Energia Elektryczna kwiecień 2018 by PTPiREE

PRZESYŁ

Elektryczna

4/2018

DYSTRYBUCJA

ISSN 1897-3833 Biuletyn Branżowy

KLIENT

Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Rynek i regulacje

Wiosną

z lekkim optymizmem

Technika i technologie

Ewolucja,

nie rewolucja

Wydarzenia w branży

Test innowacyjnych technologii w sieci nn

Andrzej Kojro

Priorytetem niezawodność

W NUMERZE

Kwietniowe wydanie „Energii Elektrycznej” ukazuje się w przededniu Międzynarodowych Targów Energetyki Expopower. Patronem strategicznym tegorocznej imprezy wystawienniczej w stolicy Wielkopolski jest Enea Operator. Patronat nie ogranicza się jedynie do roli tytularnej. Spółka zorganizuje na targach strefę pokazową, warsztaty dla energetyków, jak również będzie aktywnym uczestnikiem Forum Innowacyjnej Energetyki #Energinn 1.0. Plany dotyczące szerokiej oferty targowej są punktem wyjścia do rozmowy z Andrzejem Kojro, prezesem zarządu Enei Operator. Wykorzystujemy tę okazję, by porozmawiać w szerszym kontekście na temat zmian w krajowej energetyce, a szczególnie o nowych zadaniach operatorów sieci dystrybucyjnej. Mowa tu między innymi o wyzwaniach związanych z elektromobilnością, a zwłaszcza o konieczności przyłączenia do sieci, bądź budowy punktów ładowania samochodów elektrycznych. Kolejnym obszarem nowych wyzwań są inwestycje, dzięki którym modernizowana będzie sieć, zwiększając tym samym niezawodność i bezpieczeństwo dostaw energii. Innymi zagadnieniami poruszanymi w rozmowie są mechanizmy rynku mocy, a także społeczna odpowiedzialność dystrybutorów energii, szczególnie wobec konieczności walki ze smogiem czy przeciwdziałania zjawisku ubóstwa energetycznego. W następnych działach bieżącego numeru ,,EE'' przyglądamy się polskiej energetyce w różnych kontekstach. W związku z publikacją raportów rocznych grup energetycznych dokonujemy analizy zawartych tam danych, które – jak się okazuje – dają podstawy do optymizmu. Aktualnym tematem jest również, wchodzące w życie 25 maja, rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady dotyczące ochrony osób fizycznych w związku z przetwarzaniem danych osobowych. Implementacja RODO ma z oczywistych względów istotne znaczenie dla spółek naszego sektora, dlatego też poświęcamy mu sporo uwagi. W dziale technicznym omawiamy doświadczenia ENERGI-OPERATOR związane z testowaniem innowacyjnych technologii w sieci nn w ramach projektu UPGRID, dofinansowanego z programu unijnego HORYZON 2020. Z kolei na przykładzie prac realizowanych w TAURON Dystrybucja SA prezentujemy możliwości systemu do statystycznej analizy różnicy bilansowej w spółce dystrybucyjnej. Kwestie te zostały również uwzględnione w problematyce konferencji PTPiREE „Straty energii w sieciach”. Relację z jej tegorocznej edycji, która zgromadziła rekordową liczbę uczestników, prezentujemy w dziale Wydarzenia. Ponadto, jak zawsze w stałych działach miesięcznika, znajdą Państwo aktualny przegląd istotnych dla energetyki zagadnień prawnych, zestaw bieżących informacji z życia spółek, a także omówienie najważniejszych wydarzeń w branży. Zapraszam do lektury oraz do branżowych spotkań na targach Expopower!

Spis treści 4

INFORMACJE ZE SPÓŁEK

ROZMOWA MIESIĄCA

Wywiad z Andrzejem Kojro, prezesem zarządu Enei Operator

RYNEK I REGULACJE

Wiosną z lekkim optymizmem

11 Ewolucja, nie rewolucja 15 RAPORT Z DZIAŁAŃ LEGISLACYJNYCH 16 PARAGRAF W SIECI

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

18 Test innowacyjnych

technologii w sieci nn

21 Analiza różnicy bilansowej

energii elektrycznej

WYDARZENIA

25 Wydarzenia w branży 28 Straty energii w sieciach 30 FELIETON

Wojciech Tabiś PRZESYŁ

Elektryczna

4/2018

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: 16 kwietnia 2018 r.

DYSTRYBUCJA

ISSN 1897-3833 Biuletyn Branżowy

KLIENT

Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Rynek i regulacje

Wiosną

z lekkim optymizmem

Technika i technologie

Ewolucja,

nie rewolucja

Wydarzenia w branży

Test innowacyjnych technologii w sieci nn

Zdjęcie: MTP/Enea Operator

Zdjęcie: Katarzyna Piwecka

Szanowni Państwo

Andrzej Kojro

Priorytetem niezawodność

kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l

INFORMACJE ZE SPÓŁEK

»»PGE Dystrybucja

Zdjęcie: PGE Dystrybucja

Mobilna stacja transformatorowa Niewielki ciężar i małe gabaryty zapewniają dużą mobilność

Przewoźna stacja transformatorowa, eksploatowana w lubelskim Oddziale PGE Dystrybucja, umożliwia tymczasowe zasilenie odbiorców, gdy istniejąca sieć ulega uszkodzeniu bądź wymaga wyłączenia do prac eksploatacyjnych. Wykorzystanie mobilnej stacji połączonej z agregatem prądotwórczym dużej mocy w znaczący sposób ogranicza czas przerw

w dostawach energii elektrycznej podczas występowania awarii. Umożliwia również prowadzenie prac planowych na odgałęzieniach i magistralach sieci SN bez przerw w dostawach energii do odbiorców, co istotnie wpływa na obniżenie wskaźnika SAIDI. Konstrukcja przewoźnej stacji umożliwia wykorzystanie jej w dwóch wariantach: przy zasilaniu odbiorców na poziomie niskiego napięcia oraz średniego napięcia. Nowatorskim rozwiązaniem jest zasilanie dużej liczby odbiorców na poziomie średniego napięcia 15 kV, np. kilka stacji transformatorowych zasilanych poprzez odgałęzienie lub część wydzielonej magistrali SN. Realizowane jest ono poprzez zasilenie stacji mobilnej po stronie nN za pomocą agregatu prądotwórczego, transformację napięcia do poziomu 15 kV, a następnie – poprzez odcinek kabla – podanie napięcia na sieć SN napowietrzną lub kablową. Dodatkowo w stacji

uzyskano funkcję automatycznej synchronizacji z siecią. Podłączenie do sieci może odbywać się z wyłączeniem napięcia lub bez wyłączenia odbiorców – przy podłączeniu do wnętrzowej stacji transformatorowej bądź wykorzystaniu technologii prac pod napięciem w przypadku sieci napowietrznej. Można zbudować układ, który przejmie obciążenie sieci SN bez powodowania przerw w dostawie energii elektrycznej do odbiorców. Stacja transformatorowa Lublin, posadowiona na dwuosiowym podwoziu, może być ciągnięta za pojazdem; przystosowana jest do obsługi z zewnątrz i angażuje stosunkowo niewielką liczbę pracowników. Obsługę zestawu stacja – agregat stanowi zespół dwuosobowy, a czas uruchomienia urządzeń przy współudziale zespołu pogotowia to niecała godzina. Co istotne, niewielki ciężar (3,4 tys. kg) i małe gabaryty zapewniają dużą mobilność n

»»PGE Dystrybucja

»»PKP Energetyka

Podczas lubelskich Targów Edukacyjnych PGE Dystrybucja podpisała listy intencyjne o współpracy ze szkołami zawodowymi z województw: lubelskiego, łódzkiego, mazowieckiego, podkarpackiego i świętokrzyskiego. Celem tej inicjatywy jest rozwój szkolnictwa branżowego i zachęcanie młodzieży do wyboru zawodów związanych z energetyką; doskonalenie praktycznych umiejętności uczniów, prezentowanie nowoczesnych technologii stosowanych we współczesnej energetyce, a także podnoszenie kwalifikacji nauczycieli przedmiotów zawodowych. – Program PGE Dystrybucja wychodzi naprzeciw potrzebom sektora energetycznego, który staje dziś przed problemem luki pokoleniowej, czyli brakiem zastępowalności specjalistów. Skorzystają z niego również samorządy, administracja publiczna i wreszcie zwykli ludzie. Wspólnie z dyrektorami szkół chcemy zbudować kompleksowy program odtworzenia współpracy szkolnictwa z branżą energetyczną – twierdzi Wojciech Lutek, prezes PGE Dystrybucja. Realizacja programu spółki przybierze różne formy. Będą to zarówno klasy patronackie, staże i praktyki, jak i wspólne działania propagujące wśród uczniów zawody techniczne. n

PKP Energetykę nagrodzono w prestiżowym konkursie Nielsen Norman 2018 Intranet Design Annual Award za intranet zbudowany wraz z białostockim start-upem Elastic Cloud Solutions. Wdrożenie nowoczesnego narzędzia do komunikacji wewnętrznej to tylko jedno z działań realizowanych w PKP Energetyka w zakresie modernizacji sposobu zarządzania. Spółka koncentruje się na trzech obszarach cyfryzacji: organizacji pracy (poprzez wprowadzanie rozwiązań służących planowaniu i zarządzaniu), relacji z klientem (wdrażając m.in. system Sytuacja24 usprawniający proces zgłaszania awarii) oraz relacji z pracownikami. Zaprojektowanie nowego intranetu było podyktowane chęcią unowocześnienia trzeciego z tych obszarów, tak aby zapewnić pracownikom jeszcze szybszy dostęp do aktualnych informacji. Rozwiązanie Elastic Intranet wdrożone w PKP Energetyka wchodzi w skład tworzonej przez start-up platformy Elastic Workplace, czyli cyfrowego miejsca pracy na miarę XXI wieku. Składa się ona m.in. z łatwego w obsłudze portalu intranetowego, narzędzia do projektowania procesów biznesowych czy tworzenia elektronicznych formularzy. Dzięki temu pracownicy mogą komunikować się i współpracować efektywniej z dowolnego miejsca. Nielsen Norman Design Award jest najbardziej prestiżową nagrodą w dziedzinie projektowania intranetowego. n

Współpraca ze szkołami

l ENERGIA elektryczna kwiecień 2018

Najnowocześniejszy intranet

INFORMACJE ZE SPÓŁEK

»»TAURON Dystrybucja

Kapituła konkursu Liderzy Świata Energii przyznała spółce TAURON Dystrybucja główną nagrodę w kategorii Handlowiec Roku. Firma otrzymała nagrodę m.in. za realizowanie innowacyjnych programów i wdrażanie nowoczesnych rozwiązań technologicznych, które przyczyniają się do rozwoju branży energetycznej; za konsekwentne poprawianie jakości zasilania milionów klientów, poprzez stałą poprawę wskaźników ciągłości zasilania SAIDI i SAIFI; za ciągłą pracę nad skracaniem czasu przyłączenia klientów do sieci elektroenergetycznej, przy jednoczesnej optymalizacji wykorzystywanego do tego majątku. – Nieustannie poszukujemy takich rozwiązań, które pozwalają na poprawę bezpieczeństwa zasilania naszych klientów. Energetyka musi sprostać zmianom, które zachodzą w jej otoczeniu i stale podnosić poziom świadczonych usług – mówi Robert Zasina, prezes TAURON Dystrybucja. – Bardzo dziękuję współpracownikom, którzy na co dzień prowadzą i realizują projekty rozwojowe, pracują nad poprawą wskaźników ciągłości zasilania, optymalizują proces przyłączania klientów do sieci energetycznej. To zgrany i efektywny zespół i to wyróżnienie jest przede wszystkim dla nich.

Zdjęcie: MMC Polska

Handlowiec Roku

Robert Zasina, prezes TAURON Dystrybucja, odebrał statuetkę z rąk Pawła Piwowara, wiceprezesa zarządu Asseco Poland

Konkurs Liderzy Świata Energii ma na celu popularyzację osób, przedsięwzięć i firm, które przyczyniły się do rozwoju rynku energetycznego w naszym kraju, najciekawszych produktów i rozwiązań, a także 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. n

»»Enea Operator

»»ENERGA-OPERATOR SA

Enea Operator w 2017 roku wykonała niemal 75 proc. wszystkich planowych prac przy urządzeniach elektroenergetycznych - tak na niskim, jak i średnim napięciu - nie wyłączając przy tym dostaw energii do klientów. Spółka technologię prac pod napięciem (PPN) stosuje od ponad dekady. W ciągu siedmiu lat liczba PPN wzrosła o 73 proc., a w dwóch ostatnich latach prawie 90 proc. wykonanych robót w sieci niskiego napięcia to PPN. Ponadto od 2016 roku wykonywane i rozwijane są PPN na liniach napowietrznych średnich napięć. Dzięki doświadczeniu zespołu instruktorów możliwe stało się prowadzenie szkoleń z zakresu PPN dla firm zewnętrznych. Enea Operator ma zadaszony poligon szkoleniowy PPN, dzięki czemu zajęcia praktyczne mogą być wykonywane nawet przy niekorzystnych warunkach pogodowych. Instruktorzy prowadzą szkolenia na liniach niskiego napięcia oraz przy urządzeniach elektroenergetycznych

Prezydent RP odwiedził pomorskie gminy dotknięte ubiegłoroczną nawałnicą. Spotkał się także ze służbami i wolontariuszami odpowiedzialnymi za naprawianie szkód i pomoc poszkodowanym – w tym z energetykami. Członkowie zarządów ENERGA SA i ENERGA-OPERATOR Grzegorz Ksepko i Piotr Dorawa znaleźli się wśród uczestników spotkania z Andrzejem Dudą w Brusach. Prezydent podziękował tam oficjalnie wszystkim służbom, a także wolontariuszom. – Chylę czoła przed tymi, którzy nie bacząc na własne życie i zdrowie ruszyli z pomocą innym – powiedział Andrzej Duda. Wcześniej prezydent odwiedził dwie miejscowości w powiecie chojnickim: Suszek, gdzie w trakcie nawałnicy pod przewróconymi drzewami zginęły dwie harcerki, oraz Rytel, będący jednym z miejsc, w których żywioł spowodował największe szkody i zniszczenia. Sierpniowa nawałnica była jednym

Więcej prac pod napięciem

Prezydent RP docenił walczących z nawałnicą z największych ubiegłorocznych kataklizmów. Prędkość wiatru przekraczała wówczas 100 km/h, a żywioł dotknął ok. 178 tys. odbiorców na całym terenie dystrybucyjnym ENERGA-OPERATOR. Do największych zniszczeń doszło w powiatach kościerskim i chojnickim. Już w ciągu pierwszej doby energetykom udało się przywrócić zasilanie dla przeszło 100 tys. odbiorców. Skala szkód była jednak tak wielka (uszkodzenie ponad 180 km linii średniego i niskiego napięcia oraz przeszło dwóch tysięcy słupów), że usuwanie wszystkich awarii trwało dwa tygodnie. Łącznie skutki nawałnic usuwało 241 zespołów ENERGA-OPERATOR (ponad tysiąc pracowników). n

Informacje ze spółek zebrała Marzanna Kierzkowska

kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l

ROZMOWA MIESIĄCA

Priorytetem niezawodność

Wywiad z Andrzejem Kojro, prezesem zarządu Enei Operator.

»»

Po raz kolejny mamy przyjemność gościć Pana Prezesa na naszych łamach. Okazję do naszej rozmowy stanowią nadchodzące Międzynarodowe Targi Energetyki Expopower, które na stałe wpisały się w kalendarz imprez branżowych. Spółka, którą Pan kieruje, organizuje co roku szereg imprez towarzyszących. Warto tu wspomnieć o otwierającym Targi Forum Innowacyjnej Energetyki #Energinn 1.0. Czy mógłby Pan Prezes przybliżyć Czytelnikom ,,Energii Elektrycznej'' najważniejsze zagadnienia poruszane na Forum? Zaangażowanie Enei Operator w tegoroczną edycję Expopower jest zdecydowanie większe niż dotychczas. Z inicjatywy prezesa Enei Mirosława Kowalika objęliśmy targi EXPOPOWER patronatem strategicznym, który nie ogranicza się jedynie do roli tytularnej. Uruchomiliśmy strefę pokazową, w której odbywać się będą prezentacje prac pod napięciem na liniach napowietrznych; zorganizowaliśmy warsztaty z automatyki, robotyki, a także pokazy dronów. Chcemy, aby podczas Expopower działo się jak najwięcej. Wspólnie z Wojewodą Wielkopolskim współorganizujemy Forum Energetyki Innowacyjnej #EnergInn 1.0, które odbędzie się 23 i 24 kwietnia. Motywem przewodnim pierwszego dnia #EnergInn 1.0 będą innowacje, badania i rozwój, rozwiązania smart i przyszłość energetyki w Polsce. Istotnym elementem Forum są prezentacje startupów energetycznych. Drugi dzień poświęcony jest w całości elektromobilności, w kontekście nowej ustawy i wynikających z niej korzyści, ale i obowiązków dla instytucji publicznych. Realizacja polityki elektromobilności wymaga zintegrowania działalności wielu podmiotów i współdziałania organów administracji centralnej, samorządu terytorialnego oraz przedsiębiorstw 6 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2018

energetycznych, a także firm prywatnych. Wierzę, że to bardzo aktualny temat, który wymaga dyskusji w szerokim gronie oraz udziału najważniejszych osób w państwie, stąd również patronat i zapowiadana obecność ministra energii Krzysztofa Tchórzewskiego oraz wiceministra resortu Michała Kurtyki. Na targi zaprosiliśmy również przedstawicieli europejskich dystrybutorów zrzeszonych w organizacji EDSO for smart grids. Może dzięki temu w przyszłości poznańskie targi Expopower staną się wydarzeniem międzynarodowym.

