedzanie ekspozycji targowej.

Wojciech Tabiś, Biuro PTPiREE maj 2019 ENERGIA elektryczna l 11

RYNEK I REGULACJE

Na progu nowego okresu regulacyjnego Taryfy, które operatorzy systemów dystrybucyjnych będą w tym roku uzgadniać w tzw. procesie taryfikacji z regulatorem na 2020 rok są ostatnimi w okresie regulacyjnym trwającym od 2016 roku. To oznacza, że sektor już musi się przygotowywać na kolejny po 2020 roku. Zwłaszcza że wszystko wskazuje, iż to będzie czas dużych wyzwań związanych z rozwojem energetyki rozproszonej. Możliwe, że także autoprodukcji energii czy elektromobilności.

IRENEUSZ CHOJNACKI Podczas debaty XI Europejskiego Kongresu Gospodarczego (EKG) dotyczącej dystrybucji i przesyłu energii Robert Zasina, prezes Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, a zarazem prezes Taurona Dystrybucja, przedstawił raport podsumowujący działalność operatorów systemów dystrybucyjnych i operatora systemu przesyłowego w 2018 roku w Polsce.

– Rośnie liczba instalacji OZE przyłączonych do sieci dystrybucyjnej. Rok 2018 był rekordowy dla mikroinstalacji. Do sieci dystrybucyjnej w 2018 roku zostało przyłączonych około 26 tys. mikroinstalacji, czyli prawie tyle, co we wszystkich poprzednich latach – m.in. wskazał Robert Zasina.

Mikroinstalacje to prawie w 100 proc. panele słoneczne. Według danych URE na koniec 2018 roku w fotowoltaice zainstalowane były 344 MW. Liczba prosumentów wzrosła do 51 163, a wprowadzona przez nich do sieci energia elektryczna wyniosła 130,4 GWh, czyli średnio 2,55 MWh na prosumenta.

Wzrost liczby różnego rodzaju źródeł wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej związany z rozwojem energetyki rozproszonej to tylko jedno ze zjawisk ważnych z punktu widzenia operatorów systemów dystrybucyjnych. Początek tego roku zdawał się potwierdzać prognozy długoterminowe wskazujące na stały trend rozwoju OZE kreowany m.in. przez spadek kosztów technologii, sporą skłonność odbiorców do korzystania z własnych źródeł wytwórczych, czy system wsparcia OZE. 12 l ENERGIA elektryczna maj 2019

Enea Operator podała, że według danych za pierwszy kwartał 2019 roku, obserwuje zwiększone zainteresowanie przyłączaniem źródeł OZE. W tym czasie spółka wydała 88 warunków przyłączenia na moc ponad 95 MW dla źródeł OZE do sieci średniego napięcia. Pod względem liczby wydanych warunków przyłączenia był to to wzrost o 160 proc. w stosunku do tego samego okresu 2018 roku, a pod względem mocy – blisko dwukrotny.

– Jeszcze bardziej jest to widoczne z punktu widzenia składanych wniosków o określenie warunków przyłączenia. W pierwszym kwartale 2019 roku zarejestrowaliśmy 288 takich wniosków na łączną moc blisko 330 MW. W tym zakresie jest to ponad trzykrotny wzrost liczby składanych wniosków oraz ponad czterokrotny wzrost w zakresie wnioskowanej mocy. W pierwszym kwartale 2019 roku zanotowaliśmy również trzykrotny wzrost liczby przyłączanych mikroinstalacji w trybie na zgłoszenie – informuje Danuta Tabaka, rzecznik Enei Operator.

W kontekście przyłączania nowych źródeł wytwórczych wyzwaniem jest przygotowanie sieci dystrybucyjnych na to narastające zjawisko. Zwłaszcza że zgodnie z Prawem energetycznym przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii elektrycznej jest obowiązane do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci z podmiotami ubiegającymi się o takie przyłączenie.

Przepis ten nie ma charakteru bezwzględnego czy absolutnego, bo operatorzy systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych są zobowiązani do przyłączenia odbiorców energii czy źródeł wytwórczych, jeżeli istnieją techniczne i ekonomiczne warunki przyłączenia do sieci, a żądający zawarcia umowy przyłączeniowej spełnia warunki przyłączenia do sieci i odbioru. Odmowy przyłączeń się zdarzają.

W 2018 roku, jak dowiadujemy się w URE, pięciu największych operatorów systemów dystrybucyjnych w Polsce zgłosiło 150 przypadków odmowy wydania warunków o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej na łączną moc 455,99 MW, głównie instalacjom fotowoltaicznym – 119 przypadków na ok. 183 MW. Było to spowodowane w głównej mierze przekroczeniem dopuszczalnych wartości napięć i istniejących zapasów mocy oraz zagrożeniem bezpieczeństwa funkcjonowania sieci elektroenergetycznej. W 2018 roku 135 odmów było spowodowanych brakiem warunków technicznych przyłączenia do sieci (łączna moc przyłączeniowa 260,35 MW), a 15 względami ekonomicznymi (łączna moc przyłączeniowa 195,64 MW).

Nie wszystko jest w rękach samych operatorów systemów dystrybucyjnych.

Na przykład Tauron Dystrybucja podaje, że już od kilku lat nie odmówił wydania warunków przyłączenia dla odbiorców, a w 2018 roku odmowy dla wytwórców

zdarzały się w jednostkowych przypadkach, w których podstawowym powodem był brak uzgodnienia projektu warunków przyłączenia przez operatora sieci przesyłowej. To się też zdarzyło w przypadku Enei Operator. Spółka w 2018 roku jeden raz odmówiła wydania warunków przyłączenia do sieci 110 kV na moc 48,3 MW, a odmowa podyktowana była brakiem uzgodnienia projektu warunków przyłączenia przez operatora systemu przesyłowego.

W przypadku takich spraw, jak możliwości przyłączeniowe do sieci istotna jest sytuacja bieżąca, ale też trendy. PGE Dystrybucja wskazuje, że w jej przypadku w odniesieniu do odbiorców, jeżeli rozpatruje się samą możliwość przyłączenia, to w ostatnich latach nie nastąpiły diametralne zmiany. Natomiast informuje, że znacznie skrócono terminy przyłączenia dla V i IV grupy przyłączeniowej, w następstwie obwiązywania taryfy jakościowej dla OSD. W przypadku wytwórców, wskazuje PGE Dystrybucja, dynamikę przyłączeń bardziej kształtuje system aukcyjny kontraktujący zakup-sprzedaż energii elektrycznej z OZE niż sama możliwość przyłączenia.

Inwestycje przyłączeniowe pochłaniają znaczną część budżetów inwestycyjnych OSD. Słowem, nie wszystkie roczne nakłady inwestycyjne są przeznaczane na modernizację sieci, budowanie nowych, czy też na unowocześnianie innych elementów infrastruktury. A tu wyzwania są wręcz olbrzymie.

W przywołanym na wstępie raporcie rocznym znajdujemy informację, że w opracowanym przez PTPiREE „Krajowym planie automatyzacji sieci elektroenergetycznej oraz zmiany struktury sieci z technologii linii napowietrznych na kablowe” przeprowadzono analizy w celu osiągnięcia poziomu 75 proc. udziału skablowania sieci średniego napięcia. Pokazały one, że aby to osiągnąć łączny poziom nakładów na ten cel w skali OSD musiałby wynieść około 47,6 mld zł.

Ale, jak wskazano w raporcie, obecne założenia i możliwości inwestycyjne OSD zakładają przeznaczenie na wskazany cel nakładów na poziomie 12,6 mld zł i wobec tego realizacja programu może zostać osiągnięta jedynie przy przeznaczeniu dodatkowych środków na ten program.

Raport podaje, że przy finansowaniu tego projektu przez OSD jedynie ze środków planowanych w 2040 roku osiągnie się wartość skablowania na poziomie 43 proc., a więc wzrost w stosunku do

Zdjęcie: Adobe Stock © tl6781

RYNEK I REGULACJE

Niemal wszystkie przyłączane do sieci mikroinstalacje to panele słoneczne

2019 roku o około 16 proc. i przy dalszym finansowaniu projektu bez wsparcia dodatkowego osiągnięcie celu 75 proc. szacuje się na 2070 rok.

– Przychodzą nowe czasy, nowe możliwości dla użytkowników systemu. Mówię o prosumentach, za chwilę znajdą się operatorzy magazynów energii, są agregatorzy skupiający odbiorców, którzy mogą zmieniać swoje zapotrzebowanie na wezwanie operatora systemu przesyłowego.

To są rzeczy nowe i można powiedzieć, że wyprzedzające oczekiwania wobec OSD – ocenił Robert Zasina.

Do listy nowych użytkowników systemu trzeba też dodać elektromobilność.

W opinii środowiska energetyków, jak wskazano w rocznym raporcie PTPiREE, dostosowanie infrastruktury sieciowej do nowych potrzeb związanych z rozwojem elektromobilności będzie się wiązać z dużymi nakładami inwestycyjnymi. Konieczny stanie się rozwój i modernizacja sieci średniego i niskiego napięcia w celu przyłączenia punktów ładowania, w szczególności na potrzeby szybkich ładowarek.

Sieci będą wymagały jeszcze ściślejszego monitoringu i niezbędny stanie się też rozwój technik sterowania odbiorami w sieci energetycznej (np. ładowarki, magazyny energii) oraz dynamiczne zarządzanie ładowaniem pojazdów.

Najkrócej rzecz ujmując, sytuacja wygląda więc tak, że transformacja szeroko rozumianej energetyki w zakresie m.in. zmiany paliwowego miksu energetycznego, rosnącego znaczenia odbiorców energii, którzy na coraz większą skalę stają się też jej producentami, czy zmiany, jakie zachodzą w transporcie wymaga dostosowania do nowej sytuacji także sektora dystrybucji i pociąga za sobą zwiększone zapotrzebowanie na inwestycje. Trzeba będzie pogodzić w budżetach koszty przyłączeń odbiorców i źródeł, co należy do podstawowych obowiązków OSD, z inwestycjami w innych obszarach, tak aby sprzyjać ich rozwojowi.

– Te taryfy, które będziemy uzgadniać w tym roku na 2020 rok to będą ostatnie taryfy tzw. okresu regulacyjnego od 2016 roku, czyli już powinniśmy się przygotować na kolejny kilkuletni okres regulacyjny, na kolejne okresy planów rozwoju i tutaj bezwzględnie współpraca z URE jest bardzo ważna. Nie ukrywajmy, to finansowanie musi iść poprzez taryfy.

Jakie są struktury taryfy, jak one są kalkulowane, to jest osobny wątek, ale przyszłe nakłady na inwestycje na pewno będą większe i z tym będziemy musieli sobie poradzić – podkreśla prezes Robert Zasina.

Autor jest dziennikarzem Magazynu Gospodarczego „Nowy Przemysł” oraz portalu wnp.pl maj 2019 ENERGIA elektryczna l 13

RYNEK I REGULACJE

Czysta energia dla Europejczyków coraz bliżej 26 marca 2019 roku Parlament Europejski przyjął kolejne akty prawne Unii Europejskiej tworzące zestaw dokumentów o nazwie „Pakiet zimowy – czysta energia dla wszystkich Europejczyków”, reformujący w sposób kompleksowy rynek energii elektrycznej w UE. PRZEMYSŁAW KAŁEK Radzikowski, Szubielska i Wspólnicy sp. k.

W tej turze legislacyjnej przyjęte zostały nastepujące akty, które zastąpią obowiązujący dotychczas Trzeci Pakiet Energetyczny: • dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej; • rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej; • rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie gotowości na wypadek zagrożeń w sektorze energii elektrycznej i uchylające dyrektywę 2005/89/WE; • rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady ustanawiające Agencję Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki.

