Energia Elektryczna sierpień 2018 by PTPiREE

PRZESYŁ

Elektryczna

8/2018

DYSTRYBUCJA

ISSN 1897-3833 Biuletyn Branżowy

KLIENT

Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Rynek i regulacje

Technika i technologie

Wydarzenia w branży

Priorytetem bezpieczeństwo

i komfort klientów

Energetyka jądrowa a poparcie społeczne

Rozwój OZE a bezpieczeństwo sieci Rozmowa z dr. Zdzisławem Murasem

Życzenia na Dzień Energetyka Szanowni Państwo! W sierpniu polscy energetycy obchodzą swoje branżowe święto. Również w tym roku 14 sierpnia pracownicy firm energetycznych, naukowcy i eksperci współpracujący z branżą mogą z poczuciem satysfakcji i dumy ze swej całorocznej pracy wspominać swego patrona. Od kilku lat jesteśmy jednym z liderów wzrostu gospodarczego w Europie i na świecie. Polskie firmy inwestują i coraz więcej produkują. Jest to możliwe dzięki korzystnym warunkom stworzonym przez rząd, parlament i biznesowe otoczenie. Jednym z gwarantów rozwoju polskiej gospodarki jest energetyka. Nasze rodzime firmy energetyczne skutecznie odpowiadają na popyt zarówno ze strony klientów biznesowych, jak i indywidualnych. Dziś już zaspokajają ich potrzeby dostarczając nie tylko prąd i ciepło, ale również inne – często specjalistyczne – produkty i usługi. Energetyka jest sprawdzonym dostawcą, ale również kreatorem nowoczesnej myśli technologicznej. Zaangażowanie polskich spółek w projekty innowacyjne, w rozwój elektromobilności, we współpracę z samorządami przynosi bardzo wymierne efekty. Ich miarą są rozwój gospodarczy, zadowolenie klientów, jak również dobre wyniki ekonomiczne osiągane praktycznie przez wszystkie grupy i firmy energetyczne. Oczywiście musimy mieć świadomość, że branża ciągle inwestuje. Potrzeby i skala wydatków są kolejnym wyzwaniem, z którym dziś mierzą się energetycy. W obszarze wytwarzania najważniejsze jest zakończenie kilku projektów budowy nowoczesnych bloków węglowych, jak również zaangażowanie w tworzenie miksu energetycznego, także z innymi źródłami energii. W dystrybucji i przesyle, mimo olbrzymiej skali już ponoszonych wydatków inwestycyjnych, potrzebna jest jeszcze intensywniejsza wymiana i modernizacja sieci, budowa nowych połączeń i stopniowe zastępowanie linii napowietrznych bardziej niezawodnymi liniami kablowymi. Potrzeby klientów nadal powinny być oczywiście priorytetem. Cieszę się, że w ostatnich miesiącach rząd i parlament stworzyły kolejne regulacje wspierające rozwój energetyki, a tym samym całej gospodarki. Mam na myśli ustawę, która uruchomiła rynek mocy, gwarantujący grupom energetycznym więcej środków na inwestycje.

Polscy energetycy mogą być dumni z szacunku, jakim dziś darzą ich Polacy. Są Państwo dobrze wykształconą i przygotowaną do największych wyzwań elitą, która pracuje w nowoczesnej gałęzi przemysłu, ale również ludźmi, na których ofiarność, wsparcie i solidarność można liczyć w najtrudniejszych momentach. Jeszcze raz chciałbym podziękować energetykom za szybkie i ofiarne radzenie sobie ze skutkami żywiołów, które dotknęły nasz kraj w ciągu ostatnich kilkunastu miesięcy. Z okazji Dnia Energetyka życzę Państwu dalszych sukcesów i – tak jak dotychczas – skutecznego radzenia sobie z wyzwaniami. Proszę przyjąć życzenia powodzenia w życiu prywatnym i udanego, zasłużonego odpoczynku w okresie urlopowym. Ufam, że nasz patron święty Maksymilian Kolbe otoczy opieką Was i Wasze rodziny. Z wyrazami szacunku Krzysztof Tchórzewski Minister Energii

W NUMERZE

INFORMACJE ZE SPÓŁEK

POROZUMIENIE OPERATORÓW

Priorytetem bezpieczeństwo i komfort klientów

Operatorzy będą bliżej współpracować przy usuwaniu awarii

RYNEK I REGULACJE

Rozwój OZE a bezpieczeństwo sieci

12 Pory roku w dystrybucji 14 Rozwój energetyki jądrowej

a poparcie społeczne

17 RAPORT Z DZIAŁAŃ LEGISLACYJNYCH 18 PARAGRAF W SIECI

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

20 Wpływ kodeksów sieciowych

na warunki pracy OSD przy uwzględnieniu OZE

24 Radiowy system łączności

dyspozytorskiej w działaniu OSD – nowe możliwości

WYDARZENIA

27 Przed nami 31. edycja

targów ENERGETAB

29 Wydarzenia w branży 30 FELIETON

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: 14 sierpnia 2018 r.

DYSTRYBUCJA

PRZESYŁ

Elektryczna

8/2018

KLIENT

ISSN 1897-3833 Biuletyn Branżowy

W sierpniu mija rok od katastrofalnej nawałnicy, która przeszła nad Polską. Huragan, o sile niespotykanej od kilku lat, siał spustoszenie, niszczył wszystko, co spotkał na swej drodze, zbierał śmiertelne ofiary. Oko w oko z żywiołem stanąć musieli również energetycy. Pozrywane linie wszystkich poziomów napięć, zniszczona infrastruktura, brak zasilania na ogromnych obszarach stanowiły wyzwanie, któremu nikt nie mógł sprostać w pojedynkę. Potrzebna była doskonała współpraca ludzi, całych zespołów, instytucji. I właśnie dzięki pełnej poświęcenia postawie pracowników energetyki oraz modelowemu współdziałaniu OSD i OSP, które spieszyły sobie nawzajem z pomocą, skutki kataklizmu udało się usunąć w krótkim czasie. Przywrócono dostawy energii do domów, szpitali i innych instytucji na terenach najbardziej dotkniętych przez żywioł. Doświadczenia ubiegłorocznej akcji pokazały jak istotna jest wzajemna współpraca. Co ważniejsze – skłoniły do refleksji, że zasady takiego współdziałania można skodyfikować, ująć w ramy czytelnych procedur. W ten sposób doszło do powstania dokumentu, który pozwala na usystematyzowanie procedur kooperacji w trakcie usuwania skutków zdarzeń nadzwyczajnych. Relację z podpisania porozumienia zamieszczamy na naszych łamach, oddając głos jego sygnatariuszom oraz Ministrowi Energii, który patronuje temu przedsięwzięciu. W dziale Rynek i regulacje spoglądamy na problem bezpieczeństwa sieci z zupełnie innej perspektywy. W rozmowie z dr. Zdzisławem Murasem, dyrektorem Departamentu Prawnego i Rozstrzygania Sporów URE, przyglądamy się rynkowi odnawialnych źródeł energii, wzajemnym relacjom wytwórców OZE i operatorów systemów dystrybucyjnych. Nasz rozmówca, korzystając ze swego bogatego doświadczenia, pokazuje również szeroki kontekst prawny toczących się spraw i powstających sporów. Pozostając w kręgu problemów rynkowych, próbujemy przeanalizować zagadnienie sezonowości w naszej branży, zwłaszcza że dotkliwe tegoroczne upały skłaniają do zastanowienia nad poziomem zużycia energii w miesiącach letnich. Szczegółowa analiza pokazuje, że sezonowe wahania popytu, choć zauważalne, jeszcze nie są dużym problemem spółek dystrybucyjnych. W dziale Rynek i regulacje zajmujemy się ponadto problemem znaczenia poparcia społecznego dla rozwoju energetyki jądrowej. W dziale technicznym dokonujemy analizy wpływu kodeksów sieciowych na warunki pracy OSD, przy uwzględnieniu zjawisk związanych z funkcjonowaniem odnawialnych źródeł energii. Z okazji Dnia Energetyka, pragnę przyłączyć się do wszystkich serdecznych życzeń, a w kontekście wyzwań, jakie raz po raz niesie ze sobą nieprzewidywalna aura, życzę, aby sytuacje ekstremalne nigdy nie wystawiały na próbę Państwa profesjonalizmu i ogromnego zaangażowania. Poświęcenie, fachowość i oddanie niech realizują się w codziennej, spokojnej i dającej satysfakcję pracy zawodowej. Wojciech Tabiś

Spis treści

Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Rynek i regulacje

Technika i technologie

Wydarzenia w branży

Priorytetem bezpieczeństwo

i komfort klientów

Energetyka jądrowa a poparcie społeczne

Zdjęcie: PTPiREE

Zdjęcie: Katarzyna Piwecka

Szanowni Państwo

Rozwój OZE a bezpieczeństwo sieci Rozmowa z dr. Zdzisławem Murasem

sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l

INFORMACJE ZE SPÓŁEK

»»Tauron Dystrybucja

»»Enea Operator

W pobliżu GPZ-ów należących do Tauron Dystrybucja powstają unikatowe domki dla jeży skonstruowane przez jednego z pracowników firmy. Bezpieczne schronienie znajdą tam m.in. zwierzęta wracające do swojego środowiska po leczeniu. Dzięki wsparciu spółki powstało już kilka takich siedlisk. Twórcą domków jest Piotr Gleńsk, który pomaga jeżom już od czterech lat. Podstawa budowli ma wymiar 130 na 58 cm. Jej zwieńczeniem jest kopuła, wykonana ze specjalnie w tym celu zamówionego elementu osłony ciepłociągu. Lekkie tworzywa, które wykorzystano do budowy, zapewniają kolczastym ssakom znakomitą izolację od wilgoci i zimna. Dwa długie tunele wejściowe skutecznie zabezpieczają ,,domowników'' przed atakiem psa, kuny czy lisa. Konstrukcja była konsultowana z Jerzym Garą, twórcą jednego z największych ośrodków pomocy jeżom w Kłodzku. Pieniądze na budowę domków Piotr Gleńsk pozyskał w ramach konkursu pracowniczego zorganizowanego przez Tauron Dystrybucja. n

Enea Operator ukończyła ostatni etap prac na ciągu Leszno Gronowo – Września, do którego przyłączonych jest osiem stacji elektroenergetycznych. Ponad 110 km całkowicie przebudowanych linii WN ma obecnie przekrój 240 mm² z możliwością temperatury pracy przewodów roboczych wynoszącą 80 stopni Celsjusza. Te parametry zdecydowanie poprawiają bezpieczeństwo zasilania i odporność na działanie czynników zewnętrznych. Inwestycja jest jednym z elementów przebudowy sieci 110 kV na obszarze działania Enei Operator. Stanowi realizację długofalowej koncepcji pracy sieci przesyłowej najwyższych napięć oraz dystrybucyjnej 110 kV dla Polski północno-zachodniej, opracowanej wspólnie przez spółkę oraz operatora systemu przesyłowego. Określa ona niezbędne dla zachowania bezpieczeństwa energetycznego w regionie inwestycje w sieciach najwyższych i wysokich napięć. Inwestycję, która kosztowała 56,4 mln zł, podzielono na kilka etapów. Wykonawcami były firmy: PBE ELBUD Poznań, ELFEKO, SAG ELBUD Gdańsk oraz ELTEL Networks Energetyka. Enea Operator uruchomiła także kompleksowo zmodernizowany GPZ Zdroje w Szczecinie. Stacja zasila energią elektryczną mocno rozbudowywany lokalny ZOZ, większość obiektów handlowych przy

66 milionów na inwestycje

Zdjęcie: Enea Operator

Energetycy pomagają jeżom

Linia 110 kV Leszno Gronowo – Śrem

ul. Struga, osiedla mieszkaniowe: Zdroje, Podjuchy, Dąbie oraz częściowo Słoneczne. GPZ umożliwi również zasilenie terenów inwestycyjnych, które mają powstać na obszarze zajmowanym niegdyś przez lotnisko na Dąbiu. Inwestycja kosztowała ponad 10 mln zł. W niedalekiej przyszłości dwutransformatorowa stacja zasilona zostanie z dwóch niezależnych linii wysokiego napięcia 110 kV, co zwiększa gwarancję niezawodności dostaw energii elektrycznej na obsługiwanym obszarze. Wykonawcą prac była firma Contrast. n

»»Energa-Operator

Rozbudowa GPZ-ów Energa-Operator rozpoczęła rozbudowę Głównych Punktów Zasilania Kąty Rybackie oraz Ostrów Północ. Spółka pozyskała na te inwestycje 15 mln zł unijnego dofinansowania. Termin realizacji wyznaczono na kwiecień 2019 roku. Modernizacja GPZ Ostrów obejmuje m.in. przebudowę obwodów pierwotnych i wtórnych wysokiego i średniego napięcia, konstrukcji wsporczych rozdzielni oraz wprowadzeń do niej linii napowietrznych WN. Wymienione będą wszystkie wyeksploatowane urządzenia oraz aparatura WN i SN. W stacji zostaną zamontowane urządzenia teletechniczne i telekomunikacyjne; będzie ona również objęta systemem ochrony technicznej. Zakres prac przy GPZ Kąty Rybackie obejmuje demontaż istniejącej rozdzielni 110 kV i budowę nowych fundamentów, konstrukcji wsporczych, bramki liniowej dla przyszłego pola liniowego 110 kV, montaż istniejącego oraz drugiego transformatora 110/15 kV 16 MVA. 4

l ENERGIA elektryczna sierpień 2018

Na oba projekty Energa-Operator otrzymała dofinansowanie na łączną kwotę około 15 mln zł, w ramach działania 7.1 Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020: • Rozbudowa stacji elektroenergetycznej GPZ Kąty Rybackie (wartość – 7,3 mln zł, dofinansowanie – 5,2 mln zł). Celem jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej dla około 7,5 tys. odbiorców na Mierzei Wiślanej. • Rozbudowa stacji elektroenergetycznej GPZ Ostrów Północ (wartość – ponad 13 mln zł, dofinansowanie – 9,5 mln zł). Celem jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej dla około 19,9 tys. odbiorców w Ostrowie Wielkopolskim. Prace koncentrować się będą na budowie i przebudowie sieci WN, wymianie transformatorów oraz przebudowie stacji elektroenergetycznych. n

INFORMACJE ZE SPÓŁEK

»»Energa-Operator

Zarządy Energa-Operator oraz sześciu spółek eksploatacyjnych podpisały dokument kończący konsolidację dystrybucji jako linii biznesowej. Połączenie zostanie dokonane poprzez przeniesienie majątku spółek do Energa-Operator oraz wstąpienie operatora we wszystkie prawa i obowiązki spółek eksploatacyjnych z dniem 1 października. Konsolidacja jest częścią optymalizacji struktury Grupy Energa. Jej główne kierunki wyznaczono w 2017 roku. Jednym z założeń było uproszczenie struktury tak, żeby w szybszy i bardziej elastyczny sposób reagować na zachodzące zmiany w otoczeniu zewnętrznym, w tym głównie na zmieniające się przepisy i interpretacje prawa. Uznano, że najlepszą metodą jest włączenie podmiotów, które prawie całość przychodów uzyskiwały z realizacji prac na rzecz Energa-Operator, do struktur oddziałów spółki. Obecnie w ramach konsolidacji trwają prace w zakresie zmian w systemach IT, procedur i procesów, odpowiedniego przypisania pracowników do nowej struktury organizacyjnej. n

Zdjęcie: ENERGA-OPERATOR

Konsolidacja dystrybucji

Umowę podpisują (od lewej): prezes Piotr Dorawa i wiceprezesi: Marek Kasicki i Wiesław Jasiński

»»PSE

Strategiczna linia 400 kV na Mazowszu Wojewoda Mazowiecki 17 lipca wydał decyzję o ustaleniu lokalizacji strategicznej inwestycji Polskich Sieci Elektroenergetycznych – budowy linii elektroenergetycznej 2 x 400 kV pomiędzy aglomeracją warszawską a Siedlcami. Ma ona, wraz ze zmianą układu

sieci najwyższych napięć, zasadnicze znaczenie dla stabilności dostaw energii elektrycznej w województwie mazowieckim i aglomeracji warszawskiej. Licząca 51 km trasa nowej linii będzie prowadzić przez sześć gmin województwa mazowieckiego:

Dobre, Wierzbno, Kałuszyn, Cegłów, Latowicz i Wodynie oraz gminę Stoczek Łukowski w Lubelskiem. Spółka planuje uzyskać pozwolenia na budowę jeszcze w tym roku, a zakończyć inwestycję w 2020. n

»»innogy Stoen Operator

Internet Rzeczy Rozwiązania łączące nowoczesne liczniki energii elektrycznej i nowe technologie mobilne, m.in. bazujące na standardzie 4G, testowane są w nowo powstałym innogy Laboratory of Things. W pracach laboratorium udział biorą innogy Stoen Operator, Orange Polska i Integrated Solutions. Spółki mają umożliwić zdobycie doświadczeń w zakresie zaawansowanych technologii Internetu Rzeczy. Pierwsza faza działań to poszukiwanie usprawnień w komunikacji z licznikami energii. Przetestowane zostaną technologie, które w przyszłości umożliwią wdrożenie w licznikach systemu smart home. Ma się to przyczynić do poprawy efektywności energetycznej

gospodarstw domowych i oszczędności. Rozwiązania, które testuje innogy Stoen Operator, są możliwe dzięki zupełnie nowym technologiom transferu danych dostarczonym przez Orange Polska i Integrated Solutions. Pozwalają obsłużyć sieć nawet miliona urządzeń Internetu Rzeczy na kilometr kwadratowy. Umożliwiają również ich pracę przy niskim zużyciu energii, a także zapewniają wystarczający zasięg nawet w trudno dostępnych miejscach. Orange zapewnia nie tylko samą łączność, ale także

pełną usługę, w skład której wchodzi m.in. aplikacja pozwalająca na zbieranie, przetwarzanie i prezentowanie danych; uczestnicy przedsięwzięcia zapewniają, że na bezpieczeństwo danych klientów położono szczególny nacisk. W laboratorium mają być testowane przede wszystkim trzy rozwiązania udostępniane przez operatora usług mobilnych: LTE kategorii 1, M1 oraz NB1. Wraz z rozwojem programu badane będą technologie LoRa, SigFox czy przemysłowe WiFi. W pracach wykorzystywany jest m.in. tester jakości sygnału, który pozwoli potwierdzić realny zasięg komunikacji analizowanych technologii. n

Informacje ze spółek opracowała Marzanna Kierzkowska

sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l

POROZUMIENIE OPERATORÓW

Priorytetem bezpieczeństwo i komfort klientów Rozmowa z Krzysztofem Tchórzewskim, Ministrem Energii.