»»

Jednym z tematów Forum jest elektromobilność. W świetle przyjętej ustawy do końca 2020 roku ma powstać ponad 6 tys. punktów ładowania pojazdów elektrycznych. Jak Enea Operator widzi zainteresowanie prywatnych inwestorów i jaką przewiduje skalę niezbędnych inwestycji własnych w tym zakresie? Uważam, że bardzo istotne jest, aby w Polsce rozwój elektromobilności realizowany był w sposób przemyślany. Dlatego też niezbędne jest prowadzenie ścisłego dialogu między administracją centralną, samorządami, biznesem oraz sektorem pozarządowym. Jedynie wspólny wysiłek umożliwi zidentyfikowanie i rozwiązanie wszystkich problemów mogących blokować upowszechnienie aut elektrycznych w naszym kraju. Rozwój punktów ładowania pojazdów elektrycznych nie dokona się bez ich przyłączenia przez OSD do sieci. Już w uzasadnieniu do projektu ustawy o elektromobilności Ministerstwo Energii podkreślało, że operatorzy są zobowiązani do współpracy – na niedyskryminacyjnych zasadach – z każdą osobą, która zakłada lub prowadzi publicznie dostępne punkty ładowania. Zgodnie z art. 7 ustawy z dnia 10 kwietnia

1997 roku Prawo energetyczne przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci z podmiotami ubiegającymi się o przyłączenie w pierwszej kolejności instalacji odnawialnego źródła energii, jeżeli istnieją techniczne i ekonomiczne warunki przyłączenia do sieci i dostarczania energii, a żądający zawarcia umowy spełnia warunki przyłączenia do sieci i odbioru. Ustawa o elektromobilności dodaje do tej uprzywilejowanej grupy także infrastrukturę ładowania drogowego transportu publicznego, która również będzie korzystała z pierwszeństwa przyłączenia do sieci. Przede wszystkim jednak rola OSD będzie najbardziej znacząca przy tworzeniu ogólnodostępnych stacji ładowania w gminach. W przypadku, gdy minimalne cele dotyczące punktów ładowania, wyznaczone w ustawie o elektromobilności, nie zostaną osiągnięte, ciężar rozwoju infrastruktury będzie spoczywał właśnie na OSD. Istnieje wizja wdrożenia w kolejnych latach nowych rozwiązań, takich jak: domowa ładowarka, stacje ładowania na nowo powstałych osiedlach oraz przy budynkach użyteczności publicznej czy możliwość ładowania w punktach Enei i wiele więcej.

»»

Inwestycje, które czekają operatorów, są ważne również w kontekście niekorzystnych zjawisk pogodowych. Spółki dystrybucyjne, których infrastruktura uległa zniszczeniu przez nawałnice, poradziły sobie dzięki ogromnemu zaangażowaniu setek energetyków i doskonałej współpracy między operatorami. Niemniej istotne są nakłady, które uchroniłyby sieci przed skutkami takich nawałnic. Jak, według Pana Prezesa, można minimalizować szkody w sieci i utrzymać cel, jakim jest niezawodność dostaw energii elektrycznej do odbiorców?

Kwestie dotyczące poprawy bezpieczeństwa energetycznego i ciągłości dostaw skupiają uwagę wiceministra energii Tadeusza Skobla, szczególnie po ubiegłorocznych nawałnicach. Tworząc nowy plan inwestycyjny na lata 2018 – 2019, mieliśmy również w pamięci sierpniowe oraz październikowe wydarzenia i to, co zrobiły z naszą infrastrukturą. Dlatego też duży nacisk położyliśmy przede wszystkim na poprawę wskaźników SAIDI i SAIFI, czyli na niezawodność. Podstawą dla tego planu była opracowana przez nas koncepcja rozwoju sieci elektroenergetycznej średniego napięcia, w oparciu o którą określono optymalne inwestycje do zrealizowania do 2030 roku. Inną inicjatywą uwzględnioną we wspomnianym planie, a mającą wpływ na poprawę wskaźników przerw, jest program modernizacji linii napowietrznych średniego napięcia, poprzez ich przebudowę na linie kablowe SN, przede wszystkim na terenach zalesionych. Inwestycje w tym obszarze są także elementem kompleksowego programu, który zakłada m.in. prowadzenie prewencyjnej diagnostyki kabli (w tym m.in. nabycie specjalistycznych wozów pomiarowych do diagnostyki linii kablowych). W obszarze średniego napięcia kontynuujemy także program budowy sieci inteligentnej. Pod tym pojęciem rozumiemy budowę, modernizację i automatyzację sieci elektroenergetycznej, w tym również zautomatyzowanie procesu identyfikacji uszkodzeń oraz odbudowę sieci z zastosowaniem automatyki klasy FDIR. Wszystkie wspomniane przeze mnie działania, inicjatywy i programy wdrożyliśmy głównie z myślą o eliminowaniu i maksymalnym skracaniu awaryjnych przerw w dostawie energii elektrycznej do naszych klientów.

»»

Jednym z mechanizmów, który wesprze inwestycje w energetyce i zapewni stabilność systemu elektroenergetycznego, jest rynek mocy. Bardzo ważną funkcję w procesie przygotowania źródeł wytwórczych, jak i na późniejszym etapie rozliczania złożonych ofert, pełnią operatorzy systemów dystrybucyjnych. W jaki sposób kierowana przez Pana spółka jest przygotowana do wypełnienia zobowiązań określonych wprowadzoną ustawą? Operator systemu dystrybucyjnego w ramach obowiązków wnikających z rynku mocy zobowiązany jest do współpracy

Zdjęcie: Enea Operator

ROZMOWA MIESIĄCA

Andrzej Kojro, prezes Enei Operator

z operatorem systemu przesyłowego w sposób określony w ustawie z dnia 8 grudnia 2017 roku o rynku mocy oraz w Regulaminie rynku mocy, zatwierdzonym przez Prezesa URE. W ramach tych obowiązków OSD współpracuje z PSE SA (OSP) w szczególności w zakresie certyfikacji, przeprowadzania testu zdolności redukcji zapotrzebowania, weryfikacji wykonania obowiązku mocowego oraz w procesie rozliczeń, zastępowania jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych, a także przekazywania informacji o ograniczeniach sieciowych w sieci OSD i wydanych w związku z nimi poleceniach OSD, ograniczających możliwość dostarczania mocy do KSE przez jednostki fizyczne wchodzące w skład jednostek rynku mocy. Jesteśmy przygotowani do realizacji wspomnianych obowiązków. Przystosowaliśmy organizacyjnie spółkę do współpracy z OSP w ramach rynku mocy. Oddelegowani pracownicy Enei Operator przeszli szkolenia przeprowadzone przez OSP. Mamy także dostęp do rejestru, za pomocą którego odbywa się komunikacja pomiędzy spółką a OSP (m.in. w procesie certyfikacji ogólnej i certyfikacji do aukcji). Utworzyliśmy adres poczty elektronicznej na potrzeby komunikacji w zakresie rynku mocy, który będzie wykorzystywany do współpracy z OSD przyłączonymi do sieci Enei Operator (OSDn) oraz podmiotami uczestniczącymi w rynku mocy. Mamy również wewnętrzny regulamin dotyczący realizacji obowiązków wynikających z rynku mocy. Zwiększyliśmy liczbę licencji systemu WIRE, który będzie wykorzystywany na potrzeby przekazywania danych pomiarowych do OSP.

»»

Odpowiedzialność społeczna OSD to także walka z zanieczyszczeniem powietrza. Nowa taryfa antysmogowa premiuje osoby, które zmienią swoje systemy grzewcze na bardziej ekologiczne ogrzewanie elektryczne. Czy takie rozwiązania będą się rozwijały? Jestem przekonany, że dodatkowemu zainteresowaniu tymi rozwiązaniami służyć będzie rządowy program termomodernizacji budynków mieszkalnych, mocno wspierany przez premiera Mateusza Morawieckiego. Z pewnością przewidywany rozwój elektromobilności, oparty na ładowaniu samochodów w nocy, oraz dodatkowe zachęty związane nie tylko z ceną mediów, którymi ogrzewamy budynek, ale z całością kosztów zmiany instalacji grzewczej, a także ewentualne restrykcje wobec spalających paliwa o niskiej jakości, spowodują wzrost zainteresowania ogrzewaniem elektrycznym. W tym względzie na szczególną uwagę zasługują działania wiceministra energii Grzegorza Tobiszowskiego, zmierzające do poprawy jakości węgla służącego do ogrzewania domów. Jak wiemy, w większości największych miast Polski problem smogu to jedno z największych wyzwań. Wierzę, że dzięki mądrej polityce resortu energii i przy wsparciu całej branży energetycznej uda się wkrótce zlikwidować smog w naszych miastach i na terenach wiejskich.

»» Dziękuję za rozmowę. Rozmawiał Wojciech Tabiś kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l

RYNEK I REGULACJE

Wiosną z lekkim optymizmem

W tym roku sektor dystrybucji energii elektrycznej zapewne utrzyma – a sporo wskazuje na to, że zwiększy – inwestycje. Przynajmniej niektórzy OSD spodziewają się też niewielkiej poprawy wyników na poziomie zysku EBITDA. URE zgadza się, że model regulacji jakościowej wymaga obiektywnego odwzorowania nadzwyczajnych zjawisk pogodowych. Prace nad ewaluacją modelu trwają. IRENEUSZ CHOJNACKI

Pod koniec marca dobiegł końca cykl publikacji raportów rocznych krajowych grup energetycznych (PGE, TAURON Polska Energia, Energa, Enea) za 2017 rok. Zawarte w nich dane potwierdziły, zgodnie z oczekiwaniami wynikającymi z raportów kwartalnych, że dobra koniunktura na rynku energii elektrycznej przekłada się na poprawę wyników operacyjnych segmentu dystrybucji. Tendencje gospodarcze w 2017 roku pozostały ogólnie pozytywne. Według wstępnego szacunku GUS produkt krajowy brutto był realnie wyższy o 4,6 proc. w porównaniu z 2016. Korelacja pomiędzy dynamiką rozwoju gospodarczego a zapotrzebowaniem na energię eklektyczną pozostaje w Polsce dodatnia. W 2017 roku w naszym kraju, według danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych, zużycie energii elektrycznej brutto wzrosło o 2,13 proc. w stosunku do 2016 roku. Wzrost był wyższy niż w 2016, kiedy to zużycie energii wzrosło niespełna 2 proc. w porównaniu z 2015. Nie jest zatem niespodzianką, że w minionym roku, w relacji do poprzedniego, segmenty dystrybucji wszystkich wymienionych wcześniej grup energetycznych odnotowały wzrost wolumenu dostaw energii elektrycznej dla klientów (patrz: grafika). Liderem segmentu pod względem ilości dystrybuowanej energii pozostała 8

l ENERGIA elektryczna kwiecień 2018

Grupa TAURON, a wolumen energii dostarczonej do odbiorców przez należącą do grupy firmę TAURON Dystrybucja przekroczył 51 TWh i był o 3,4 proc. większy niż w 2016 roku. – Na uwagę zasługują zwłaszcza rosnące wolumeny produkcji, dystrybucji i sprzedaży energii elektrycznej. W 2018 roku planujemy konsekwentnie umacniać naszą pozycję lidera w zakresie dystrybucji energii, jednak nie zapominamy również o unowocześnieniu mocy wytwórczych – stwierdził Filip Grzegorczyk, prezes TAURON Polska Energia, w komentarzu do wyników grupy za 2017 rok. W segmencie dystrybucji występuje geograficzny podział kraju pomiędzy operatorów, a historyczne ustalenie obszarów dystrybucyjnych ma istotny wpływ na warunki operacyjne prowadzonej działalności. Na przykład TAURON Dystrybucja działa na terenie około dwa razy mniejszym niż PGE Dystrybucja, ale znacznie bardziej zurbanizowanym oraz uprzemysłowionym i przy porównywalnej liczbie klientów realizuje znacznie większe dostawy energii. Według informacji opublikowanych przez PGE w raporcie za 2017 rok, udział Grupy TAURON w wolumenie dystrybuowanej energii elektrycznej do odbiorców końcowych w 2016 roku w Polsce wynosił 36 proc., PGE – 25 proc., Energi – 16 proc., Enei – 14 proc., innogy Stoen

Operator– 5 proc., a pozostałe 4 proc. przypadało mniejszym operatorom. Działalność dystrybucyjna ze względu na naturalny monopol obszarowy jest źródłem stabilnych i przewidywalnych przychodów koncernów energetycznych. Także w ubiegłym roku utrzymało się duże znaczenie sektora dystrybucji dla wyników koncernów. Podobnie jak w poprzednich latach także w minionym roku największy udział w strukturze łącznej EBITDA Grupy TAURON miał segment dystrybucji (64 proc.) Jeszcze większe znaczenie dla zysku EBITDA, niż w przypadku TAURONA, miał segment dystrybucji dla Energi. W przypadku gdańskiej grupy w 2017 roku linia biznesowa dystrybucji miała nie tylko największy udział w całkowitym zysku EBITDA, ale tradycyjnie dominujący, bo sięgnął prawie 80 proc. Tu warto przypomnieć, że w zeszłym roku Energa pozyskała 250 mln euro z Europejskiego Banku Inwestycyjnego na modernizacje sieci dystrybucyjnych. – Wiarygodność i sprawność w działaniu dały nam możliwość pozyskania na atrakcyjnych warunkach dodatkowego zewnętrznego finansowania. Te środki posłużą dalszemu unowocześnianiu sieci dystrybucyjnej, aby poprawiać niezawodność i ciągłość dostaw energii – powiedziała Alicja Barbara-Klimiuk, p.o. prezesa zarządu Energi, odnosząc się do wyników grupy za 2017 rok.