Strategiczne znaczenie mają dwa pierwsze dokumenty. Ich głównym celem jest wsparcie transformacji energetycznej poprzez wzmocnienie pozycji i praw odbiorców, także jako wytwórców i aktywnych użytkowników systemu elektroenergetycznego, oraz zachęcanie do zwiększenia wykorzystywania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii. Wprost wymieniane są w nich technologie, które powinny być promowane w Unii Europejskiej: wytwarzanie energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w małych instalacjach, magazynowanie energii, technologie wspierające efektywność energetyczną oraz zarządzanie zapotrzebowaniem na energię elektryczną (ang. demand side response). Aby to osiągnąć, zostanie przygotowany 10-letni ogólnounijny plan rozwoju sieci, z którym powinny być spójne narodowe plany rozwoju sieci.

14 l ENERGIA elektryczna maj 2019

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej Interesujące rozwiązanie przewidziane w tym rozporządzeniu zakłada utworzenie regionalnych centrów koordynacyjnych organizujących współpracę operatorów systemów przesyłowych wszędzie tam, gdzie taka regionalna koordynacja będzie przynosić lepsze efekty niż

W strategicznych aktach prawnych wymieniane są technologie, które powinny być promowane w Unii Europejskiej: wytwarzanie energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w małych instalacjach, magazynowanie energii, technologie wspierające efektywność energetyczną oraz zarządzanie zapotrzebowaniem na energię elektryczną.

koordynacja na szczeblu krajowym. Takie centra przejmą obowiązki regionalnych koordynatorów bezpieczeństwa powołanych na podstawie rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485 z 2 sierpnia 2017 roku, ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej, oraz będą realizować dodatkowe zadania związane zarówno z funkcjonowaniem systemów elektroenergetycznych i rynku energetycznego, jak i z kwestią gotowości na wypadek zagrożeń w sektorze. Zostaną również przedefiniowane zadania operatorów systemów przesyłowych współpracujących w ramach ENTSO (Europejskiej Sieci Operatorów Elektroenergetycznych Systemów Przesyłowych). Najwięksi operatorzy systemów dystrybucyjnych będą mogli zostać członkami podmiotu grupującego OSD (tzw. DSO Entity), do którego zadań ma należeć uczestnictwo w procesie przyjmowania kodeksów sieci dotyczących elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych oraz tworzenia wytycznych integracji z systemami elektroenergetycznymi instalacji magazynowania energii oraz generacji rozproszonej. Rozporządzenie ustala zasady funkcjonowania podmiotu grupującego OSD, jego organy oraz zakres zadań obejmujących m.in.: 1) koordynację funkcjonowania i procesu planowania budowy sieci przesyłowych i dystrybucyjnych we współpracy z OSP, w tym dostępu do instalacji magazynowania energii oraz wytwarzania rozproszonego pozwalającego na zaspokojenie potrzeb obu rodzajów systemów; 2) integrację OZE, wytwarzania rozproszonego, instalacji

RYNEK I REGULACJE magazynowania energii; 3) rozwój mechanizmów zarządzania popytem; 4) digitalizację sieci dystrybucyjnych, w tym wdrażanie sieci inteligentnych, zarządzanie danymi, bezpieczeństwo cyfrowe, ochronę danych; 5) uczestnictwo w przygotowywaniu kodeksów sieci mających znaczenie dla systemów dystrybucyjnych oraz dla ich współpracy z systemami przesyłowymi. Rozporządzenie przewiduje nałożenie odpowiedzialności za bilansowanie na wszystkich użytkowników systemów elektroenergetycznych, z wyjątkiem instalacji odnawialnego źródła energii o mocy niższej niż 400 kW oraz instalacji demonstracyjnych innowacyjnych technologii. Ustala podstawowe zasady funkcjonowania rynku bilansującego, w tym kalkulacji cen na rynku bilansującym. Nakłada na operatorów systemów przesyłowych oraz operatorów rynku energii elektrycznej (tzw.

NEMO) obowiązek zarządzania rynkiem dnia następnego oraz rynkiem dnia bieżącego zgodnie z wymogami rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 z 24 lipca 2015 roku, ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (na przykład na takich rynkach

rozliczenie niezbilansowania powinno dotyczyć okresów nie dłuższych niż 15 minut). Rozporządzenie ustala zasady, na jakich dopuszczalne są tzw. mechanizmy mocowe, co może mieć wpływ na ostateczny kształt rynku mocy wspierającego elektrownie, wprowadzonego w Polsce niedawno na podstawie ustawy o rynku mocy.

Warto zauważyć, że dzięki temu rozporządzeniu Komisja Europejska zyska uprawnienie do wydawania rozporządzeń wykonawczych oraz delegowanych, koniecznych do zapewnienia minimalnej harmonizacji rynku energetycznego w Unii Europejskiej. Jest to bardzo istotne upoważnienie o charakterze otwartym, którego skutkiem będzie przeniesienie wielu kompetencji związanych z kształtowaniem rynku energetycznego z organów krajowych do Komisji Europejskiej. KE zostanie również przyznane prawo do przyjmowania kodeksów sieci oraz innych aktów delegowanych, regulujących: 1) warunki przyłączania do sieci elektroenergetycznej, bezpieczeństwo i stabilność sieci elektroenergetycznych; 2) zasady zarządzania ograniczeniami oraz alokacji zdolności przesyłowych; 3) zasady magazynowania energii; 4)

zasady wymiany informacji i danych pomiarowych oraz 5) wymogi w zakresie cyberbezpieczeństwa. Propozycje takich kodeksów czy wytycznych będą mogły być przedkładane przez ENTSO lub DSO Entity.

Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej O ile rozporządzenie koncentruje się przede wszystkim na kwestiach instytucjonalnych, które można ustalić jednolicie dla całej Unii Europejskiej, to dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej w sposób bardzo szeroki i głęboki wkracza w kształt rynku energetycznego i sferę uprawnień poszczególnych grup podmiotów funkcjonujących na tym rynku, nakładając na państwa członkowskie obowiązek wprowadzenia odpowiednich rozwiązań. Potwierdza oparcie rynku energetycznego na konkurencyjnych zasadach sprzedaży energii elektrycznej, pozwalających sprzedawcom na swobodne

European Commission Proposal

EU Inter-institutional Negotiations

European Parliament Adoption

Council Adoption

Official Journal Publication

Energy Performance in Buildings

30/11/2016

Political Agreement

17/04/2018

14/05/2018

19/06/2018 - Directive (EU) 2018/844

Renewable Energy

30/11/2016

Political Agreement

13/11/2018

04/12/2018

21/12/2018 - Directive (EU) 2018/2001

Energy Efficiency

30/11/2016

Political Agreement

13/11/2018

04/12/2018

21/12/2018 - Directive (EU) 2018/2002

Governance of the Energy Union

30/11/2016

Political Agreement

13/11/2018

04/12/2018

21/12/2018 - Regulation (EU) 2018/1999

Electricity Regulation

30/11/2016

Political Agreement

26/03/2019

Scheduled in May 2019

–

Electricity Directive

30/11/2016

Political Agreement

26/03/2019

Scheduled in May 2019

–

Risk Preparedness

30/11/2016

Political Agreement

26/03/2019

Scheduled in May 2019

–

ACER

30/11/2016

Political Agreement

26/03/2019

Scheduled in May 2019

–

Clean energy for all Europeans package - state of play (27 March 2019) Źródło: ec.europa.eu maj 2019 ENERGIA elektryczna l 15

Zdjęcie: Adobe Stock © Eisenhans

RYNEK I REGULACJE

Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej w sposób bardzo szeroki i głęboki wkracza w kształt rynku energetycznego

ROZWIĄZANIA NA MIARĘ O NAS pomiarowych. Ustawodawca europejprzekazać całokształt swojej gospodarki kształtowanie jej cen. Dyrektywa ta staSpecjalizujemy tworzeniu kompletnych rozwiązań NMG jest dynamicznie rozwijającą przewidział mechanizmy zachęt dla energetycznej w zarządzanie podmioto-się wski nowi SA rozwinięcie dyrektywy Trzeciego się firmą operatorów dystrybucyjnych wi trzeciemu. Będzie mógł również in- – od Pakietu Energetycznego (2009/72/EC). informatycznych koncepcji systemów po wdrożenie.

Cechuje informatyczną, funkcjonującą na rynku nowoczesnych wprowadzających w swoich sieciach instalować magazyny energii, wspierająNa jej mocy dopuszczalne będzie wpronas elastyczność typowa dla małych, dynamicznych firm, technologii od 2002 roku. strumenty elastycznej gospodarki enerce swój pobór energii elektrycznej, oraz wadzanie przez państwa członkowskie połączona z wiedzą igetycznej. oświadczeniem charakterystycznymi Co do zasady, operatorzy sysbrać udział w mechanizmach zarządzamechanizmów ochrony przed tzw. ubótemów dystrybucyjnych nie będą mieli nia popytem energii.

Ogół odbiorców stwem energetycznym grupy odbiorców dla dużych korporacji.

Naszą firmę tworzy zespół doświadczonych prawa do posiadania infrastruktury e-mobędzie tworzyć dobrowolne energetyczwrażliwych. Dyrektywa gwarantuje każprofesjonalistów, dzięki którym potrafimyne sprostać nawet obywatelskie (ang. bility (np. punktów ładowania pojazdów stowarzyszenia demu odbiorcy prawo wyboru sprzedawSPECJALIZACJIA najbardziej wymagającym oczekiwaniom.

Każdy energy projektcommunities), elektrycznych). Jak to jest jednak przyjęcitizen które ma- B+R cy, ale – co istotne z perspektywy operate w aktach Unii Europejskiej, ją korzystać z ułatwień w produkcji i zutorów systemów elektroenergetycznych By maksymalnie wykorzystać swój potencjał NMGpaństwa S.A. to dla nas nowe inspirujące wyzwanie. W oparciu członkowskie mogą złagodzić ten zakaz życiu energii elektrycznej w ich ramach.

– pod warunkiem istnienia odpowiedz uznanymi jednostkami naukowymi: onich wiedzę naszychtechnicznych pracowników i oczekiwania klientów, w pewnych warunkach (np. brak innych Warto zasygnalizować,współpracuje że stowarzyszewymogów oraz pozainteresowanych niaMisją te mają już odpowiednik w polskimMikołaja miarowych.

Od 2026 roku proces zmiany Uniwersytetem Kopernika wrozwojem Toruniu, takiej infrastale rozwijamy ofertę i dostępne produkty.

NMG struktury). Podobne podejście przyjęto Prawie energetycznym w postaci klasprzedawcy nie powinien trwać dłużej Politechniką Śląską oraz Uniwersytetem jest tworzenie, promocja i wdrażanie innowacyjnych w odniesieniu do posiadania infrastrukstrów energii oraz spółdzielni energeniż 24 godziny i być możliwy do zrealizoTechnologiczno-Przyrodniczym w Bydgoszczy.

Ponadtobęrozwiązań informatycznych ułatwiających tycznych. zrównoważony tury magazynowania.