Minister Energii Krzysztof Tchórzewski

»»

Czy długo musiał Pan zachęcać spółki energetyczne do podpisania porozumienia o współpracy przy usuwaniu awarii w sieciach elektroenergetycznych operatorów systemów dystrybucyjnych oraz operatora systemu przesyłowego? Operatorzy współpracowali ze sobą w czasie usuwania awarii przez lata. Ubiegły rok, kiedy niemal wszystkie spółki zmagały się ze skutkami ekstremalnych zjawisk atmosferycznych i kooperowały ze sobą, pokazał, że taka współpraca jest nie tylko możliwa, ale i konieczna. Zdrowie i życie ludzkie są najważniejsze i wymagają poświęcenia. Porozumienie, zawarte dokładnie w rok po ubiegłorocznych wichurach, to ważny dokument, który pozwoli na usystematyzowanie tej współpracy. Wyznacza nie tylko jej zakres, ale i schematy działań, dzięki czemu odbudowa sytemu po nadzwyczajnych sytuacjach pogodowych będzie jeszcze szybsza i efektywniejsza.

»»

Rok temu, w sierpniu, energetycy zmagali się ze skutkami żywiołów. Co Ministerstwo Energii zrobiło, by spółki, w większości z decydującym udziałem kapitałowym Skarbu Państwa, lepiej radziły sobie z awariami masowymi? 6

l ENERGIA elektryczna sierpień 2018

Ważnym krokiem formalnym jest właśnie podpisane sierpniowe porozumienie wszystkich operatorów systemów dystrybucyjnych i przesyłowego. Co istotne, dokument podpisały podmioty z udziałem Skarbu Państwa, czyli Enea Operator, ENERGA-OPERATOR, PGE Dystrybucja, TAURON DYSTRYBUCJA oraz Polskie Sieci Elektroenergetyczne, ale także należący do inwestora zagranicznego innogy Stoen Operator. Oznacza to, że gdy trzeba ratować zdrowie i życie ludzi, pochodzenie kapitału nie ma znaczenia i wszyscy będą sobie pomagać. Ponadto w ostatnich miesiącach ujednoliciliśmy sposób komunikacji i wymiany danych pomiędzy operatorami a Ministerstwem Energii. Obecnie w branży energetycznej trwają też przygotowania do wdrożenia ujednoliconego systemu łączności, który będzie wspierał przede wszystkim zdalne sterowanie łącznikami w głębi sieci oraz organizację pracy brygad w terenie.

»»

Dokument podpisany. Jakie będą następne kroki? Porozumienie daje formalną możliwość i określa ramy organizacyjne efektywnej i sprawnej współpracy podczas awarii masowych. Jego wykonanie zależy od operacyjnego działania oraz profesjonalnego zaangażowana energetyków. Teraz nastąpi uszczegółowienie spraw techniczno-logistycznych. W mojej ocenie sytuację znacznie usprawni ujednolicenie systemu łączności. Dokument doprowadzi także do uproszczenia procedur i wprowadzi pewien automatyzm w działaniach spółek. Po przejściu tego typu zjawisk atmosferycznych, czas jest bardzo ważny, a podpisany dokument pozwoli przyspieszyć działania operatorów. Już sama wymiana informacji o stanach magazynowych może znacząco wpłynąć na szybkość działania.

»»

Czy spółki nie są w stanie samodzielnie usuwać awarii?

Każda spółka jest przygotowana do usuwania awarii masowych, posiada niezbędne zasoby finansowe, rzeczowe i ludzkie do prowadzenia takich prac. Jednak czasem skala zjawisk pogodowych i wywołanych przez nie awarii wymaga współdziałania. Priorytetem jest bezpieczeństwo i komfort klientów.

»»

Ale niektórzy mogą powiedzieć, że porozumienie jest przejawem słabości firm energetycznych, które niewystarczająco inwestują w infrastrukturę… Każda z grup energetycznych inwestuje każdego roku kilka miliardów złotych. Wydatki w obszarze dystrybucji i przesyłu należą do największych części budżetów inwestycyjnych. Porozumienie dotyczy awarii masowych, które przeważnie są skutkiem nadzwyczajnych zjawisk atmosferycznych dotykających infrastrukturę niezależnie od jej wieku i stanu technicznego. Tak dzieje się w Polsce, jak również w innych krajach.

»»

Czy nie lepiej zapobiegać awariom niż je usuwać? Priorytetem dla firm energetycznych jest zapobieganie awariom, poprzez poprawę stanu infrastruktury. Temu służą wielomiliardowe programy inwestycyjne. Jednak rodzaj i skala niektórych zjawisk pogodowych sprawia, że również najnowocześniejsza infrastruktura ulega zniszczeniu lub uszkodzeniu. Najważniejsze jest jednak, żeby w takich chwilach ściśle współpracować, stąd m.in. inicjatywa zawarcia porozumienia dotyczącego wspólnego usuwania awarii po wystąpieniu ekstremalnych zjawisk pogodowych.

»» Dziękuję za rozmowę. Rozmawiała Olga Fasiecka

Zdjęcia: PTPiREE

POROZUMIENIE OPERATORÓW

Sygnatariusze porozumienia i gospodarze spotkania w Ministerstwie Energii

Operatorzy będą bliżej współpracować przy usuwaniu awarii Członkowie PTPiREE – operatorzy systemów dystrybucyjnych oraz operator systemu przesyłowego – podpisali 8 sierpnia w Ministerstwie Energii porozumienie o współpracy przy usuwaniu awarii sieci elektroenergetycznych. Dzięki kooperacji usuwanie awarii oraz odbudowa systemu elektroenergetycznego – w tym przywracanie dostaw energii elektrycznej – będą przebiegały jeszcze sprawniej. – Operatorzy współpracują ze sobą w czasie usuwania awarii od lat. Ubiegły rok, kiedy niemal wszystkie spółki zmagały się ze skutkami ekstremalnych zjawisk atmosferycznych i kooperowały ze sobą, pokazał, że taka współpraca jest nie tylko możliwa, ale i konieczna. Zdrowie i życie ludzkie są najważniejsze i wymagają poświęcenia. Porozumienie, zawarte dokładnie w rok po ubiegłorocznych wichurach, to ważny dokument, który pozwoli na usystematyzowanie tej współpracy – mówi minister energii Krzysztof Tchórzewski. Porozumienie zawiera deklarację wzajemnej współpracy i pomocy OSD i OSP przy usuwaniu skutków awarii sieci

elektroenergetycznych na liniach napowietrznych i kablowych oraz przy odbudowie systemu elektroenergetycznego. Celem jest przyspieszenie przywracania dostaw energii elektrycznej klientom dotkniętym awariami, w szczególności wywołanymi ekstremalnymi zjawiskami atmosferycznymi. W razie wystąpienia awarii sieci energetycznej na swoim obszarze, spółki będą mogły zgłaszać się do pozostałych sygnatariuszy porozumienia o oddelegowanie wykwalifikowanych, uprawnionych pracowników wraz ze specjalistycznym sprzętem, narzędziami i materiałami w celu wsparcia w pracach związanych sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l

POROZUMIENIE OPERATORÓW

Porozumienie zawiera deklarację wzajemnej współpracy OSD i OSP przy usuwaniu skutków awarii sieci elektroenergetycznych oraz przy odbudowie systemu elektroenergetycznego

z odbudową systemu elektroenergetycznego, przywracaniem zasilania i transformacji na stacjach oraz dostaw energii elektrycznej do klientów. Operatorzy zadeklarowali również wymianę informacji o stanach magazynowych w poszczególnych spółkach w zakresie podstawowych materiałów i jej bieżącą aktualizację. Podmioty za udzieloną pomoc będą rozliczać się na zasadach rynkowych. – Porozumienie daje możliwość jeszcze lepszej współpracy operatorów przy usuwaniu awarii masowych. Pozwala operatorom na

Celem porozumienia jest przyspieszenie przywracania dostaw energii elektrycznej klientom dotkniętym awariami 8

l ENERGIA elektryczna sierpień 2018

zwracanie się o pomoc do innych spółek oraz umożliwia wzajemne rozliczenia po zakończeniu prac. Porozumienie prowadzi do uproszczenia procedur i wprowadza automatyzm działania w sytuacjach kryzysowych – zapewnia prezes PTPiREE Robert Zasina. Do uzgodnień o sposobie udzielania wsparcia pomiędzy operatorami upoważnieni są przedstawicie każdego z nich zrzeszeni w Radzie Dyrektorów ds. Zarządzania Majątkiem Sieciowym przy PTPiREE. W przypadku jednoczesnego wystąpienia sytuacji awaryjnych u kilku podmiotów, wsparcie będzie udzielane zgodnie z kolejnością zgłaszanych potrzeb, chyba że zainteresowane strony uzgodnią inną kolejność. – Każdy z operatorów co roku inwestuje miliardy złotych w poprawę stanu sieci energetycznych. Jednak rodzaj i skala niektórych zjawisk pogodowych sprawiają, że również najnowocześniejsza infrastruktura ulega zniszczeniu lub uszkodzeniu. Spółki są przygotowane do usuwania awarii masowych, posiadają niezbędne zasoby finansowe, rzeczowe i ludzkie do prowadzenia takich prac. Czasem skala zjawisk pogodowych i wywołanych przez nie awarii wymaga współdziałania. Priorytetem jest bezpieczeństwo i komfort klientów – mówi prezes Robert Zasina. Sygnatariuszami dokumentu są Polskie Sieci Elektroenergetyczne (operator systemu przesyłowego) oraz operatorzy systemów dystrybucyjnych: Enea Operator, Energa-Operator, innogy Stoen Operator, PGE Dystrybucja oraz Tauron Dystrybucja.

Biuro PTPiREE

RYNEK I REGULACJE

Rozwój OZE a bezpieczeństwo sieci Wywiad z dr. Zdzisławem Murasem, dyrektorem Departamentu Prawnego i Rozstrzygania Sporów (DPR) Urzędu Regulacji Energetyki (URE).

»»

to należy wskazać, że ich różnorodność jest podobna do dynamiki Panie Dyrektorze, gościł Pan w czerwcu na konferencji przyrostu mocy i częstotliwości zmiany prawa. Jako dyrektor DPE PTPiREE poświęconej przyłączaniu i współpracy (który był odpowiedzialny za wprowadzane systemu świadectw), odnawialnych źródeł energii (OZE) z operatorami a następnie DPR (który jest odpowiedzialny m.in. za rozstrzygasystemów elektroenergetycznych (OSE). Jej uczestnicy nie sporów między przedsiębiorcami), miałem możliwość obserz zainteresowaniem wysłuchali Pana wypowiedzi na temat wowania bardzo różnorodnych problemów tego środowiska. Na aspektów prawnych relacji wytwórców OZE z operatorami, pewno jednym z często powtarzających dlatego też chcielibyśmy przybliżyć je się zagadnień była i jest możliwość wejścia także Czytelnikom ,,Energii Elektrycznej''. Wydaje się, że regulacje do systemu elektroenergetycznego. Zatem Jak zatem ocenia Pan, z punktu widzenia relacja wytwórca OZE – OSE. Równie dużo URE, dotychczasowy rozwój OZE prawne dojrzały, aby je wątpliwości wywołuje rozliczane obowiązw naszym kraju, w tym w kontekście ku nałożonego na sprzedawców energii. ewentualnych problemów zgłaszanych Wracając do kwestii przyłączania do sieci, przez inwestorów OZE i najciekawszych wyraźnie podzielić na to tu znaczną część problemów wywołuje zagadnień prawnych wynikłych z relacji brak precyzji regulacji prawnych. Przepisy wytwórca OZE i OSE? dotyczące przyłączania te bowiem, mówiąc w dużym uproszczeRozwój OZE jest ścisłe skorelowany z funk- odbiorców oraz przyłączania niu, pierwotnie zaplanowano na potrzeby przyłączania odbiorców do sieci, a następcjonowaniem Prawa energetycznego, któnie musiały znaleźć zastosowanie do przyre to od początku przewidywało określone wytwórców, w tym źródeł łączania źródeł. Oczywiście, można powiesubsydia dla tych źródeł. Zatem można by dzieć, że je znowelizowano. Tak. I to bardzo żartobliwie powiedzieć, że OZE rosło razem OZE. Zmiany powinny mocno. Dziś art. 7 Prawa energetycznego z URE, które w tym czasie powstało i nabieto jeden z tzw. niekończących się przepirało kształtu instytucjonalnego. Podobnie odnosić się zarówno sów, ale korpus regulacji pozostał pierwotjak przybywa zadań URE, tak też cyklicznie ny, co bardzo dobrze specyfikuje pojawiaprzybywa źródeł odnawialnych. Natomiast do procedury wydawania jące się problemy. Wydaje się, że regulacje szybkość tego rozwoju oraz rodzaje źródeł, prawne dojrzały, aby je wyraźnie podzielić które rozwijają się w poszczególnych okrewarunków przyłączenia, na dotyczące przyłączania odbiorców oraz sach najszybciej, to już kwestia i zmieniaprzyłączania wytwórców, w tym źródeł nego prawa i polityki energetycznej. Nalejak i zawarcia umowy OZE. Zmiany powinny odnosić się zarówży jednak podkreślić, że systemy wsparcia no do procedury wydawania warunków były i są projektowane jako rynkowe. Gdy przyłączenia, jak i zawarcia umowy przywchodził w życie system świadectw poprzyłączeniowej. łączeniowej. Przy jednorodnym uregulochodzenia (2005 rok), mieliśmy około waniu przesłanek przyłączenia trudno do1150 MW mocy zainstalowanej i główkonywać oceny ich zrealizowania, to jest istnienia technicznych nie były to źródła wodne. W przeddzień wprowadzenia systemu i ekonomicznych warunków przyłączenia. W orzecznictwie dotyaukcyjnego (2015 rok) było to już około 7 tys. MW i dominowały czącym odbiorców one zawsze „występują”, natomiast w odnieźródła wiatrowe. Obecnie łączna moc zainstalowanych jednostek sieniu do wytwórców, mimo identycznie brzmiącej regulacji, już OZE wynosi około 8700 MW. Można zatem stwierdzić, że stale ponie. Szczególnie duża niejednolitość w tym obszarze i to w orzeczstępuje wzrost liczby instalacji OZE. Patrząc natomiast przez prynictwie Sądu Najwyższego (SN) panuje w zakresie oceny istnienia zmat problemów, z jakimi przychodzi się zmierzyć regulatorowi, sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l