Wyniki segmentów dystrybucji grup energetycznych 2015-2017*

PGE

Tauron 2017

2016

2015

2017

2016

2015

EBITDA grupy

7650

7376

8228

EBITDA grupy

3545

3337

3523

EBITDA dystrybucji

2333

2230

2461

EBITDA dystrybucji

2283

2395

2372

Inwestycje grupy

6836

8237

9514

Inwestycje grupy

3474

3817

4175

Inwestycje dystrybucji

1716

1721

1841

Inwestycje dystrybucji

1693

1806

1925

Wolumen dystrybucji

35,34

34,32

33,38

Wolumen dystrybucji

51,37

49,68

49,20

2017

2016

2015

Enea

Energa 2017

2016

2015

EBITDA grupy

2684

2328

2130

EBITDA grupy

2160

2027

2216

EBITDA dystrybucji

1073

1111

1139

EBITDA dystrybucji

1723

1720

1688

Inwestycje grupy

4187

2742

3052

Inwestycje grupy

1402

1567

1583

Inwestycje dystrybucji

1022

920

925

Inwestycje dystrybucji

1247

1263

1123

Wolumen dystrybucji

19,26

18,74

17,94

Wolumen dystrybucji

22,1

21,7

21,5

Źródło: Raporty spółek, * wolumen dystrybucji w TWh, pozostałe dane w mln zł kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l

RYNEK I REGULACJE W większości przypadków segmenty dystrybucji polskich grup energetycznych na poziomie zysku EBITDA osiągnęły w ubiegłym roku wyniki lepsze bądź porównywalne z uzyskanymi w 2016 (patrz: grafika). Na zeszłoroczne rezultaty sektora dystrybucji korzystnie oddziaływał m.in. wspomniany już wzrost wolumenu dystrybucji energii, wynikający m.in. ze wzrostu liczby odbiorców oraz zwiększonej aktywności gospodarczej na terenie działania, operatorów systemów dystrybucyjnych. Pozytywny wpływ na wyniki przynajmniej niektórych grup miał spadek kosztów zakupu energii na pokrycie różnicy bilansowej. Wśród zjawisk, które ujemnie wpłynęły na wyniki sektora dystrybucji w raportach grup energetycznych za miniony rok wymieniane były m.in.: wyższe podatki od nieruchomości związane z rosnącą wartością majątku sieciowego w wyniku realizacji inwestycji, niekiedy niższe przychody z opłat za przyłączenie do sieci, a czasami również wzrost kosztów usług obcych. W 2017 roku łączne inwestycje segmentów dystrybucji TAURONA, PGE, Enei i Energi były prawie takie same jak rok wcześniej. Wyniosły bowiem blisko 5,68 mld zł, wobec około 5,71 mld zł w 2016. Najwięcej, bo ponad 1,7 mld zł, zainwestowała w minionym roku w segmencie dystrybucji grupa PGE. W 2018 operatorzy systemów dystrybucyjnych zapowiadają wzrost inwestycji lub ich utrzymanie na poziomie sprzed roku. Największego wzrostu można się spodziewać w TAURON Dystrybucja, którego plany wskazują na powrót do wysokich nakładów inwestycyjnych z połowy dekady, kiedy sięgały blisko 2 mld zł rocznie. – W roku 2018 TAURON Dystrybucja planuje przeznaczyć na realizację inwestycji ponad 2 mld zł. Główne kierunki inwestowania to przyłączenie nowych odbiorców i nowych źródeł do sieci, jak również inwestycje związane ze zwiększeniem bezpieczeństwa i jakości dostaw energii elektrycznej do klientów. Planowane są działania wpływające na wzrost niezawodności i ciągłości dostaw energii (poprawa wskaźników SAIDI, SAIFI). Znaczące nakłady inwestycyjne przeznaczone zostaną na automatyzację głębi sieci SN, kablowanie i izolowanie sieci SN oraz odtworzenie napowietrznej sieci nN w technologii NLK lub kablowej – informuje Marcin Marzyński, rzecznik TAURON Dystrybucja. Także PGE Dystrybucja zapowiada wzrost inwestycji. Spółka przewiduje 10 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2018

w tym roku nakłady w wysokości ponad 1,8 mld zł ( w 2017 ok. 1,7 mld zł), z czego na zadania rozwojowe blisko 0,7 mld zł, a na przedsięwzięcia związane z modernizacją i odtworzeniem infrastruktury elektroenergetycznej ponad 1,1 mld zł. Według uzyskanych informacji, nakłady na dystrybucję w grupie Energa w 2018 roku będą zbliżone do tych z lat ubiegłych, czyli na poziomie 1,2-1,3 mld zł. Nieco niższe niż w 2017 inwestycje na ten rok w segmencie dystrybucji zapowiedziała grupa Enea, bo na poziomie blisko 970 mln zł, wobec ok. 1022 mln zł w 2017.

Na zeszłoroczne rezultaty sektora dystrybucji korzystnie oddziaływał m.in. wzrost wolumenu dystrybucji energii, wynikający m.in. ze wzrostu liczby odbiorców oraz zwiększonej aktywności gospodarczej na terenie działania operatorów systemów dystrybucyjnych. Pozytywny wpływ na wyniki przynajmniej niektórych grup miał spadek kosztów zakupu energii na pokrycie różnicy bilansowej. Wydaje się, że sektor spodziewa się w tym roku niewielkiej poprawy wyników na poziomie zysku EBITDA, a przynajmniej niektóre spółki (TAURON Dystrybucja, PGE Dystrybucja) tak to widzą. Te oceny wynikają m.in. z wyższego poziomu WACC (średnioważonego kosztu kapitału) w kalkulacji taryf (6,015 proc. w 2018, 5,633 proc. w 2017) i ze wzrostu wartości regulacyjnej aktywów. Z ekonomicznego punktu widzenia dla OSD ważne będą efekty oceny modelu

regulacji jakościowej. Ubiegły rok pokazał, że nadzwyczajne zjawiska pogodowe i wynikające z nich masowe awarie to zapora dla realizacji celów regulacji jakościowej w zakresie wskaźników SAIDI i SAIFI, a niewykonanie celów regulacji jakościowej zagrożone jest karami finansowymi. Według informacji otrzymanych od regulatora, prace nad oceną modelu regulacji jakościowej rozpoczęły się w zeszłym roku i nadal trwają, a głównym ich tematem są właśnie sprawy wskaźników SAIDI/ SAIFI. URE podaje, że zakończenie prac nad ewaluacją modelu regulacji jakościowej powinno nastąpić w terminie umożliwiającym wdrożenie rozwiązań w procesie zatwierdzania taryf OSD na 2019 rok. – Jak wynika z dotychczasowych doświadczeń, model regulacji jakościowej wymaga obiektywnego odwzorowania (we wskaźnikach jakościowych SAIDI i SAIFI) nadzwyczajnych zjawisk pogodowych, wykraczających poza możliwości przeciwdziałania i ingerencji OSD – informuje URE. W tym roku OSD będą miały sporo pracy w związku z już obowiązującym regulacjami, takimi jak: ustawa o rynku mocy (udział w procesach certyfikacji ogólnej, certyfikacji do aukcji głównych oraz aukcji dodatkowych) czy ustawa o elektromobilności (kwestia funkcji OSD na rynku usług ładowania). Nawiasem mówiąc, proces certyfikacji ogólnej do rynku mocy zaczął się 3 kwietnia 2018. Istotne dla przyszłego funkcjonowania OSD będą też regulacje unijne objęte tzw. pakietem zimowym (,,Czysta energia dla wszystkich Europejczyków''). – W 2018 roku nastąpi uzgodnienie w procedurze trilogu, pomiędzy Parlamentem, Radą i Komisją Europejską, treści aktów prawnych, które będą w niedalekiej przyszłości istotnie oddziaływać również na OSD. Główne kwestie dotyczące OSD to powstanie organizacji formalnie reprezentującej OSD na forum europejskim (EU DSO) i jej rola w kształtowaniu prawodawstwa europejskiego, rola OSD w rozwoju elektromobilności i magazynowaniu energii, rola lokalnych społeczności energetycznych, kodeksy sieciowe jako element standaryzacji rozwiązań technicznych i organizacyjnych, lokalne usługi systemowe, inteligentne liczniki energii i dostępność cen dynamicznych, europejski format wymiany danych – wylicza Marcin Marzyński.

Autor jest dziennikarzem Magazynu Gospodarczego ,,Nowy Przemysł’’ oraz portalu wnp.pl

RYNEK I REGULACJE

Wdrażanie rozporządzenia RODO w energetyce (część 1)

Ewolucja, nie rewolucja

25 maja zacznie obowiązywać rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/679 z 27 kwietnia 2016 roku. Dotyczy ono ochrony osób fizycznych w związku z przetwarzaniem danych osobowych oraz swobodnego przepływu takich danych. Jednocześnie dokument uchyla dyrektywę 95/46/WE. Jego unijny akronim to GDPR (ang. General Data Protection Regulation), zaś w naszym kraju popularny jest skrótowiec RODO (Rozporządzenie Ogólne o Ochronie Danych Osobowych). ADAM FRĄCKOWIAK, KRZYSZTOF KARŁOWICZ WKB Wierciński, Kwieciński, Baehr sp.k. Jako że szereg rozwiązań przyjętych w RODO było już znanych w poprzednich aktach prawnych (dyrektywie 95/46/WE oraz polskiej ustawie o ochronie danych osobowych) zmiany wynikające z RODO – w szczególności w sektorze energetycznym, w którym – jak się wydaje – zasady ochrony danych osobowych były dotychczas przestrzegane – należałoby postrzegać raczej jako ewolucję niż rewolucję. Niemniej podmioty przetwarzające dane osobowe, do których zaliczają się także operatorzy systemów dystrybucyjnych, muszą podjąć odpowiednie kroki w celu wdrożenia zmian do wewnętrznych regulacji oraz podwyższenia standardów ochrony danych, a w konsekwencji uniknięcia dotkliwych sankcji, które przewiduje RODO.

Dane osobowe i dane pomiarowe Danymi osobowym są wszelkie informacje dotyczące zidentyfikowanej lub Niniejszy tekst jest pierwszym z cyklu artykułów poświęconych wdrażaniu rozporządzenia RODO w energetyce. Zagadnienie będzie kontynuowane w kolejnych wydaniach „Energii Elektrycznej”.

możliwej do zidentyfikowania osoby fizycznej. Za osobę możliwą do zidentyfikowania uznajemy zaś osobę, którą można bezpośrednio lub pośrednio zidentyfikować, w szczególności na podstawie identyfikatora, takiego jak: imię i nazwisko, numer identyfikacyjny, dane o lokalizacji, identyfikator internetowy lub jeden bądź kilka szczególnych czynników określających fizyczną, fizjologiczną, genetyczną, psychiczną, ekonomiczną, kulturową społeczną tożsamość osoby fizycznej. Co do zasady, najpowszechniejszymi danymi osobowymi są imię i nazwisko, numer PESEL, adres oraz e-mail. W przypadku poczty elektronicznej Generalny Inspektor Danych Osobowych (GIODO) stwierdził, że adresy takie można uznać za dane osobowe, jeżeli zawierają w sobie czynniki pozwalające na identyfikację konkretnej osoby (np. imię.nazwisko@domena.pl). Nie budzi przy tym wątpliwości, że danymi osobowymi są także dane pomiarowe. Kwestia ta została definitywnie przesądzona w doktrynie już jakiś czas temu w związku z dyrektywą 2009/72/WE nakładającą obowiązek zastąpienia do 2020 roku przez każde państwo członkowskie 80 proc. tradycyjnych liczników

elektroenergetycznych licznikami inteligentnymi. Z uwagi na wysoką granulację danych pomiarowych, pozwalająca na odtworzenie cyklu życia danego odbiorcy, skutkujące istotnym naruszeniem prywatności, unijny ustawodawca wcześnie dostrzegł potrzebę zapewnienia odpowiedniego poziomu ochrony danych pomiarowych. Było to związane m.in. z próbami zapobieżenia skutkom ruchów społecznych sprzeciwiającym się inteligentnym licznikom (np. stopsmartmeters.org). W rezultacie wydano szereg ,,miękkich aktów'' (soft law), zalecających ochronę danych pomiarowych na poziomie, który obecnie wynika z RODO w odniesieniu do wszystkich danych osobowych (domyślna ochrona danych i uwzględnienie ochrony w fazie projektowania, zasada adekwatności, proporcjonalności, usprawiedliwionego celu, uwzględnienie prawa do bycia zapomnianym, przeprowadzenie oceny skutków dla ochrony danych; stosowanie kodowanych kanałów komunikacji). Przetwarzanie danych osobowych niesie ze sobą ryzyko m.in. niekontrolowanego ich wycieku. Klienci coraz częściej zdają sobie sprawę z potencjalnych zagrożeń, co sprawia, że podchodzą z dużą nieufnością kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l 11

RYNEK I REGULACJE do zakresu danych przetwarzanych przez OSD. Jednocześnie wszelkie dane – a te o klientach w szczególności – stanowią w dzisiejszych czasach jedno z najcenniejszych aktywów przedsiębiorstw. Dzięki przetwarzaniu danych na szeroką skalę, w tym przy wykorzystaniu inteligentnych narzędzi informatycznych, można lepiej poznać potrzeby i preferencje klientów oraz odpowiednio dostosować do nich własną ofertę. RODO powinno być więc postrzegane nie tylko jako obowiązek zapewnienia zgodności z prawem, ale także okazja do zdobycia zaufania klientów, poprzez wykazanie, że w określonej organizacji bezpieczeństwo danych jest traktowane poważnie. Skutkiem tego może być większa gotowość odbiorców do powierzania OSD swoich danych osobowych. Przy tym brak zgodności z RODO może skutkować nieosiągnięciem celów w zakresie inteligentnego opomiarowania i wynikających z tego korzyści w postaci obniżenia zużycia energii w skali makro oraz poprawy niezawodności pracy sieci dystrybucyjnej.

Przetwarzanie i powierzenie przetwarzania danych Czym jest jednak sam proces przetwarzania danych osobowych? Zgodnie z RODO, za przetwarzanie danych należy uznać – wykonywane na danych osobowych w sposób zautomatyzowany lub niezautomatyzowany – jakiekolwiek operacje, w szczególności takie jak: • zbieranie, • utrwalanie, • przechowywanie, • modyfikowanie, • przeglądanie, • udostępnianie, • usuwanie • lub niszczenie. Zgodnie z art. 4 pkt 7 RODO, za administratora danych osobowych uważa się podmiot (osobę fizyczną lub prawną, organ publiczny, jednostkę lub inny podmiot) samodzielnie bądź wspólnie z innymi podmiotami decydujący o celach i środkach ich przetwarzania. Na administratorze danych spoczywa obowiązek wdrożenia odpowiednich środków organizacyjnych oraz technicznych mających na celu zapewnienie legalności i bezpieczeństwa przetwarzania danych. Należy pamiętać, że odpowiedzialność za zgodność z RODO zawsze ponosi administrator. Nie będzie więc mógł zwolnić 12 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2018

się z tej odpowiedzialności wskazując, że za określone rozwiązanie odpowiedzialny był inspektor ochrony danych lub podmiot przetwarzający, choć w tym drugim przypadku również podmiot przetwarzający może zostać pociągnięty do odpowiedzialności.

Dzięki przetwarzaniu danych na szeroką skalę, w tym przy wykorzystaniu inteligentnych narzędzi informatycznych, można lepiej poznać potrzeby i preferencje klientów oraz odpowiednio dostosować do nich własną ofertę. RODO powinno być więc postrzegane nie tylko jako obowiązek zapewnienia zgodności z prawem, ale także okazja do zdobycia zaufania klientów, poprzez wykazanie, że w określonej organizacji bezpieczeństwo danych jest traktowane poważnie. Skutkiem tego może być większa gotowość odbiorców do powierzania OSD swoich danych osobowych. Art. 4 pkt 8 RODO definiuje podmiot przetwarzający jako osobę fizyczną lub prawną, organ publiczny, jednostkę lub inny podmiot, który przetwarza dane osobowe w imieniu administratora. Są to więc, co do zasady, podmioty, którym

outsourcowane są czynności związane z przetwarzaniem danych. Podmiot przetwarzający również zobowiązany jest do wdrożenia odpowiednich środków technicznych oraz organizacyjnych w celu ochrony praw osób, których przetwarzane przez niego dane dotyczą. W razie powierzenia przetwarzania istotne jest, aby wybrano podmiot zapewniający odpowiedni poziom bezpieczeństwa, a więc posiadający np. certyfikat zgodności z RODO albo stosujący zatwierdzony kodeks postępowania. W naszej ocenie wykazanie powyższych kwalifikacji może być jednym z warunków udziału w postępowaniu dotyczącym wyboru takiego podmiotu (np. podmiotu odpowiedzialnego za zniszczenie danych osobowych). Do powierzenia przetwarzania danych dochodzi, gdy na zlecenie administratora danych inny podmiot dokonuje operacji na danych osobowych. Podmiot, któremu dane są powierzane, nie staje się ich administratorem, jedynie wykonuje operacje na danych – należących do administratora danych – w sposób i w celu ściśle przez niego określonym. Podmiot, któremu dane powierzono, nie ma prawa ich wykorzystywać do własnych celów (w szczególności dodawać ich do własnej bazy klientów (marketingowej) oraz dalej udostępniać (sprzedawać). Powierzyć można dowolną czynność na danych – od gromadzenia, przez edycję, przechowywanie oraz usunięcie. Powierzenie przetwarzania następuje na podstawie umowy powierzenia przetwarzania danych osobowych, zawieranej pomiędzy administratorem danych a podmiotem przyjmującym dane w powierzenie, tzw. procesorem. Zgodnie z RODO, umowa powierzenia musi określać takie elementy jak: • przedmiot i czas trwania przetwarzania; • charakter i cel przetwarzania; • rodzaj danych osobowych; • kategorie osób, których dane dotyczą; • obowiązki i prawa administratora; • obowiązki i prawa podmiotu przetwarzającego. Oprócz powyższego należy również wprost wskazać, że przetwarzający przetwarza dane osobowe wyłącznie na udokumentowane polecenie administratora i zapewnia, że osoby upoważnione do przetwarzania danych osobowych zobowiązały się do zachowania tajemnicy. Umowa powinna również odnosić się do możliwości żądania od takiego podmiotu wszelkich informacji (również

RYNEK I REGULACJE dokumentów) potwierdzających spełnienie obowiązków przewidzianych w RODO. Powyższe dotyczy również zagwarantowania upoważnionemu audytorowi możliwości przeprowadzenia odpowiedniej inspekcji. RODO wymaga od procesora pisemnej zgody administratora danych na przekazanie powierzonych danych innemu podmiotowi (podpowierzenie). Zgoda może mieć charakter zgody szczegółowej (wskazanie konkretnego podmiotu) lub ogólnej (w tym przypadku procesor musi poinformować administratora o wszelkich zamierzonych zmianach dotyczących dodania lub zastąpienia innych podmiotów przetwarzających, dając administratorowi możliwość wyrażenia sprzeciwu). Zgoda administratora na podpowierzenie danych osobowych musi być wyrażona w formie pisemnej. Podmiot, któremu podpowierzone zostało przetwarzanie danych objęty jest w stosunku do administratora tymi samymi prawami oraz obowiązkami, co podmiot podpowierzający. Podmiot ten w szczególności zobowiązany jest do wdrożenia odpowiednich środków technicznych i organizacyjnych, żeby przetwarzanie odpowiadało wymogom RODO. W przypadku niezagwarantowania takich środków, odpowiedzialnym wobec administratora za niewypełnienie tych obowiązków będzie pierwotny podmiot przetwarzający.