Obowiązywać Dyrektywa wprowadza wprost wania w ciągu jednego dnia roboczego. dzie oddać ogólnydo zakaz, z możliwością wprozapisy dotyczące wdrożenia Odbiorcy w gospodarstwach domowych w 2019inteligentroku planujemy użytku nowobudowane rozwój prywatnych przedsiębiorstw oraz jednostek wadzania odstępstw przez państwa nego opomiarowania dla odbiorców i małe przedsiębiorstwa nie powinny być Centrum Badawczo-Rozwojowe (POIR.02.01.00.00-0239/16) , sektora publicznego. członkowskie, przede wszystkim wtedy, końcowych oraz określa wymogi staobciążane żadnymi opłatami związanymi w którym zrealizujemy innowacyjne projekty B+R. gdykolejne dany magazyn stanowi integralny wiane takim urządzeniom w zakresie inz taką zmianą sprzedawcy. W dyrektywie element sieci elektroenergetycznej. formacji pomiarowych oraz ich ochrony. pojawia się pojęcie „aktywnego odbiorOstatnim krokiem potrzebnym do Przewidywany termin wymiany wszystcy”, który może w sposób czynny i samoprzyjęcia tych aktów będzie ich zatwierkich liczników na inteligentne wynosi 12 dzielny korzystać z systemu elektroenerdzenie przez Radę Unii Europejskiej i opulat od wejścia w życie dyrektywy. Komisji getycznego, przede wszystkim poprzez blikowanie w Dzienniku Urzędowym UE. Europejskiej przyznano uprawnienie do zużywanie energii elektrycznej wytwoNMG S.A. Planowane wejście w życie tych aktów ustalenia wymogów interoperacyjności rzonej we własnej instalacji wytwórczej ul. Fordońska 246 jest przewidziane na lata 2020-2021. takich układów, zapewniających ustani sprzedaż niezużytej nadwyżki do sie85-766 Bydgoszcz n daryzowany w UE dostęp do danych ci. Taki aktywny odbiorca będzie mógł NMG S.A. ODDZIAŁ ŚLĄSK

16Kędzierzyńska l ENERGIA elektryczna ul.

17 41-902 Bytom

NMG S.A. ODDZIAŁ WARSZAWA

majul.2019 Postępu 15C

02-676 Warszawa

TELEFON / E-MAIL: Tel.: +48 52 370 34 00 Fax: +48 52 362 00 50 E-mail: nmg@nmg.pl

W ramach działalności B+R tworzymy innowacyjne rozwiązania informatyczne, które zmieniają model funkcjonowania polskiego sektora energetyki.

Realizujemy projekty badawczo-rozwojowe dzięki wsparciu Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego w ramach Programu Operacyjnego Inteligentny Rozwój na lata 2014-2020.

ul. Kędzierzyńska 17, Bytom ul. Postępu 15C, Warszawa

RYNEK I REGULACJE

Rok 2018 z punktu widzenia systemu elektroenergetycznego Krajowy system elektroenergetyczny jest zbiorem powiązanych ze sobą elementów służących do wytwarzania, przetwarzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej wraz z układami sterującymi jego pracą. Niezawodna praca KSE jest jednym z podstawowych elementów bezpieczeństwa elektroenergetycznego Polski.

JAROSŁAW TOMCZYKOWSKI Biuro PTPiREE

Setki tysięcy stacji i tysiące kilometrów linii służą podstawowemu celowi, jakim jest dostawa energii o określonych parametrach jakościowych i przy najmniejszych kosztach. Zadanie to nie jest łatwe, gdyż z uwagi na znikomą możliwość magazynowania energii w systemie elektroenergetycznym, konieczne jest wyprodukowanie i przesłanie dokładnie takiej ilości energii, na jaką jest zapoElektrownie zawodowe na węglu 82 375 trzebowanie w danym momencie. analiza danych histoElektrownie zawodowe na węglu Zarówno 49 072 Elektrownie zawodowe wodne rycznych, jak i publikowane prognozy2 197 wskazują na systematyczny Elektrownie przemysłowe 10 022 wzrost zapotrzebowania na gazowe energię elektryczną.

W 2018 roku odnoElektrownie zawodowe 9 590 Elektrownie wiatrowe i inne odn 11 elektrycznej 958 towano kolejny rekord zużycia energii – po raz pierwszy zapotrzebowanie przekroczyło 170 TWh. W 2018 roku krajowa produkcja energii elektrycznej wyniosła 165 214 GWh. Struktura produkcji energii elektrycznej nie zmienia się znacząco w ostatnich latach. Zdecydowana większość wytwarzania oparta jest nadal na paliwach konwencjonalnych, tj. węglu kamiennym oraz węglu brunatnym. Pochodzi z niego prawie 80 proc. energii. Największy udział w produkcji energii elektrycznej miały w 2018 roku elektrownie zawodowe opalane węglem kamiennym. Ich wkład w produkcję ogółem wyniósł 49,9 proc., natomiast elektrowni zawodowych opalanych węglem brunatnym

Elektrownie wiatrowe i inne odnawilane 7,24% Elektrownie zawodowe gazowe 5,80% Elektrownie przemysłowe 6,07% Elektrownie zawodowe wodne 1,33%

Elektrownie zawodowe na węglu brunatnym 29,70%

Elektrownie zawodowe na węglu kamiennym 49,86%

Rys. 2. Struktura krajowej produkcji energii elektrycznej według rodzajów paliw w 2018 roku [3]

– 29,7 proc. Wyraźny wzrost produkcji, w stosunku do roku 2017 zanotowały elektrownie zawodowe opalane gazem, których generacja wzrosła o 34 proc. do 9 590 GWh. O 16 proc. zmniejszyła się natomiast produkcja energii z elektrowni wiatrowych [3].

180 000 170 000 160 000

[GWh]

150 000 140 000 130 000 120 000 110 000 100 000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Produkcja energii

Rys. 1. Produkcja i zapotrzebowanie energii elektrycznej w GWh [3] 18 l ENERGIA elektryczna maj 2019

2008

2009

2010

2011

Krajowe zużycie energii

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

zainstalowane było 344 MW. Liczba prosumentów wzrosła do 51 163, a wprowadzona przez energia elektryczna wyniosła 130,4 GWh, czyli średnio 2,55 MWh na prosumenta.

Z prawie 17,7 mln odbiorców największą grupą pozostają odbiorcy zasilani z sieci niski RYNEK I REGULACJE 40% energii wprowadzonej do wspólnej sieci trafia do tej grupy odbiorców. odbiorcy nn gospodarstwa domowe 22%

Większe zużycie energii to także większe wyzwanie do spełnienia wskaźnika ilości energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto. Według rejestru prowadzonego przez URE, moc zainstalowana OZE na koniec 2018 roku wyniosła 8 593 MW. W stosunku do 2017 roku potencjał OZE wzrósł tylko o 55 MW. Zdecydowanym liderem w segmencie OZE pozostaje nadal generacja wiatrowa. Na rysunku 3 przedstawiono moce zainstalowane poszczególnych rodzajów OZE oraz ilość wytworzonej energii elektrycznej. moc zainstalowana [MW]

odbiorcy WN 21%

pozostali odbiorcy nn 18%

odbiorcy SN 39%

Rys. 4. Energia przesłana z sieci do poszczególnych grup odbiorców końcowych w 2018 roku [2]

9 686

wytworzona energia elektryczna [GWh]

Rys. 4. Struktura odbiorców [2] 5 864

60 000

Największy wzrost wolumenu dostarczanej energii występuje jednak w przypadk 55 000 zasilanych z sieci SN. 50 000

2 407 1 363 147

biogaz

biomasa

982

76

energia promieniowania słonecznego

energia wiatru

45 000

456

hydroenergia

[GWh]

238

783

40 000 35 000 30 000

Rys. 3. Instalacje OZE według rejestru URE*, stan na 31 grudnia 2018 roku [4]

25 000

Rys. 3. Instalacje OZE wg rejestru URE, stan na 31.12.2018 r. [4]

20 000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 *Należy pamiętać, że w podanym zestawieniu uwzględniane sąroku tylko inRok 2018 był rekordowy dla mikroinstalacji, przede wszystkim prosumenckich.

W 2018 przyłączono odbiorcy WN odbiorcy SN odbiorcy nn do sieci około 26 tys.uzyskały mikroinstalacji, czyli prawie tyle, ile we wszystkich wcześniejszych latach stalacje, które koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej, wpis dorazem wziętych.

Mikroinstalacje to prawie w 100 proc. panele słoneczne.

Na koniec 2018 fotowoltaice rejestru wytwórców energii w małej instalacji lub posiadają wpisroku do wprowaprzesłana z sieci do odbiorców końcowych [2,3] zainstalowane było 344 MW. Liczba prosumentów wzrosła do 51 163, a wprowadzona przez nich do sieciRys. Rys.5.5.Energia Energia przesłana z sieci do odbiorców końcowych w GWh w latach 2001-2018 [1,2] dzonego przez Agencję Rynku Rolnego rejestru biogazowni rolniczych. URE 000 czyli energia elektryczna wyniosła 130,460GWh, średnio 2,55 MWh na prosumenta.

Przepływowi energii przez sieci elektroenergetyczne nieodłącznie towarzyszą straty energii. Są one

domowe 22%

Energia [GWh]

[GWh]

21% energetyki zawodowej w latach 2001-2018. W analizowanym okresie 16 000 12% 40 000 wskaźnik strat i różnic bilansowych zmalał dwukrotnie; w 2018 roku 2018 rok był rekordowy dla mikroinstalacji, przede wszystkim 14 000 10% 35 000 do 12 wartości poniżej 6 proc. n prosumenckich. Przyłączono do sieci około 26 tys. mikroinstalacji, 000 8% 30we 000wszystkich wcześniejszych latach razem czyli prawie tyle, ile 10 000 pozostali odbiorcyMikroinstalacje nn wziętych.

100SNproc. panele słoneczne. odbiorcy 6% 8 000 25 000to prawie w Więcej informacji na temat aktualnych danych dotyczących 18% 39% Na koniec 2018 roku w fotowoltaice zainstalowane było 344 MW. 6 000 dystrybucyjnych i przesyłowych znaleźć można w nowym sieci 20 000 4% Liczba prosumentów wzrosła 512003 163,2004 a wprowadzona przez2009 2010raporcie 42011 000 2012 2001do 2002 2005 2006 2007 2008 2013 2014 2015 2016 2017 2018 PTPiREE pt. „Energetyka.

Dystrybucja i przesył” na stro2% nich sieci energia wyniosła 130,4 GWh, czyli średnio Rys.do 4. Struktura odbiorcówelektryczna [2] 2 000internetowej www.ptpiree.pl odbiorcy WN odbiorcy SN nie odbiorcy nn 2,55 MWh prosumenta.

0% 0 Największy na wzrost wolumenu dostarczanej energii występuje jednak w przypadku odbiorców 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 zasilanych Z z sieci SN. 17,7 mln odbiorców największą grupą pozostają ci zaprawie Rys. 5. Energia przesłana z sieci do odbiorców końcowych [2,3] straty i różnice bilansowe [GWh] straty i różnice bilansowe [%] silani z sieci niskiego napięcia. 40 proc. energii wprowadzonej do wspólnej sieciPrzepływowi trafia do tej grupy (rys.przez 4). sieci elektroenergetyczne nieodłącznie energii towarzyszą energii.zawodowej Są one Rys. 6. Straty i różnice bilansowe wstraty sieciach energetyki [2,3] związane przepływem prądu przezenergii poszczególne jej elementy. wielkością, podstawie Największy wzrost zwolumenu dostarczanej występuje 1. SPodstawową tatystyka Elektroenergetyki Polskiej na 2001-2017, Agencja Rynku Energii SA, Warszawa której określa się zasilanych poziom strat energii w 5). sieciach elektroenergetycznych jest wskaźnik strat i różnic jednak w przypadku odbiorców z sieci SN (rys.

Literatura 2002-2018 bilansowych, wyrażony w %. Na rysunku 6 nieodłączprzedstawiono zmiany tego wskaźnika dla siecikwartał energetyki 2. Sytuacja w elektroenergetyce, czwarty 2018 roku, Agencja Rynku Energii SA, Przepływowi energii przez sieci elektroenergetyczne zawodowej w okresie 2001-2018.