RYNEK I REGULACJE biorąc pod uwagę stopień zagrożenia bezpieczeństwa pracy powarunków ekonomicznych (np. częste nieuznawanie przez SN, szczególnych obszarów sieci, w pierwszej kolejności ogranicza mogłoby się wydawać podstawowego założenia, wynagradzaproporcjonalnie do mocy zainstalowanej pracę mikroinstalacji, nia rozwoju sieci przez pryzmat planowania jej rozwoju i zatwiera dopiero, jeśli to nie wystarczy, odłącza ją od sieci. Jednocześnie dzania taryf ). Kolejnym często powtarzającym się problemem są to na OSDe ciąży obowiązek niezwłocznego przywrócenia stanu kwestie dopuszczalności lokalizacji danej instalacji OZE w planie poprzedniego, a więc ponownego przyłączenia mikroinstalacji po zagospodarowania przestrzennego. Często zawierają one bardzo ustaniu stanu zagrożenia bezpieczeństwa pracy sieci. Co jednak ogólnikowe stwierdzenia, które utrudniają rozstrzyganie sporów, istotne, pomimo bardzo różnorodnego nasycenia sieci dystrybujednocześnie orzecznictwo kluczową rolę przyznaje tym właśnie cyjnych instalacjami OZE, w tym mikroinstalacjami, dotychczas planom. Daje to obraz, jak istotną powinność w rozwoju OZE maw URE nie zaobserwowaliśmy żadnych sporów z tego obszaru. Co ją do spełnienia organy samorządu gminnego. Natomiast w prakcieszy, ponieważ oznacza, że pomimo postępującego rozwoju tetyce można zaobserwować, że niewielki odsetek gmin w Polsce go rodzaju źródeł, praca sieci jest niezagrożona, czyli z punktu wiw ogóle posiada założenia do planu zaopatrzenia w energię elekdzenia regulacyjnego, są to dwie pozytywne informacje. tryczną. Równie często dokumenty te są bardzo ogólnikowe. Co jednak istotne, przy rozstrzyganiu sporów zauważamy, że często przedsiębiorcy mają problem, aby spokojZ kolei ustawa o pozasądowym nie określić swoje wzajemne oczekiwania. rozwiązywaniu sporów konsumenckich W praktyce można Tu bardzo dobrze sprawdza się organizowprowadziła, w miejsce działalności wanie przez DPR URE rozpraw administrasądów polubownych, prowadzenie cyjnych, w trakcie których często dochodzi zaobserwować, że niewielki sporów pomiędzy odbiorcami energii do zbliżenia stanowisk, a nieodosobnione elektrycznej lub prosumentami są przypadki rozwiązywania spraw w droa przedsiębiorstwami energetycznymi odsetek gmin w Polsce dze ugody. przez Koordynatora do spraw Negocjacji posiada założenia do planu przy Prezesie URE. Na podstawie ponadrocznych W 2016 roku do ustawy Prawo doświadczeń jego działalności, czy energetyczne wprowadzono przepis zaopatrzenia w energię mógłby Pan przybliżyć Czytelnikom, dotyczący możliwości ograniczenia ten nowy sposób pozasądowego pracy lub odłączenia od sieci elektryczną. Równie często jak rozstrzygania spraw funkcjonuje? mikroinstalacji o mocy zainstalowanej Jakiego typu spory najczęściej większej niż 10 kW przyłączonej do dokumenty te są bardzo rozpatruje koordynator? sieci operatora, w przypadku gdy wytwarzanie w niej energii elektrycznej ogólnikowe. Co jednak Idea polubownego rozstrzygania sporów, stanowi zagrożenie bezpieczeństwa jako forma najszybszego, ale też najtańpracy sieci. Jednocześnie rozszerzono istotne, przy rozstrzyganiu szego załatwia spraw, na pewno zasługukompetencje Prezesa URE je na aprobatę. Tu jednak warto najpierw o rozstrzyganie w sprawach spornych wyjaśnić, że Koordynator ds. Negocjadotyczących nieuzasadnionego sporów zauważamy, cji, który jest podmiotem uprawnionym ograniczenia pracy lub odłączenia do prowadzenia postępowania w spramikroinstalacji od sieci. Czy pojawiły się że często przedsiębiorcy wie pozasądowego rozwiązywania sposprawy sporne na tym tle? Jakie zapadły rów między odbiorcami paliw gazowych, rozstrzygnięcia? mają problem, energii elektrycznej lub ciepła w gospodarstwie domowym a przedsiębiorstwami To bardzo ciekawa regulacja, łącząca aby spokojnie energetycznymi oraz między prosumenw sobie założenie znacznego rozwoju tetami, będącymi konsumentami, a przedgo rodzaju źródeł i bezpieczeństwa funkokreślić swoje wzajemne siębiorstwami energetycznymi, wynicjonowania systemu; niewątpliwe dwa niekłych z umów łączących tych odbiorców odłączne elementy funkcjonowania rynku oczekiwania. z przedsiębiorstwami energetycznym, nie energii. Co jednak istotne, ustawodawca jest kolejnym departamentem czy inną nie zdecydował się na „wyłączenia prewenjednostką organizacyjną URE. To podmiot jedynie działający przy cyjne”, a zatem nie przewidział z tego powodu możliwości odmoURE, którego poczynania powinny zapobiegać sporom o charakwy przyłączenia do sieci, a jedynie możliwość zarządzania pracą terze administracyjnym czy sądowym. Koordynator tym samym tych źródeł ze względu na bezpieczeństwo pracy sieci. Jednoczenie podlega bezpośrednio Prezesowi URE i nie jest przez niego śnie, jak Pani słusznie zauważyła, organ regulacyjny jest właściwy nadzorowany. Wykonywanie działalności przez koordynatora do oceny zachowania OSDe. W pierwszej kolejności należy zatem jest monitorowane przez Prezesa Urzędu Ochrony Konkurenzaznaczyć, że – badając kwestię nieuzasadnionego ograniczenia cji i Konsumentów. Co istotne, koordynator może podejmować pracy lub odłączenia od sieci mikroinstalacji – organ regulacyjny działania w zakresie rozwiązywania sporów, jeśli uzyska zgodę jest obowiązany weryfikować czy wytwarzanie energii elektryczobu stron; to chęć do polubownego rozwiązania konfliktu stanej w mikroinstalacji stanowiło zagrożenie bezpieczeństwa pranowi klucz do działania koordynatora. Natomiast URE, w ramach cy sieci i jaki był jego stopień. Następnie, mając na uwadze stoposiadanych kompetencji, może stosować środki przymusu adpień zagrożenia, Prezes URE winien ocenić, czy przedsiębiorstwo ministracyjnego. Zakres spraw trafiających do koordynatora nie prawidłowo wykonywało swoje uprawnienia. Mianowicie OSDe,

»»

10 l ENERGIA elektryczna sierpień 2018

RYNEK I REGULACJE

»»

Jako PTPiREE, staramy się monitorować zmiany przepisów prawnych dotyczących działalności przedsiębiorstw energetycznych i w miarę możliwości składać w procesie legislacyjnym takie propozycje zmian, żeby regulacje mogły być przez nie w sposób optymalny realizowane. Nie ukrywam, że zawsze ważny jest dla nas głos wsparcia przedstawicieli URE, czy to podczas uzgodnień na etapie ministerialnym, czy też w komisjach sejmowych. Jak Pan Dyrektor postrzega rolę URE w kształtowaniu przepisów prawnych? Jak ona przedstawia się w praktyce? Udział w procesie legislacyjnym to jedno z podstawowych zadań realizowanych przez Prezesa URE oraz jedno z najistotniejszych zadań DPR, które jest odpowiedzialne za jego koordynację. Warto jednocześnie przypomnieć, że Prezes URE nie posiada inicjatywy ustawodawczej ani prawodawczej, natomiast jako praktyk rynków paliw i energii, zawsze bierze aktywny udział w procesie prawotwórczym. To właśnie kontakt z praktyką realizacji zadań predestynuje, moim zdaniem, URE do aktywnego udziału w tym procesie na etapie nie tylko uzgodnień międzyresortowych, z czym mamy do czynienia najczęściej, ale także założeń do przyszłych regulacji. To u Prezesa URE najszybciej można wychwycić nieścisłości lub luki w przepisach, zatem powinien to być znaczący głos w procesie prawotwórczym. W praktyce bywa różnie. Natomiast na pewno organ regulacyjny zawsze jednoznacznie przedstawia swoje stanowisko w tym obszarze, co często spotyka się z uznaniem, i proponowane regulacje są zmieniane lub dodawane nowe, zgodnie z propozycją regulatora. Jednocześnie zdarzało się, że w tych przypadkach, w których regulatora pominięto w procesie legislacyjnym pojawiły się problemy z wykonalnością przepisów, a zatem konieczne były kolejne zmiany.

»»

Nasi Czytelnicy znają też Pana z publikacji naukowych oraz wystąpień – tych na wydarzeniach branżowych, ale przede wszystkim na sali sądowej. Jakie jeszcze zadania pełni kierowany przez Pana Dyrektora departament?

Zdjęcie: PTPiREE

jest nieidentyfikowalny w URE, ponieważ zainteresowani często zwracają się i do koordynatora, i do URE (Punkt Informacyjny dla Odbiorców), a także w sytuacji, gdy koordynator nie rozwiąże sporu (choćby ze względu na brak zgody, najczęściej przedsiębiorstwa energetycznego), sprawy często na podstawie art. 8 trafiają do URE. W obszarze rynku energii do kompetencji koordynatora należy podejmowanie działań zmierzających do rozwiązywania sporów z zakresu umów o przyłączenie do sieci, o oświadczenie usług przesyłania lub dystrybucji, sprzedaży i umów kompleksowych. Najwięcej skarg i sporów z obszaru działania koordynatora (co wynika z jego sprawozdania) dotyczy rynku energii elektrycznej (80 proc.) i koncentruje się na kwestiach rozliczeń z przedsiębiorstwem energetycznym bądź wprowadzenia konsumenta w błąd przy zawieraniu umowy. Tu warto przypomnieć, że odbiorca (konsument) powinien pamiętać, aby przed wystąpieniem do koordynatora podjął próbę rozwiązania sporu poprzez złożenie reklamacji i kontakt z przedsiębiorstwem energetycznym. To nowa instytucja, przecierająca dopiero szlaki działania, jednak kilkadziesiąt postępowań udało się zakończyć porozumieniem, co oznacza, że nie muszą być rozpoznawane w trybie administracyjnym albo przez sąd powszechny. Zatem, jak widać, wszyscy się jej uczą.

dr Zdzisław Muras, dyrektor Departamentu Prawnego i Rozstrzygania Sporów (DPR) Urzędu Regulacji Energetyki (URE), radca prawny

Zadania DPR koncentrują się w pięciu głównych obszarach, tj.: obrona interesów Prezesa URE i Dyrektora Generalnego przed sądami wszystkich rodzajów i instancji (zarówno krajowymi, jak i międzynarodowymi), legislacja (wewnętrzna – regulaminy URE, jak i zewnętrzna – ustawy, rozporządzenia) oraz rozstrzyganie sporów w zakresie przyłączania do sieci między przedsiębiorcami, wypracowywanie rozwiązań prawnych, w tym przygotowywanie opinii w sprawach szczególnie skomplikowanych właściwych dla wszystkich komórek organizacyjnych URE oraz opiniowanie umów zawieranych przez urząd. Na każdy z tych obszarów składa się bardzo wiele zadań szczegółowych, np. to do zadań DPR należy prawna ocena przedsądowa dokonanego przez poszczególne komórki URE rozstrzygnięcia, co może skutkować zaproponowaniem tzw. samokontroli, czyli zmiany decyzji bez przekazywania sprawy do sądu, upowszechnianie zmian legislacyjnych czy orzecznictwa sądowego. Ostatnio bardzo ciekawy, ale jednocześnie niezwykle absorbujący temat stanowi współpraca z Ministerstwem Spraw Zagranicznych w zakresie tzw. pytań prejudycjalnych kierowanych do Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej. Co istotne, analizą objęte są nie tylko pytania zadawane przez sądy krajowe, ale także sądy innych państw UE, a których rozstrzygnięcie może mieć wpływ na rynki paliw i energii w naszym kraju lub może powodować konieczność zmian obowiązującego w tym obszarze prawa.

»» Dziękuję za rozmowę.

Rozmawiała Katarzyna Zalewska-Wojtuś

sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l 11

RYNEK I REGULACJE

Pory roku w dystrybucji W sektorze dystrybucji energii elektrycznej, podobnie jak w innych branżach, z mniejszym lub większym nasileniem występują zjawiska sezonowości związane z poziomem dostaw energii czy dynamiką realizacji inwestycji. I chociaż akurat trudno wskazać porę roku, która jest szczególnie dotkliwa dla pracy sieci dystrybucyjnej to wiadomo już, że operatorzy będą ściślej współpracowali przy usuwaniu awarii. IRENEUSZ CHOJNACKI

Pierwsza połowa 2018 roku pod względem ograniczeń w dostawach energii elektrycznej upłynęła znacznie spokojniej niż ten okres poprzedniego roku. W pierwszych sześciu minionych miesiącach bieżącego roku według danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE), ograniczenia dostaw energii wyniosły 4776 GWh. Spowodowane były awariami w sieci dystrybucyjnej, głównie z powodu złych warunków atmosferycznych – 4416 GWh. Także w pierwszej połowie 2017 ograniczenia dostaw energii elektrycznej występowały tylko z powodu awarii w sieci dystrybucyjnej i przede wszystkim – złych warunków atmosferycznych. Wyniosły wówczas odpowiednio 9171 oraz 8383 GWh. Z uzyskanych opinii wynika, że w ocenie Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) raczej nie można wyraźnie wskazać pory roku, która jest szczególnie dotkliwa dla pracy sieci OSD. Zarazem dość wyraźnie widać, że w naszej strefie klimatycznej poszczególne pory roku stwarzają a przynajmniej mogą stwarzać specyficzne wyzwania dla pracy sieci dystrybucyjnej. – Nie można wyraźnie wskazać pory roku, która szczególnie dotkliwie oddziałuje na pracę sieci OSD. Zimą jesteśmy szczególnie narażeni na nadmierne opady śniegu, szadzi na urządzeniach oraz drastyczne spadki temperatury, latem mamy do czynienia z gwałtownymi burzami i wichurami, a jesienią i wiosną utrapieniem są opady deszczu i silne wiatry. Z całą stanowczością należy stwierdzić, że w 100% 12 l ENERGIA elektryczna sierpień 2018

nie można się przygotować i zabezpieczyć przed anomaliami pogodowymi – wskazuje Energa-Operator. Enea Operator podkreśla, że ekstremalne zjawiska pogodowe powodujące awarie sieci dystrybucyjnej mogą występować przez cały rok. Wskazuje m.in., że w 2017 nawałnice były i latem, i jesienią; w 2013 huragan Ksawery nadszedł zimą, podobnie jak kilka lat wcześniej orkan Cyryl, który przeszedł przez Polskę w styczniu. – Wiosną 2008 roku mieliśmy do czynienia ze zjawiskiem szadzi katastrofalnej, która na kilka dni pozbawiła dostaw energii elektrycznej mieszkańców aglomeracji szczecińskiej i okolic. Jak widać, trudno jednoznacznie określić porę roku, w której najczęściej dochodzi do awarii sieci energetycznej. Natomiast przyczyny są podobne bez względu na czas, a więc: porywy wiatru powyżej 100km/h, trąby powietrzne, spadające drzewa, uszkodzone elementy infrastruktury itp. – wylicza Danuta Tabaka, rzecznik Enei Operator. Ekstremalne zjawiska pogodowe odciskają nadal istotne piętno na niezawodności pracy sieci. Na przykład w przypadku Enei Operator w 2015 roku średni czas trwania przerw w dostawie energii eklektycznej w przeliczeniu na odbiorcę spowodowany awariami wynosił 373 minuty, w 2016 – 181, a w 2017 – 671 minut. Spółka podaje, że gdyby ze wskaźnika SAIDI za 2015 i 2017 odjąć przerwy, które wystąpiły w wyniku nawałnic otrzymalibyśmy wartość porównywalną do 2016 roku, a więc na poziomie 180 minut.