Zasady przetwarzania danych W przeciwieństwie do obowiązującej ustawy o danych osobowych, art. 5 RODO określa wprost zasady przetwarzania danych, które muszą znaleźć zastosowanie we wszystkich procesach przetwarzania. Nieprzestrzeganie chociaż jednej z określonych przez RODO zasad spowoduje, że cały proces przetwarzania będzie niezgodny z prawem. Pierwsza z zasad zgodności z prawem, rzetelności i przejrzystości zakłada, że przetwarzanie danych osobowych jest, co do zasady, nielegalne, o ile nie mamy do czynienia z jedną z przesłanek legalizujących przetwarzanie. Przesłanką legalizującą przetwarzanie danych może być np. zgoda osoby, której dane dotyczą czy prawnie uzasadniony interes administratora danych. Ponadto przetwarzanie wykonywane musi być w sposób transparentny, co związane jest m.in. z wykonywaniem obowiązku informacyjnego.

Podmiot przetwarzający dane zadbać musi o to, aby osoba, której dane dotyczą świadoma była tego, kto jej dane przetwarza, w jakim celu i czy zastosowano zabezpieczenia adekwatne do poziomu ryzyka. Informacje te muszą być podane w czytelnym i ławo dostępnym komunikacie.

Zgodnie z zasadą prawidłowości, do obowiązków podmiotu przetwarzającego należy dbanie o to, żeby dane, na których dokonuje operacji, były zgodne ze stanem faktycznym oraz na bieżąco uaktualniane. Obowiązek ten może być wypełniony poprzez m.in wykonywanie okresowych przeglądów posiadanych baz danych. Zasada ograniczenia celu przetwarzania danych nakłada na podmiot przetwarzający obowiązek zawężenia czynności związanych z ich przetwarzaniem do absolutnego minimum, biorąc pod uwagę cel, w jakim zostały zebrane. Cel ten musi być więc jasno zdefiniowany i nie może być określony w sposób abstrakcyjny. W przypadku, gdy podmiot przetwarzający zamierza przetwarzać dane w innym celu niż zostały one zebrane, musi uzyskać zgodę osoby, której dane dotyczą (chyba że istnieje inna podstawa przetwarzania) i ją o tym fakcie poinformować. Kolejną i jedną z najważniejszych zasad jest wymóg minimalizacji danych. Nakłada ona na podmiot przetwarzający obowiązek przeanalizowania, czy przetwarzane przez niego dane są adekwatne, stosowne i ograniczone do tego, co niezbędne, aby osiągnąć cele, do których zostały pobrane. Zasada ta jest o tyle ważna, że nakłada na podmiot przetwarzający dodatkowe obowiązki. Obowiązek privacy by default zakłada, że prywatność osoby, której dane dotyczą, musi być traktowana priorytetowo. Wszelkie wątpliwości związane z przetwarzaniem danych jej dotyczących powinny być interpretowane na jej korzyść. Zasada privacy by design wymaga zaś, aby podmiot

przetwarzający już na etapie planowania przyszłych operacji przetwarzania danych musiał uwzględnić zasadę minimalizacji danych i przetwarzać tylko te z nich, które są niezbędne. Uwzględnienie obu tych zasad jest od dawna postulowane w przypadku danych pomiarowych przetwarzanych przez inteligentne liczniki. Zgodnie z zasadą prawidłowości, do obowiązków podmiotu przetwarzającego należy dbanie o to, żeby dane, na których dokonuje operacji, były zgodne ze stanem faktycznym oraz na bieżąco uaktualniane. Obowiązek ten może być wypełniony poprzez m.in wykonywanie okresowych przeglądów posiadanych baz danych. Zgodnie z zasadą ograniczenia przechowywania danych, dane osobowe powinny być przechowywane w formie umożliwiającej identyfikację osoby, której dotyczą przez okres nie dłuższy niż jest to niezbędne do celów, w których dane te są przetwarzane. Co oznacza, że okres przechowywania danych powinien być ograniczony do ścisłego minimum. Wyjątkami od tej zasady są sytuacje przechowywania danych do celów archiwalnych w interesie publicznym, naukowych, historycznych lub statystycznych, o ile wdrożono odpowiednie środki technicznie i organizacyjne, a także takie przechowywanie przewidują konkretne przepisy ustaw sektorowych. Co do zasady, jednak to administrator danych zobowiązany będzie do określenia terminów retencji danych oraz ich przestrzegania. RODO wymaga, aby dane osobowe były przetwarzane w sposób zapewniający ich odpowiednie bezpieczeństwo – w tym ochronę przed niedozwolonym lub niezgodnym z prawem przetwarzaniem oraz przypadkową utratą, zniszczeniem lub uszkodzeniem – za pomocą odpowiednich środków technicznych lub organizacyjnych. Zgodnie z zasadą integralności i poufności, podmiot przetwarzający dane musi określić jakie ryzyko niesie przetwarzanie przez niego danych osobowych oraz dostosować swoje procedury i zabezpieczenia w celu zapewnienia odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa. Zasada ta oraz zdefiniowanie „odpowiednich środków technicznych oraz organizacyjnych” może sprawić organizacjom najwięcej kłopotów. Pomocne na pewno okażą się przyszłe zbiory dobrych praktyk wydawane przez państwowe urzędy ochrony danych osobowych. Zgodnie z zasadą rozliczalności, podmiot przetwarzający dane będzie zaś kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l 13

Ilustracja:Alexander Limbach, Adobe Stock

RYNEK I REGULACJE

Unijne rozporządzenie dotyczące ochrony danych osobowych, w krajach wspólnoty znane jest jako GDPR. W Polsce używamy skrótowca RODO

musiał być w stanie wykazać spełnienie przez niego wszystkich powyższych zasad, w tym na każde wezwanie uprawnionego organu. Ponadto przetwarzanie danych, żeby było zgodne z prawem, musi mieć określoną podstawę prawną. Co do zasady, najczęściej przetwarzanie będzie konieczne do wykonania umowy z będącą jej stroną osobą, której dane dotyczą, lub do podjęcia działań na żądanie takiej osoby przed zawarciem umowy. Ponadto, jak się wydaje, w przypadku OSD w niektórych przypadkach zastosowanie może znaleźć także przesłanka wypełnienia obowiązku prawnego ciążącego na administratorze, wykonania zadania realizowanego w interesie publicznym lub w ramach sprawowania władzy publicznej powierzonej administratorowi czy realizacja prawnie uzasadnionych interesów przez administratora lub przez stronę trzecią. Co oczywiste, dane osobowe można przetwarzać także w razie uzyskania zgody osoby, której one dotyczą. Zgoda powinna być jednak świadoma, wyraźna i jednoznaczna. W praktyce powinna więc przybrać formę aktywnego działania lub oświadczenia. Choć RODO zawiera w tym zakresie nowe wymogi, w Polsce nie stanowią one rewolucji, albowiem orzecznictwo potwierdziło konieczność spełnienia wskazanych wyżej zasad, co do charakteru zgody także, na gruncie obecnych przepisów. Z tego względu stosowanie zgód jako „przedklikniętych” okien wyboru 14 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2018

lub konstrukcje polegające na możliwości rezygnacji ze zgody będą nieważne na gruncie RODO. Zgodnie z art. 7 ust. 1 RODO, administrator, przetwarzając dane w oparciu o tę podstawę prawną, musi być w stanie wykazać, że osoba, której dane dotyczą, wyraziła zgodę na przetwarzanie. W przypadku więc uzyskania zgody ustnej, oświadczenie podmiotu danych powinno zostać utrwalone. Praktycznym problemem na gruncie RODO jest kwestia ważności zgód, które uzyskano na gruncie obecnie obowiązujących przepisów ustawy o ochronie danych osobowych (UODO). Zgodnie z motywem 171, przetwarzanie, które toczy się w dniu rozpoczęcia stosowania RODO, powinno zostać dostosowane do przepisów rozporządzenia. Ponadto – jeżeli przetwarzanie, które ma za podstawę zgodę w myśl dyrektywy 95/46/WE – osoba, której dane dotyczą, nie musi ponownie wyrażać zgody, jeżeli pierwotny sposób jej wyrażenia odpowiada warunkom niniejszego rozporządzenia; dzięki temu administrator może kontynuować przetwarzanie po dacie rozpoczęcia stosowania rozporządzenia. Kluczowa dla stosowania już uzyskanych zgód jest więc interpretacja przesłanki „odpowiadania warunkom niniejszego rozporządzenia”. Pojawiają się odmienne stanowiska w tym zakresie, a wytyczne dotyczące zgody nie dają jednoznacznej odpowiedzi. Najbardziej restrykcyjnym stanowiskiem jest pogląd, zgodnie z którym, co do zasady, zgody zebrane pod rządami

UODO (z uwagi na m.in. brak informacji o możliwości wycofania zgody) są nieważne i dalsze przetwarzanie wymaga uzyskania nowych zgód. Zgodnie z bardziej liberalnym stanowiskiem, zgody są ważne, jeśli warunki zgody nie były spełnione w pełni zgodnie z RODO, ale np. obowiązek informacyjny zgodny z RODO był realizowany poprzez zapisy zawarte w takich mechanizmach, jak polityka prywatności. Pojawia się także pogląd, zgodnie z którym zgody uzyskane pod UODO są ważne, jeśli spełniają wynikające z RODO warunki ich udzielenia. W takim wypadku, dla legalnego przetwarzania danych administrator powinien jednak dopełnić obowiązku informacyjnego i zapewnić informację o możliwości odwołania zgody. Dodatkowo wymaga zaznaczenia, że zgodnie z art. 172 Prawa telekomunikacyjnego, zakazane jest używanie telekomunikacyjnych urządzeń końcowych i automatycznych systemów wywołujących dla celów marketingu bezpośredniego. Ponadto, bazując na art. 10 ustawy o świadczeniu usług drogą elektroniczną, zakazane jest przesyłanie niezamówionej informacji handlowej skierowanej do oznaczonego odbiorcy będącego osobą fizyczną za pomocą środków komunikacji elektronicznej, w szczególności poczty elektronicznej. W obu tych przypadkach koniecznie będzie uzyskanie dodatkowej zgody, spełniającej warunki przewidziane w RODO. n

PTPIREE I LEGISLACJA

Prace PTPiREE nad regulacjami prawnymi w marcu 2018 roku L.p.

Obszar działań

Dokumenty i efekty prac

Nowelizacja ustawy o OZE

• Projekt nowelizacji ustawy o OZE skierowany do Sejmu

Propozycja nowelizacji Pe

• Projekt nowelizacji Pe – druk sejmowy 2327

Nowelizacje Prawa telekomunikacyjnego

• Druk senacki nr 770 – nowelizacja Pt

Wdrażanie RODO

• Projekt ustawy o ochronie danych osobowych (wersja z 16 marca 2018 roku – przekazana pod obrady Rady Ministrów)

Opodatkowanie gruntów leśnych pod liniami

• Dokumenty w toku prac

Nowelizacja ustawy o OZE 6 marca Rada Ministrów przyjęła projekt nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii (OZE) i niektórych innych ustaw. Projekt trafił do Sejmu 26 marca. Dotyczy on zmian w trzech ustawach: o OZE, o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz Prawa budowlanego. Zaproponowane zmiany wprowadzają m.in. nowe brzmienia definicji, w tym: hybrydowej instalacji OZE, instalacji OZE, małej instalacji, mikroinstalacji. Najistotniejsze – z punktu widzenia OSD – zmiany dotyczą mikroinstalacji, tj. polegają na zwiększeniu ich dopuszczalnej mocy zainstalowanej z 40 kW do 50 kW oraz na zmianie definicji instalacji hybrydowej. PTPiREE przekazywało swoje stanowisko wobec takich zapisów na etapie konsultacji publicznych projektu, argumentując m.in. sprzeciw wobec planowanego zwiększenia mocy. Co do zasady, nowelizowane przepisy mają wejść w życie po 14 dniach ich ogłoszenia w Dzienniku Ustaw.

Propozycja nowelizacji Prawa energetycznego Do pierwszego czytania w Komisji ds. Energii i Skarbu Państwa (ESK) 6 marca skierowano poselski projekt ustawy o zmianie ustawy Prawo energetyczne (Pe) – druk 2327. Projekt wpłynął do Sejmu w połowie 2017 roku, jednak dotychczas nie został rozpatrzony. Zgodnie z uzasadnieniem, dotyczy on przyznania przedsiębiorcom, którzy prowadzą z wyboru lub z konieczności działalność gospodarczą w miejscu zamieszkania, ochrony prawnej właściwej konsumentom i odbiorcom w gospodarstwie domowym, tak aby mogli rozliczać zużycie energii elektrycznej, paliwa

gazowego lub energii cieplnej tak jak jest to właściwe dla gospodarstw domowych, tzn. po obniżonych stawkach. Dotychczas nie wyznaczono terminu posiedzenia komisji ESK w tej sprawie.

Prawo telekomunikacyjne – projekty nowelizacji W lutym do Sejmu skierowano rządowy projekt nowelizacji Prawa telekomunikacyjnego (Pt). Pierwotne brzmienie nie dotyczyło energetyki. Zgodnie z uzasadnieniem, projekt „dotyczy poprawy funkcjonowania rynku telekomunikacyjnego oraz doprecyzowuje przepisy odnoszące się do jego uczestników, zawiera także rozwiązania usprawniające działalność regulatora rynku telekomunikacyjnego – Prezesa Urzędu Komunikacji Elektronicznej oraz wprowadza nowy system powiadamiania obywateli o zagrożeniach, które mogą spowodować sytuację kryzysową na danym obszarze”. Podczas ostatniego czytania wprowadzono jednak poprawki istotne zarówno dla telekomunikacji, jak i dla energetyki. Ustawa w kształcie ostatecznie przyjętym przez Sejm 22 marca zawiera zapisy, wedle których częstotliwość 450 MHz zostanie przekazana, najprawdopodobniej bez konkursu, podmiotowi wskazanemu przez Ministra Energii. Ustawa trafiła do prac senackich, w których uczestniczy przedstawiciel PTPiREE. Jednocześnie 22 marca konsultacjom publicznym i międzyresortowym poddano projekt ustawy o zmianie ustawy Pt oraz ustawy o radiofonii i telewizji. Zgodnie z komentarzem wnioskodawcy – Ministra Cyfryzacji, projekt realizuje przepisy prawa Unii Europejskiej, tj. decyzji Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2017/899 z dnia 17 maja 2017 roku w sprawie wykorzystywania

zakresu częstotliwości 470 – 790 MHz w Unii Europejskiej oraz dyrektywy 2014/53/UE z dnia 16 kwietnia 2014 roku w sprawie harmonizacji ustawodawstw państw członkowskich dotyczących udostępniania na rynku urządzeń radiowych i uchylającej dyrektywę 1999/5/WE. Z projektem można zapoznać na stronach Rządowego Centrum Legislacji.

Wdrażanie RODO 27 marca Rada Ministrów przyjęła projekt ustawy o ochronie danych osobowych, przedłożony przez Ministra Cyfryzacji. Następnym krokiem będzie skierowanie projektu do prac w parlamencie. Przebieg procesu legislacyjnego jest monitorowany w ramach PTPiREE. Dla przypomnienia – zaproponowane uregulowania prawne wynikają z konieczności dostosowania polskich przepisów do unijnego rozporządzenia o ochronie danych osobowych (RODO).

Opodatkowanie gruntów LP pod liniami elektroenergetycznymi W marcu w ramach PTPiREE kontynuowano wielotorowe prace i uzgodnienia związane z próbą uregulowania zagadnienia opodatkowania gruntów nienależących do spółek elektroenergetycznych, na których posadowione są sieci elektroenergetyczne (linie napowietrzne i kablowe). 21 i 22 marca odbyło się, organizowane przez PTPiREE, seminarium poświęcone problematyce podatku od nieruchomości w świetle orzecznictwa sądowego, w którym uczestniczyli również przedstawiciele Ministerstwa Energii, a także Lasów Państwowych (LP).