W analizowanym horyzoncie czasowym wskaźnik strat i różnic nie towarzyszą jej straty. Są one związane z przepływem prądu przez 3. www.pse.pl zmalał dwukrotnie, w 2018 roku do wartości poniżej4. 6%. poszczególnebilansowych elementy sieci.

Podstawową wielkością, na podstawie www.ure.gov.pl

Literatura

16 000 14 000

10%

Energia [GWh]

12 000 8%

10 000

6%

8 000 6 000

4%

4 000 2%

2 000 0

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

straty i różnice bilansowe [GWh]

Starty i różnice bilansowe [%]

12%

0%

straty i różnice bilansowe [%]

Rys. 6. Straty i różnice bilansowe w sieciach energetyki zawodowej [1,2] Rys. 6. Straty i różnice bilansowe w sieciach energetyki zawodowej [2,3] maj 2019 ENERGIA elektryczna l 19 Literatura

Starty i różnice bilansowe [%]

uwzględnia również mikroinstalacje, ale tylko te, których właściciele wniosku17,7świadectw mln odbiorców największą grupą pozostają odbiorcy sieci niskiego napięcia.związane z przepływem prądu przez poszczególne jej elementy. Podstawową wielkością, na podstawie 55pochodzenia 000 ją oZ prawie wydanie energii z OZE. Stądzasilani danez URE dotycząktórej określa się poziom energii strat w sieciach elektroenergetycznych jest wskaźnik strat i różnic której określa się strat poziom energii w sieciach elektroenergetycz40% energii wprowadzonej do wspólnej sieci trafia do tej grupy odbiorców. bilansowych, wyrażony w %. Na rysunku 6 przedstawiono zmiany tego wskaźnika dla sieci energetyki ce zainstalowanego potencjału 50 000 fotowoltaiki nie oddają skali inwestycji w PV, nych jest wskaźnik strat i różnic bilansowych, wyrażony w procenzawodowej w okresie 2001-2018. W analizowanym horyzoncie czasowym wskaźnik strat i różnic ponieważ nie nn uwzględniają przyłączeń instalacji prosumenckich, realizowaodbiorcy bilansowych zmalał dwukrotnie, w 2018 roku do wartości poniżej 6%. tach.

Na rysunku 6 przedstawiono zmiany tego wskaźnika dla sieci 45 000 gospodarstwa nych bez koncesji, w trybie ,,na zgłoszenie’’.odbiorcy WN

PTPIREE I LEGISLACJA

Działania PTPiREE w obszarze regulacji prawnych w kwietniu 2019 roku L.p.

Obszar działań

Dokumenty i efekty prac

1.

Projekt ustawy o zmianie ustawy Prawo budowlane (Pb) oraz niektórych innych ustaw

• Projekt nowelizacji Pb oraz niektórych innych ustaw – 8.04.2019 • Uzasadnienie do projektu nowelizacji Pb oraz Pe • Stanowisko PTPiREE (przekazane do MIiR) wobec projektu – 30.04.2019

2.

Projekt ustawy o zmianie ustawy o wspieraniu rozwoju usług i sieci telekomunikacyjnych oraz niektórych innych ustaw

• Projekt nowelizacji megaustawy – 25.04.2019

3.

Projekt ustawy o organizowaniu zadań na rzecz obronności państwa realizowanych przez przedsiębiorców i programie mobilizacji gospodarki

• Projekt ustawy o organizowaniu zadań na rzecz obronności państwa realizowanych przez przedsiębiorców i programie mobilizacji gospodarki – 11.01.2019

4.

Projekt ustawy o zmianie ustawy o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych

Projekt ustawy o zmianie ustawy Prawo budowlane oraz niektórych innych ustaw W kwietniu Minister Inwestycji i Rozwoju opublikował projekt ustawy o zmianie ustawy Prawo budowlane oraz niektórych innych ustaw.

Wśród propozycji – poza licznymi modyfikacjami w samym Pb – są m.in. zmiany w ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 roku – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2018 roku poz. 755 z późn. zm.) dotyczące terminów wydawania warunków przyłączenia.

Obecnie są to terminy wynikające z ustawy Prawo energetyczne – odpowiednio 30 i 150 dni, a według tego projektu miałyby to być terminy wynikające z rozporządzenia systemowego, tj. odpowiednio 14, 30, 60 i 90 dni. Zmiana regulacji w tym zakresie jest – w ocenie OSD – jednoznacznie niekorzystna, w związku z tym w ramach konsultacji publicznych pod koniec kwietnia PTPiREE zgłosiło do MIiR postulat branży niewprowadzania opisywanych modyfikacji przepisów.

Projekt przewiduje ponadto zmniejszenie kary za opóźnienia w wydawaniu warunków przyłączenia: kwota obniżona z 3 tys. do 500 zł za każdy dzień zwłoki oraz niewliczanie do terminów wydawania warunków opóźnień niezależnych od OSD. 20

l ENERGIA elektryczna maj 2019

Projekt ustawy o zmianie ustawy o wspieraniu rozwoju usług i sieci telekomunikacyjnych oraz niektórych innych ustaw W kwietniu toczyły się uzgodnienia na szczeblu międzyresortowym i rządowym przygotowanego w Ministerstwie Cyfryzacji projektu ustawy o zmianie ustawy o wspieraniu rozwoju usług i sieci telekomunikacyjnych oraz niektórych innych ustaw.

Stały Komitet Rady Ministrów przyjął projekt na posiedzeniu 17 kwietnia i rekomendował rządowi. Ministerstwo Cyfryzacji przekazało go 25 kwietnia do Departamentu Prawnego i Postępowań przed Trybunałem Konstytucyjnym w Rządowym Centrum Legislacji, 29 i 30 kwietnia odbyło się posiedzenie komisji prawniczej.

Projekt zakłada zmiany w zakresie udostępniania sieci elektroenergetycznych.

Co prawda pozostaje obecnie obowiązujący przepis art. 18 ust. 4 dotyczący decyzji o warunkach zapewnienia dostępu do infrastruktury technicznej na wezwanie Prezesa UKE – „4. Decyzję w sprawie określenia warunków zapewnienia dostępu do infrastruktury technicznej wydaje się w uzgodnieniu z: 1. Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki, zwanym dalej „Prezesem URE”

– w odniesieniu do przedsiębiorstw energetycznych; 2. Prezesem Urzędu Transportu Kolejowego, zwanym dalej „Prezesem UTK” – w odniesieniu do przedsiębiorstw zapewniających infrastrukturę techniczną na potrzeby transportu kolejowego.”) ale dodano nowe przepisy lub niekorzystnie zmieniono następujące: „4a. Uzgodnienie, o którym mowa w ust. 4, nie obejmuje finansowych warunków współpracy. W tym zakresie podmioty, o których mowa w ust. 4, przedstawiają opinię.” „5. Niedokonanie uzgodnienia, o którym mowa w ust. 4, w terminie 30 dni od dnia przedstawienia projektu decyzji w sprawie określenia warunków zapewnienia dostępu do infrastruktury technicznej, uznaje się za brak zastrzeżeń do projektu w zakresie podlegającym uzgodnieniu.” „5a. Niewydanie opinii, o której mowa w ust.

4a, w terminie 30 dni od dnia przedstawienia projektu decyzji w sprawie określenia warunków zapewnienia dostępu do infrastruktury technicznej, uznaje się za brak zastrzeżeń do projektu w zakresie finansowych warunków współpracy.”

Analogicznie przy wydaniu decyzji w sprawie dostępu do infrastruktury technicznej na wniosek strony: Uzgodnienie z Prezesem URE nie obejmuje finansowych warunków współpracy, Prezes URE wydaje jedynie opinię.

Zdjęcie: Adobe Stock © michabo19

PTPIREE I LEGISLACJA

Projekt przygotowany przez Ministerstwo Cyfryzacji zakłada zmiany w zakresie udostępniania sieci elektroenergetycznych

Niedokonanie uzgodnienia lub nieprzedstawienie opinii jest rozumiane jako brak zastrzeżeń.

W ramach PTPiREE analizowany jest przebieg prac i (w razie potrzeby) ponownie zgłoszone będą postulaty branży, propozycje modyfikacji projektowanych regulacji.

Projekt ustawy o organizowaniu zadań na rzecz obronności państwa realizowanych przez przedsiębiorców i programie mobilizacji gospodarki W kwietniu przedłożono do uzgodnień międzyresortowych, w tym do Ministra Energii, oraz przekazano do konsultacji społecznych przygotowany przez Ministerstwo Obrony Narodowej projekt ustawy o organizowaniu zadań na rzecz obronności państwa realizowanych przez przedsiębiorców i programie mobilizacji gospodarki – z 11 stycznia 2019 roku.

Według projektodawcy regulacja ustawy ma na celu ujednolicenie i aktualizację dotychczas obowiązujących aktów prawnych z obszaru nakładania zadań obronnych na przedsiębiorców o szczególnym znaczeniu gospodarczo-obronnym oraz funkcjonowania programu mobilizacji gospodarki w państwie w zakresie jego opracowania, uruchamiania, finansowania i właściwości organów administracji rządowej.

Podczas posiedzenia Parlamentarnego Zespołu ds. Energetyki z udziałem m.in. przedstawiciela Ministerstwa Energii oraz reprezentantów PTPiREE (OSD i OSP) dyskutowano o potrzebie kompleksowego uregulowania kwestii posadowienia infrastruktury elektroenergetycznej na cudzych gruntach, m.in. na potrzeby skablowania sieci.

Przedstawiciele PTPiREE zaprezentowali założenia projektu zmian w ustawie.

W ramach PTPiREE analizowane są zapisy projektu pod kątem ich wpływu na działalność OSE. Termin na zgłoszenie uwag wyznaczono na 12 maja.

Projekt ustawy o zmianie ustawy o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych 10 kwietnia odbyło się posiedzenie Parlamentarnego Zespołu ds. Energetyki z udziałem m.in. przedstawiciela Ministerstwa Energii oraz reprezentantów PTPiREE (OSD i OSP) poświęcone tematowi wielokrotnie podnoszonemu przez Towarzystwo, tj. potrzebie kompleksowego uregulowania kwestii posadowienia infrastruktury elektroenergetycznej na cudzych gruntach, m.in. na potrzeby skablowania sieci.

Przedstawiciele PTPiREE zaprezentowali założenia projektu zmian w ustawie. Idea usprawnienia realizacji inwestycji uzyskała poparcie Ministerstwa Energii, natomiast zastrzeżono, że zmiany te i tak będą wymagały oceny innych resortów, m.in. infrastruktury.

Biuro PTPiREE, Poznań, maj 2019 roku maj 2019 ENERGIA elektryczna l 21

PARAGRAF W SIECI

Rubrykę, poświęconą zagadnieniom prawnym w energetyce, redagują: mec. Katarzyna Zalewska-Wojtuś z Biura PTPiREE i mec. Przemysław Kałek z Kancelarii Radzikowski, Szubielska i Wspólnicy sp.k.

Nowelizacja megaustawy 14 maja Rada Ministrów przyjęła, wnioskowany przez Ministra Cyfryzacji, projekt ustawy o zmianie ustawy o wspieraniu rozwoju usług i sieci telekomunikacyjnych oraz niektórych innych ustaw, zwanej „megaustawą”. Nowelizacja ma wspomóc upowszechnienie dostępu do szybkiego i bardzo szybkiego internetu oraz poprawę jakości usług łączności, m.in. poprzez rozwój infrastruktury telekomunikacyjnej, zwłaszcza na terenach wiejskich. Drogą do realizacji tych celów ma być zniwelowanie obciążeń administracyjno-prawnych i finansowych, ograniczających komercyjny potencjał inwestycyjny operatorów telekomunikacyjnych.