Jednak nie tylko ekstremalne zjawiska pogodowe związane z poszczególnymi porami roku mają wpływ na niezawodność zasilania. Tauron Dystrybucja wskazuje m.in., że lato – podobnie jak wiosna – to okres burz, podczas których porywiste wiatry łamią gałęzie lub całe drzewa, a te padając niszczą sieć elektroenergetyczną. Zauważa również, że latem występują i inne zjawiska nie bez wpływu na niezawodność pracy sieci. – W tym okresie następuje także kulminacja robót budowlanych oraz polowych, które często doprowadzają do uszkadzania infrastruktury elektroenergetycznej (zrywanie kabli, niszczenie słupów oraz zbliżenia lub zrywanie przewodów linii napowietrznych). Pomimo informowania wykonawców o potencjalnych zagrożeniach oraz prowadzonej przez spółkę akcji edukacyjnej w tym zakresie dochodzi do wypadków (wykonawcy często nie stosują się do wydanych warunków, np. tam, gdzie prace powinny być wykonywane ręcznie bardzo często używają sprzętu ciężkiego, aby je przyspieszyć) – informuje Tauron Dystrybucja. OSD wskazują, że jedną z lepszych recept na poprawę niezawodność pracy sieci stanowi jej kablowanie, ale jak oceniają niektórzy, nie we wszystkich miejscach jest to możliwe, czy ekonomicznie uzasadnione. Na koniec 2017 roku, jak wynika z tegorocznego raportu Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) „Energetyka. Dystrybucja i przesył” w polskiej energetyce udział sieci kablowych niskiego napięcia

RYNEK I REGULACJE w całkowitej długości tych linii wynosił 33 proc., a przedstawiciele podsektora dystrybucji szacują, że konieczne jest osiągnięcie poziomu 65 proc. udziału linii kablowych niskiego napięcia w strukturze sieci nn. – Linie energetyczne średniego napięcia to także przede wszystkim linie napowietrzne. Obecnie jedynie 25 proc. z nich to linie kablowe. Ponad 77 proc. linii napowietrznych średniego napięcia ma więcej niż 25 lat. Zasadne wydaje się osiągnięcie poziomu 75 proc. udziału linii kablowych w sieciach średniego napięcia. Dla tak postawionego celu łączne nakłady inwestycyjne na zmianę struktury sieci niskiego i średniego napięcia szacuje się na poziomie 46 mld zł – czytamy w raporcie PTPiREE. Członkowie PTPiREE – operatorzy systemów dystrybucyjnych oraz operator systemu przesyłowego – podpisali 8 sierpnia w Ministerstwie Energii porozumienie o współpracy przy usuwaniu awarii sieci elektroenergetycznych. – Porozumienie daje możliwość jeszcze lepszej współpracy operatorów przy usuwaniu awarii masowych. Pozwala operatorom na zwracanie się o pomoc do innych spółek oraz umożliwia wzajemne rozliczenia po zakończeniu prac. Porozumienie prowadzi do uproszczenia procedur i wprowadza automatyzm działania w sytuacjach kryzysowych – stwierdził prezes PTPiREE Robert Zasina. Sezonowość w sektorze dystrybucji jest ciągle zauważalna w zakresie dostaw energii elektrycznej dla odbiorców, ale z obserwacji przynajmniej niektórych OSD można wyciągnąć wniosek, że to zjawisko maleje. Energa-Operator dowodzi, że dostawa energii elektrycznej charakteryzuje się tą samą sezonowością, jaka występuje w przypadku konsumpcji energii przez odbiorców końcowych. Spółka podaje, że wśród odbiorców przyłączonych do sieci niskiego napięcia efekt sezonowy w przypadku dostawy energii jest ściśle związany z warunkami atmosferycznymi – szczególnie temperaturą i nasłonecznieniem. – W miesiącach letnich, charakteryzujących się wyższymi temperaturami oraz większym nasłonecznieniem, dostawy energii są na niższym poziomie niż w przypadku miesięcy zimowych. U odbiorców przyłączonych do sieci średniego napięcia efekt sezonowy nie jest aż tak wyraźny, jak w przypadku niskiego napięcia. Zauważalny jednak jest efekt sezonowy, polegający na zwiększeniu dostawy energii w czwartym kwartale każdego

roku, na co może mieć wpływ wzrost produkcji w jednostkach przyłączonych do SN. Ze względu na charakter odbiorców przyłączonych do sieci WN sezonowość w dostawie energii do nich nie występuje – informuje Energa-Operator. Z kolei Enea Operator podaje, że jeszcze do niedawna w dostawie energii elektrycznej obserwowała wyraźny pik poboru energii, który przypadał na miesiące zimowe, ale różnica w wolumenie dostarczonej energii pomiędzy tą porą a latem w ciągu ostatnich trzech lat mieści się w granicach od 7 do 11 proc., a więc, jak oceniła spółka, trudno to zakwalifikować jako zauważalną sezonowość. Według raportu Forum Energii „Polska transformacja energetyczna 2017”, w ostatniej dekadzie zapotrzebowanie na energię elektryczną rosło średnio o 1,1 proc. rocznie, a w ostatnich trzech latach dynamika corocznego przyrostu zapotrzebowania na energię elektryczną wzrosła do ponad 2 proc., w 2017 było to 2,27 proc. Według tego samego źródła, zapotrzebowanie na energię elektryczną od 2007 do 2017 roku wzrosło o 12 proc., czyli o 18,5 TWh. – W 2014 roku Polska stała się importerem netto energii elektrycznej, choć jeszcze w 2005 eksportowaliśmy 11 TWh. To nie jest duża skala. Spośród 17 państw-importerów w Unii Europejskiej u nas import stanowi najmniejszy odsetek, tylko 1,2 proc. zapotrzebowania na energię elektryczną – stwierdził Rafał Macuk, analityk Forum Energii. Tauron Dystrybucja wskazuje, że także sektor dystrybucji energii elektrycznej w zakresie realizacji inwestycji charakteryzuje się pewną sezonowością, przede wszystkim ze względu na ograniczone możliwości prowadzenia robót budowlano-montażowych w określonych porach roku. – Szczególnie w zimie, w przypadku niekorzystnych warunków atmosferycznych, nie ma możliwości wykonywania niektórych prac, co wpływa na spowolnienie tempa realizacji procesu inwestycyjnego lub przesunięcia planowanych prac na kolejne tygodnie lub miesiące roku. W zakresie obszaru realizacji inwestycji można zauważyć, że większa intensywność wykonywanych prac budowlanych na sieci elektroenergetycznej występuje w drugim kwartale oraz drugiej połowie roku kalendarzowego – informuje Tauron Dystrybucja. Spółka podaje, że na wskazaną intensywność prac wpływ mają takie czynniki

jak: ograniczone możliwości realizacji prac zimą (niskie temperatury), czyli głównie w pierwszym kwartale roku, oraz pozyskania wyłączeń istniejących obiektów w celu realizacji prac budowlanych latem, czyli przełom drugiego i trzeciego kwartału, a także wejść na pola np. w czasie żniw. Potrzeby inwestycyjne sektora dystrybucji energii elektrycznej są ciągle duże. Z przywołanego już raportu PTPiREE wynika m.in., że na koniec 2017 roku tylko 9 proc. napowietrznych sieci dystrybucyjnych WN miało mniej niż 10 lat, wiek kolejnych 15 proc. to 10-25 lat, a reszta, tj. około 76 proc., była starsza niż 25 lat. W przypadku linii napowietrznych SN tylko 7 proc. miało mniej niż 10 lat, 17 proc. liczyło sobie 10-25 lat, a pozostałe 76 proc. więcej niż 25 lat (zarówno w przypadku linii WN, jak i SN to dane dla pięciu największych OSD w Polsce). – W sieci dystrybucyjnej największy stopień zużycia cechuje linie napowietrzne 110 kV i SN. Prawie 80 proc. z nich wybudowano ponad 25 lat temu i od tamtego czasu, ze względu na bariery prawne oraz brak odpowiednich środków, w większości przypadków nie były one wymieniane lub modernizowane, a przechodziły jedynie wymagane przeglądy i remonty. Spośród wymienionych (w raporcie – przyp. autora) grup urządzeń właściwie tylko o liniach kablowych WN i SN oraz nn możemy powiedzieć, że charakteryzują się w większości wiekiem poniżej 25 lat – czytamy w analizie PTPiREE. Publikowane przez sektor wskaźniki dotyczące wieku majątku potwierdzają, że aby energetyka była bardziej odporna na zjawiska pogodowe konieczne jest szybsze odnawianie majątku, naprawdę intensywne inwestowanie w sieci. Inaczej jeszcze długo ekstremalne zjawiska pogodowe będą dawały się we znaki odbiorcom energii. W 2017 udział linii kablowych SN zwiększył się o 0,8 punktu procentowego w stosunku do 2016 roku, co w ostatnich latach było najlepszym wynikiem. Niemniej, jak oceniono w raporcie PTPiREE, osiągnięcie obecnej średniej europejskiej w zakresie poziomu skablowania linii SN (20 punktów procentowych więcej niż w Polsce) potrwa zapewne jeszcze kilkanaście lat.

Autor jest dziennikarzem Magazynu Gospodarczego ,,Nowy Przemysł’’ oraz portalu wnp.pl sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l 13

RYNEK I REGULACJE

Rozwój energetyki jądrowej a poparcie społeczne Mimo licznych zalet wytwarzania energii z atomu, jedną z przeszkód w jej rozwoju jest brak akceptacji społecznej. Warto przyjrzeć się faktom i możliwościom, jakie daje energetyka jądrowa. OLGA FASIECKA, MONIKA MAREK

Przed podjęciem tematu energetyki jądrowej w Polsce należy przeanalizować działanie całego systemu elektroenergetycznego. Zapotrzebowanie na energię elektryczną stale rośnie w związku z rozwojem gospodarczym i społecznym państwa. Dla poprawy bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego istotne jest zapewnienie ciągłości dostaw energii elektrycznej, odpowiednich cen, a także ochrony środowiska. Zagadnienie bezpieczeństwa energetycznego wiąże się m.in. z bilansowaniem systemu elektroenergetycznego oraz bazą surowcową. Jak wiadomo, Polska opiera produkcję energii na konwencjonalnych, węglowych jednostkach produkcyjnych. W bilansowaniu systemu elektroenergetycznego istotne znaczenie ma zróżnicowanie źródeł energii elektrycznej. Ważne jest zapewnienie różnych źródeł pozyskiwania energii dla lepszego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz redukcji emisji gazów cieplarnianych. Produkcja energii elektrycznej bazująca na węglu kamiennym i brunatnym wiąże się z emisją CO₂ oraz zanieczyszczeń, takich jak SO₂ i NOx, czy też pyłów. Mimo stosowanych przez elektrownie nowoczesnych rozwiązań technologicznych, utrudnia to wywiązywanie się z założeń polityki ochrony środowiska Unii Europejskiej i realizację Protokołu z Kioto, regulującego sprawy zmian klimatu i globalnego ocieplenia. Emisja zanieczyszczeń z tego typu źródeł wiąże się z wysokimi kosztami modernizacji filtrów oczyszczających spaliny, a także inwestycjami w rozwój systemu elektroenergetycznego. Istotne zatem jest podniesienie sprawności istniejących źródeł oraz zwiększenie funduszy na budowę alternatywnych źródeł energii. Oprócz już wykorzystywanych jednostek gazowych i odnawialnych, rozwiązaniem tego problemu może być również wytwarzanie energii z atomu.

Zalety energetyki jądrowej Energetyka jądrowa jest znacznie bardziej stabilna od źródeł odnawialnych, ponieważ wytwarzanie energii z OZE jest uzależnione od warunków klimatycznych. Związane z tym duże wahania produkowanej mocy sprawiają, że źródła odnawialne, takie jak energia słoneczna i wiatrowa, nie mogą być podstawą polskiego systemu elektroenergetycznego. Aby zapewnić odbiorcom odpowiedni poziom cen jednostki energii elektrycznej, wykorzystuje się dodatkowe regulacje 14 l ENERGIA elektryczna sierpień 2018

prawne i programy redukcji zużycia w obciążeniu szczytowym. Koszty produkcji determinowane są m.in. przez ceny surowców, czyli ich pozyskiwania i transportu. Energetyka jądrowa, mimo że wymaga dużych nakładów inwestycyjnych, charakteryzuje się bardzo niskimi kosztami paliwa. Wynika to ze stabilności cen uranu, a także niewielkiego udziału paliwa w cenie wytworzenia kilowatogodziny. Skutkuje to niską ceną jednostki energii pozyskiwanej ze źródeł jądrowych. Tabela 1. Udział kosztów w pozyskiwaniu energii z poszczególnych źródeł

Nakłady inwestycyjne Eksploatacja Paliwo

Jądrowa [%]

Gaz (BGP) [%]

Węgiel [%]

60-70

15-20

40-50

5-10

15-25

10-20

70-80

35-40

Źródło: Wszystko o energetyce jądrowej. Od atomu A do cyrkonu Zr, opracowanie firmy AREVA, 2008 rok Tabela 2. Porównanie ceny jednostki energii w różnych typach elektrowni Energetyka jądrowa

Energetyka węglowa

Energetyka gazowa

Energetyka torfowa

1250

500

400

150

Sprawność netto [%]

Nakład inwestycyjne [miliony €]

2186

407

229

145

Koszty inwestycyjne na jednostkę mocy [€/kWe]

1749

814

572

964

Ceny paliwa [€/MWh]

1,00

4,20

10,93

5,89

Projektowy okres pracy [lata]

Całkowite koszty wytwarzania energii elektrycznej [€/MWh]

22,31

24,43

26,33

31,27

Moc elektryczna [MWe]

Źródło: „Energetyka jądrowa a społeczeństwo: Korzyści, zagrożenia, przesądy”, Emilia Wilińska, Wydział Fizyki Politechniki Warszawskiej

Zdjęcie: Adobe Stock © muph

RYNEK I REGULACJE

Energetyka jądrowa, mimo że wymaga dużych nakładów inwestycyjnych, charakteryzuje się bardzo niskimi kosztami paliwa

Warto wspomnieć, że reaktory jądrowe są jedynym źródłem energii elektrycznej, dla którego w koszcie produkcji uwzględnia się gospodarowanie odpadami, a także likwidację reaktora.

Ważna rola opinii społecznej Mimo licznych zalet wytwarzania energii z atomu, jedną z przeszkód w rozwoju energetyki jądrowej jest akceptacja społeczna. Bez wątpienia wpływ na to mają awarie reaktorów jądrowych, m.in.: Three Mile Island (USA 1979), Czarnobyl (Ukraina 1986), Fukushima (Japonia 2011). Są to swego rodzaju punkty zwrotne w rozwoju energetyki jądrowej. Warto podkreślić, że mimo licznych głosów o szkodliwości katastrofy, w Three Mile Island nie zginęli ludzie – nikt nie zmarł ani w trakcie awarii, ani na skutek choroby popromiennej. Co więcej, dawki

związków radioaktywnych uwolnionych poza obudowę bezpieczeństwa były na tyle niewielkie, że nie wykryły ich urządzenia pomiarowe. Z uwagi na tragiczne skutki awarii w Czarnobylu, o katastrofie nuklearnej na Ukrainie głośno było na całym świecie. Liczba ofiar i skala zniszczeń wynikała z typu reaktora jądrowego – RBMK (Reaktor Kanałowy Dużej Mocy). Posiadał on wady konstrukcyjne i był obarczony ryzykiem w związku ze wzrostem mocy w przypadku awarii. Reaktor Wodny Ciśnieniowy (PWR) i Reaktor Wodny Wrzący (BWR), które są obecnie podstawą rozwoju energetyki jądrowej, nie stwarzają takiego zagrożenia – w przypadku ewentualnych awarii ich moc spada. W odróżnieniu od RBMK, PWR i BWR mają obudowę bezpieczeństwa. Na skutek reakcji jądrowej podgrzewane jest chłodziwo (substancja do chłodzenia reaktora), z którego wykorzystaniem przekazuje się energię cieplną w postaci pary wodnej na turbinę.

Tabela 3. Liczba ofiar śmiertelnych w wypadkach w elektrowniach w latach 2005-2013 POLSKA

ŚWIAT

Rok

Elektrownie węglowe + kopalnie węgla kamiennego

Elektrownie wodne

Elektrownie wiatrowe

Elektrownie jądrowe (zmarli od promieniowania)

2005

2+15

2006

2+45

2007

3+16

2008

4+25

2009

0+36

2010

3+15

2011

0+20

2012

2+22

2013

2+14

Łącznie od 2005 do 2013

18+206

* łącznie z awarią w Fukushimie w Japoni. Brak ofiar potwierdzają raporty WHO i UNSCEAR

Źródło: Zaufajmy energetyce jądrowej, Andrzej Strupczewski, Narodowe Centrum Badań Jądrowych, 2016 rok sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l 15

RYNEK I REGULACJE Dozoru Jądrowego zasugerował zgłaszanie wszelkiego rodzaju uwag, aby wychwycić ewentualne słabości projektu. Warto też podkreślić, że Organ Dozoru Jądrowego Wielkiej Brytanii w 2017 roku przeprowadził ponad tysiąc kontroli w obecnie funkcjonujących jednostkach. Instytucja ta wciąż opracowuje metody dbania o bezpieczeństwo energetyki jądrowej. Na rzecz wprowadzenia energetyki jądrowej w naszym kraju w 2010 roku powstał Program Polskiej Energetyki Jądrowej. Podstawowym warunkiem jego realizacji jest akceptacja społeczna. Aby to osiągnąć, prowadzi się działania edukacyjne. Nawiązując do artykułu 108a pkt. 3 ustawy Prawo atomowe, obowiązek ten należy do ministra właściwego ds. energii. Wśród jego zadań jest informowanie społeczeństwa, rozpowszechnianie wiadomości i popularyzacja energetyki jądrowej. Ministerstwo Energii realizuje swoje obowiązki m.in. poprzez kampanię „Poznaj atom”, w ramach której prowadzona jest strona internetowa prezentująca dane na temat energetyki jądrowej. Również Państwowa Agencja Atomistyki oraz Narodowe Centrum Badań Jądrowych prowadzą działania w tym kierunku. NCBJ kieruje swoje próby w stronę najpowszechniejszego obecnie medium – Internetu, wykorzystując witryny związane z tą tematyką.

Zrozumieć energetykę jądrową

Zdjęcie: Adobe Stock © petrarottova

Problem społecznej akceptacji dla rozwoju energetyki jądrowej wynika ze skomplikowanych zagadnień ekonomicznych i technologicznych, które się z nią wiążą. Ponadto media szczególnie skupiają się na nagłaśnianiu katastrof, a nie na rozpowszechnianiu informacji na temat ekonomicznych i ekologicznych korzyści płynących z jądrowych źródeł energii elektrycznej. Tendencje spadkowe w poparciu społecznym dla energetyki jądrowej na skutek awarii wynikały w dużej mierze z braku szczegółowych danych podawanych do wiadomości publicznej i niewiedzy odbiorców. Aby wykorzystać zalety energetyki jądrowej, należy zadbać o dotarcie do społeczeństwa z rzetelnymi informacjami, ponieważ zrozumienie zagadnienia jest kluczowe dla zbudowania akceptacji dla tej technologii.