Biuro PTPiREE, Poznań, 30 marca 2018 roku kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l 15

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. Projekty nowelizacji Pe W Sejmie znajdują się obecnie dwa poselskie projekty ustaw zmieniających Pe (oprócz noweli ustawy o OZE, która także zawiera zmiany w Pe). Pierwszy z nich (druk 2327) rozszerza definicję odbiorcy w gospodarstwie domowym, poprzez uwzględnienie w niej także odbiorców, którzy energię elektryczną zużywają również na potrzeby prowadzonej przez siebie działalności gospodarczej, o ile ich roczne zużycie nie przekracza 500 kWh. Tacy odbiorcy, jeżeli są osobami fizycznymi, mają być traktowani jako konsumenci. Celem nowelizacji jest wsparcie mikroprzedsiębiorców. W drugim projekcie (druk 2223) zmiana Pe jest częścią nowelizacji dotyczącej ustawy Prawo ochrony środowiska oraz innych przepisów skierowanej na systemową poprawę jakości powietrza. Przewiduje się zastąpienie w art. 19 Pe założeń do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe przez nowy akt prawa miejscowego – plan zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe. Ma on uwzględniać przepisy wojewódzkich programów ochrony powietrza wydawanych przez sejmiki wojewódzkie na podstawie przepisów ustawy Prawo ochrony środowiska. W planie tym większy nacisk kładziony będzie na poprawę standardów efektywności energetycznej budynków, środki poprawy efektywności energetycznej oraz przedsięwzięcia zmierzające do podniesienia standardów jakości powietrza.

Promocja energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji 5 kwietnia konsultacjom publicznym poddano projekt ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Analiza takich czynników, jak jakość powietrza oraz systemów ciepłowniczych i chłodniczych w Polsce, a także kres wsparcia dla kogeneracji (zakończenie 16 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2018

funkcjonowania systemu z końcem 2018 roku), dowiodła potrzebę opracowania nowego systemu wsparcia dla jednostek wysokosprawnej kogeneracji, który zastąpiłby dotychczas istniejący mecha-

3 kwietnia weszła w życie nowelizacja ustawy o Sądzie Najwyższym (SN). Dla przedsiębiorstw energetycznych niesie ona ze sobą zmianę izby SN, która rozpatrywać będzie skargi kasacyjne od wyroków dotyczących decyzji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Zamiast Izby Pracy i Spraw Publicznych w sprawach tych rozstrzygać będzie nowo utworzona Izba Kontroli Nadzwyczajnej i Spraw Publicznych. nizm bazujący na formule świadectw pochodzenia. Jak wynika z uzasadnienia do projektu, „celem zaproponowanych rozwiązań jest ograniczenie niekorzystnych zjawisk środowiskowych, przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw ciepła i energii elektrycznej, a także poprawa efektywności wykorzystania nośników energii, poprzez rozwój wysokosprawnej kogeneracji. Promowanie

energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, poprzez zaproponowany w niniejszej ustawie mechanizm wsparcia, przyczyni się do realizacji założonych celów w sposób efektywny ekonomicznie (skuteczna alokacja środków w niezbędnej wielkości do rozwoju tego typu jednostek)”. Z punktu widzenia OSD szczególnie istotny jest rozdział 7 projektu, czyli zasady naliczenia i poboru opłaty kogeneracyjnej z aktywną rolą OSD jako płatnika tej opłaty. Proces konsultacyjny projektu trwa do 20 kwietnia.

Zmiana ustawy o SN 3 kwietnia weszła w życie nowelizacja ustawy o Sądzie Najwyższym (SN). Dla przedsiębiorstw energetycznych niesie ona ze sobą zmianę izby SN, która rozpatrywać będzie skargi kasacyjne od wyroków dotyczących decyzji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Zamiast Izby Pracy i Spraw Publicznych w sprawach tych rozstrzygać będzie nowo utworzona Izba Kontroli Nadzwyczajnej i Spraw Publicznych. Dodatkowo nowością jest instytucja tzw. skargi nadzwyczajnej, która może zostać wniesiona do SN od prawomocnego orzeczenia sądu powszechnego, kończącego postępowanie w sprawie, jeśli jest to konieczne dla zapewnienia praworządności i sprawiedliwości społecznej, a orzeczenie narusza zasady lub wolności oraz prawa człowieka i obywatela określone w Konstytucji RP lub w sposób rażący narusza prawo przez jego błędną wykładnię lub niewłaściwe zastosowanie lub zachodzi oczywista sprzeczność ustaleń sądu z treścią zebranego w sprawie materiału dowodowego. Skargę nadzwyczajną będzie można wnieść w ciągu pięciu lat od dnia uprawomocnienie się zaskarżonego orzeczenia. Ponadto przez trzy lata od dnia wejścia w życie tych zmian do ustawy o SN możliwe będzie złożenie skargi nadzwyczajnej od wyroków, które uprawomocniły się po 17 października 1997 roku.

Zdjęcie: Yuttana Studio, Adobe Stock

PARAGRAF W SIECI

Nie mogą zostać uznane za remont roboty budowlane polegające na demontażu – nawet etapowym – całej linii elektroenergetycznej i zastąpieniu jej nową linią o innych parametrach technicznych lub użytkowych

Przebudowa linii elektroenergetycznych w orzecznictwie sądów administracyjnych Wojewódzki Sąd Administracyjny w Bydgoszczy w dwóch wyrokach: z 19 grudnia 2017 roku (sygn. akt II SA/Bd 743/17) oraz z 10 stycznia 2018 roku (sygn. akt II SA/ BD 847/17) odniósł się do warunków stosowania przepisu art. 124b ustawy o gospodarce nieruchomościami w praktyce działalności operatów systemów elektroenergetycznych, a przy okazji dokonał rozróżnienia pomiędzy remontem i przebudową linii elektroenergetycznych na gruncie przepisów ustawy Prawo budowlane. Sąd stwierdził przede wszystkim, że nie mogą zostać uznane za remont roboty budowlane polegające na demontażu – nawet etapowym – całej linii elektroenergetycznej i zastąpieniu jej nową linią o innych parametrach technicznych lub użytkowych, w tym o większym przekroju, który potencjalnie umożliwiłby operatorowi dostarczenie większej ilości energii elektrycznej. Za remont mogą zostać uznane jedynie czynności, które są oparte na wskazanych przez ustawodawcę podstawach: prace wykonywane są przede wszystkim w obiekcie, który

już istnieje i nie mogą one prowadzić do zmiany pierwotnego stanu obiektu. Z takim poglądem należy się zgodzić, gdyż jest on zgodny z definicją przebudowy, zawartą w ustawie Prawo budowlane, zgodnie z którą przebudowa to wykonywanie robót budowlanych, w wyniku których następuje zmiana parametrów użytkowych lub technicznych istniejącego obiektu budowlanego, z wyjątkiem charakterystycznych parametrów, jak: kubatura, powierzchnia zabudowy, wysokość, długość, szerokość bądź liczba kondygnacji. Konsekwencją takiego poglądu była odmowa zastosowania art. 124b ustawy o gospodarce nieruchomościami, który pozwala staroście na wydanie decyzji zobowiązującej właściciela do udostępnienia swojej nieruchomości w celu wykonania czynności związanych z konserwacją, remontami oraz usuwaniem awarii linii elektroenergetycznych. Natomiast Wojewódzki Sąd Administracyjny w Białymstoku w wyroku z 8 lutego 2018 roku (sygn. akt II SA/Bk 818/17) – również w odniesieniu do art. 124b ustawy o gospodarce nieruchomościami – stwierdził, że bezskuteczność negocjacji zachodzi wówczas, gdy właściciel nieruchomości nie odpowiedział na zaproszenie do rokowań, sprzeciwił się wyrażeniu zgody albo też strony postawiły

sobie wzajemnie warunki nieakceptowalne. Interesujące jest także stanowisko tego sądu, że o ile zgodnie z art. 124b ustawy o gospodarce nieruchomościami obowiązek udostępnienia nieruchomości może być ustanowiony na czas nie dłuższy niż sześć miesięcy, to przepis ten nie normuje daty początkowej tego obowiązku. Organ dysponuje w tym względzie uznaniem administracyjnym i może początek biegu terminu do udostępnienia nieruchomości ustalić od dnia wydania decyzji, dnia jej uprawomocnienia, czy też dnia zajęcia nieruchomości.

Służebność przesyłu w SN Do Sądu Najwyższego (SN) 7 marca trafiło zagadnienie prawne (sygn. akt III CZP 24/18), którego rozstrzygnięcie będzie miało istotne znaczenie w praktyce przedsiębiorstw sieciowych. Pytanie, które zadano SN, brzmi: „Czy przedsiębiorstwo przesyłowe może żądać ustanowienia służebności przesyłu na prawie użytkowania wieczystego, jeżeli urządzenia przesyłowe, zainstalowane przez przedsiębiorstwo państwowe w okresie obowiązywania zasady jednolitej własności państwowej, znajdowało się na nieruchomości Skarbu Państwa przed jej oddaniem w użytkowanie wieczyste?”. n kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l 17

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

Projekt UPGRID

Test innowacyjnych technologii w sieci nn Wyzwania stojące przed Operatorami Systemów Dystrybucyjnych (OSD) wymagają zastosowania nowoczesnych technologii monitoringu i kontroli w sieci niskiego napięcia (nn). Rozwiązania te przyczyniają się do poprawy niezawodności i bezpieczeństwa dostaw energii oraz zapewnienia jej jakości. Mają również istotne znaczenie wobec gwałtownego wzrostu mikrogeneracji oraz przygotowania sieci do potrzeb elektromobilności. SŁAWOMIR NOSKE, DOMINIK FALKOWSKI ENERGA-OPERATOR SA

Obszar sieci nn postrzegany jest jako bardzo ważny w całej Unii Europejskiej. Dlatego też przez ostatnie 3 lata realizowany był demonstracyjny projekt UPGRID dofinansowany z programu unijnego HORYZON 2020. Uczestniczyło w nim 17 partnerów z krajów europejskich. Kluczową rolę odgrywały przedsiębiorstwa dystrybucyjne: ENERGA-OPERATOR SA, Iberdrola, EDP i Vattenfal. Na ich terenie zbudowane zostały obszary demonstracyjne, gdzie testowano innowacyjne technologie pozwalające zarządzać siecią nn i integrować ją ze stroną popytową.

do wymiany danych pomiędzy wybudowanymi systemami informatycznymi. Cele projektu były realizowane poprzez wdrożenie nowych rozwiązań w dwóch obszarach: • zwiększenie poziomu monitoringu sieci poprzez wykorzystanie istniejącej infrastruktury liczników inteligentnych oraz nowych urządzeń do monitorowania sieci, • wsparcie klientów i zarządzania siecią poprzez implementację systemu informatycznego.

Polski obszar demonstracyjny

Zwiększenie poziomu monitoringu sieci

Polski obszar demonstracyjny zbudowany został w Gdyni i obejmował teren z blisko 15 tysiącami odbiorców. Klienci ci zasilani są z 55 stacji transformatorowych SN/nn. Obszar demonstracyjny budowany był w ramach konsorcjum polskich firm i instytutów naukowych: • ENERGA-OPERATOR SA, • Politechnika Gdańska, • Instytut Energetyki Oddział Gdańsk, • Atende i Atende Software Sp. z o.o. Dodatkowo jako podwykonawca w pracach uczestniczyła firma Mikronika. Główne cele techniczne, które były realizowane poprzez wybrane funkcjonalności, to: • wzrost obserwowalności sieci nn poprzez zastosowanie nowych urządzeń, • wykorzystanie danych z liczników inteligentnych do monitorowania i zarządzania siecią, • zapewnienie monitoringu i kontroli mikrogeneracji, • wsparcie klientów w szacowaniu efektów uzyskanych z zastosowania mikrogeneracji, • wdrożenie narzędzi informatycznych wspomagających zarządzanie siecią nn, • zastosowanie standardu Common Information Model (CIM)

W celu podniesienia poziomu monitorowania i kontroli sieci zastosowano, w obszarze demonstracyjnym, dodatkowe urządzenia. Zostały one zaprojektowane i zbudowane na potrzeby projektu UPGRID. Nowe rozwiązania obejmują: • prototypowe urządzenia do monitorowania i kontroli stacji transformatorowych SN/nn, • prototypowe urządzenia monitorujące parametry elektryczne w złączach kablowych nn, • prototypowe urządzenie pozwalające sterować i monitorować pracę mikrogeneracji. Monitorowanie stacji transformatorowych SN/nn Stacje transformatorowe SN/nn stanowią bardzo ważny punkt w sieci elektroenergetycznej, ponieważ umożliwiają monitorowanie zarówno sieci SN jak i nn. W stacjach zastosowano zintegrowane rozwiązania urządzeń AMI (Advance Metering Infrastructure) i automatyzacji sieci SN. Wprowadzono dwa typy szafek: • w 70 proc. stacji zainstalowano szafki zapewniające kontrolę przepływu prądów zwarciowych w sieci SN i pomiary parametrów elektrycznych na szynach głównych nn, • w 30 proc. stacji dodatkowo zastosowano rozdzielnice SN z łącznikami zdalnie sterowanymi. W wybranych stacjach zastosowano rozdzielnice nn z kontrolą

18 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2018

TECHNIKA I TECHNOLOGIE przepalenia wkładek bezpiecznikowych i pomiarami parametrów elektrycznych na każdym obwodzie. Przykład szafki pokazano na rys. 1 Router

szeregowy RS485. Na rysunku 3 pokazano sposób podłączenia urządzenia i komunikacji ze SCADA nn.

Monitorowanie obwodów nn

Sterownik zintegrowany z członami wykrywania zwarć

DMS LV

SCADA LV

Zasilacz Koncentrator Data Danych Concentrator

ZKB – zestaw: koncentrator AMI i licznik

Zestaw akumulatorów LVMC Device

01010001110011001

Zdalne sterowanie rozdzielnicą SN Pomiary w polach SN Monitorowanie szyn głownych nn

Inwerter PV 1

Rys. 1. Przykład szafki AMI/SG z możliwością sterowania i monitorowania urządzeniami w stacji transformatorowej SN/nn

Monitorowanie w sieci kablowej nn Aby zwiększyć obserwowalność w wybranych węzłach sieci nn, zastosowano dodatkowe urządzenia monitorujące. Istniejące złącza kablowe zostały zastąpione nowymi wyposażonymi w moduł monitorujący. Przykład rozwiązania pokazany na rys 2.

Rys. 2. Złącze kablowe z modułem monitorującym sieć

Monitorowanie i sterowanie mikrogeneracją Nowe urządzenie LVMC (Low Voltage Monitoring and Control) jest przeznaczone do monitorowania i sterowania pracą inwerterów PV. Komunikacja z urządzeniem od strony systemu centralnego AMI realizowana jest w oparciu o sieć PLC PRIME. Urządzenie funkcjonuje jako typowy węzeł PLC PRIME, rejestruje się na koncentratorze danych i może pełnić rolę zarówno węzła usługowego (switch node), jak i urządzenia końcowego (terminal node). Urządzenie LVMC łączy się z inwerterem PV poprzez interfejs

Licznik

Rys. 3. Schemat podłączenia LVMC i komunikacji z systemem SCADA nn

Wsparcie informatyczne klientów i zarządzania siecią nn Zaprojektowany i zaimplementowany nowy system informatyczny głównie obejmuje rozwiązania wspierające zarządzanie siecią nn. Istotne w projekcie było wykorzystanie danych z liczników inteligentnych i nowych urządzeń monitorujących pracę sieci nn. Common Information Model został użyty do wymiany informacji o sieci nn. Nowe rozwiązania informatyczne zbudowane zostały w oparciu o istniejące systemy: SCADA i AMI. Podstawowymi elementami systemu są: • DMS LV (Distribution Management System) – zaimplementowane funkcjonalności wspomagające zarządzanie siecią nn, • SCADA LV. W oparciu o istniejący system SCADA SN została zaimplementowany system SCADA dla sieci nn, • FCS (Field Crew Support) – mobilna aplikacja udostępniające dane o sieci w terenie, • UDP (User Data Panel) – nowa funkcjonalność przeznaczona dla odbiorców posiadających inteligentne liczniki. Umożliwia analizę efektów jakie daje instalacja mikrogeneracji. DMC LV W systemie DMS wykorzystano istniejący interfejs produkcyjnej aplikacji AMI. W oparciu o dane i zdarzenia rejestrowane przez liczniki AMI instalowane w stacjach wdrożony został zespół funkcjonalności umożliwiający monitorowanie stacji w czasie rzeczywistym. Monitorowane są parametry elektryczne wraz z kontrolą jakości dostaw (THD). Dla każdego z mierzonych parametrów istnieje możliwość określenia wartości, przy której generowany jest alarm. System udostępnia dane i alarmy do SCADA LV. Dodatkowe funkcjonalności w zakresie obliczeń zapewniają możliwość: • dokonania optymalizacji układu sieci nn w celu ograniczenia strat technicznych oraz obliczenia rozpływów w sieci nn, • analizy techniczno-ekonomicznej umożliwiającej dobór optymalnych mocy transformatorów w stacjach transformatorowych SN/nn, • obliczenia temperatury transformatora w oparciu o informacje o obciążeniu. Warstwa telekomunikacyjna systemu AMI została wykorzystana do określania miejsc awarii w sieci nn. Analizowane dane kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l 19

TECHNIKA I TECHNOLOGIE o komunikacji z licznikami inteligentnymi służą do wsparcia określania obszarów objętych awarią. Bardzo ważnym elementem sytemu jest wizualizacja danych o sieci i odbiorcach na wspólnej mapie. Dzięki wymianie danych z SCADA LV w DMS LV układ połączeń sieci aktualizowany jest w czasie rzeczywistym (zmiany układu pracy sieci wprowadzone w SCADA nn są automatycznie przenoszone do systemu DMS).