W zakresie kluczowym dla operatorów systemów dystrybucyjnych projekt przewiduje zmiany w procedurze uzgadniania treści decyzji Prezesa Urzędu Komunikacji Elektronicznej dotyczących dostępu do infrastruktury technicznej z innymi regulatorami sektorowymi, w tym także z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki. Co prawda aktualne pozostają uregulowania mówiące o tym, że Prezes UKE wydaje decyzję w sprawie dostępu do infrastruktury technicznej w terminie 60 dni od dnia złożenia wniosku o jej wydanie, biorąc pod uwagę w szczególności konieczność zapewnienia niedyskryminacyjnych i proporcjonalnych warunków dostępu, a tę decyzję w odniesieniu do przedsiębiorstw energetycznych jest obowiązany wydać w uzgodnieniu z Prezesem URE, jednak zmienia się zakres uzgodnień. Nowo wprowadzany ust. 6a w art. 22 megaustawy stanowi, że uzgodnienie to nie będzie obejmowało finansowych warunków współpracy, a w tym zakresie Prezes URE przedstawia jedynie opinię. To powoduje dowolność i uznaniowość Prezesa UKE w uwzględnieniu opinii Prezesa URE w zakresie wynagrodzenia, choć – jak słusznie argumentuje wnioskodawca projektu – wytyczne co do wysokości stawek określa sama ustawa w art. 22 22 l ENERGIA elektryczna maj 2019

ust. 2: „Prezes UKE, wydając decyzję w sprawie dostępu do infrastruktury technicznej przedsiębiorcy telekomunikacyjnego, bierze pod uwagę, aby opłaty z tego tytułu umożliwiały zwrot poniesionych przez

Na mocy znowelizowanej ustawy nie będzie wymagane już uzyskanie zgody Krajowego Ośrodka Wsparcia Rolnictwa na nabywanie nieruchomości rolnych o powierzchni nie większej niż hektar ani na nabywanie nieruchomości rolnych przez przedsiębiorstwa użytkujące tzw. infrastrukturę krytyczną na cele związane z jej budową, modernizacją lub rozbudową. przedsiębiorcę telekomunikacyjnego kosztów, w szczególności bierze pod uwagę cele określone w art. 8 dyrektywy 2002/21/ WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 7 marca 2002 roku w sprawie wspólnych

ram regulacyjnych sieci i usług łączności elektronicznej (…) oraz wpływ dostępu do infrastruktury technicznej na plan biznesowy tego przedsiębiorcy telekomunikacyjnego, w szczególności na realizowane przez niego inwestycje dotyczące szybkich sieci telekomunikacyjnych.”

W projekcie nowelizacji (opatrzonym datą 25 kwietnia) znalazł się również przepis mówiący o tym, że niedokonanie uzgodnienia w terminie 30 dni od dnia przedstawienia projektu decyzji w sprawie dostępu do infrastruktury technicznej uznaje się za brak zastrzeżeń do projektu w zakresie podlegającym uzgodnieniu. To niekorzystny przepis, gdyż niedokonanie uzgodnienia może oznaczać zastrzeżenia do projektu decyzji, pomimo których zostałaby ona wydana. Jak wynika jednak z protokołu komisji prawniczej Rządowego Centrum Legislacji, która obradowała 29 i 30 kwietnia, dostrzegła ona ten problem i „niedokonanie uzgodnienia” zastąpiono wyrazami „niezajęcie stanowiska”, co oddaje lepiej intencję ustawodawcy i czyni przepis w pełni celowym.

Analogicznie, niewydanie opinii w zakresie finansowych warunków współpracy przez Prezesa URE w ciągu 30 dni od dnia przedstawienia projektu decyzji w sprawie dostępu do infrastruktury technicznej, uznaje się za brak zastrzeżeń do projektu decyzji.

Zgodnie z projektem, w przypadku zawarcia przez zainteresowane strony umowy o dostępie do infrastruktury technicznej, decyzja o dostępie do infrastruktury technicznej wygasa z mocy prawa w części objętej umową. Na mocy obowiązujących przepisów decyzja ta wygasa dopiero w drodze decyzji Prezesa UKE, zatem rzeczywiście proces ten będzie zautomatyzowany i przyspieszony. Należy teraz oczekiwać skierowania projektu do Sejmu.

Złagodzenie wymogów dotyczących obrotu gruntami rolnymi Sejm uchwalił nowelizację ustawy o kształtowaniu ustroju rolnego oraz niektórych

Zdjęcie: Adobe Stock © Jonas Glaubitz

PARAGRAF W SIECI

Zmiany ustawy ułatwią funkcjonowanie przedsiębiorstw sieciowych, których infrastruktura przebiega przez tereny rolne

innych ustaw (ustawa z dnia 26 kwietnia 2019 roku o zmianie ustawy o kształtowaniu ustroju rolnego oraz niektórych innych ustaw). Na jej mocy nie będzie wymagane już uzyskanie zgody Krajowego Ośrodka Wsparcia Rolnictwa na nabywanie nieruchomości rolnych o powierzchni nie większej niż hektar ani na nabywanie nieruchomości rolnych przez przedsiębiorstwa użytkujące tzw. infrastrukturę krytyczną na cele związane z jej budową, modernizacją lub rozbudową. Poza tym nowelizacja dopuszcza udzielenie zgody na nabycie nieruchomości rolnej położonej w obszarze realizacji inwestycji celu publicznego. Zmiany te ułatwią funkcjonowanie przedsiębiorstw sieciowych, których infrastruktura przebiega przez tereny rolne.

Projekt rozporządzenia ME Konsultacjom publicznym poddano projekt rozporządzenia Ministra Energii w sprawie sposobu ustalania mocy przyłączeniowej dla wewnętrznych i zewnętrznych stanowisk postojowych związanych z budynkami użyteczności publicznej oraz wielorodzinnymi budynkami mieszkalnymi. Ma ono na celu wykonanie przepisów ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych, poprzez uregulowanie sposobu obliczania minimalnej mocy przyłączeniowej służącej do zaspokojenia potrzeb użytkowników

pojazdów elektrycznych i pojazdów hybrydowych typu plug-in.

Projekt określa: 1) minimalną moc przyłączeniową w budynku użyteczności publicznej – stanowiącą iloczyn 20 proc. planowanej liczby stanowisk postojowych i 3,7 kilowata oraz 2) minimalną moc przyłączeniową w wielorodzinnym budynku mieszkalnym – stanowiącą iloczyn 100 proc. planowanej liczby stanowisk postojowych i 3,7 kilowata.

Wątpliwości dotyczące służebności przesyłu przedmiotem analizy Sądu Najwyższego Sądowi Najwyższemu zostało przedstawione przez jeden z sądów kolejne pytanie prawne dotyczące służebności przesyłu (sygn. akt III CZP 20/19): „1. Czy służebność przesyłu (art. 305¹ k.c.) obejmuje swoim zakresem jedynie uprawnienie przedsiębiorcy przesyłowego do dokonywania określonych działań dotyczących nieruchomości obciążonej (ma charakter czynny), czy obejmuje również inne ograniczenia związane z oddziaływaniem linii przesyłowej na nieruchomość obciążoną, w tym polegające na ograniczeniu właściciela nieruchomości obciążonej w dokonywaniu prawa zabudowy w strefie kontrolowanej określonej w par. 2 pkt 30 rozporządzenia

Ministra Gospodarki z dnia 26 kwietnia 2013 roku w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać sieci gazowe i ich usytuowanie (Dz. U. z 2013 roku, poz. 640)? 2. Jeżeli służebność przesyłu obejmuje swoim zakresem jedynie uprawnienie przedsiębiorcy przesyłowego do dokonywania określonych działań dotyczących nieruchomości obciążonej, to czy wynagrodzenie za jej ustanowienie powinno rekompensować uciążliwości związane z oddziaływaniem linii przesyłowej wykraczające poza ten zakres?”

Jeżeli Sąd Najwyższy wypowie się w tej sprawie, jego pogląd będzie miał niewątpliwie wpływ na sposób i zakres ustalania służebności przez przedsiębiorstwa sieciowe, w tym również i te z sektora energetycznego. Pomimo że zagadnienie dotyczy przede wszystkim sieci gazowych, to także i w stosunku do sieci elektroenergetycznych celowe jest ustalanie strefy ograniczonego użytkowania.

Rozporządzenie metrologiczne 26 kwietnia w Dzienniku Ustaw opublikowano rozporządzenie Ministra Przedsiębiorczości i Technologii z dnia 22 marca 2019 roku w sprawie prawnej kontroli metrologicznej przyrządów pomiarowych, którego postanowienia zaczęły obowiązywać już kolejnego dnia po ogłoszeniu. n maj 2019 ENERGIA elektryczna l 23

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

Określenie znamionowych strat stanu jałowego na podstawie pomiarów niskonapięciowych Z chwilą podania napięcia na uzwojenie transformatora w rdzeniu pojawia się strumień magnetyczny, któremu towarzyszą straty energetyczne, tzw. straty w żelazie, równe mocy czynnej mierzonej w obwodzie. W przypadku wystąpienia zwarcia w uzwojeniach w obwodzie zwartym pojawi się prąd wymuszający dodatkowy strumień, a to z kolei przełoży się na wzrost prądu magnesującego i strat stanu jałowego. Wykrycie tego typu uszkodzeń, jak również zwarć w obwodzie magnetycznym, jest możliwe na podstawie pomiaru prądów magnesujących lub strat w rdzeniu.

ZBIGNIEW SZYMAŃSKI ZPBE Energopomiar-Elektryka Sp. z o.o. Gliwice

Pomiar prądów magnesujących jest szeroko stosowany w praktyce pomiarowej, natomiast pomiar strat dotychczas nie był wykorzystywany w celach diagnostycznych. Dlatego podjęto prace mające ma celu opracowanie nowej metody badawczej, polegającej na porównaniu strat występujących podczas eksploatacji transformatora ze stratami charakteryzującymi go po wyprodukowaniu. Pomiar strat przy napięciu znamionowym w układzie trójfazowym w miejscu zainstalowania jednostki jest praktycznie niemożliwy, dlatego postanowiono przetestować prowadzenie pomiarów przy obniżonym napięciu w układach jednofazowych, a następnie znaleźć zależność funkcyjną pozwalającą na przeliczenie wyników na wartość przy napięciu Un, której zmiany podczas eksploatacji będzie można ocenić i wykorzystać do podjęcia decyzji co do stanu transformatora

Opis metody badań i zakres prowadzonych prac Pomiar strat w zakładzie produkcyjnym wykonuje się zasilając transformator z generatora trójfazowego. W terenie taki pomiar można powtórzyć na transformatorach blokowych, natomiast na transformatorach sieciowych wykonanie go jest utrudnione.

W celu wyznaczenia strat stanu przy napięciu znamionowym zaproponowano wykonanie jednofazowego pomiaru strat przy obniżonym napięciu i przeliczeniu na wielkości znamionowe.

Zakres dotychczas wykonanych prac obejmował: ʱʱ wstępny pomiar strat transformatora 25 MVA na trzech fazach przy obniżonym napięciu w układzie jednofazowym, ʱʱ pomiar strat w szerokim zakresie napięć od około 1 kV do 1,1 Un u producenta na stacji prób w układzie trójfazowym,

W artykule przedstawiono wyniki pomiarów strat

straty dla układów trójfazowych. W oparciu o wy-

stanu jałowego wykonanych na stacji prób w sze-

znaczone funkcje wykładnicze wyznaczono stra-

rokim zakresie zmian napięcia dla wybranej gru-

ty stanu jałowego przy napięciu znamionowym

py transformatorów. Otrzymane wykresy aprok-

na podstawie pomiarów strat przy obniżonym na-

symowano za pomocą krzywych wykładniczych.

pięciu. Analizując różnice pomiędzy wartościa-

Zaprezentowano również wyniki pomiarów strat

mi pomierzonymi a obliczonymi, zaproponowano

przy obniżonym napięciu i zasilaniu jednofazo-

tolerancje dla przeliczonych strat, które nie wska-

wym w eksploatacji. Podano sposób przeliczania

zują na występowanie defektów wewnętrznych

strat pomierzonych w układach jednofazowych na

w transformatorze.