Aby wykorzystać zalety energetyki jądrowej, należy zadbać o dotarcie do społeczeństwa z rzetelnymi informacjami

Bezpieczne reaktory a awaria w Fukushimie

Japońska elektrownia, w której w 2011 roku wystąpiła awaria, składała się z sześciu reaktorów BWR (Reaktor Wodny Wrzący). Przyczyną katastrofy było trzęsienie ziemi z epicentrum ponad 100 km od wyspy Honsiu. Wstrząsy spowodowały zatrzymanie reaktorów jądrowych, które uległy stopieniu. Ludność z terenów w pobliżu elektrowni jądrowej ewakuowano. W wyniku tego zdarzenia spadło poparcie społeczne dla energetyki jądrowej w Japonii i na świecie. Pojawiły się protesty prowadzące do redukcji wykorzystania tego źródła energii elektrycznej. Warto jednak zauważyć, że liczbę ofiar trzęsienia ziemi i tsunami, które powstało na skutek wstrząsów, szacuje się na około 21 tysięcy, podczas gdy na skutek awarii reaktora nie zginął nikt, co potwierdzają raporty WHO i UNSCEAR.

Bibliografia

Rozpowszechnianie wiedzy Ze względu na bezpieczeństwo energetyki jądrowej obecne projekty wdrażania reaktorów i stosowanych rozwiązań są całkowicie jawne. Przykładem mogą być plany budowy reaktorów jądrowych przez Wielką Brytanię. W momencie zgłoszenia projektów jednostek jądrowych oferty są udostępnione publicznie. Co więcej, Urząd

1. Zaufajmy energetyce jądrowej, Andrzej Strupczewski, Narodowe Centrum Badań Jądrowych, 2016 rok, 2. Wszystko o energetyce jądrowej. Od atomu A do cyrkonu Zr, opracowanie firmy Areva, 2008 rok, 3. Energetyka węglowa i jądrowa. Wybrane aspekty, redakcja naukowa Radosław Szczerbowski, Fundacja na rzecz Czystej Energii, 2017 rok), http://atom.edu.pl/index.php/component/content/article/36-ej-w-pl-dzis/349-programpolskiej-energetyki-jadrowej.html http://www.if.pw.edu.pl/~pluta/pl/dyd/mtj/zal1/pz15/Wilinska.pdf https://mfiles.pl/pl/index.php/Protok%C3%B3%C5%82_z_Kioto https://tvnmeteo.tvn24.pl/raporty-pogoda/tragiczny-dzien-japonii,197,1,1,0,0.html http://biznesalert.pl/brytyjczycy-publikuja-sprawozdanie-regulatora-jadrowego/ https://energetyka-jadrowa.cire.pl/pliki/2/spoleczneaspektyenergetykijadrowej.pdf https://www.osw.waw.pl/pl/publikacje/komentarze-osw/2014-06-25/niemcy-ukryte- koszty-wyjscia-z-atomu http://atom.edu.pl/index.php/ej-w-polsce/energetyka-jadrowa-na-swiecie.html http://atom.edu.pl/index.php/bezpieczenstwo/inne-wypadki/three-mile-island-1979.html https://pl.ambafrance.org/Bezpieczenstwo-nuklearne,4709 .

16 l ENERGIA elektryczna sierpień 2018

PTPIREE I LEGISLACJA

Działania PTPiREE w obszarze regulacji prawnych w lipcu 2018 r. L.p.

Obszar działań

Dokumenty i efekty prac • Ustawa z dnia 20 lipca 2018 roku o zmianie ustaw: o podatku rolnym, o podatkach i opłatach lokalnych oraz o podatku leśnym

Opodatkowanie gruntów pod liniami

Ustawa o krajowym systemie cyberbezpieczeństwa oraz projekty aktów wykonawczych

Projekt rozporządzenia Ministra Energii w sprawie wymagań • Projekt rozporządzenia Ministra Energii w sprawie wymagań technicznych dla stacji i punktów technicznych dla stacji i punktów ładowania, stanowiących element ładowania – 26.06.18 infrastruktury ładowania drogowego transportu publicznego

Opodatkowanie gruntów pod liniami elektroenergetycznymi W lipcu parlament uchwalił, stanowiącą projekt rządowy, ustawę o zmianie ustaw: o podatku rolnym, o podatkach i opłatach lokalnych oraz o podatku leśnym. Jest ona wynikiem uzgodnień międzyresortowych ministerstw poczynionych w wyniku inicjatywy PTPiREE, oraz zgłaszanego od miesięcy postulatu konieczności kompleksowego uregulowania zagadnienia opodatkowaniem gruntów nienależących do spółek elektroenergetycznych, na których posadowione są sieci elektroenergetyczne. Nowelizacja ma uporządkować i ujednolicić w skali kraju zasady opodatkowania gruntów, przez które przebiega infrastruktura liniowa, służąca do przesyłania albo dystrybucji płynów, pary, gazów lub energii elektrycznej, oraz telekomunikacyjna. Wprowadza zasadę, że umieszczenie jej na gruntach osób trzecich, z których przedsiębiorstwo energetyczne korzysta w sposób ograniczony, nie wpłynie na wzrost podatków gruntowych. Dotychczas nie było przepisów regulujących wprost zasadę opodatkowania tych gruntów. W związku z czym dochodziło do sytuacji, gdy w sąsiednich gminach takie same grunty mogły zostać opodatkowane inną stawką podatku, w zależności od przyjętej przez gminę interpretacji prawa. W niektórych z nich grunty, na których znalazła się taka infrastruktura, nie powodowały zmiany podatku, a w innych – grunty uznawane były za zajęte na prowadzenie działalności gospodarczej, co wiązało się z naliczeniem najwyższej stawki podatku od nieruchomości.

• Ustawa z dnia 5 lipca 2018 roku o krajowym systemie cyberbezpieczeństwa

Problem ten jest szczególnie widoczny w przypadku gruntów będących w zarządzie Lasów Państwowych, na których znajdują się linie energetyczne. Z danych Ministerstwa Energii wynika, że w 2017 roku nie więcej niż 5 proc. gruntów pod liniami energetycznymi na terenach LP było opodatkowanych najwyższą stawką, a w 2018 już 40 proc. Uchwalone przepisy wprowadzają jednolite zasady opodatkowania gruntów, na jakich ulokowana jest infrastruktura, przez wskazanie, że korzystanie z nich przez przedsiębiorcę, który nie jest ich właścicielem, użytkownikiem wieczystym lub posiadaczem, nie oznacza ich zajęcia na prowadzenie działalności gospodarczej. Natomiast gdy na tych gruntach – oprócz posadowienia takiej infrastruktury – prowadzona będzie działalność gospodarcza (np. fabryka, parking czy wyrobisko), pobierana będzie najwyższa stawka podatku od nieruchomości. Zapisy ustawy wchodzą w życie 1 stycznia 2019 roku. Ich uchwalenie, dzięki inicjatywie PTPiREE, jest ogromnym sukcesem i pozwoli rozwiać problem zarówno operatorów, jak i Lasów Państwowych.

Ustawa o krajowym systemie cyberbezpieczeństwa oraz projekty aktów wykonawczych do niej Na podpis Prezydenta RP oczekuje ustawa z dnia 5 lipca 2018 roku o krajowym systemie cyberbezpieczeństwa, implementująca dyrektywę 2016/1148 z 6 lipca 2016 roku w sprawie środków na rzecz wysokiego, wspólnego poziomu bezpieczeństwa sieci i systemów informatycznych na terytorium Unii Europejskiej. Ustawa wpisuje się w cel piąty Krajowych Ram Polityki

Cyberbezpieczeństwa Rzeczypospolitej Polskiej na lata 2017-2022: Osiągnięcie zdolności do skoordynowanych w skali kraju działań służących zapobieganiu, wykrywaniu, zwalczaniu oraz minimalizacji skutków incydentów naruszających bezpieczeństwo systemów informatycznych istotnych dla funkcjonowania państwa. We wcześniejszym etapie prac legislacyjnych nad projektem uczestniczyło PTPiREE, opiniując jego zapisy. Ponadto w lipcu w ramach PTPiREE prowadzono robocze uzgodnienia z Departamentem Elektroenergetyki i Ciepłownictwa ME, konsultując zapisy projektowanych aktów wykonawczych do ustawy, w szczególności następujących projektów rozporządzeń RM: w sprawie wykazu usług kluczowych oraz progów istotności skutku zakłócającego incydentu dla świadczenia usług kluczowych oraz w sprawie progów uznania incydentu za poważny.

Projekt rozporządzenia ws. wymagań technicznych dla stacji i punktów ładowania W drugiej połowie lipca konsultacjom publicznym poddano projekt rozporządzenia Ministra Energii w sprawie wymagań technicznych dla stacji i punktów ładowania, stanowiących element infrastruktury ładowania drogowego transportu publicznego. W PTPiREE trwa analiza zapisów regulacji. Z całością opublikowanych dokumentów, tj. projektem wraz z załącznikiem, uzasadnieniem i oceną skutków regulacji, można zapoznać się na stronach Rządowego Centrum Legislacji.

Biuro PTPiREE, Poznań, 31 lipca 2018 roku sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l 17

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. Zmiany dotyczące podatku od nieruchomości 1 stycznia 2019 roku, na skutek uchwalenia ustawy z dnia 20 lipca 2018 roku o zmianie ustaw: o podatku rolnym, o podatkach i opłatach lokalnych oraz o podatku leśnym, w życie wejdą nowe regulacje dotyczące zasad ustalania podatku od nieruchomości w zakresie dotyczącym gruntów, przez które przebiega infrastruktura liniowa. Ich wprowadzenie podyktowane zostało wątpliwościami dotyczącymi zasad ustalania wysokości podatku, w przypadku gdy na danym gruncie znajdowały się napowietrzne linie energetyczne. Jak wynika z ugruntowanej linii orzeczniczej sądów administracyjnych, taka sytuacja powoduje obciążenia gruntu podatkiem w takiej stawce, jak gdyby zajęty był na prowadzenie działalności gospodarczej (wyrok NSA z 1 lutego 2017 roku, sygn. akt II FSK 3714/14). Co istotne, nawet jeżeli grunt był obciążony służebnością przesyłu na rzecz przedsiębiorstwa energetycznego, to realizacja obowiązku podatkowego w wyższej stawce, związanej z wykorzystywaniem nieruchomości do prowadzenia działalności gospodarczej, spoczywała na jego właścicielu (użytkowniku wieczystym). Nowelizacja, poprzez wprowadzenie zasady, że posadowienie elektroenergetycznej infrastruktury na gruntach osób trzecich, z których przedsiębiorstwo liniowe korzysta w sposób ograniczony, nie wpływa na wzrost podatków gruntowych, wprowadza pozytywne dla podatników zmiany, eliminując wątpliwości dotyczące zasad opodatkowania takich gruntów. Od 1 stycznia 2019 roku wprowadzona zostaje zasada, że nieistotne w kontekście podatku będą: okoliczność, że przez grunty przebiegają urządzenia sieciowe; zajęcie gruntów na pasy technologiczne stanowiące otoczenie urządzeń sieciowych, konieczne dla zapewnienia właściwej ich eksploatacji; 18 l ENERGIA elektryczna sierpień 2018

zajęcie gruntów na strefy bezpieczeństwa oraz strefy kontrolowane urządzeń sieciowych. Od powyższej zasady przewidziano dwa wyjątki. Po pierwsze, podatek w podwyższonej stawce należny jest w sytuacji, w której grunty wskazane powyżej wykorzystywane będą jednocześnie na prowadzenie działalności gospodarczej innej niż rolnicza oraz innej niż działalność w zakresie przesyłania lub dystrybucji płynów, pary, gazów lub energii elektrycznej lub transportu wydobytego gazu ziemnego lub ropy naftowej. Po drugie, podatek w podwyższonej stawce należny jest również wtedy, gdy przedsiębiorstwo energetyczne będzie posiadaczem samoistnym, użytkownikiem wieczystym lub właścicielem takich gruntów. Zmianę tę należy ocenić pozytywnie. Ponieważ przedsiębiorstwa energetyczne korzystają z infrastruktury przesyłowej przede wszystkim na podstawie służebności przesyłu, nie będąc przy tym posiadaczem samoistnym takich gruntów, nie wpłynie na wysokość ponoszonych przez nie kosztów związanych z przesyłaniem energii. Ponadto, w świetle ostatnich doniesień o potencjalnym podwyższeniu opłat za służebności przesyłu przez Lasy Państwowe w związku z zastosowaniem najwyższej stawki opodatkowania względem nieruchomości leśnych zajętych przez napowietrzne linie energetyczne, wprowadzenie nowelizacji uchroni odbiorców energii elektrycznej przed podwyższeniem kosztów jej dostawy. Jeżeli zaś chodzi o osoby trzecie, to - co do zasady - zwolnione zostaną z obowiązku uiszczania podatku w podwyższonej stawce.

Lokalizacja inwestycji celu publicznego W wyroku z 19 lipca 2018 roku (sygn. akt II SA/Bk 265/18) Wojewódzki Sąd Administracyjny (WSA) w Białymstoku

wypowiedział się na temat procedury wydawania decyzji o lokalizacji celu publicznego, tak często wykorzystywanej w praktyce przedsiębiorstw sieciowych. Sąd wskazał, że: „ustalenie lokalizacji inwestycji celu publicznego nie polega na analizowaniu różnych wariantów inwestycji, jak też organ wydający taką decyzję nie bada celowości jej realizacji i nie może modyfikować wniosku inwestora co do zaproponowanego jej przebiegu oraz szczegółowych rozwiązań technicznych. Żaden przepis prawa nie uzależnia również wydania decyzji lokalizacyjnej od zgody właściciela nieruchomości, po której taka inwestycja będzie przebiegać.” Pogląd ten wyrażono przy okazji budowy gazociągu, której celowość podważał skarżący. Jak zaakcentował WSA: „(…) decyzja ta [lokalizacyjna] nie jest w żaden sposób powiązana z prawem inwestora do dysponowania nieruchomością na cele budowy infrastruktury przesyłowej. Dopiero etap przed wydaniem decyzji o pozwoleniu na budowę będzie etapem właściwym do oceny, czy inwestor prawo dysponowania nieruchomością na cele budowlane posiada, czy też nie.”

Sukcesja firm rodzinnych Sejm 5 lipca 2018 roku uchwalił ustawę o zarządzie sukcesyjnym przedsiębiorstwem osoby fizycznej. Reguluje ona zasady tymczasowego zarządzania przedsiębiorstwem po śmierci przedsiębiorcy, który we własnym imieniu wykonywał działalność gospodarczą na podstawie wpisu do Centralnej Ewidencji i Informacji o Działalności Gospodarczej, oraz kontynuowania działalności gospodarczej wykonywanej z wykorzystaniem tego przedsiębiorstwa. Przepisy tej ustawy pozwalają przedsiębiorcy powołać zarządcę sukcesyjnego, który będzie prowadził bieżące sprawy przedsiębiorstwa po jego śmierci do czasu zakończenia formalności spadkowych. Zarząd sukcesyjny

Zdjęcie: Adobe Stock © malajscy

PARAGRAF W SIECI

Minister Energii rozpoczął konsultacje publiczne projektu rozporządzenia w sprawie wymagań technicznych dla stacji i punktów ładowania, stanowiących element infrastruktury ładowania drogowego transportu publicznego

może trwać maksymalnie dwa lata od śmierci przedsiębiorcy, jednakże w wyjątkowych przypadkach sąd może przedłużyć ten czas do pięciu lat. Natomiast, co do zasady, zarząd ten wygaśnie z momentem podziału spadku. Powołać takiego zarządcę będą mogli również po śmierci przedsiębiorcy jego bliscy. Od chwili ustanowienia zarządu sukcesyjnego, zarządca sukcesyjny wykonuje prawa i obowiązki zmarłego przedsiębiorcy, wynikające z wykonywanej przez niego działalności gospodarczej oraz prowadzenia przedsiębiorstwa. Zarządca sukcesyjny dokonywać może czynności zwykłego zarządu w sprawach wynikających z prowadzenia przedsiębiorstwa, a czynności przekraczających zakres zwykłego zarządu za zgodą wszystkich właścicieli przedsiębiorstwa (spadkobierców), a w przypadku jej braku – za zezwoleniem sądu. Zarządca sukcesyjny nie ponosi odpowiedzialności za zobowiązania zaciągnięte na rachunek właściciela przedsiębiorstwa; ponoszą ją spadkobiercy. Ustawa przewiduje także procedurę przeniesienia decyzji i zezwoleń administracyjnych wydanych na rzecz zmarłego przedsiębiorcy na jego spadkobierców przejmujących prowadzenie przedsiębiorstwa. W tym zakresie uzupełniono również art. 42 i 43 ustawy Prawo energetyczne regulujące zasady udzielana koncesji na rynku energetycznym. Planowane wejście

w życie ustawy to trzy miesiące od opublikowania jej w Dzienniku Ustaw.