CIM, został w sposób automatyczny wygenerowany schemat sieci nn. Widok głównego okna systemu z wizualizacja sieci w układzie geograficznym i ze schematem przedstawiono na rysunku 6. GIS CIM -

Common Information Model

SCADA nn

CIM

Rys. 6. SCADA- LV – schemat tworzenia modelu sieci nn

Rys. 4. Widok okna systemu DMS – wizualizacja sieci nn i informacji o klientach przyłączonych do sieci

UDP W ramach polskiego demonstratora dodano nową funkcjonalność do portalu klienta (moduł UDP – User Data Panel) pozwalającą na symulowanie korzyści wynikających z instalacji Odnawialnych Źródeł Energii. Każdy z klientów w obszarze demonstracyjnym uzyskał możliwość analizy wpływu instalacji PV na zmiany w zużyciu energii. Przykładowa miesięczna symulacja pokazana została na rysunku 5.

Rys. 5. Symulacja produkcji pv w zestawieniu ze zużyciem energii

FCS Zbudowano także aplikację mobilną wspierającą pracę w terenie (FCS – Field Crew Support). Podstawowym widokiem aplikacji jest mapa, na której wyświetlana jest struktura sieci LV. Aplikacja umożliwia podgląd szczegółów elementów wskazanych na mapie lub na liście obiektów. Możliwe jest również przesłanie do systemu centralnego zdjęcia danego elementu infrastruktury, wykonanego urządzeniem mobilnym, na którym posadowiona jest aplikacja. SCADA LV Do systemu SCADA LV został zaimplementowany model sieci z systemu GIS. W oparciu o ten model, z wykorzystaniem standardu 20 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2018

Nowymi elementami uzyskanymi dzięki integracji z DMS LV to: • akwizycja danych z zainstalowanych urządzeń monitorujących sieć nn, • wizualizacja danych pomiarowych i obliczeń z systemu DMS, • monitorowanie i możliwość sterowania mikrogeneracją, • optymalizacja układu połączeń i automatyczne przygotowywanie sekwencji przełączeń w sieci.

Podsumowanie Projekt UPGRUD pozwolił zweryfikować rozwiązania, które podnoszą poziom obserwowalności sieci nn i wprowadzają nowe rozwiązania wspomagające jej zarządzaniem. Bardzo cenne w projekcie było praktyczne zweryfikowanie modelu CIM wykorzystanego przy wymianie danych między SCADA LV i DMS LV. Zastosowanie CIM wprowadza nową jakość w łączeniu danych z różnych systemów. W trakcie testów szczególnie istotny okazał się problem jakości danych. W szczególności jakość danych z systemów GIS, które dotychczas były wystarczająco dobre w obszarze eksploatacji, musi zostać zweryfikowana i podniesiona do poziomu, który będzie wystarczający do prowadzenia ruchu sieci. Doświadczenia współautora artykułu wskazują, że – mimo pracochłonności procesu podnoszenia jakości danych – nie stanowi ono jednak trudnego wyzwania, lecz wymaga nadania wysokiego priorytetu takich prac. Dane o wysokiej jakości udało się osiągnąć już 10 lat temu w ówczesnym zakładzie energetycznym w Elblągu. Rozwiązania, które rozpoczęto budować trzy lata temu, wpisują się w kierunek wskazany w rozporządzeniu w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną z dnia 29 grudnia 2017 roku. Wykorzystanie liczników inteligentnych do monitorowania sieci, określania przerw w dostawie energii elektrycznej to krok w kierunku wymagań określonych w zakresie automatycznego określania bonifikat dla poszczególnych klientów. Wdrażając liczniki inteligentne możliwe jest określanie przerw w dostawie energii czy też jakości jej dostaw. Trzyletnie doświadczenia z prac w projekcie UPGRID wskazują, że nie jest to możliwe do zrealizowania do 2019 roku. W projekcie UPGRID dane z liczników inteligentnych przestały być tylko źródłem danych do rozliczeń energii czy też wspomagających zarządzanie energią przez klientów. Dane te stały się cenne do wspomagania zarządzania siecią nn. n

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

System BiSun w TAURON Dystrybucja SA

Analiza różnicy bilansowej energii elektrycznej W artykule przedstawiono zasady funkcjonowania statystycznego systemu do analizy różnicy bilansowej BiSun, jego podstawowe i nowe funkcjonalności, modyfikacje rozwojowe w zakresie współpracy z SZMS (System Zarządzania Majątkiem Sieciowym) funkcjonującym w spółce dystrybucyjnej. DARIUSZ JEZIORNY

BARBARA KASZOWSKA, ANDRZEJ WŁÓCZYK

TAURON Dystrybucja SA

Politechnika Opolska

Obliczenia strat sieciowych w spółce dystrybucji energii Analiza różnicy bilansowej (RB) na dużych obszarach z wykorzystaniem informacji z liczników energii elektrycznej wymaga wykorzystania znacznej liczby danych oraz zaangażowania odpowiednio wydajnych systemów informatycznych. Można zastosować również systemy oparte na danych statystycznych. TAURON Dystrybucja (TD) stosuje do analizy RB system BiSun, który wykorzystuje tego typu dane, tj. informacje o przepływach energii w sieciach dystrybucyjnych zawarte w formularzach ARE: • G10.4 – wielkości energii elektrycznej sprzedane różnego rodzaju odbiorcom z sieci o różnych poziomach napięcia, • G10.7 – wielkości energii przepływające między sieciami, • informacje o elementach majątku sieciowego zawarte w sprawozdaniach G10.5. Podstawowe funkcjonalności tego systemu to: • obliczenia strat energii czynnej i biernej dla sieci WN, SN i nN dla: ʱʱ różnych obszarów i przedziałów czasowych, ʱʱ w podziale na różne elementy wchodzące w skład sieci;

• wyznaczanie strat uzasadnionych, w stosunku do których są porównywane obliczone wartości rzeczywiste; • na podstawie wyników obliczeń można wskazać: ʱʱ obszary, w których występuje zwiększony poziom strat w stosunku do poziomu strat uzasadnionych, ʱʱ rodzaj tych strat (techniczne, handlowe), ʱʱ podział strat między sieci SN i nN, ʱʱ grupę elementów sieci o zwiększonym poziomie strat w stosunku do strat uzasadnionych. System dokonuje również porównania poziomu różnicy bilansowej w stosunku do majątku zaangażowanego do dystrybucji energii elektrycznej w wyznaczonych obszarach, np. oddziałach. System ten jest eksploatowany w TD od wielu lat; od 2014 roku na całym obszarze spółki. Jego istotnym elementem są współczynniki parametryzujące sieć. Obecnie są one określane na podstawie szczegółowych danych dotyczących sieci elektroenergetycznej zawartych – jak wyżej wspomniano – w sprawozdaniach G10.5 oraz dodatkowych danych, w tym dotyczących topologii sieci. Przygotowywanie ich przez służby poszczególnych oddziałów jest pracochłonne, dlatego parametryzowania sieci dokonuje się raz w roku.

Jednocześnie TD wdrożył SZMS, w którym zgromadzono dane dotyczące majątku obejmującego sieci elektroenergetyczne. System umożliwia również tworzenie schematów topologicznych sieci oraz schematów jednokreskowych. Wykorzystanie tych informacji i zautomatyzowanie procesu pozyskiwania danych do systemu BiSun umożliwiłoby częstsze aktualizacje współczynników parametryzujących sieć, jak również tworzenie ich dla nowych obszarów definiowanych na potrzeby analiz różnicy bilansowej. Z tego powodu w TD podjęto próbę budowy interfejsu umożliwiającego automatyczne pozyskiwanie niezbędnych danych z systemu SZMS. Schemat takiego połączenia przedstawia rysunek 1. System Zarządzania Majątkiem Sieciowym gromadzi informacje o wszystkich istotnych obiektach sieci elektroenergetycznej WN, SN, nN, tj.: • stacjach transformatorowych, • liniach napowietrznych, • liniach kablowych, • transformatorach, przekładnikach WN, • łącznikach, bateriach kondensatorów, rozdzielnicach, złączach kablowych. Informacje mają postać graficzną, opisową oraz plikową (np. skany dokumentów, zdjęcia, katalogi, DTR). Niezbędne dane mogą być pozyskane z SZMS w dowolnym czasie. Informacje kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l 21

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

Rys. 1. Schemat połączenia Systemu Bi-Sun z SZMS

te powiązane są logicznie, co m.in. umożliwia odwzorowanie sieci w postaci przebiegu linii na tle podkładów mapowych, jak i ich późniejsze przekształcenie do postaci schematów jednokreskowych umożliwiających prowadzenie różnorodnych obliczeń. Procedura obliczeń wskaźników charakteryzujących sieć obejmuje: • ustalenie obciążeń sieci dla różnych okresów obliczeniowych, • wykonanie obliczeń rozpływu mocy w sieci, • wyznaczenie strat mocy i energii w elementach sieci, • analizę statystyczną parametrów sieci, obciążeń i strat, • estymację parametrów do obliczeń strat energii.

Zarys koncepcji wykorzystania danych SZMS do obliczenia start sieciowych w spółce dystrybucji energii Obliczenie strat sieciowych pojedynczych urządzeń, w tym np. transformatora, odcinka linii, ciągu sieciowego lub w wybranym obszarze, np. zasilanym ze stacji transformatorowej lub rejonu dystrybucji, wymaga pozyskania informacji technicznych umożliwiających zamodelowanie urządzenia oraz wskazania obciążenia. Dostęp do tych grup danych obliczeniowych, do niedawna nieosiągalny 22 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2018

z zasobów baz danych, staje się obecnie możliwy. Rozbudowa Centralnej Bazy Pomiarowej, szczególnie w zakresie Modułu Bilansującego, obejmującego obecnie sieci rozdzielcze wysokich napięć, ale również stacje transformatorowe SN/nN, daje możliwość bezpośredniego – lub co najmniej pośredniego – bieżącego ustalenia obciążenia poszczególnych elementów sieciowych. Elementem niezbędnym do pełnego wykonania zadania, polegającego na wyznaczeniu różnicy bilansowej oraz wskazaniu udziałów w niej strat technicznych i handlowych, jest model matematyczny sieci. Przedstawiona procedura obliczeń wykorzystuje założenie, że dane są dostępne i wiarygodnie odzwierciedlają aktualny stan pracy sieci. Można jedynie zastanawiać się nad zasadami obowiązującymi w zakresie kompetencji i realizowanych zadań. Najważniejsze jest ulokowanie centrum obliczeniowego. Możliwe są dwie, trzy lub cztery lokalizacje: centralna baza pomiarowa – CBP, system zarządzania majątkiem sieciowym – SZMS, system obliczeń strat sieciowych metodami statystycznymi Bi-Sun lub nowy system obliczeń, dedykowany i niezależny. Podjęte do tej pory działania w zakresie modułów obliczeniowych SZMS umożliwiają wykonanie obliczeń w wybranych fragmentach sieci. Ich wyniki są przeznaczone do prac inżynierskich, szczególnie w zakresie rozwoju i optymalizacji sieci rozdzielczej.

Moduł Bilansujący MB CBP daje możliwość bezpośredniego wyznaczenia różnicy bilansowej w wybranych obszarach, jednak ze względu na charakter bazy danych, jej rozmiar i bezpieczeństwo danych należy sądzić, że rozbudowa jest możliwa w niewielkim zakresie. Kolejnym, potencjalnym narzędziem jest obecnie eksploatowany w TD system obliczeń strat sieciowych wykorzystujący metody statystyczne. Jest on przeznaczony do wykonywania obliczeń na podstawie danych agregowanych w okresach miesięcznych, kwartalnych lub rocznych. Zbiory wykorzystywanych podczas obliczeń parametrów dotyczą grup urządzeń w podziale na obszary. Ważne jest, że zbiory parametrów są aktualizowane periodycznie – w okresach rocznych – na podstawie zbieranych i przetwarzanych informacji oraz danych technicznych pozyskiwanych z różnych źródeł. Wykorzystanie bieżących informacji o sieci i obciążeniach w sposób zautomatyzowany może skrócić okresy pomiędzy kolejnymi aktualizacjami zbiorów współczynników, zwiększając dokładność obliczeń. Dodatkowym atutem bieżącej aktualizacji w oparciu o dane pomiarowe parametrów sieci do obliczeń strat energii jest wyeliminowanie błędów parametryzacji spowodowanych elementami odstającymi. Przyjmując, że wyznaczenie parametrów sieci realizuje się w oparciu o wyniki obliczeń rozpływowych, oczywisty staje się fakt dostępności informacji o bieżących stratach technicznych analizowanej sieci. Jedynym ograniczeniem do kompleksowego wyznaczenia wskaźników strat sieciowych w pełnym wymiarze jest równoczesny dostęp do danych technicznych i danych pomiarowych. Na podstawie powyższych analiz dokonano oceny możliwości wykorzystania SZMS i CBP, uwzględniając specyfikę systemów, podstawowy obszar zastosowań, możliwości rozwojowe oraz sposób, zakres i rodzaj gromadzonych danych. Na rysunku 2 przedstawiono schemat ideowy interfejsu powiązania SZMS z systemem obliczeń strat sieciowych BiSun oraz MB CBP, dedykowany parametryzacji sieci do obliczeń strat energii metodami statystycznymi, przy jednoczesnym wyznaczaniu rzeczywistych, technicznych strat sieciowych w zakresie urządzeń i obszarów zawartych w bazach danych oraz uzupełnieniu brakujących wyników metodami statystycznymi.

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

Interfejs BiSun – SZMS Narzędziem ogólnie dostępnym dla personelu zajmującego się analizami i oceną dystrybucji energii jest moduł bilansujący MB CBP. Stąd wstępnie przyjęto koncepcję rozbudowy bazy danych CBP w zakresie gromadzenia wyznaczonych wolumenów strat energii i wskaźników strat. To rozwiązanie daje możliwość bezpośredniego zestawiania w MB CBP przepływów energii, wyznaczanych różnic bilansowych przy jednoczesnym korelowaniu z generowanymi stratami technicznymi. Wykorzystanie zawartości SZMS wymaga zastosowania interfejsu, który umożliwi bezbłędne pobranie danych w zakresie parametrów technicznych elementów sieci rozdzielczej oraz struktury sieci. Obliczenie rozpływu mocy w sieci może zostać przeprowadzone bezpośrednio w SZMS lub po pobraniu informacji o strukturze sieci, korzystając z dowolnego narzędzia. W każdym przypadku, w celu uzyskania wiarygodnych wyników obliczeń, należy stosować dodatkowe procedury testujące, które wyeliminują możliwość błędnego połączenia elementu w strukturze sieci oraz błędnego powiązania z danymi charakteryzującymi obciążenia.

W przypadku pobierania wyników obliczeń rozpływu mocy realizowanych w SZMS konieczne staje się wstępne zdefiniowanie obszarów modelowanej sieci. Zastosowane w module obliczeń inżynierskich SZMS narzędzia obliczeniowe bazują na sprawdzonych algorytmach. Dalsze przetwarzanie sprowadza się jedynie do obróbki statystycznej wyników, celem wyznaczenia wartości współczynników charakteryzujących element sieciowy lub fragment sieci. Bardziej wymagający jest przypadek wyznaczania parametrów charakteryzujących sieć na postawie struktury i danych technicznych zawartych w SZMS oraz obciążeń pobieranych z bazy pomiarowej CBP. Tu pobrane dane o strukturze sieci powinny zostać zweryfikowane już na etapie kreowania modelu matematycznego sieci. Upatruje się, że na tym etapie weryfikacja może odbyć się bez konieczności pobierania danych o obciążeniu sieci. Decydującym elementem procedury obliczeniowej jest pobranie danych z CBP dla określonych punktów scharakteryzowanych w SZMS. Wykonanie tego zadania wymaga przeprowadzenia asocjacji miejsc dostarczania energii lub miejsc

pomiarowych określonych w SZMS z informacjami o punktach poboru energii lub punktach pomiarowych przechowywanych w zbiorach charakteryzujących strukturę układu pomiaru energii elektrycznej. Pozyskane z CBP dane należy przypisać do węzłów modelu matematycznego sieci. W zależności od rodzaju pozyskanych danych może być konieczne wyznaczenie pochodnej energii pobieranej lub agregacja danych, w przypadku gdy do węzła sieci przypisana jest większa liczba punktów pomiarowych.