24 l ENERGIA elektryczna maj 2019

TECHNIKA I TECHNOLOGIE ʱʱ aproksymację wykresu strat trójfazowych krzywą wykładniczą oraz zestawienie różnic między wartościami pomierzonymi a obliczonymi na podstawie krzywej, ʱʱ pomiary strat jednofazowych kilku transformatorów przy obniżonym napięciu i przeliczenie ich na straty znamionowe za pomocą wyznaczonej zależności funkcyjnej, ʱʱ oszacowanie dokładności wykonanych obliczeń opierając się na współczynniku determinacji.

Pomiary strat w układach jednofazowych przeprowadzane były za pomocą miernika do pomiaru stratności dielektrycznej i pojemności uzwojeń firmy Doble przy zasilaniu transformatorów od strony DN na uzwojeniach połączonych w trójkąt. Uproszczone schematy układów pomiarowych przedstawiono na rysunku 1.

Tabela 1 Napięcie średnie [V]

U/Un

Prąd średni [A]

Moc [W]

1699

0,103

0,0465

111,5

3055

0,185

0,0751

345,6

4533

0,275

0,104

746,8

6093

0,369

0,133

1330

7571

0,459

0,161

2042

9174

0,556

0,193

2998

10630

0,644

0,224

4036

12029

0,729

0,256

5200

13687

0,830

0,299

6861

15101

0,915

0,355

8621

16492

1,000

0,508

10946

17966

1,089

1,804

15456

Rys. 1. Schematy układów do pomiarów strat stanu jałowego przy obniżonym napięciu

Uwaga: ze względu na znaczący wpływ namagnesowania rdzenia na wyniki strat przy obniżonym napięciu, przed przystąpieniem do pomiarów rozmagnesowywano rdzeń.

Aproksymacja wykresu strat stanu jałowego Na rysunku 2 przedstawiono w formie wykresu wyniki pomiaru strat przy obniżonym napięciu na trzech fazach transformatora o mocy 25 MVA.

Rys. 2. Wykresy strat stanu jałowego w zależności od napięcia na transformatorze o mocy 25 MVA przy zasilaniu jednofazowym

Zależność strat od napięcia w zakresie niskich napięć do 8 kV ma charakter wykładniczy. Następnie wyznaczono zależność strat trójfazowych od napięcia w szerokim zakresie napięć od minimalnej wartości około 1 kV do około 1,1 napięcia znamionowego Un. Pomiary przeprowadzono dla kolejnego transformatora 25 MVA o dolnym napięciu 16,5 kV. Uzyskane wyniki podano w tabeli 1.

Wyniki te przedstawiono również w formie graficznej na rysunku 3. W celu wyznaczenia funkcji opisującej zależność strat od napięcia sporządzono wykres P = f(U/Un).

Rys. 3. Zależność strat stanu jałowego od stosunku U/Un i jej aproksymacja za pomocą wykresu y = 10501x2,0343

Zestawienie różnic między wielkościami pomierzonymi a uzyskanymi z wykresu wykładniczego po aproksymacji przedstawiono w tabeli 2.

Tabela 2 Napięcie U [V]

U/Un

Straty z wykresu po aproksymacji [W]

Straty rzeczywiste [W]

Różnice [W]

1699

0,103

111,9

111,5

0,4

3055

0,185

369,3

345,6

23,7

4533

0,275

824,2

746,8

77,4

6093

0,369

1504,4

1330

174,4

7571

0,459

2340,2

2042

298,2

9174

0,556

3459,0

2998

461,0

10630

0,644

4667,7

4036

631,7

12029

0,729

6002,7

5200

802,7

13687

0,830

7806,2

6861

945,2

15101

0,915

9534,7

8621

913,7

16492

1,000

11406,8

10946

460,8

17966

1,089

13577,0

15456

-1879,0

Dla napięcia znamionowego (U/Un = 1) różnice między stratami pomierzonymi a wyliczonymi na podstawie krzywej po aproksymacji wynoszą 460,8 W, co stanowi około 4 proc. wielkości pomierzonej. maj 2019 ENERGIA elektryczna l 25

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

Omówienie wyników pomiarów strat stanu jałowego

skorzystano z zależności potęgowej opisującej zmiany strat w funkcji napięcia. Przeliczenia wykonano korzystając ze wzoru (2), w którym zaproponowano uśredniony wykładnik potęgi równy 1,9 uzyskany z aproksymacji wykresów zmian strat stanu jałowego w funkcji napięcia (rysunek 4).

Aproksymacja wykresu strat stanu jałowego wykazała możliwość bardzo dobrego odwzorowania za pomocą krzywej wykładniczej.

Stąd podjęto próbę wyznaczenia strat trójfazowych na podstawie wartości pomierzonych w układach jednofazowych.

W ramach dalszego etapu prac wykonano pomiar strat przy 1, 9  Un  obniżonym napięciu 380 V, 1000 V, 2000 V, 4000 V i 8000 V dla ko P0 ZN = P0 pom ∗  U  lejnego transformatora w eksploatacji i podjęto próbę ich przelipom   czenia na straty znamionowe. Pomiar strat stanu jałowego przy obniżonym napięciu wykonano w układach UST przedstawionych gdzie: gdzie: na rysunku 2. W tabeli 3 zamieszczono wyniki pomiarów przeP0ZN – straty stanu jałowego przy napięciu znamionowym, prowadzonych na transformatorze o mocy 25 MVA -i przekładni P0pom –jałowego straty stanu jałowego przyznamionowym, napięciu obniżonym, straty stanu przypomierzone napięciu P0ZN 115/16,5 kV. Un – napięcie znamionowe, P0pom - straty stanu jałowego pomierzone przy napięciu obniżo Upom – napięcie, przy którym wykonano pomiaru strat stanu jałowego.

Un - napięcie znamionowe, Zestawienie wykonanych przeliczeń pomiaru strat stanu jałowego Upom – napięcie, przy którym wykonano strat na stanu warunki znamionowe dla transformatora o mocy 25 MVA przedwadzonych oP mocy 25OpisMVA i przekładni Pomiar na Utransformatorze (kV) I (mA) L (H) (W)jałowego. stawiono w tabeli 4.

5 kV. 1 0,397 24,5 71,3 6,65 Tabela 3

2

Tabela 3. 3 U (kV) 0,397 1,000 2,001 4,002 7,970 0,101 0,401 0,798 1,000 2,002 3,991 5,991 0,100 0,203 0,403 0,799 0,999 1,997 3,994 5,998 8,006

I4 (mA) 524,5 43,2 6 68,7 7 113,1 8 201,6 917,2 1036,4 56,9 11 66,1 12 106,0 13 172,7 233,1 14 1511,1 16,2 16 24,3 1737,5 1843,5 1969,8 115,4 20 159,4 21 207,1

1,000

43,2

117,6

2,001

68,7

182,6

332,4 L (H)113,1 P (W) 71,3 6,65 7,970 201,6 498,3 117,617,2 33,46 0,101 23,1 182,6 117,60 0,401 36,4 46,5 332,4 421,86 0,798 498,356,9 1522,66 63,4 1,000 23,1 66,1 70,6 1,00 46,5 9,54 2,002 106,0 100,4 63,4 32,03 3,991 172,7 151,1 70,6 48,04 5,991 198,4 100,4233,1 168,91 0,100 151,111,1 37,0 598,89 0,203 198,416,2 1263,82 52,4 37,0 0,69 0,403 24,3 74,8 52,4 2,13 0,799 37,5 106,7 74,8 6,86 0,999 106,743,5 120,5 23,01 1,997 120,569,8 186,3 34,31 186,3 120,78 3,994 115,4 334,9 334,9 431,40 5,998 159,4 471,6 471,6 912,57 8,006 207,1 488,6 488,6 1572,17 4,002

Tabela 4

33,46

Pomiar 2U-2V 117,60Zestawienie wykonanych przeliczeń strat stanu jałowego na w Zwarte 2U-2W znamionowe dlaU transformatora oP mocy 25 MVA przedstawion 421,86 U P Opis U /U (U /U ) P [W] [kV] [kV] [W] [W] tabeli 4.

1522,66 pom

1,00 Pomiar 2U-2V

Zwarte 2U-2W Tabela 9,54 32,03

0,397

4.

0,401

0pom

n

pom

n

pom

1,9

0ZN

6,65 0,4006

9,54

11,525

41,198

1170,23

13487

P P0ZN 6,86 P0pom Un/Upom (Un/Upom)1,9 [W] [W] [W] 0,999 33,46 0,397 6,65 168,91 1,000 0,999 57,905 16,506 205,85 0,401 0,4006 9,54 48,04 11,525 41,198 1170,23 11919 13487 598,89 Pomiar 2U-2W 0,999 0,403 6,86 34,31 Zwarte 2V-2W 1263,82 0,999 33,46 117,6 2,001 0,69 1,000 0,999 48,04 57,905 16,506 205,85 11919 2,002 2,000 168,9 203,6 8,247 55,87 11215 0,999 34,31 2,13 1,997 2,001 117,6 120,7 6,86 4,0016 2,002 2,000 168,9 421,8 203,6 8,247 55,87 11215 23,01 1,997 120,7 598,9 3,9907 3,995 726,05 4,129 14,793 10745 Pomiar 2V-2W 34,31 4,0016 421,8 Zwarte 2U-2V 3,9941 431,4 Pomiar 2V-2W 120,78 3,9907 3,995 598,9 726,05 4,129 14,793 10745 Zwarte 2U-2V 3,9941 431,4 431,40 Przeprowadzone wcześniej pomiary strat stanu jałowego tego transformatora wykonane w wytwórni w zakresie napięć od 912,57 3029 V do 19804 V zestawiono w tabeli 5.

Przeprowadzone Wykres wcześniej pomiary strat stanu jałowego tego 1572,17 zmian strat stanu jałowego w funkcji napięcia przedtransformatora stawiono wykonane w 5.wytwórni w zakresie napięć od 30 na rysunku Trójfazowe straty stanu jałowego transformatora wyznaczono do 19804 V zestawiono w tabeli 5. straty stanu jałowego transformatora wyznaczono korzystając ze wzoru (1) 48,04

Upom

śr

Pomiar 2U-2W [kV] Zwarte 2V-2W

owe ając ze wzoru (1)

P0 pom

P + P0UW + P0VW = 0UV U/Un 2

Tabela 5.