Projekt rozporządzenia w sprawie punktów ładowania 19 lipca br. Minister Energii opublikował i tym samym rozpoczął konsultacje publiczne projektu swojego rozporządzenia w sprawie wymagań technicznych dla stacji i punktów ładowania, stanowiących element infrastruktury ładowania drogowego transportu publicznego. Jest to jeden z aktów wydawanych na mocy ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych. Projekt tego rozporządzenia określa szczegółowe wymagania techniczne w zakresie bezpieczeństwa eksploatacji, naprawy i modernizacji stacji oraz punktów ładowania, stanowiących element infrastruktury ładowania drogowego transportu publicznego. Określa m.in., że przyłącze punktu ładowania w miejscu przyłączenia wyposaża się w urządzenia realizujące ochronę przeciwporażeniową, o których mowa w przepisach wydanych na podstawie art. 7 ust. 2 pkt 1 ustawy Prawo budowlane. Nakazuje również, żeby przeglądy serwisowe, naprawy i modernizacje takich punktów wykonywały osoby mające odpowiednią wiedzę w zakresie instalacji elektrycznych, doświadczenie oraz kwalifikacje potwierdzone odpowiednim świadectwem kwalifikacyjnym, zgodnie

z przepisami dotyczącymi eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci wydanymi na podstawie ustawy Prawo energetyczne.

Przedawnienie roszczeń według zmian Kodeksu cywilnego 9 lipca weszły w życie zmiany Kodeksu cywilnego, wprowadzone ustawą z dnia 13 marca 2018 roku, dotyczące m.in. przedawnienia roszczeń. Co do zasady, termin przedawnienia wynosi teraz sześć lat, a dla roszczeń o świadczenia okresowe oraz związanych z prowadzeniem działalności gospodarczej - trzy lata. Jego koniec przypada na ostatni dzień roku kalendarzowego, chyba że termin przedawnienia jest krótszy niż dwa lata. Roszczenie stwierdzone prawomocnym orzeczeniem sądu lub innego organu powołanego do rozpoznawania spraw danego rodzaju albo orzeczeniem sądu polubownego, jak również roszczenie stwierdzone ugodą zawartą przed sądem albo sądem polubownym albo przed mediatorem i zatwierdzoną przez sąd przedawnia się z upływem sześciu lat. Dotyczy to np. zasądzonych należności za energię elektryczną czy z tytułu nielegalnego poboru energii. Ustawa zakazuje domagania się zaspokojenia roszczenia przysługującego przeciwko konsumentowi po upływie terminu przedawnienia, chyba że wyrazi na to zgodę sąd. n

sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l 19

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

Wpływ kodeksów sieciowych na warunki pracy OSD przy uwzględnieniu OZE W 2009 roku wydano rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej [1]. Dokument ten stanowi formalną podstawę dla szeregu kodeksów sieciowych i wytycznych, których celem jest opracowanie m.in. zasad dostępu do sieci, zarządzania nimi oraz koordynacji planów rozwoju w ramach Unii Europejskiej. ROBERT JANKOWSKI, ANDRZEJ KĄKOL

JERZY RYCHLAK

Instytut Energetyki Oddział Gdańsk

Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA

Efektem rozporządzenia jest opracowanie w kolejnych latach tzw. kodeksów sieciowych. W artykule opisano wybrane aspekty wynikające z ustanowienia kodeksu regulującego przyłączanie jednostek wytwórczych (NC RfG) [2] oraz kodeksu operacyjnego (SO GL) [3] na warunki współpracy OSD i źródeł wytwórczych. Część wymogów określonych w NC RfG musi być doprecyzowana przez właściwego operatora sieci zgodnie z opisaną w kodeksie procedurą. Doprecyzowanie zostało dokonane i zamieszczone na stronie PSE [4]. Zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii, w tym energetyki rozproszonej małej mocy w sieci SN i nn, skutkuje systematycznym ubytkiem jednostek konwencjonalnych, efektem czego jest zmniejszenie zdolności do regulacji częstotliwości oraz napięć. Celem zapewnienia bezpieczeństwa w systemie zostały zdefiniowane wymagania również dla obiektów przyłączanych do sieci na napięciach poniżej 110 kV. Aby efektywnie wykorzystać zdolności regulacyjne rozproszonych źródeł energii obiekty te muszą być obserwowalne i sterowalne. Należy podkreślić, że część wymogów określonych w kodeksach odnosi się do całego systemu elektroenergetycznego, w tym do istniejących źródeł wytwórczych (SO GL) a część co do zasady, tylko do obiektów nowych (NC RfG).

Objęcie wymogami małych obiektów Zdefiniowane w kodeksach wymogi dotyczą źródeł wytwórczych o mocy od 800 W. W RfG zdefiniowano cztery grupy źródeł wytwórczych, oznaczone kolejnymi literami alfabetu: A, B, C oraz D. Wszystkie źródła wytwórcze przyłączone do sieci WN i NN są klasyfikowane do grupy najwyższej, oznaczonej symbolem D. 20 l ENERGIA elektryczna sierpień 2018

Progi mocowe do klasyfikacji obiektów w sieci SN lub nn zostały wypracowane przez OSP w drodze konsultacji z podmiotami sektora zgodnie z trybem określonym w NC RfG. Na rysunku 1 zilustrowano przyjęte rozwiązanie. Nad osią pokazano dopuszczalny w RfG zakres zmienności wartości progowych, natomiast pod osią – przyjęte wartości progowe [6]. Niebieskie strzałki symbolizują dokonaną zmianę wartości progowej. 200kW

800W

1MW

10MW

A A

B B

75MW

50MW

C C

D D

Rys. 1. Progi mocowe dla różnych typów PPM

Co do zasady, wymogi dla grupy PPM zakwalifikowanych do niższego typu są dziedziczone przez obiekty zakwalifikowane do typu wyższego. Jednocześnie, jeśli dana grupa nie dziedziczy wymogu od grupy niższej, to oznacza, że wymóg ten jest zastępowany innym – ostrzejszym. Tym samym, najszerszy zakres wymogów został określony dla obiektów typu D

Obserwowalność i sterowalność Do jednostek typu A zakwalifikowano moduły wytwarzania o mocy od 800 W do 200 kW. Źródła tego typu będą występowały w sieci nn i, w mniejszości, w sieci SN. Jednostki typu B o mocach od 200 kW do 10 MW będą przyłączane do sieci SN.

TECHNIKA I TECHNOLOGIE Zgodnie z Art.13.6 moduł wytwarzania musi być wyposażony w interfejs logiczny (…), który umożliwi zaprzestanie generacji mocy czynnej w ciągu pięciu sekund od przyjęcia polecenia (…). Jednocześnie, w RfG nie zdefiniowano wymogów dotyczących obserwowalności modułów typu A. W efekcie, zamiast monitorowania każdego ze źródeł w sieci nn, OSD powinien rejestrować poziomy napięć i obciążeń w newralgicznych punktach obwodów niskiego napięcia i ograniczać poziom generacji po zidentyfikowaniu zagrożeń. Tym samym polecenie zaprzestania generacji wydawane źródłom typu A może być traktowane jako narzędzie udostępnione OSD do ograniczenia przekroczeń spowodowanych zbyt dużą generacją, nie zaś narzędzie do zarządzania poszczególnymi jednostkami. Na mocy Art. 14.1, zdefiniowany w Art.13.6 wymóg obowiązuje również moduły typu B. Dodatkowo, w Art.14.2 zdefiniowano wymóg wyposażenia modułów typu B w interfejs umożliwiający zdalne ograniczenie generowanej mocy czynnej. Szczegóły dotyczące wdrożenia wymogu zostały pozostawione do decyzji OSD. Z powodu spodziewanej, znacznej liczby obiektów typu A i B, identyfikacja modułów wytwarzania, do ograniczenia mocy powinna odbywać się automatycznie po zidentyfikowaniu aktualnych warunków pracy sieci. Ograniczenia generacji powinny być zastosowane na tych obiektach (grupach obiektów), które mają wpływ na zidentyfikowane zagrożenie. Idea ta została pokazana na rysunku 2, gdzie w sposób schematyczny przedstawiono fragment sieci SN i nn. Grupę mogą tworzyć obiekty przyłączone do wspólnego odejścia po stronie nn (wyróżnione odcieniem koloru zielonego), wszystkie obiekty generacyjne zasilane ze wspólnego transformatora SN/nn (wyróżnione kolorem zielonym) lub przyłączone do ciągu liniowego SN (odcień fioletowy). Grupowanie obiektów powinno odbywać się z uwzględnieniem rodzaju i skali zagrożenia. Kolorem szarym oznaczono obiekt istniejący, którego RfG nie dotyczy. I tak, w przypadku problemów na odejściach w sieci nn, ograniczenie mocy będzie dotyczyło obiektów przyłączonych do tego odejścia (grupy 1’ lub 1”). Jeśli problemy (napięciowe) będą występowały na kilku odejściach nn zasilanych z jednego transformatora SN/nn, to polecenie zaniżenia mocy będzie wysyłane do wszystkich modułów przyłączonych do sieci zasilanej z tego transformatora (grupa 2). Przyłączone do sieci SN obiekty typu B są obserwowalne, stąd będzie możliwe oddziaływanie

indywidualnie na każdy z obiektów z osobna (obiekt 3’ lub 3”) lub w sposób skoordynowany (grupa 4). Układy pracy sieci SN i (w stopniu mniejszym) nn ulegają zmianom po wystąpieniu awarii czy na czas remontu. Stąd też procedura grupowania modułów wytwarzania powinna identyfikować układ pracy sieci (miejsca podziału) na potrzeby prawidłowej identyfikacji i zarządzania źródłami. Już obecnie należy rozważyć implementację narzędzia, które monitorując warunki pracy sieci SN i nn dokona identyfikacji zagrożeń oraz wskaże moduły wytwarzania, którym generowana moc będzie ograniczona do zera (moduły typu A i/lub B) lub ograniczona według procedury ustalonej przez OSD. Należy określić wymogi dotyczące protokołów komunikacji oraz, po przyłączeniu modułu wytwarzania, weryfikować wymagane funkcjonalności, tak by w przyszłości móc je wykorzystywać. Źródła wytwórcze zakwalifikowane jako typ A będą obserwowalne w sposób pośredni – poprzez monitorowanie stanu pracy sieci na napięciu (typowo) niskim. Natomiast zgodnie z zapisami kodeksu SO GL (który dotyczy wszystkich użytkowników sieci, również tych, traktowanych przez kodeks NC RfG jako źródła istniejące) źródła typu B (i wyżej) będą należały do grupy SGU (ang. significant grid user – znaczący użytkownik sieci), od których można wymagać dostarczania do OSD informacji strukturalnych, grafikowych i danych czasu rzeczywistego (SO GL, art. 50). Wymóg ten został doprecyzowany w propozycji implementacji krajowej RfG [4],[5], gdzie wskazano aby moduły typu B miały zdolność do wymiany informacji w czasie rzeczywistym z właściwym OS. Ten, na mocy art. 44 SO GL, może być zobowiązany do przekazywania do OSP mocy czynnej i biernej w polu zakładu wytwarzania energii i zagregowanych danych o wytwarzaniu z podziałem na źródła energii pierwotnej. Tym samym informacje o stanie generacji w sieci SN mogą być kompletne. Pozwoli to na efektywniejsze działanie algorytmów określających niezbędną redukcję generowanej mocy.

LVRT Kodeks NC RfG wprowadza zdolność do pozostania modułów wytwarzania typu B w pracy w trakcie i po zaburzeniach skutkujących obniżeniem napięcia. Zgodnie z zasadą dziedziczenia,

WN SN

SN nn

1" 2

Rys. 2. Idea grupowania obiektów na potrzeby skoordynowanego sterowania źródłami typu A i B sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l 21

kres

cja

TECHNIKA I TECHNOLOGIE wymóg ten obowiązuje również moduły wytwarzania typu C i D. Wymóg ten to rozszerzenie wymagań stosowanych dotychczas przez OSD. Dotychczas w dokumentach IRiESD dużych OSD (np., Energa [7]) stosowano zapis: Farmy wiatrowe przyłączone do sieci 110 kV powinny być przystosowane do utrzymania się w pracy w przypadku wystąpienia zwarć w sieci skutkujących obniżką napięcia w miejscu przyłączenia do sieci. Spośród dużych operatorów jedynie ENEA Operator [8] nie ograniczyła wymogu stosowania FRT do jednostek przyłączonych do sieci 110 kV. Stąd też, przyjęte w NC RfG rozwiązanie jest równoznaczne z rozszerzeniem wymogów stawianych modułom wytwarzania przyłączanych do sieci SN. W NC RfG, oprócz zdolności FRT dla zwarć symetrycznych i niesymetrycznych, wymagana jest zdolność do generacji szybkiego prądu biernego celem podtrzymania napięcia i pozakłóceniowego odtwarzania mocy czynnej. Pierwsze ma na celu ograniczyć obszar dotknięty obniżką napięcia, natomiast drugie zmniejszyć niezbilansowanie mocy czynnej w systemie po zakłóceniu. Wymagana odpowiedź modułu wytwarzania w postaci generacji prądu o charakterze czynnym i biernym została sparametryzowana. Na rysunkach poniżej pokazano charakterystyki FRT określone dla punktu przyłączenia obiektów typu B. Linią ciągłą wykreślono charakterystykę wskazaną w implementacji krajowej, natomiast liniami przerywanymi ze znacznikiem gwiazdki – obszar w którym charakterystyka FRT mogła być wykreślona. a)

PPM typu B i C

1,0 0,8 0,6 0,4 0,2

Dostępny zakres Implementacja

0,0 -0,5

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

gen.synch typu B i C

1,0 0,8 0,6 0,4 0,2

Dostępny zakres

-0,5

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

Rys. 3. Wymagana zdolność do przejścia przez zwarcie dla parku energii (a) i generatora synchronicznego (b)

Częstotliwość Zapisane w NC RfG wymogi dotyczące zdolności do pracy w określonych przedziałach częstotliwości (innej od znamionowej) mają przede wszystkim znaczenie globalne. Wymogi NC RfG zestawione z aktualnie obowiązującymi wymogami wskazują 22 l ENERGIA elektryczna sierpień 2018

30 minut

bez ograniczeń

wymogi IRiESP 10 minut 20 minut 30 minut gen. konwencjonalna 1h / rok 2h / rok 3h / rok

bez ograniczeń

wymogi RfG

30 minut

wymogi IRiESP 10 minut 20 minut gen. wiatrowa częstotliwość [Hz] 47,5 48,0 48,5

30 minut

49,0

bez ograniczeń

49,5

50,0

30 minut nie zdefiniowano trwale z mocą ograniczoną wg ch-ki

50,5

51,0

51,5

wyłączenie

52,0

52,5

Rys. 4.Wymagane w IRiESP oraz RfG czasy pracy przy różnych częstotliwościach

Dodatkowo, oprócz wymaganej zdolności do pracy przy częstotliwościach innych od znamionowych, w NC RfG zdefiniowano wymóg zdolności urządzeń do pozostania w pracy przy prędkościach zmian częstotliwości do 2 Hz/s. Jest to minimalna wymagana zdolność i nie może być ograniczana przez zabezpieczenia jeśli urządzenie posiada szersze zdolności (Art. 13.1.b). Zapis ten ma na celu ograniczyć liczbę (jak i moc) źródeł wytwórczych traconych na skutek szybkich zmian częstotliwości po zakłóceniu.

Automatyka LFSM-O

Automatyka LFSM-O (ang. limited frequency sensitive mode) oznacza tryb pracy modułu wytwarzania energii, w którym generowana moc czynna zmniejsza się w odpowiedzi na wzrost częstotliwości systemu powyżej określonej wartości, zgodnie z określoną charakterystyką statyczną. Automatyka LFSM-O jest Dostępny zakres uzupełnieniem FSM (ang. frequency sensitive mode), która odpo- gen.synch ty 1,0 -0,5 1 wiada stosowanemu obecnie pojęciu regulacji pierwotnej mocy 0 1 0 0,05 czynnej i częstotliwości. 0,8 0,25 0,05 Wymóg stosowania automatyki LFSM-O został zdefiniowany 0,25 0,7 0,6 0,7 A (o mocy 0,7 dla jednostek typu od 800 W). Powszechność stosowa1,5 0,85 nia tego wymogu jest doskonałym przykładem na zobrazowanie 2,5 0,85 0,4 5 0,85 rozproszenia działań regulacyjnych w systemie i przejmowania 5 0,9 zadań związanych z bezpieczeństwem systemu również przez 0,2 3 0,9 1 0,9 RfG stanowi, że Kiedy tryb LFSM-O jest małe obiekty. Zapis w NC 0,14 0,9 0,0 aktywny, nastawa LFSM-O jest nadrzędna w stosunku do wszystkich 0,14 0,3 -0,5 0,0 0,5 1,5 0 0,3 innych aktywowanych nastaw mocy czynnej. Ustawodawca pod- 1,0 0 0,15 kreśla w ten sposób 0 wagę 1 tej automatyki, jednak pomija sytuacje, -0,5 1 w których działanie LFSM-O może prowadzić do zmiany rozpływów mocy w sieci i nieplanowanych przepływów mocy stwarzaf wystąpienia Pm przeciążeń elementów sieci. Zostało to jących ryzyko 0 uwzględnione w propozycji 0implementacji krajowej gdzie zapi0 0 -1 sano: niezależnie od nadrzędności wartości zadanej mocy LFSM-O, 200 0 należy zapewnić: 200 możliwość automatyki LFSM-O oraz Implementacja blokowania 0 zdolność do realizacji pracy interwencyjnej z wartościami zadanymi 400 -5 -0,5 1 wskazanymi przez400 właściwego OS [9]. -5 0 1 0 0,15

Implementacja

0,0

kierunek potencjalnych zagrożeń, na jakie system europejski powinien być przygotowany w przyszłości, to jest sytuacje, w których występują niedobory mocy czynnej skutkujące obniżeniem częstotliwości.