Parametryzacja sieci na podstawie wyników obliczeń rozpływowych SZMS Parametryzację rozpoczyna się od importu danych z SZMS (rysunek 2 blok 1a) w zakresie parametrów technicznych elementów, struktury sieci, wyników obliczeń rozpływu mocy i ich wstępnej weryfikacji (2a). Działania kontynuuje się, wykonując obliczenia współczynników w dwóch odseparowanych torach: dla grupy niezależnej od obciążenia sieci (5.1.a) – straty jałowe (poprzeczne, upływowe) oraz grupy uzależnionej o wielkości obciążenia (5.2.a) – straty obciążeniowe (podłużne). Szczególnie druga grupa współczynników

Rys. 2. Schemat działania interfejsu SZMS - BiSun kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l 23

TECHNIKA I TECHNOLOGIE powinna zostać poddana ocenie (obróbce) statystycznej (5.3.a), której rezultatem będą wskaźniki do obliczeń strat energii metodami statystycznymi. Końcowym etapem estymacji współczynników jest ich integracja, poprzez scalenie i zaimplementowanie w modelu matematycznym sieci (5.4a). Tak wyznaczone wartości współczynników zostają poddane końcowej kontroli jakości (5.5.a) i zapisane w bazie BiSun (6a).

Parametryzacja sieci na podstawie obliczeń autonomicznych w BiSun Parametryzację rozpoczyna się od importu danych z SZMS (rysunek 2 blok 1a), obejmujących parametry techniczne elementów sieci, strukturę sieci, charakterystykę punktów pomiarowych. Na tej podstawie tworzy się strukturę sieci i dokonuje jej wstępnej weryfikacji (2a). Ze względu na konieczność uzupełnienia modelu sieci o rzeczywisty poziom obciążenia, konieczne jest powiązanie punktów struktury sieci rozdzielczej z punktami poboru energii zdefiniowanymi w CBP (3.a). Asocjacja jest zadaniem bardzo ważnym, gdyż systemy SZMS i CBP są niezależne, tzn. w SZMS najważniejsze jest miejsce dostarczania energii (MDE), natomiast w CBP punkt poboru energii (PPE). Odpowiednio przygotowane zapytanie powoduje pobranie (1b) i zestawienie odpowiedniego zestawu informacji o przepływach energii zarejestrowanych w licznikach (2b). Pozyskane dane pomiarowe poddaje się agregacji (4a) odpowiednio do ustalonej struktury sieci (2a), a następnie wykonuje obliczenia rozpływu mocy. Dalszy ciąg procesu obliczeniowego przebiega tak, jak w przypadku parametryzacji na podstawie wyników obliczeń SZMS. Wykonuje się obliczenia współczynników w dwóch odseparowanych torach: dla grupy niezależnej od obciążenia sieci (5.1.a) – straty jałowe (poprzeczne, upływowe) oraz grupy uzależnionej o wielkości obciążenia (5.2.a) – straty obciążeniowe (podłużne). Grupa współczynników zależnych od obciążenia zostaje poddana obróbce statystycznej (5.3.a) celem wyznaczenia wskaźników do obliczeń strat energii metodami statystycznymi. Końcowym etapem estymacji współczynników jest ich integracja i zaimplementowanie w modelu matematycznym sieci (5.4a). Wyznaczone wartości współczynników zostają poddane końcowej 24 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2018

kontroli jakości (5.5.a) i zapisane w bazie BiSun (6a).

z przekroczonymi poziomami wyników obliczeń i w przypadku kolejnej aktualizacji ich znaczących zmian.

Podejmowane działania,

Proces obliczeń i wizualizacji wskaźników strat z wykorzystaniem interfejsu BiSun – SZMS

zmierzają do zwiększenia efektywności spółki dystrybucji energii elektrycznej, poprzez ograniczenie strat sieciowych w identyfikowanych obszarach za pomocą zwiększenia dokładności obliczeń. Obecne możliwości techniczne pozwalają na automatyzację procesu modelowania sieci w oparciu o bieżące dane techniczne charakteryzujące sieć rozdzielczą i obciążenia sieci. Pomimo dostępu do danych, trudność mogą stanowić różnorodne systemy nimi zarządzające. Nadzór nad procesem parametryzacji Proces parametryzacji jest bardzo wrażliwy na niedoskonałości danych obliczeniowych i ich wiarygodność. Z tego względu interfejs powinien być wyposażony w moduł wizualizacji, obejmując wszystkie etapy przetwarzania (7a). Prezentowane powinny być wyniki obliczeń uzyskiwane w kolejnych etapach, ale przede wszystkim ostrzeżenia związane

Wyniki obliczeń prowadzonych cyklicznie, zgodnie z przyjętym harmonogramem wykonuje się w systemie obliczeń strat energii BiSun (6a). Wyniki obliczeń powinny zostać wprowadzone do CBP (4.b). Zgodnie z założeniami, wyniki obliczeń z innymi wartościami charakteryzującymi przepływy energii powinny być dostępne w module bilansującym MB CBP.

Podsumowanie W artykule przedstawiono prowadzone działania, zmierzające do zwiększenia efektywności spółki dystrybucji energii elektrycznej, poprzez ograniczenie strat sieciowych w identyfikowanych obszarach za pomocą zwiększenia dokładności obliczeń. Obecne możliwości techniczne pozwalają na automatyzację procesu modelowania sieci w oparciu o bieżące dane techniczne charakteryzujące sieć rozdzielczą i obciążenia sieci. Pomimo dostępu do danych, trudność mogą stanowić różnorodne systemy nimi zarządzające. Artykuł nie wyczerpuje tematyki automatyzacji procesu obliczeń strat sieciowych, jednak upatruje się, że celem nadrzędnym będzie pełna automatyzacja bez powiększania arsenału systemów

Literatura 1. Jeziorny D., Kaszowska B., Włóczyk A.: Zastosowanie programu bilansowania strat energii BiSun do wspomagania podejmowania decyzji w spółkach dystrybucyjnych, ,,Rynek Energii'' nr 1(VIII) 2013, 2. Jeziorny D., Kaszowska B., Nowak D., Włóczyk A.: Modelowanie sieci dystrybucyjnej do obliczeń strat energii wspomagane systemem zarządzania majątkiem sieciowym. Materiały konferencyjne „Straty (...)”, Kołobrzeg 2016, 3. Jeziorny D., Kaszowska B., Nowak D., Włóczyk A.: Integracja danych pomiarowych i systemu zarządzania majątkiem sieciowym do obliczeń strat energii elektrycznej. Rynek energii elektrycznej. Rozwój i eksploatacja. Monografie – Politechnika Lubelska, Lublin 2017, 4. Praca zbiorowa (pod red. J. Kulczyckiego): Straty energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych, PTPiRE 2009.

WYDARZENIA

Wydarzenia w branży Konferencja Energetyczna EuroPOWER

rozważań na temat nowoczesnych technologii, digitalizacji w energetyce, kogeneracji, rynku mocy czy międzynarodowej współpracy gazowej. Pierwszy dzień konferencji zwieńczyła Wielka Gala Liderów Świata Energii i Produkcji, podczas której wręczono nagrody w konkursie Liderzy Świata Energii. Kapituła przyznała główną nagrodę w kategorii Handlowiec Roku spółce Tauron Dystrybucja (o czym szerzej w Informacjach ze spółek na str. 5).

Tchórzewski, minister energii, który poruszył kwestie związane z rynkiem mocy, pakietem zimowym oraz budową elektrowni jądrowej w Polsce. Problematyka konferencji skupiona była wokół polityki energetycznej i przemysłowej Unii Europejskiej, pakietu zimowego, aspektów ekologicznych, unijnych systemów wsparcia, bezpieczeństwa energetycznego oraz rozwoju elektromobilności w naszym kraju. Nie zabrakło też

Zdjęcia (x3): MMC Polska

4 i 5 kwietnia w warszawskim hotelu Sheraton odbyła się Konferencja Energetyczna EuroPOWER. Była ona okazją do dyskusji o aktualnych wyzwaniach i problemach branży. PTPiREE objęło wydarzenie patronatem honorowym. W spotkaniu uczestniczyli m.in. czołowi przedstawiciele kluczowych firm energetycznych, administracji publicznej, regulatora oraz reprezentanci świata nauki. Uroczystego otwarcia dokonał Krzysztof

XXVII edycja EuroPOWER zgromadziła około 590 uczestników

Na zdjęciu od lewej Maciej Bando – prezes URE i dr Leszek Juchniewicz – – przewodniczący Rady Programowej

Minister Energii na EuroPOWER

Krzysztof Tchórzewski, minister energii

– Polska energetyka musi mieć charakter zrównoważony. W praktyce oznacza to utrzymanie niezależności energetycznej i stabilności systemu – powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski podczas konferencji EuroPOWER.

Szef resortu energii podczas otwarcia konferencji przedstawił wyzwania, przed jakimi stoi polski sektor energetyczny: – Zapewnienie odpowiedniej ilości mocy w systemie elektroenergetycznym to cel nadrzędny polityki energetycznej. Będzie to możliwe w perspektywie najbliższych lat za pomocą wprowadzenia rynku mocy, który stworzy konieczny impuls inwestycyjny i warunki do stabilnego funkcjonowania istniejących źródeł wytwórczych, ich modernizacji oraz budowania nowych elektrowni – mówił. Minister podkreślił też, że istotna jest dywersyfikacja kierunków, źródeł i dostawców gazu oraz ropy naftowej, jak również rozbudowa infrastruktury w kontekście bezpieczeństwa energetycznego Polski i regionu. – Dążymy do tego, by import gazu z jednego źródła był nie większy niż 33 proc. Polska czyni starania w tym kierunku, co stanie się faktem do 2023 roku – zadeklarował. – Gaz z nowych źródeł będzie mógł służyć nie tylko polskim odbiorcom, ale również sąsiednim państwom. W ten sposób, dbając o bezpieczeństwo własne, wspieramy również solidarność europejską i sąsiedzką. kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l 25

Zdjęcie: scharfsinn86, Adobe Stock

WYDARZENIA

Poznań zakupi 21 autobusów elektrycznych, w tym sześć standardowej długości i 15 przegubowych

Autobusy elektryczne w Poznaniu Do stolicy Wielkopolski ma trafić 21 autobusów elektrycznych, w tym sześć standardowej długości i 15 przegubowych. MPK rozpisało przetarg na autobusy niskopodłogowe z systemem wewnętrznego i zewnętrznego monitoringu, który wpływa na bezpieczeństwo jazdy, z klimatyzacją oraz drzwiami odskokowo przesuwnymi. Jesienią ubiegłego roku do miasta nad Wartą trafił przegubowiec na baterie. Po testach, które wypadły pozytywnie, miejski przewoźnik postanowił rozszerzyć swój tabor samochodowy właśnie o autobusy elektryczne. Przegubowce mają zostać dostarczone do 16 grudnia 2019, natomiast te standardowej długości do 28 lutego 2020. Na zakup piętnastu dłuższych autobusów Poznań uzyskał dofinansowanie w ramach projektu „Korekta funkcjonowania układu komunikacyjnego w rejonie ronda Rataje”. Dotacja na sześć krótszych autobusów pochodzi z programu „System zielonych inwestycji – Część 2 – GEPARD – Bezemisyjny transport publiczny”. Gród Przemysła dołączy więc do innych polskich miast, które inwestują 26

l ENERGIA elektryczna kwiecień 2018

w nowoczesne technologie. W Krakowie jest 25 pojazdów z tym napędem, z tego 17 przegubowych. Po Warszawie jeździ 20 elektrobusów standardowej długości, ale w ciągu najbliższych dwóch lat stolica chce ich kupić aż 130. Elektrobusy są jednak ostatnio chętnie zamawiane przez mniejsze miasta, a blisko 50 takich pojazdów będzie niedługo jeździło po Zielonej Górze.

Rekord sprzedaży samochodów elektrycznych we Francji Jak czytamy na stronach Obserwatorium Sprzedaży Paliw Alternatywnych (ORPA), w marcu we Francji padł rekord miesięcznej sprzedaży samochodów elektrycznych. Klienci nabyli 4214 osobowych samochodów całkowicie elektrycznych typu BEV (Battery Electric Vehicle). Dla porównania, w marcu 2017 roku sprzedano ich 2976. Tegoroczna sprzedaż wzrosła więc o 41,6 proc. w porównaniu z analogicznym okresem ubiegłego roku. Czołową pozycję wśród poszczególnych modeli zajęły kolejno: renault ZOE (sprzedaż w marcu – 2245 sztuk), nissan LEAF (719), BMW i3 (319), tesla Model S

(162) oraz hyundai IONIQ Electric (127). Liczba rejestracji pasażerskich BEV-ów od początku roku osiągnęła poziom 7660 sztuk, podczas gdy w tym czasie przed rokiem wyniosła 7641. Coraz większą popularnością we Francji cieszą się także elektryczne samochody użytkowe. W zeszłym miesiącu klienci nabyli 756 sztuk pojazdów tego rodzaju, o 26,21 proc. więcej niż w marcu 2017 roku. Według danych ORPA, w lutym 2018 liczba rejestracji samochodów elektrycznych na świecie (z uwzględnieniem hybryd plug-in) wyniosła prawie 81 tys., zaś ich rynkowy udział wyniósł 1,1 proc.

Zmiany sprzedawcy energii elektrycznej Jak podaje cykliczny monitoring URE, liczba odbiorców TPA z grupy taryfowej A, B, C według stanu na koniec lutego 2018 roku wyniosła 194 261, a więc zwiększyła się od końca grudnia 2017 o 6030, co stanowi wzrost o 3,2 proc. Natomiast liczba odbiorców TPA w gospodarstwach domowych według stanu na koniec lutego 2018 (grupa taryfowa G) wyniosła 558 278, a więc zwiększyła się od końca grudnia 2017 o 11 411, co stanowi wzrost o 2,1 proc.

WYDARZENIA

5 kwietnia 2018 roku, w ramach targów Poznań Motor Show, odbyła się konferencja, z udziałem wiceministra Michała Kurtyki, poświęcona rozwojowi pojazdów elektrycznych w Polsce. Podczas panelu „Trendy i inwestycje na polskim rynku motoryzacyjnym” Michał Kurtyka podkreślił, że Ministerstwo Energii (ME) od dwóch lat konsekwentnie realizuje działania związane z rozwojem elektromobilności. – Wyznaczyliśmy sobie ambitne cele, aby w perspektywie 2025 roku po naszych drogach poruszało się milion pojazdów elektrycznych. Mamy świadomość, że okrągłe liczby są pewnym uproszczeniem; kluczowy jest jednak kierunek, który wytyczają – chcemy postawić na nowoczesność w polskim transporcie. Mamy bowiem nadzieję, że dzięki wdrożeniu elektromobilności polskie firmy motoryzacyjne dostaną szansę na dalszy dynamiczny rozwój – dodał. Przedstawiciel ME stwierdził podczas panelu ,,Przyszłość miast to elektromobilność", że samorządy dostrzegają korzyści wynikające z czystego transportu. Świadczy o tym zakup autobusów elektrycznych, co z kolei wpływa korzystnie na jakość powietrza i obniżenie poziomu hałasu. Zwrócił również uwagę, że dążenie miast do unowocześnienia się ma aspekt wizerunkowy. – Dlatego w ustawie o elektromobilności i paliwach alternatywnych przyjęliśmy, że do 2028 roku co najmniej 30 proc. autobusów w polskich miastach będzie elektrycznych – poinformował.

Liczba zmian sprzedawcy przez odbiorców z grupy taryfowej A, B, C w styczniu 2018 roku wyniosła 5501, natomiast w lutym 2018 liczba zmian sprzedawcy wyniosła 529. W grupie taryfowej G w styczniu 2018 przeprowadzono 6181 zmian sprzedawcy, a w lutym 2018 zmian było 5230.

Regulamin rynku mocy zatwierdzony przez Prezesa URE 30 marca 2018 roku Prezes URE wydał decyzję zatwierdzającą Regulamin rynku mocy po przeprowadzeniu postępowania administracyjnego oraz po otrzymaniu postanowienia ministra energii z 29 marca 2018 roku uzgadniającego Regulamin rynku mocy. Zatwierdzony Regulamin zawiera szczegółowe warunki współpracy PSE SA z pozostałymi uczestnikami rynku mocy, wytyczne dotyczące planu działalności w przypadku składania wniosku o rejestrację planowanej jednostki redukcji zapotrzebowania; określa terminy na uzupełnienie braków formalnych wniosku o rejestrację; przewiduje szczegółowy tryb rozpatrywania reklamacji, a także obejmuje wzór umowy mocowej.

Zdjęcie: www.me.gov.pl

Kongres Move Mobility & Vehicles

Michał Kurtyka, wiceminister energii

Wiceminister Michał Kurtyka zwiedził również targi Poznań Motor Show. – Elektromobilność to wyraz naszych aspiracji do tego, aby w Polsce powstawały rozwiązania biznesowe i technologiczne, które mogą stanowić przewagi konkurencyjne naszego przemysłu. Dlatego bardzo się cieszę, że kluczowym komponentem najważniejszych targów motoryzacyjnych odbywających się w naszym kraju i czwartych pod względem wielkości w Europie stają się samochody elektryczne – powiedział.