U1 [V] [%] 0,18 3034 gdzie: 0,30 4968 P0pom – straty pomierzone obniżonym napięciu, pomierzone przy przy obniżonym napięciu, 0,50 8253 P , P , P – straty stanu jałowego przy zasilaniu jednofazowym.

straty UW, P0VW - straty stanu jałowego przy zasilaniu 0,70 11505 zowym. W celu przeliczania strat stanu jałowego pomierzonych przy 0UV

0UW

0VW

obniżonym napięciu na straty przy napięciu0,80 znamionowym 13220

26 l ENERGIA elektryczna maj 2019

1,00

U0,403 śr [kV]

16502

U2 [V] U3 [V] Uśr(1) [V]

I3 [A]

Iśr [A]

P [W]

3010 3029 0,117 0,089 0,069 4929 4958 0,167 0,132 0,096 8206 8240 0,255 0,203 0,148 1146 11513 11493 0,374 0,289 0,224 2 1322 strat stanu jałowego w zależności od napięcia Rys. 4. Wykres 13229 13225 0,469 0,355 0,291 7 16513 1647 16497 0,933 0,683 0,637

0,092 0,132 0,202

424 1046 2694

0,296

5149

0,372

6833

0,751

11475

3043 4978 8262

przeliczania strat stanu jałowego pomierzonych przy nym napięciu na straty przy napięciu znamionowym

I1 [A]

I2 [A]

TECHNIKA I TECHNOLOGIE Znamionowe straty stanu jałowego wynoszą 11 475 W, natomiast przeliczone ze strat pomierzonych przy obniżonym napięciu o wartości 1000 V to 11 919 W. Różnica między nimi stanowi 444 W, czyli około 3,9 proc. wartości znamionowej. W omawianym przypadku współczynnik determinacji, który jest miarą jakości przyjętego modelu, wynosi R2=0,9987, co wskazuje na bardzo dobre dopasowanie wykresu.

symptomy występowania nieprawidłowości. W celu wyeliminowania dodatkowych czynników wpływających na wyniki, przed przystąpieniem do pomiarów należy rozmagnesować rdzeń albo wykonywać pomiar w pierwszej kolejności po wyłączeniu transformatora.

Podsumowanie

• Przeprowadzone pomiary i przeliczenia wykazały możliwość wyznaczenia znamionowych strat stanu jałowego transformatora na podstawie pomiarów strat wykonanych przy obniżonym napięciu.

• Pomiar strat stanu jałowego w eksploatacji pozwala na wykrycie zwarć w obwodzie magnetycznym, w drutach równoległych oraz doziemień.

• Celowe byłoby rozszerzenie zakresu prób fabrycznych transformatorów o pomiary strat stanu jałowego przy obniżonym napięciu. n

W celu uzyskania dodatkowych informacji diagnostycznych o zmianach i nieprawidłowościach występujących w transformatorze celowe byłoby poszerzenie zakresu prób fabrycznych nowych jednostek o pomiar strat przy obniżonym napięciu w układach jednofazowych. Wskazane jest wykonywanie tych pomiarów przy dwóch różnych napięciach, np. 400 V i 1000 V. Po przeliczeniu wyników na napięcie znamionowe należałoby wybrać wariant, w którym uzyskano najlepszą zbieżność. Wynik ten będzie stanowić podstawę (fingerprint) do oceny stanu rdzenia i uzwojeń w eksploatacji. Przeprowadzanie tego pomiaru będzie szczególnie uzasadnione wtedy, gdy zachodzi podejrzenie powstania w uzwojeniu transformatora zwarć zwojowych, doziemień, obwodów zwartych w rdzeniu oraz zwarć w drutach równoległych.

W celu wykrycia ewentualnych doziemień punkt neutralny w czasie pomiarów powinien być uziemiony.

W przypadku posiadania wyników fabrycznych pomiarów strat stanu jałowego przy obniżonym napięciu różnica w przeliczonej wartości strat w eksploatacji nie powinna przekraczać dopuszczalnej tolerancji dla strat stanu jałowego podanej w normie PN-EN 60076-1. Jeżeli nie wykonano pomiarów w fabryce, przyjmuje się występowanie większych różnic, do 30 proc. pierwotnie pomierzonej wartości. Wartość ta będzie możliwa do ustalenia na podstawie pomiarów wykonanych na transformatorach w eksploatacji. Występowanie większych różnic może wskazywać na

Wnioski końcowe

Literatura 1. Jezierski E.: Transformatory. Podstawy teoretyczne. Wydanie trzecie poprawione i uzupełnione, Wydawnictwo Naukowo-Techniczne Warszawa.

2. Jabłoński M.: Transformatory, Łódź 1994.

3. PN-EN 60076-1:2011 Transformatory - Część 1: Wymagania ogólne.

4. M4000 Insulation Analyzer. Users Guide. Materiały firmy Doble, wyd. 2000 rok.

5. Doble Test Procedures. Materiały firmy Doble, wyd. 2004 rok.

Artykuł powstał na podstawie referatu prezentowanego podczas Międzynarodowej Konferencji Transformatorowej ,,Transformator 19’’.

Tabela 5 U/Un [%]

U1 [V]

U2 [V]

U3 [V]

Uśr [V]

I1 [A]

I2 [A]

I3 [A]

Iśr [A]

P [W]

0,18

3034

3043

3010

3029

0,117

0,089

0,069

0,092

424

0,30

4968

4978

4929

4958

0,167

0,132

0,096

0,132

1046

0,50

8253

8262

8206

8240

0,255

0,203

0,148

0,202

2694

0,70

11505

11513

11462

11493

0,374

0,289

0,224

0,296

5149

0,80

13220

13229

13227

13225

0,469

0,355

0,291

0,372

6833

1,00

16502

16513

16476

16497

0,933

0,683

0,637

0,751

11475

1,02

16799

16812

16774

16795

1,043

0,769

0,723

0,845

12128

1,04

17168

17181

17143

17164

1,231

0,910

0,877

1,006

13022

1,06

17515

17529

17490

17511

1,496

1,116

1,093

1,235

14064

1,08

17834

17853

17812

17833

1,862

1,405

1,394

1,554

15195

1,10

18171

18193

18148

18171

2,456

1,882

1,889

2,076

16586

1,12

18480

18507

18459

18482

3,321

2,595

2,623

2,846

18100

1,14

18799

18831

18778

18803

4,652

3,728

3,789

4,056

19590

1,16

19103

19141

19082

19109

6,494

5,356

5,455

5,768

21390

1,18

19411

19477

19426

19438

11,091

9,796

9,718

10,202

24100

1,20

19787

19857

19768

19804

15,987

14,762

14,674

15,141

27310

maj 2019 ENERGIA elektryczna l 27

WYDARZENIA

Edukacyjnie i innowacyjnie na Expopower 2019 Enea Operator została partnerem strategicznym Międzynarodowych Targów Poznańskich dla organizacji energetycznych Targów EXPOPOWER. Wydarzenia o zasięgu ogólnopolskim, którego celem jest promocja branży energetycznej.

– Po sukcesie ubiegłorocznych targów EXPOPOWER, których po raz pierwszy byliśmy partnerem strategicznym, prace nad kolejną edycją rozpoczęliśmy już w zeszłym roku. Chcieliśmy wyeliminować ewentualne nieprzewidziane sytuacje. Mieliśmy oczywiście świadomość, że nie jesteśmy w stanie wszystkiego przewidzieć. Niemniej interdyscyplinarny zespół składający się z pracowników kilku departamentów i biur doskonale poradził sobie z zadaniem – mówi Danuta Tabaka, kierownik Biura Public Relations i Komunikacji, głównego organizatora przedsięwzięcia ze strony Enei Operator.

Integralną częścią Targów była zorganizowana we współpracy z Urzędem Wojewódzkim w Poznaniu druga edycja konferencji Energinn. Także w tym roku celem forum było przybliżenie tematyki innowacyjnych rozwiązań w sektorze energetycznym. Energinn to doskonała okazja do wysłuchania wielu interesujących prelekcji i wykładów na temat rozwiązań Smart City oraz wyzwań, które będą czekały polską elektroenergetykę w przyszłości. Konferencję otworzyli gospodarze wydarzenia: Mirosław Kowalik, prezes zarządu Enei SA oraz Andrzej Kojro prezes zarządu Enei Operator. Część merytoryczną pierwszego dnia konferencji zainaugurował Marek Szymankiewicz, wiceprezes ds. Infrastruktury Sieciowej, wprowadzając słuchaczy w temat smart grid, szczegółowo prezentując możliwości uruchomionej w spółce aplikacji, pozwalającej na 28

l ENERGIA elektryczna maj 2019

Zdjęcie: Enea Operator

Ogólnopolskie Targi EXPOPOWER 2019 przeszły do historii. Enea Operator po raz drugi była partnerem strategicznym całego wydarzenia oraz obok Urzędu Wojewódzkiego w Poznaniu, współorganizatorem konferencji Energinn 2.0. Spółka ponownie uruchomiła strefę edukacyjną dla dzieci i młodzieży, udostępniając ją nieodpłatnie wszystkim odwiedzającym.

Wiceprezes Enei Operator, Marek Szymankiewicz wprowadził słuchaczy w temat smart grid

jeszcze bardziej skuteczny oraz szybki pomiar energii elektrycznej i jej parametrów.

Obok prezesa Marka Szymankiewicza wystąpił Bartosz Gryniewicz z Zespołu Usług Dystrybucyjnych Rejonu Dyspozycji w Poznaniu Tegoroczna edycja Konferencji Energinn była także świetną okazją do przedstawienia projektów i działań, które z sukcesem wdrażane są w Enei Operator.

Pracownicy spółki opowiadali o podejmowanych działaniach a ich wystąpienia spotkały się z bardzo dobrym przyjęciem przez audytorium. O projektach badawczo-rozwojowych realizowanych w spółce, między innymi o wprowadzeniu skanowania laserowego 3D infrastruktury sieciowej opowiedział Przemysław Starzyński, Kierownik Biura Inicjatyw Innowacyjnych. Jarosław Ziobrowski, Dyrektor Departamentu Infrastruktury Sieciowej przedstawił rolę jaką w energetyce pełnią drony, a o technologii radiowej

identyfikacji, wykorzystywanej od niedawna w Enei Operator opowiedzieli Rene Kuczkowski z Biura Strategii i Zarządzania Projektami i Krzysztof Frontczak z Departamentu Zarządzania Informacją Pomiarową. Drugi dzień Energinn 2.0 otworzył Wojciech Drożdż, wiceprezes ds. Innowacji i Logistyki Enei Operator przedstawiając nowoczesne rozwiązania dotyczące kolei metropolitarnej, które już z powodzeniem zostały zastosowane w Szczecinie.

Ogromnym powodzeniem wśród zwiedzających cieszyła się strefa EDU. Jej opiekunami byli Tadeusz Dachowski, wiceprezes ds. Bezpieczeństwa Pracy oraz Sławomir Mirkowski, wiceprezes ds.

Ekonomiczno-Finansowych Enei Operator.

Spółka już po raz drugi zadbała o swoje przyszłe kadry, dedykując program strefy w szczególności młodzieży ostatnich klas szkół podstawowych i gimnazjum. Nie

Zdjęcie: Enea Operator

WYDARZENIA

Targi odwiedziło kilka tysięcy zwiedzających

zabrakło pokazów prac pod napięciem, ratownictwa przedmedycznego, ale także technologii VR, skanów 3D, warsztatów energetycznych i wielu innych ciekawych

atrakcji.

– Dziękuję serdecznie wszystkim pracownikom Grupy za tak ogromne zaangażowanie w powodzenie projektu jakim niewątpliwie

jest Expopower. Dzięki Wam możliwe było przedstawienie różnorodności działań, jakie prowadzimy od wytwarzania przez dystrybucję do działań związanych z promocją pracodawcy. Wszyscy stanęliśmy na wysokości zadania i dziś możemy powiedzieć, że tegoroczna edycja Expopower to nasz wspólny sukces – podsumowała Danuta Tabaka.

Tegoroczną edycję EXPOPOWER oraz Forum Innowacyjnej Energetyki swoim patronatem objęło Ministerstwo Energii, Ministerstwo Przedsiębiorczości i Technologii, Narodowe Centrum Badań i Rozwoju a nad strefą edukacyjną patronat roztoczyło Kuratorium Oświaty w Poznaniu.

Targi odwiedziło kilka tysięcy zwiedzających, w tym na strefie EDU, uczyło się bawiąc, prawie 600 dzieci i młodzieży.