ΔP /Pref0,15

0,25 0,7 1,5 |Δf i|/fn 5

s2[%]

0,05 0,05 0,7 0,7 0,7 0,85 0,85

Δf /fn

Nastawialny: – Próg aktywacji automatyki w przedziale 50,2-50,5 Hz – Statyzm w przedziale 2-12%,

Rys. 5. Wymagana zdolność modułów wytwarzania energii do odpowiedzi mocy czynnej w trybie LFSM-O

TECHNIKA I TECHNOLOGIE Skutki rozszerzenia zakresów napięciowych i częstotliwościowych pracy dla modułów wytwarzania w sieci SN Przyjęcie i stosowanie szerokich zakresów nastaw zabezpieczeń dla częstotliwości i prędkości jej zmian oraz zastosowanie zdolności LVRT to kluczowe wymogi mające zapobiec utracie generacji podczas zaburzeń w sieci przesyłowej w postaci podziału systemu lub zwarć. Przyjęcie takich nastaw to również wyzwanie dla pracy i prowadzenia ruchu w sieciach OSD, na napięciu średnim i niskim, gdzie awarie lub uszkodzenia są na porządku dziennym. Uszkodzenie elementu w ciągu liniowym lub otwarcie wyłącznika na początku pracującego promieniowo ciągu liniowego może prowadzić do powstania obszaru izolowanego. Znajdujące się na obszarze izolowanym moduły wytwarzania powinny zostać odłączone przez zabezpieczenia częstotliwościowe, df/dt lub napięciowe. Nadal, incydentalnie, dochodzi do przypadków niekontrolowanej pracy wyspowej przy małym niezbilansowaniu obszaru. Zmiana nastaw zabezpieczeń, w celu uodpornienia modułów wytwarzania na zaburzenia w sieci, złagodzi kryteria wykrywania pracy wyspowej. Prawdopodobieństwo wystąpienia niekontrolowanej pracy wyspowej w sieciach SN i nn ulegnie zwiększeniu. Zostało to zilustrowane na rysunku 6, na którym na czerwono wyróżniono nastawy zabezpieczeń wymagane dla nowych modułów wytwarzania, natomiast kolorem szarym – przykładowe nastawy zabezpieczeń stosowane na istniejących źródłach. Zaburzenie w sieci spowoduje odstawienie istniejącego źródła (kolor szary) natomiast obiekty przyłączone do sieci SN i nn z powodu wymogów utrzymania się w pracy przy silniejszych zakłóceniach, mogą pozostać w pracy. f<47.5 Hz f>51.5 Hz df/dt = 2 Hz/s

U> 1.1p.u. U< 0.8p.u. f<49.5 Hz f>50.2 Hz df/dt = 0.6 Hz/s

WN SN SN nn

SN nn

f<47.5 Hz f>51.5 Hz df/dt = 2 Hz/s

Rys. 6. Ilustracja nastaw zabezpieczeń modułów wytwórczych istniejących i nowych, rysunek poglądowy

Podobnie, w przypadku wykorzystywania zdolności LVRT źródeł przyłączonych w głębi sieci SN ograniczone zostaje stosowanie zabezpieczeń podnapięciowych. Generacja prądu biernego na podtrzymanie napięcia, wymóg odbudowy mocy czynnej po zaburzeniu mogą spowodować, że przy szerszych nastawach zabezpieczeń prawdopodobieństwo wyłączenia obiektu z sieci zmaleje. Z powodu braku infrastruktury komunikacyjnej do identyfikacji pracy autonomicznej konieczne jest wdrożenie i stosowanie nowych metod wykrywania stanu pracy wyspowej.

Podsumowanie W artykule przedstawiono wpływ zapisów NC RfG na przyłączanie i funkcjonowanie małych obiektów zakwalifikowanych jako typ

A i B. To właśnie w odniesieniu do nich zmiany (w porównaniu ze stanem obecnym) są największe. Wprowadzenie wymogów NC RfG naturalnie wprowadza również zmiany wymogach dla dużych obiektów, klasyfikowanych jako typ C i D. Zmiany te obejmują miedzy innymi: • Wymóg pracy przy wyższych napięciach w punkcie przyłączenia (do 1,15 pu w sieci 110 kV i 220 kV oraz 1,1 pu w sieci 400 kV ) • Zdolność do pracy w trybie FSM oraz stosowania automatyki LFSM-U • Sposób opisu wymogów w odniesieniu do generowanej mocy biernej • Określenie dynamiki układów regulacji mocy biernej oraz możliwość wyboru trybu regulacji mocy biernej • Wymóg dostarczenia modeli obliczeniowych oraz wyników symulacji • Procedurę pozwolenia na użytkowanie na potrzeby przyłączenia (pozwolenie na podanie napięcia „EON”, tymczasowe pozwolenie na użytkowanie „ION”, ostateczne pozwolenie na użytkowanie „FON”). Przyczyną zmian wprowadzonych w NC RfG jest przygotowanie systemu do bezpiecznej pracy w przyszłości z dużym nasyceniem generacji odnawialnej. Stosowanie części wymogów, takich jak zapewnienie sztucznej inercji oraz tłumienia oscylacji mocy przez moduły parku energii, obecnie jest jeszcze nieuzasadnione ekonomicznie by je powszechnie stosować [10], jednak wraz z rozwojem technologicznym oraz postępującym zmniejszającym się udziałem generacji konwencjonalnej również sztuczna inercja oraz tłumienie oscylacji mocy będą wprowadzane jako wymogi powszechnego stosowania w nowych obiektach. n

Bibliografia 1. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr. 714/2009 w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej, 2. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr. 631/2016 ustanawiające kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci, 3. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr. 1485/2017 ustanawiające wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej, 4. Propozycja OSP wymogów ogólnego stosowania wynikających z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG), PSE S.A.; https://www.pse.pl/documents/20182/31216853/20180417_Propozycja_wymogow_ NC_RFG_PSE_final.pdf (dostęp 10 maja 2018), 5. Propozycja OSD wymogów ogólnego stosowania wynikających z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG), PSE S.A.; https://www.pse.pl/documents/20182/31216853/20180417_Propozycja_wymogow_ NC_RFG_OSD_final.pdf (dostęp 10 maja 2018), 6. Propozycje progów mocy maksymalnych dla modułów wytwarzania energii typu B, C i D zgodnie z Rozporządzeniem Komisji (UE) 2016/631; PSE S.A. Konstancin Jeziorna, https:// www.pse.pl/documents/20182/31216853/20180125_Propozycje_progow_mocy_final. pdf/79351a74-bd0e-4b78-bbd8-89c4f8e30ec9?safeargs=646f776e6c6f61643d74727565 (dostęp 10 maja 2018), 7. Energa Operator SA, Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych, tekst jednolity obowiązujący od dnia 1 maja 2017 r., 8. Enea Operator Sp. z o.o., Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych, tekst jednolity obowiązujących od dnia 1 lutego 2016 r (Wersja 2.3), 9. Jankowski R., Kąkol A., Mazur P., Rychlak J., Wybrane zagadnienia z procesu implementacji NC RfG w kontekście zapobiegania awariom katastrofalnym VIII Konferencja Międzynarodowa Konferencja Naukowo-Techniczna Blackout a Krajowy System Elektroenergetyczny, Poznań 2018, 10. Need for synthetic inertia (SI) for frequency regulation, ENTSO-E guidance document for national implementation for network codes on grid connection, 02 November 2017. .

sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l 23

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

Radiowy system łączności dyspozytorskiej w działaniu OSD – nowe możliwości

Rozporządzenie Komisji (UE) 2017/2196, ustanawiające kodeks sieci dotyczący stanu zagrożenia i stanu odbudowy systemów elektroenergetycznych, wymusza konieczność dostosowania systemów łączności głosowej, infrastruktury z nimi związanej, w szczególności systemów zasilania, celem spełnienia wymogów zawartych w rozporządzeniu. MIROSŁAW DERENGOWSKI PTPiREE

Dla polskiej energetyki niezwykle istotne jest dysponowanie przez każdego OSD, oprócz podstawowych, przewodowych rozwiązań telekomunikacyjnych, także radiową siecią łączności dyspozytorskiej. Cyfrowa sieć radiowa powoli wypiera użytkowane przez OSD trankingowe sieci analogowe. Główne przyczyny to: technologiczne zużycie, zbliżająca się konieczność wyłączenia ich z pracy (do 2021 roku) oraz liczne ograniczenia właściwe technice analogowej.

Pewność pracy i bezpieczeństwo radiowych sieci łączności OSD Należy podkreślić, że: • rozmowy między użytkownikami sieci stanowią obecnie tylko około 30 proc. ruchu, • pozostałe 70 proc. stanowi sterowanie elementami sieci i nadzór nad automatyką sieciową; dotyczy to przede wszystkim SN i nn, • rola transmisji danych związanej z automatyką i sterowaniem będzie w najbliższych latach dynamicznie wzrastała. Ze względu na wykorzystywanie łączności radiowej do sterowania pracą SN i nn, niezwykle ważne jest zapewnienie w sieci radiowej wysokiego poziomu pewności pracy oraz bezpieczeństwa transmisji 24 l ENERGIA elektryczna sierpień 2018

poleceń i potwierdzeń. Wymagany poziom pewności i bezpieczeństwa w sieci radiowej musi być znacznie wyższy od tego, jaki są w stanie zapewnić sieci publiczne. Pewność pracy musi opierać się na odpowiedniej nadmiarowości rozwiązań. Właściwymi metodami działania są: • podwajanie wielu kluczowych elementów stacji radiowych oraz węzłów sterowania siecią radiową, • zwielokrotnianie powiązań między stacjami radiowymi, • częściowe pokrywanie się zasięgów sąsiednich stacji radiowych, • zwiększanie liczby kanałów radiowych w stacjach, co umożliwia obsługę większej liczby połączeń w przypadku poważnych awarii systemu energetycznego, • budowanie akumulatorowych stacji umożliwiających długotrwałe zasilanie urządzeń nawet w czasie poważnych awarii sieci elektroenergetycznych. Bezpieczeństwo – to przede wszystkim stosowanie takich środków technicznych, aby sterowanie sieciami dystrybucyjnymi odbywało się wyłącznie za pomocą autoryzowanych poleceń pochodzących od dyspozytorów OSD, bez możliwości ingerencji z zewnątrz. Podstawowym sposobem jego zapewnienia jest stosowanie szyfrowania transmisji radiowej za pomocą rozwiązań uniemożliwiających dostęp osobom postronnym.

Współpraca sąsiednich sieci radiowych OSD Od początku prac zmierzających do cyfryzacji sieci radiowych sektora elektroenergetyki wskazywano na konieczność ujednolicenia systemu łączności w skali wszystkich OSD, pomimo że ich liczba i struktura organizacyjna w tym czasie podlegała znacznym zmianom, głównie w wyniku konsolidacji. Szczególnie zwracano uwagę na następujące fakty: • Kilkugodzinny, a nawet dłuższy proces przywracania sprawności systemu wymaga niezawodnej łączności i pełnego panowania nad elementami zdalnie sterowanymi na znacznym obszarze Polski, który obejmuje teren działania więcej niż jednego OSD. Tym samym sprawna sieć radiowa jest niezbędnym środkiem technicznym wspomagającym restytucję systemu energetycznego. • Jednolitość w skali całego kraju dotyczy także działania PSE. Struktura sieci przesyłowych OSP znacznie wykracza poza obszary obsługiwane przez poszczególnych OSD. Należy zatem dążyć do projektowania sieci OSD tak, aby ich składowe były „widziane” przez OSP jako jedna sieć radiowa działająca na jej potrzeby.

TECHNIKA I TECHNOLOGIE

PTPiREE, będące operatorem sieci radiowej sektora elektroenergetyki, dokonywało syntezy kierunków rozwoju technik radiowych, zlecało analizy ekonomiczne i techniczne, prowadziło również prace przygotowawcze zmierzające do przekształcenia analogowych sieci łączności radiowej w nowoczesne, cyfrowe. Wyniki prowadzonych prac prezentowane były na bieżąco członkom PTPiREE w dokumentach oraz na licznych spotkaniach tematycznych. Dokonano rzetelnego porównania paru standardów radiowych, a także kilku modeli organizacyjnych i biznesowych budowy takich sieci. Przeprowadzone analizy opierały się na rzeczywistych właściwościach poszczególnych technik, a nie tylko na uproszczonych informacjach rozpowszechnianych przez przedstawicieli operatorów publicznych we wstępnych fazach rozmów ofertowych. Rozważano możliwość wykorzystania standardów P.25, TETRA, TEDS, CDMA2000, tzw. dyspozytorskiego (z nakładką GoTa produkcji ZTE – jedynego wytwórcy na świecie), WiMAX, GSM/ UMTS. W wyniku uzyskano trudny do podważenia wniosek, że wszelkie wymogi sektora energetycznego spełnia jedynie własna (należąca do OSD i wybudowana głównie w obiektach OSD) sieć w standardzie TETRA, ewentualnie uzupełniona usługami w technice CDMA lub LTE operatora zewnętrznego w zakresie szybkich transmisji danych. Na potrzeby systemu TETRA uzyskano rezerwacje obejmujące 58 kanałów w paśmie 420+MHz. Energetyka rozpoczęła budowę własnych systemów TETRA, skorelowanych z wdrażanymi i modernizowanymi SCADA, oraz uwzględniających nowe technologie, jak np. system izolacji miejsc zwarcia FDIR. SCADA i FDIR są systemami, które umożliwiają prawidłowe działanie systemu elektroenergetycznego. Należą do tzw. elementów krytycznych systemu elektroenergetycznego i dlatego muszą podlegać szczególnej ochronie przez nieuprawnionym dostępem oraz cechować się bardzo wysokim poziomem niezawodności w sytuacjach awaryjnych. Docelowo przewiduje się osiągnięcie poziomu około 850 stacji bazowych TETRA na terenach obsługiwanych przez wszystkich OSD i OSP.

Pasmo 450 MHz – nowe możliwości Przyznanie w maju 2018 roku sektorowi elektroenergetyki dodatkowego pasma częstotliwości w zakresie 450+ MHz stworzyło możliwość budowy szerokopasmowego systemu radiowego nowej generacji. Ponieważ jednak dołączenie usług możliwych do realizacji w systemach szerokopasmowych musi uwzględniać zagrożenia, jakie mogą zaistnieć w warunkach zbliżonych do zarządzania kryzysowego po wprowadzeniu niedostatecznie jeszcze standaryzowanej technologii LTE przez usługodawców komercyjnych, zdecydowano się powierzyć Instytutowi Łączności – Państwowy Instytut Badawczy, wykonanie niezależnej ekspertyzy mającej na celu ocenę powstałej sytuacji i perspektyw przyszłego rozwoju sieci. Główne tezy z tego opracowania (*): • Z uwagi na potrzeby sektora elektroenergetycznego w zakresie interoperacyjności w wymiarze międzynarodowym i krajowym, potrzeby funkcjonowania w warunkach zagrożeń i kryzysu oraz stanu obecnie eksploatowanych systemów, poniesione koszty i zrealizowane prace wdrożeniowe w tym zakresie, istnieje potrzeba szybkiej i ostatecznej realizacji systemów dyspozytorskich, według sprawdzonych wzorów wdrażanych w Unii Europejskiej i w wybranych OSD polskiego sektora elektroenergetycznego w oparciu o standard TETRA. • Wybrany system musi cechować dojrzałość technologiczna, niezawodność oraz dostępność sprzętu w czasie kilkunastu lat. Istotna jest również zgodność ze standardami telekomunikacyjnymi stosowanymi w Europie w sieciach łączności dla służb publicznych. Nie bez znaczenia są także zebrane dotychczas doświadczenia z testów w warunkach rzeczywistych. Wszystkie przedstawione przesłanki potwierdzają słuszność wyboru systemu TETRA jako podstawowego dla łączności radiowej sektora energetyki. Jego infrastruktura spełnia wymóg zapewnienia autonomii zasilania i funkcjonowania długoterminowego, co najmniej 36 godzin w sytuacji awarii o charakterze masowym, gdy wyłączona jest dostawa energii do większości obiektów telekomunikacyjnych na obszarze objętym klęską żywiołową. Inne rozpatrywane systemy nie zapewniają wymaganej funkcjonalności i jakości usług.