Podwyższenie kapitału zakładowego Electromobility Poland Jak czytamy w informacji wnp.pl, nadzwyczajne walne zgromadzenie ElectroMobility Poland podjęło uchwałę w sprawie podwyższenia kapitału zakładowego spółki z 10 do 30 mln zł. Akcjonariusze spółki (PGE, Tauron, Enea, Energa) uczestniczyli w podwyższeniu kapitału proporcjonalnie do posiadanych akcji, czyli każdy z nich zaangażował po dodatkowe pięć milionów złotych i ich udziały w podwyższonym kapitale nie zmienią się, tj. pozostaną na poziomie po 25 proc.

PKEE o modernizacji energetyki 22 marca szef Komisji Europejskiej Jean Claude Juncker, prezydent Francji Emanuel Macron, przedstawiciele instytucji Unii Europejskiej oraz eksperci z kilkudziesięciu krajów wzięli udział w spotkaniu poświęconym finansowaniu zrównoważonego rozwoju. Uczestniczyła w nim także Marta Gajęcka, wiceprezes Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej (PKEE),

doradca Prezydenta RP i szefowa zespołu ds. bezpieczeństwa energetycznego. Konferencja odbyła się przy okazji unijnego szczytu przywódców w Brukseli. Wiceprezes PKEE podkreślała potrzebę zwiększenia inwestycji w krajach takich jak Polska, w których skala inwestycji związanych z modernizacją sektora energetycznego jest dużo wyższa od większości pozostałych państw UE. Szczególnie istotne jest wsparcie w sektorze innowacyjnych sposobów wytwarzania i gromadzenia energii oraz elektromobilności. – Polska w najbliższych latach będzie inwestowała w energię wiatrową na Morzu Bałtyckim oraz aktywnie uczestniczy w pracach nad rozwojem europejskiej elektromobilności. Dlatego bierzemy udział w kluczowej debacie nad przyszłością finansowania transformacji energetycznej w zrównoważony sposób – podkreśliła. – Dyskusja podczas konferencji potwierdziła potrzebę uruchomienia olbrzymich środków i koordynacji wszystkich strumieni finansowania energetyki. Naszym celem jest zapewnienie wystarczającego wsparcia transformacji w Polsce w sposób niezagrażający bezpieczeństwu energetycznemu kraju oraz uwzględniający uwarunkowania społeczne i ekonomiczne Polski – zaznaczyła Marta Gajęcka.

Opracowała Małgorzata Władczyk kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l 27

WYDARZENIA

Konferencja PTPiREE

Straty energii w sieciach Otwarcia dokonał dyrektor Biura PTPiREE Wojciech Tabiś. Przedstawił najważniejsze dla operatorów aktualne zagadnienia, wynikające ze zmieniających się uwarunkowań technicznych oraz prawnych, m.in. kodeksów sieci czy ustawy o rynku mocy. Rys historyczny konferencji poświęconej stratom przybliżył Jerzy Czarny, dyrektor Oddziału Wrocław TAURON Dystrybucja. Warto zaznaczyć, że była to już jej trzecia edycja organizowana na terenie TAURON Dystrybucja. Referat inaugurujący dotyczący analizy statystycznej strat energii elektrycznej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym w XXI wieku wygłosiła dr inż. Elżbieta Niewiedział z Wyższej Szkoły Kadr Menedżerskich w Koninie. W sześciu sesjach tematycznych znalazło się aż 20 referatów, z których istotna część była poświęcona zastosowaniu technologii w celu minimalizowania strat sieciowych oraz ich optymalizacji. Pozostałe obejmowały zagadnienia związane z analizą strat, technicznymi aspektami strat, możliwościami ograniczania strat technicznych, wpływem generacji rozproszonej na poziom strat. Szczególną uwagę zwrócono na stronę prawną procederu nielegalnego poboru energii elektrycznej oraz organizację i metody stosowane przez TAURON Dystrybucja Pomiary w celu jego zwalczania i ograniczania. W ostatnim dziesięcioleciu, m.in. dzięki takim działaniom, istotnie się on zmniejszył, co potwierdzają obserwacje wszystkich operatorów. 28

Zdjęcie: PTPiREE

Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej już po raz ósmy było organizatorem konferencji naukowo-technicznej „Straty energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych”, która odbyła się w dniach 21-22 marca we Wrocławiu. Podobnie jak poprzednią, tegoroczną edycję patronatem honorowym objął Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Wydarzenie zgromadziło bardzo liczną grupę uczestników (ponad 100) i była to największa frekwencja w historii tej konferencji.

l ENERGIA elektryczna kwiecień 2018

Wojciech Tabiś, dyrektor Biura PTPiREE, dokonał otwarcia konferencji

W referacie Enei Operator dokonano porównania wskaźnika różnicy bilansowej pomiędzy OSD w Polsce oraz w Europie oraz dla OSD zrzeszonych w PTPiREE, z uwzględnieniem struktury dostaw dla poszczególnych napięć oraz tranzytów. W wystąpieniu przedstawiciela OSP znalazły się interesujące obserwacje dotyczące poziomu strat w zależności od obciążeń sieci przesyłowej NN, a w szczególności transformatorów oraz linii, których wymiana na niskostratne może się zwrócić już po kilku latach. Przy omawianiu podziału strat podkreślono, że, odmiennie niż dla OSD, w przypadku OSP zjawisko nielegalnego poboru energii nie występuje.

Tematyka referatów uwzględniała często różne punkty widzenia, doświadczenie oraz wnioski związane ze stratami w sieciach elektroenergetycznych. Prelegenci akcentowali istotny wpływ generacji rozproszonej na straty. Autor jednego z referatów przedstawił negatywne oddziaływanie generacji rozproszonej na poziom strat, co było dużym zaskoczeniem dla wielu uczestników konferencji. W przedstawionym przykładzie w pewnych sytuacjach sieciowych źródła rozproszone mogą powodować zwiększenie strat w lokalnej sieci dystrybucyjnej. Istotny spadek poziomu strat w ostatnich latach był również przedmiotem wielu rozmów kuluarowych. Zdaniem

ich uczestników, znaczący wpływ na obecny, tak niski poziom strat ma spadek NPEE, malejący udział liczników indukcyjnych, jak również instalacja liczników AMI, których udział w bilansowaniu sieci nN był uwzględniony w referatach ENERGA-OPERATOR oraz PGE Dystrybucja. Jednak bezsprzecznie największy wpływ na malejący w kilku ostatnich latach poziom strat ma dynamiczny wzrost generacji rozproszonej oraz instalacji OZE. W kilku referatach podkreślano również rolę i sposób wykorzystywania narzędzi informatycznych wspierających pracę szeregu służb technicznych OSD dla potrzeb wyznaczania strat, jak również dla sprawnego zarządzania stratami. W tym aż dwa wystąpienia dotyczyły praktycznego wykorzystania i powiązania systemu do analizy strat z systemem zarządzania majątkiem sieciowym oraz z centralną bazą pomiarową, jakie są wykorzystywane w TAURON Dystrybucja. Za wartą wykonania uznano weryfikację wzorów obliczania strat energii w transformatorach SN/nN przy wykorzystaniu danych z liczników bilansujących. Oprócz wystąpień przedstawicieli operatorów systemów dystrybucyjnych oraz przesyłowego, wśród prelegentów znalazła

Zdjęcie: PTPiREE

WYDARZENIA

Wprowadzenie do tematyki obrad wygłosił Jerzy Czarny, dyrektor TAURON Dystrybucja Oddział Wrocław

się liczna grupa przedstawicieli środowisk akademickich, reprezentujących najlepsze polskie wyższe uczelnie techniczne, oraz dostawców oferujących rozwiązania wpływające na ograniczanie strat. Konferencję merytorycznie wspierała Rada Programowa w składzie: Andrzej Walentynowicz (ENERGA-OPERATOR), Rafał Ziembiński (ENERGA-OPERATOR), Krzysztof Bitner (innogy Stoen Operator), Wojciech Rutkowski (PGE Dystrybucja),

Waldemar Borowiak (Enea Operator), Andrzej Pasierbiewicz (TAURON Dystrybucja), Jarosław Tomczykowski (PTPiREE), Rafał Świstak (PTPiREE). W dużej mierze jej zasługą jest wysoka ocena, jaką uzyskali organizatorzy konferencji.

Rafał Świstak, PTPiREE Materiały udostępnione przez autorów zamieszczono na stronie: www.straty.ptpiree.pl

kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l 29

FELIETON

Z umiarem

Stephen Hawking Przez dziesięciolecia był bardziej rozpoznawalny na świecie niż największe gwiazdy Hollywood, najwybitniejsi sportowcy, czy też prezydenci Stanów Zjednoczonych. Każdy zapamiętał tę wychudłą sylwetkę poskręcanego, prawie nieruchomego faceta przypiętego do wózka inwalidzkiego. Jego ironiczny uśmiech, metaliczny głos wydobywający się z syntezatora mowy i te oczy, pełne zadumy, głębokie, patrzące gdzieś dalej niż innych. Całe swoje bogate i urozmaicone życie, pełne niesamowitych wydarzeń i anegdot, przeżył tak jak chciał. Wszystko zaczęło się zupełnie zwyczajnie. Urodził się w Anglii w czasie wojny w rodzinie doktora biologii. Studiował na Uniwersytecie w Oksfordzie. Jako młody człowiek, aktywny fizycznie, jeździł konno i rywalizował w czwórce wioślarskiej. Gdy miał 21 lat, wykryto u niego stwardnienie zanikowe boczne. Lekarze dawali mu góra 3 lata życia. Przeżył 76, choć szybko stracił władzę nad kończynami i głosem. Pomimo swojej choroby, jak sam twierdził, był szczęśliwy. Jej powolny postęp umożliwił mu dokonanie znaczących odkryć, a także posiadanie rodziny. Śmiem przypuszczać, że właśnie tak wielka niepełnosprawność pozwoliła skoncentrować całą jego energię na odkryciach naukowych w astrofizyce, kosmologii i fizyce teoretycznej. Pracował głównie nad czarnymi dziurami i grawitacją kwantową. Uznawany przez wielu współczesnych za najwybitniejszego fizyka od czasów Alberta Einsteina nagrody Nobla jednakże nie doczekał. Postępująca choroba i horrendalne koszty opieki, znacząco przekraczające uposażenie profesora Uniwersytetu Cambridge, wymusiły konieczność znalezienia źródła dodatkowych dochodów. Dał się namówić do napisania książki popularnonaukowej przybliżającej nieprzygotowanym czytelnikom najnowsze osiągnięcia fizyki, astronomii i kosmologii. Wydawca ostrzegł, że każde równanie umieszczone w książce 30 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2018

zmniejszy jej sprzedaż o połowę. Znalazło się więc w niej tylko jedno E = mc². „Krótka historia czasu” pobiła wszelkie rekordy na listach bestsellerów. Sprzedano ponad

»»» » „Rozmowa umożliwiła przekazywanie pomysłów, dzięki czemu nauczyliśmy się wspólnie budować niemożliwe. Największe osiągnięcia ludzkości tworzone są w rozmowie, a jej największe niepowodzenia są skutkiem braku rozmowy. Nie musi tak być. Nasze największe marzenia mogą stać się rzeczywistością. Z technologią, którą dysponujemy możliwości są nieograniczone. Wszystko, co musimy zrobić to upewnić się, że wciąż rozmawiamy”. 10 milionów jej egzemplarzy na całym świecie. Przetłumaczono na ponad 40 języków. Odtąd Hawking mocno zaangażował się w działalność publiczną. Występował w wielu programach telewizyjnych

i filmach. Dysponował niesamowitym poczuciem humoru. Często zakładał się z innymi fizykami o wynik określonego eksperymentu lub poprawność danej teorii. Z pełnym wyrachowaniem wiele tych zakładów przegrywał, chcąc sprowokować innych do zintensyfikowania ich działań w określonym kierunku. Wspaniale potrafił wyjaśniać skomplikowane problemy w przystępny sposób. Szereg jego cytatów powtarzanych jest po wielokroć, jak chociażby: „Gdyby w przyszłości wynaleziono wehikuł czasu, przeżywalibyśmy dziś inwazję hord turystów z przyszłości”. Mnie osobiście szczególnie przekonuje inny: „Zauważyłem, że nawet ludzie, którzy twierdzą, że wszystko jest przeznaczeniem i że niczego nie możemy zmienić, rozglądają się na boki, chcąc przejść przez ulicę”. Zmarł dokładnie w dniu rocznicy urodzin swojego wielkiego idola Alberta Einsteina. Pozostawił po sobie olbrzymią spuściznę naukową i popularnonaukową. Nie stronił także od filozoficznych wypowiedzi. Chciałbym jedną z nich pozostawić pod rozwagę nam wszystkim: „Przez miliony lat ludzkość żyła tak jak zwierzęta. Wtedy stało się coś, co uwolniło siłę naszej wyobraźni. Nauczyliśmy się rozmawiać, nauczyliśmy się słuchać. Rozmowa umożliwiła przekazywanie pomysłów, dzięki czemu nauczyliśmy się wspólnie budować niemożliwe. Największe osiągnięcia ludzkości tworzone są w rozmowie, a jej największe niepowodzenia są skutkiem braku rozmowy. Nie musi tak być. Nasze największe marzenia mogą stać się rzeczywistością. Z technologią, którą dysponujemy możliwości są nieograniczone. Wszystko, co musimy zrobić to upewnić się, że wciąż rozmawiamy”.

dr inż. Andrzej Nehrebecki

TERMINARZ

}} 24-26 kwietnia 2018 r. KAZIMIERZ DOLNY

}}11 maja 2018 r. WARSZAWA

}} 16-17 maja 2018 r. KOŁOBRZEG

XXIV Konferencja Naukowo-Techniczna„Rynek Energii Elektrycznej” REE 2018

Szkolenie RODO

VII Konferencja Naukowo-Techniczna „Stacje elektroenergetyczne WN/SN i SN/nn”

Stowarzyszenie »»Org.: Elektryków Polskich

Oddział Lublin Inf.: tel. 517 268 440, 517 268 441 e-mail: biuro@ree.lublin.pl referaty@ree.lublin.pl

PTPiREE »»Org.: Inf.: Kasper Teszner

tel. 61 846-02-10 teszner.k@ptpiree.pl

PTPiREE »»Org.: Inf.: Karolina Nowińska

tel. 61 846-02-15

nowinska@ptpiree.pl stacje.ptpiree.pl

}} 24-25 maja 2018 r. MSZCZONÓW

}}05 czerwca 2018 r. WARSZAWA

}}06 czerwca 2018 r. WARSZAWA

XX Spotkanie Techniczne Przedstawicieli Transportu OSD/OSP

Szkolenie„Kodeks urbanistyczno-budowlany”

„Nadzór nad umowami o zaprojektowanie lub wybudowanie sieci”

»»

Org.: PTPiREE Inf.: Sebastian Brzozowski 61 846-02-31 brzozowski@ptpiree.pl transport.ptpiree.pl

PTPiREE »»Org.: Inf.: Kasper Teszner

tel. 61 846-02-10 teszner.k@ptpiree.pl

PTPiREE »»Org.: Inf.: Kasper Teszner

tel. 61 846-02-10 teszner.k@ptpiree.pl

}} 12-13 czerwca 2018 r. KOŁOBRZEG

}} 13-14 czerwca 2018 r. ŚWINOUJŚCIE

}}19-20 czerwca 2018 r. WARSZAWA

Konferencja„Pomiary i diagnostyka w sieciach elektroenergetycznych”

Konferencja„Energetyczne wyzwania samorządów. Elektromobilność”

VII Konferencja„Przyłączanie i współpraca OZE z systemem elektroenergetycznym”

PTPiREE »»Org.: Inf.: Justyna

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

PTPiREE »»Org.: Inf.: Sebastian Brzozowski tel. 61 846-02-31 brzozowski@ptpiree.pl

samorzad.ptpiree.pl

PTPiREE »»Org.: Inf.: Karolina Nowińska

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

}} 11-13 września 2018 r. BIELSKO-BIAŁA

}}17-18 października 2018 r. WISŁA

}}20-23 listopada 2018 r. WISŁA

ENERGETAB

Konferencja „Elektroenergetyczne linie napowietrzne i kablowe niskich i średnich napięć ”

XVII Konferencja Systemy Informatyczne w Energetyce SIwE’18

»»

Org.: ZIAD Bielsko-Biała SA Inf.: Monika Zmełty tel. +48 33 813-82-31, Renata Chowaniec tel. +48 33 813-82-32

»»

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

PTPiREE »»Org.: Inf.: Karolina Nowińska

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

kwiecień 2018 ENERGIA elektryczna l 31