PTPiREE objęło patronatem honorowym targi i wydarzenia towarzyszące.

Katarzyna Kostrz, Enea Operator

Podczas XI Europejskiego Kongresu Gospodarczego, który odbył się 13-15 maja 2019 roku w Katowicach, wiele dyskusji poświęcono transformacji energetycznej, cyfryzacji, zrównoważonemu rozwojowi i nowym trendom konsumenckim. Zakończona edycja EKG to ponad 150 sesji tematycznych, 1000 prelegentów, 12,5 tys. uczestników i ponad 750 akredytowanych przedstawicieli mediów.

Wśród wielu dyskusji nie zabrakło również miejsca na podjęcie tematyki związanej z sektorem dystrybucji energii elektrycznej. Podczas panelu „Wyzwania w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej” przedstawiciele operatorów systemu dystrybucyjnego zaprezentowali problematykę inwestycji w sektorze elektroenergetycznym, kwestie technologii i innowacji w budowie i eksploatacji sieci, jak również wyzwania stojące przed energetyką przesyłową i dystrybucyjną.

– Oczekiwania każdego z 17,7 mln klientów, kupujących energię rosną i to oni wskazują, w którą stronę mamy podążać. Średnio co dwa lata mamy szczyt awarii, remontów, co także jest dla nas wyzwaniem – mówił podczas panelu Robert Zasina prezes zarządu Tauron Dystrybucja SA oraz prezes PTPiREE.

Zdjęcie: PTPiREE

Europejski Kongres Gospodarczy Panel „Wyzwania w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej”

Prezes Zasina zaznaczył, że taryfy dystrybucyjne w najbliższej przyszłości muszą się zmienić, tak jak zmienia się rynek.

Aktywności prosumentów czy operatorów magazynów energii wymuszają zmianę struktury kosztów.

Do kwestii taryf odniósł się również Andrzej Kojro, prezes Enea Operator: – Nowe taryfy energetyczne powinny uwzględniać instrumenty i programy rządowe związane np. z elektromobilnością czy programem Czyste powietrze – powiedział.

Prezes Zasina podkreślił, że rośnie liczba linii napowietrznych i kablowych. Wskazał, że wysokość inwestycji dokonanych przez operatorów sieci dystrybucyjnych i przesyłowych w 2018 roku sięgnęła ponad 8 mld zł.

Jak zaznaczył z kolei Michał Roman z Energi Operator, należy zachować równowagę inwestowania w energetykę sieciową i nowoczesne rozwiązania. Bez bazowych inwestycji w sieci nie ma możliwości wdrażania innowacji.

Uczestniczący w dyskusji prezes PGE Dystrybucja Wojciech Lutek mówił natomiast o nowej roli rynkowej OSD w kontekście nowych unijnych regulacji.

Debata, którą poprowadził dr hab. Mariusz Swora, była okazją do zaprezentowania najnowszego raportu branżowego pt. „Energetyka. Dystrybucja i przesył”. Wersję elektroniczną raportu można znaleźć na stronie www.ptpiree.pl. n maj 2019 ENERGIA elektryczna l 29

FELIETON

Z umiarem

Zmysły

Świat poznajemy wyłącznie za pośrednictwem zmysłów. Wszystkie działają identycznie.

Ich receptory reagują na bodźce zewnętrzne, przetwarzają je na impulsy elektryczne i przesyłają do mózgu.

Od czasów Arystotelesa wyróżniamy pięć podstawowych zmysłów: wzrok, słuch, dotyk, węch i smak. Zwierzęta rozwijają te najbardziej przydatne dla ich trybu życia w określonym środowisku. Człowiek większość informacji z otoczenia odbiera za pośrednictwem wzroku. Receptory w oku rozpoznają fale elektromagnetyczne z części widma zwanej światłem widzialnym. Niektóre określają kolor, inne zaś jasność. Drgania błony bębenkowej we wnętrzu ucha przekształcane są na impuls elektryczny. Kubki smakowe na języku oraz w jamie ustnej reagują na cząsteczki chemiczne. Aktywują czujniki rozróżniające podstawowe smaki (słodki, kwaśny, słony i gorzki) i wysyłają informacje dalej.

Węch stanowi ważną barierę ochronną organizmu. Wykrywa nieprzyjemne zapachy i ostrzega nas na przykład przed zepsutą żywnością. Skóra odpowiada przede wszystkim za czucie powierzchniowe.

W ramach dotyku ulokowano również ból i zmiany temperatury. Nieco dyskusyjnie.

To sprowokowało zgłaszanie propozycji coraz to nowych zmysłów. Już ponad 20.

Głównie poprzez wydzielenie fragmentów z dotychczasowych. Przykładowo odczuwania bólu skóry, stawów i narządów, temperatury wewnątrz i zewnątrz organizmu, zachowania równowagi i położenia ciała w przestrzeni, wykrywania kierunku linii ziemskiego pola magnetycznego, a także odmierzania czasu. Niektórzy proponują ponadto zaliczyć do nich pragnienie, jako system monitorujący poziom nawodnienia organizmu, czy też głód.

Zmysły kierują naszym życiem. Zazwyczaj nie do końca zdajemy sobie z tego sprawę. Kobiety w ciąży stają się o wiele bardziej wybredne. Dzięki temu zmniejszają ryzyko, że zjedzą coś nieświeżego bądź trującego i w ten sposób zaszkodzą 30 l ENERGIA elektryczna maj 2019

»»» » Handlowcy manipulują naszymi zmysłami celem wywołania oczekiwanych zachowań. W sklepach samoobsługowych towary wręcz prowokują do dotknięcia.

Wówczas o wiele łatwiej podejmujemy decyzję o ich zakupie.

Całkiem poważne badania wykazały, że pomarańczowa barwa kubka dodaje słodkości pitej czekoladzie.

Marketingowcy stale posługują się podobną wiedzą. dziecku. Noworodki poznają świat najpierw za pośrednictwem dotyku i węchu.

Choroba sieroca przybiera na sile właśnie z braku głaskania i tulenia we wczesnym dzieciństwie. Wzrok i słuch rozwijają się dopiero w następnych latach. Czasem doświadczenia charakterystyczne dla jednego ze zmysłów wywołują odczucia związane z innym. Niskie dźwięki mogą stwarzać wrażenie miękkości, zaś barwa niebieska odbierana jako chłodna. Przyczyną choroby lokomocyjnej jest niezgodność

informacji płynących z różnych zmysłów.

Oczy dają sygnały, że pozostajemy bez ruchu względem środka komunikacji.

Potrzeba utrzymywania równowagi alarmuje, że się przemieszczamy. Organizm głupieje. Pojawiają się mdłości i zawroty głowy. Zamknięcie oczu i przyjęcie pozycji półleżącej pomaga, gdyż eliminuje część sprzecznych sygnałów.

Handlowcy manipulują naszymi zmysłami celem wywołania oczekiwanych zachowań. W sklepach samoobsługowych towary wręcz prowokują do dotknięcia.

Wówczas o wiele łatwiej podejmujemy decyzję o ich zakupie. Całkiem poważne badania wykazały, że pomarańczowa barwa kubka dodaje słodkości pitej czekoladzie. Marketingowcy stale posługują się podobną wiedzą. Politycy także nauczyli się z niej korzystać, zwłaszcza podczas kampanii wyborczych. Rzadko kiedy zdarza się nam wszystko zauważyć. Sami również, choć bardziej intuicyjnie, stosujemy podobne techniki. Chociażby dla poprawienia nastroju chętniej oglądamy komedie i słuchamy weselszych piosenek.

Jest obszar wymykający się badaniom naukowym. Intuicja, instynkt i przeczucia powszechnie zwane szóstym zmysłem.

Umysł aktywnie pracuje zupełnie poza świadomością. Pojawia się słabo słyszalny, trudny do jednoznacznego wychwycenia wewnętrzny głos. Niełatwy do zaakceptowania, gdyż niekiedy bywa sprzeczny z logiką. Nie zastępuje on nigdy wiedzy.

Czasem przed czymś ostrzega. Pomaga wybrnąć z trudnej sytuacji. Incydentalnie tylko. Nie lekceważmy go, aczkolwiek raczej nie powierzajmy mu decyzji życiowych. To może okazać się nazbyt bolesne.

Oby nie.

dr inż. Andrzej Nehrebecki

TERMINARZ

}}28-29 maja 2019 r.

KOŁOBRZEG

}}12-13 czerwca 2019 r.

TORUŃ

IV Konferencja NaukowoTechniczna Pomiary i diagnostyka w sieciach elektroenergetycznych

XIII Konferencja Prace Pod Napięciem (PPN) w sieciach nn, SN i WN w Polsce i na Świecie

PTPiREE »»Org.: Inf.: J. Dylińska-Chojnacka tel. 61 846-02-32 dylinska@ptpiree.pl pomiary.ptpiree.pl

PTPiREE »»Org.: Inf.: Justyna

Dylińska-Chojnacka tel. 61 846-02-32 dylinska@ptpiree.pl ppn.ptpiree.pl

}} 5 czerwca 2019 r., Warszawa Konferencja Zarządzanie Infrastrukturą Krytyczną ZIK 2019 Org.: Wydział Zarządzania Politechniki Warszawskiej, Agencja Promocji Inwestycji, Krajowa Szkoła Administracji Publicznej Inf.: e-mail: zik@apps.wz.pw.edu.pl

}} 12-14 czerwca 2019 r., Jastrzębia Góra XIX Konferencja Naukowa „Aktualne Problemy w Elektroenergetyce APE’19” Org.: Politechnika Gdańska / Wydział Elektrotechniki i Automatyki / Katedra Elektroenergetyki Inf.: tel. +48 58 347 20 9 e-mail: ape.weia@pg.edu.pl

}} 17-19 września 2019 r., Bielsko-Biała

}}2-3 października 2019 r. ŁOCHÓW

}}16-17 października 2019 r.

WISŁA

Konferencja Kodeksy Sieciowe

Konferencja Elektroenergetyczne linie napowietrzne i kablowe WN i NN

»»

Org.: PTPiREE Inf.: Justyna Dylińska-Chojnacka tel. 61 846-02-32 dylinska@ptpiree.pl

}}26-29 listopada 2019 r.

WISŁA XVIII Konferencja Systemy Informatyczne w Energetyce SIwE’19

PTPiREE »»Org.: Inf.: Karolina Nowińska

tel. 61 846-02-15 nowinska@ptpiree.pl siwe.ptpiree.pl

»»

Org.: PTPiREE Inf.: Karolina Nowińska tel. 61 846-02-15 nowinska@ptpiree.pl linie.ptpiree.pl

32. edycja Międzynarodowych Energetycznych Targów Bielskich ENERGETAB 2019 Org.: ZIAD Bielsko-Biała SA Inf.: tel. +48 33 813-82-31 / 33 813-82-32 / 33 813-82-40 e-mail: wystawa@ziad.bielsko.pl www.energetab.pl

}} 19-21 listopada 2019 r., Lublin Lubelskie Targi Energetyczne ENERGETICS Org.: Targi Lublin SA Inf.: Klaudia Stęplewska-Kruk tel. +48 81 458-15-50 e-mail: k.steplewska@targi.lublin.pl www.energetics.targi.lublin.pl

Więcej informacji w terminarzu na www.ptpiree.pl Dział Szkoleń: Sebastian Brzozowski, tel. 61 846-02-31, brzozowski@ptpiree.pl Biuro PTPiREE, ul. Wołyńska 22, 60-637 Poznań tel. 61 846-02-00, fax 61 846-02-09; ptpiree@ptpiree.pl

maj 2019 ENERGIA elektryczna l 31