Zdjęcia (3x): Maciej Skoraszewski

Wybór standardu dla sieci radiowych OSD

Energetyka powinna posiadać własny, niezależny system telekomunikacyjny

• Dyspozytorski system radiokomunikacji ruchomej musi być własnością elektroenergetyki i zarządzany przez jej służby. • Do tej pory sieć radiową TETRA wybudowano w 100 proc. na obszarze Energa-Operator oraz w 18 proc. – Tauron Dystrybucja i 2 proc. – PGE Dystrybucja. Zatem należy również wziąć pod uwagę przesłanki ekonomiczne. Brak kontynuacji budowy sieci radiowej w standardzie TETRA w pozostałych OSD wpłynąłby negatywnie na bezpieczeństwo państwa, w szczególności w kontekście współpracy przy usuwaniu skutków klęsk żywiołowych (nawałnice, powodzie), do których doszło w ostatnich latach. Wynika z tego, że najlepszym rozwiązaniem zapewniającym sprawną i bezpieczną łączność w sektorze elektroenergetycznym jest system TETRA. • Przygotowanie merytoryczne, projektowe i przetargowe oraz znaczne zaawansowanie inwestycji u operatorów sieci dystrybucyjnych, jak również brak alternatywy technicznej w ciągu najbliższych lat, przemawiają za podjęciem decyzji o kontynuacji budowy sieci TETRA. Tym bardziej, że projekt mógłby być ukończony w terminie około trzech lat. Brak tej decyzji powoduje coraz większe zagrożenie dla niezawodnego działania Krajowego Systemu Energetycznego. • Cyfrowy system trankingowy TETRA doskonale sprawdza się w zakresie krytycznej łączności dyspozytorskiej sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l 25

TECHNIKA I TECHNOLOGIE (głosowej) i sterowania. Łączność radiowa TETRA powinna być siecią pierwszej ważności dla sektora energetyki. • Realizacja LTE 450 w sposób ewolucyjny i synergiczny z TETRĄ wydaje się optymalnym i bezpiecznym sposobem budowy kompleksowego środowiska telekomunikacyjnego warunkującego sprawne działanie nowoczesnej elektroenergetyki. LTE 450 zapewnia przede wszystkim wydajną transmisję danych, która może być z powodzeniem wykorzystana do realizacji usług o znaczeniu niekrytycznym, wyższego poziomu, w tym: obrót, regulacje jakościowe, zdalny odczyt liczników, bilansowanie, stosowanie taryf dynamicznych oraz umożliwia korzystanie z różnych aplikacji bazujących na transmisji danych. Dodatkowy system szerokopasmowy LTE 450 zapewniłby możliwość realizacji połączeń wideo wysokiej rozdzielczości (np. streaming obrazu). • LTE nie posiada zaimplementowanych mechanizmów łączności krytycznej i funkcjonalności oczekiwanych w takich systemach. LTE jest siecią komplementarną dla TETRY i powinna być traktowana jako drugiej ważności dla sektora energetyki. • Przygotowania do budowy sieci LTE 450 będą wymagały wielu działań, których łączny, szacowany czas wyniesie około cztery lata, a z budową sieci prawdopodobnie sięgnie dekady. Działania te to: ʱʱ powołanie operatora sieci, ʱʱ opracowanie studium wykonalności, ʱʱ przeprowadzenie dialogu technicznego,

•

• Sieci TETRA i LTE powinny funkcjonować równolegle 26 l ENERGIA elektryczna sierpień 2018

ʱʱ przygotowanie i przeprowadzenie postępowania o udzielenie zamówienia publicznego, ʱʱ budowa, wdrożenie, integracja i stabilizacja sieci. System LTE 450 wymagać będzie postawienia większej liczby stacji bazowych, co poprzedzone zostanie poszukiwaniem odpowiednich lokalizacji, w dużej mierze poza obiektami energetyki. Spodziewane koszty budowy sieci LTE będą znacznie wyższe od budowy systemu TETRA. Projektowanie sieci LTE jest bardzo złożone i wymagać będzie rozwiązania problemów, jakie niosą analizy pojemnościowa i zasięgowa, co związane jest z wpływem ograniczenia pasma radiowego na przepływność oraz zależność zasięgu stacji bazowych LTE od niej. Z braku specjalistycznego i drogiego oprogramowania, projekt propagacyjny sieci LTE nie będzie możliwy do wykonania we własnym biurze projektowym. Pasmo 5 MHz przyznane ustawą z 10 maja 2018 roku w praktyce jest zmniejszone do 4,5 MHz przez udzielone pozwolenia dla innych użytkowników do końca 2027 roku, co sprawi, że do tego czasu możliwe będzie stosowanie w części kraju urządzeń pracujących w paśmie do 3 MHz i co stanie się przyczyną ograniczenia możliwej przepływności w tym paśmie. Obecnie dla LTE brak jest porozumień międzynarodowych dotyczących transmisji radiowych na terenach przygranicznych. Tylko 30 proc. tego pasma jest preferencyjne dla Polski, a nawiązywanie takich porozumień trwa do kilku lat i ma niewielkie szanse powodzenia. Należy się zatem liczyć z tym, że pewne obszary przygraniczne, na ogół w pasie 50 km, nie będą pokryte zasięgami łączności. Rozporządzenie Komisji (UE) 2017/2196, ustanawiające kodeks sieci dotyczący stanu zagrożenia i stanu odbudowy systemów elektroenergetycznych, wymusza konieczność dostosowania systemów łączności głosowej, infrastruktury z nią związanej, w szczególności zasilania, celem spełnienia wymogów zawartych w rozporządzeniu. Zgodnie z wytycznymi Unii Europejskiej w sprawie infrastruktury

Łączność radiowa TETRA powinna być siecią pierwszej ważności dla sektora energetyki

krytycznej, energetyka powinna posiadać własny, niezależny system telekomunikacyjny. Ma on zapewniać łączność również w warunkach awarii i służyć przywracaniu niesprawnego systemu energetycznego do działania, zatem powinien być pierwszej ważności. • Rekomenduje się budowę podstawowej sieci radiowej łączności dyspozytorskiej TETRA oraz budowę szerokopasmowej sieci radiokomunikacji ruchomej LTE, jako uzupełnienie sieci TETRA w obszarach wymagających szybkiej transmisji danych. System TETRA powinien zapewniać łączność krytyczną umożliwiającą efektywne utrzymanie ciągłości działania infrastruktury elektroenergetycznej i świadczenie podstawowej usługi dystrybucyjnej. Natomiast system LTE 450 – łączność niekrytyczną umożliwiającą w sposób bezpieczny, z użyciem odizolowanej sieci, realizację usług o niższym priorytecie, takich jak: obrót, regulacja jakościowa, odczyty, smart grid, IIoT, możliwość realizacji połączeń wideo wysokiej rozdzielczości itp. Przedsiębiorstwa sektora elektroenergetycznego powinny zatem dążyć do budowy komplementarnych, uzupełniających się sieci TETRA oraz LTE, które mogą, a nawet powinny funkcjonować równolegle. n

Literatura *. Ekspertyza dotycząca sposobu realizacji systemu radiowego łączności operatorów systemów dystrybucyjnych i operatora systemu przesyłowego, podwyższającego niezawodność funkcjonowania systemów energetycznych z uwzględnieniem sytuacji katastrofalnych, Instytut Łączności – PIB, Warszawa, czerwiec 2018.

WYDARZENIA

Zdjęcie: ZIAD Bielsko-Biała

Przed nami 31. edycja targów ENERGETAB

Targi pod Szyndzielnią co roku przyciągają setki wystawców i tysiące zwiedzających

Tegoroczne targi ENERGETAB rozpoczną się 11 września. Przez kolejne trzy dni w Bielsku-Białej będą spotykać się czołowi przedstawiciele sektora elektroenergetycznego i poznawać najnowsze rozwiązania konstrukcyjne oraz technologiczne, a także dyskutować o rozwoju tej strategicznej branży. Wśród eksponatów nie zabraknie urządzeń rozdzielczych wysokich i niskich napięć, transformatorów, generatorów czy silników, agregatów prądotwórczych i UPS-ów, odnawialnych źródeł energii, układów automatyki, sterowania, pomiarów i diagnostyki, kabli i przewodów, słupów i opraw oświetleniowych, podnośników i specjalistycznych pojazdów dla energetyki, osprzętu sieciowego i instalacyjnego, energooszczędnych źródeł światła, maszyn i narzędzi dla budownictwa energetycznego, a także rozwiązań informatycznych czy ofert usług dla branży energetycznej. Wśród ponad 700 wystawców z całej Europy oraz kilku krajów azjatyckich spotkamy zarówno dobrze znane międzynarodowe korporacje dostarczające pełny wachlarz produktów na globalne rynki, jak też większość znaczących krajowych dostawców najbardziej zaawansowanych technologicznie maszyn,

urządzeń i aparatów, służących niezawodnemu, efektywnemu wytwarzaniu oraz dostarczaniu energii elektrycznej. Najbardziej innowacyjne z nich zostaną zapewne zgłoszone przez wystawców do konkursu na szczególnie wyróżniający się produkt, w którym – wśród kilkunastu prestiżowych wyróżnień – możemy wymienić: Puchar Ministra Energii, Puchar PTPiREE, Medal Prezesa SEP, medale i statuetki partnerów targów czy też Złoty Lew im. Kazimierza Szpotańskiego. Jak co roku targom towarzyszyć będą konferencje oraz prezentacje i seminaria promocyjne. Szczególne zainteresowanie wzbudzi zapewne konferencja „Rozwój partnerskich relacji pomiędzy inwestorem a wykonawcą w energetyce'', której organizatorem jest Rada Firm Przemysłu Elektrotechnicznego i Energetyki SEP oraz ZIAD Bielsko-Biała. Do udziału w konferencji zaproszono przedstawicieli PSE SA i grup energetycznych oraz znaczących realizatorów krajowych inwestycji energetycznych. Ważną informacją dla wystawców jest uznanie przez Prezes Urzędu Patentowego targów ENERGETAB 2018 za „wystawę publiczną”, dającą pierwszeństwo

do uzyskania prawa ochronnego lub prawa z rejestracji w przypadku zaprezentowania na niej wzoru użytkowego albo przemysłowego. Tradycyjnie już niektórzy wystawcy planują specjalne spotkania z klientami dla uczczenia obchodzonych w tym roku jubileuszy. I tak na przykład 60-lecie działalności świętować będzie RELPOL SA. Tegoroczne targi będą też istotnym doświadczeniem zawodowym dla dyrektora Andrzeja Kubowicza. Zastąpił on na tym stanowisku dotychczas odpowiadającego w ZIAD za tę imprezę wystawienniczą dyrektora Ryszarda Migdalskiego, któremu podczas ubiegłorocznej edycji uroczyście podziękowano za ponaddwudziestoletni wkład w rozwój ENERGETAB. Szczegółowe wykazy i informacje o organizowanych podczas targów konferencjach, seminariach, okolicznościowych zebraniach i innych ciekawych wydarzeniach publikowane są na bieżąco na stronie internetowej targów: www.energetab.pl. Zapraszamy zatem do Bielska-Białej na 31. Międzynarodowe Energetyczne Targi Bielskie ENERGETAB 2018 od 11 do 13 września. n

sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l 27

WYDARZENIA

W świetle TAURONA Światło i nowoczesne techniki audiowizualne oraz architektura i przestrzeń. Z takiego połączenia TAURON Dystrybucja kreuje zupełnie nową miejską rzeczywistość. W świetle TAURONA rynek, park, stare mury, zabytkowe obiekty czy mosty wyglądają magicznie i ożywają paletą barw.

l ENERGIA elektryczna sierpień 2018

tauron-dystrybucja.pl

WYDARZENIA

Wydarzenia w branży

Zdjęcie: Solaris Bus & Coach S.A.

Kolejne norweskie miasto z autobusami elektrycznymi z Polski

Jak czytamy na portalu CIRE, w lipcu Solaris dostarczył kolejne autobusy elektryczne do Norwegii, które trafiły do przewoźnika z Kristiansand. Jest to już drugie po Oslo norweskie miasto, które zakupiło autobusy elektryczne tego polskiego producenta. Wartość kontraktu wyniosła 3 mln euro. Do przewoźnika norweskiego trafiło

pięć dwunastometrowych pojazdów urbino 12 electric, które napędzane są dwoma silnikami trakcyjnymi (o mocy 125 kW każdy) zintegrowanymi z elektryczną osią napędową. Energia magazynowana jest w bateriach Solaris High Power o pojemności 145 kWh. Są one ładowane za pomocą pantografu zamontowanego na dachu, przygotowanego

Wsparcie inwestycji w klastrach energii Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej 3 września rozpocznie przyjmowanie wniosków o unijne dofinansowanie przedsięwzięć polegających na produkcji energii z OZE. Do podziału jest łącznie 200 mln zł – 50 dla projektów realizowanych przez podmioty posiadające Certyfikat Klastra Energii wydany przez Ministra Energii, 150 dla pozostałych. Dofinansowanie w formie pomocy zwrotnej skierowane jest na budowę lub przebudowę jednostek wytwarzania energii (elektrycznej lub elektrycznej i cieplnej w skojarzeniu) wykorzystujących wiatr (powyżej 5 MWe), biomasę (powyżej 5 MWth/MWe), biogaz (powyżej 1 MWe), wodę (powyżej 5 MWe), promieniowanie słoneczne (powyżej 2 MWe/MWth). NFOŚiGW przeprowadził dotychczas trzy nabory dotyczące poddziałania 1.1.1, w ramach których wpłynęły 52 wnioski na łączne dofinansowanie w wysokości 663,13 mln zł. Dotychczas rozstrzygnięto dwa konkursy. Zawarto dziewięć umów na dofinansowanie 122 mln zł, przy koszcie całkowitym inwestycji

do mocy 300 kW oraz złącza plug-in. Oświetlenie zewnętrzne i wewnętrzne wykonane jest w technologii LED. Pojazdy wyposażone są w klimatyzację z funkcją grzewczą, z kolei pasażerowie swoje urządzenia mobilne mogą naładować w piętnastu podwójnych gniazdach USB. Uruchomienie autobusu zabezpieczone jest alkolockiem.

wynoszącym 308,93 mln zł. W najbliższym czasie zostanie opublikowana lista projektów ocenionych w trzecim konkursie (na inwestycje w zakresie produkcji ciepła z OZE).

Zmiany sprzedawcy energii Urząd Regulacji Energetyki informuje, że na koniec czerwca 2018 roku liczba odbiorców TPA z grupy taryfowej A, B, C (klienci przemysłowi i instytucjonalni), wyniosła 196 961. Tym samym zwiększyła się od końca grudnia 2017 roku o 8 730, co stanowi wzrost o 4,6 proc. Natomiast w grupie taryfowej G (gospodarstwa domowe) było ich 578 058, czyli więcej o 31 191 (5,7 proc.). Liczba zmian sprzedawcy w gospodarstwach domowych wyniosła w czerwcu 4 454, co stanowi 9-procentowy spadek wobec maja. W stosunku do takiego okresu roku ubiegłego jest on aż 47-procentowy. Miesiąc wcześniej w tej grupie taryfowej odnotowano 5 321 zmian, a rok wcześniej 9 350. Wśród odbiorców przemysłowych i instytucjonalnych (z grupy taryfowej A, B, C) w czerwcu 2018 roku dokonano 858 zmian, 512 w maju oraz 660 przed rokiem.

Opracowała Małgorzata Władczyk sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l 29

FELIETON

Z umiarem

Rewerencja

Mundial w Rosji, czerwcowe upały i zbliżające się wakacje pewnie sprawiły, że mało kto zwrócił uwagę na publikację GUS dotyczącą efektywności energetycznej. W latach 2006-2016 nastąpiła w Polsce wyraźna poprawa sytuacji w tym zakresie. Najszybsze tempo wzrostu efektywności energetycznej odnotowano w przemyśle. Jednocześnie zużycie energii w transporcie wyraźnie wzrosło i w rezultacie przemysł spadł na trzecie miejsce. Nadal największym konsumentem energii są gospodarstwa domowe. Lwią jej część (82 proc.) zużywają na ogrzewanie pomieszczeń i wody. Oświetlenie i urządzenia elektryczne pochłaniają prawie jedną dziesiątą, a resztę gotowanie posiłków. Warto zauważyć jednak, że udział energii elektrycznej w tym sektorze powoli rośnie. Świeżo po zapoznaniu się z dokumentem GUS zatankowałem benzynę, płacąc nieco ponad pięć złotych za litr. Od półtora roku jeżdżę hybrydą. Też symptom czasów. Skłoniło mnie to do zastanowienia się, jaką drogę przeszliśmy. Na początku lat siedemdziesiątych cena ropy naftowej utrzymywała się w miarę trwale na poziomie trzech dolarów za baryłkę. Kryzys związany z wojną na Bliskim Wschodzie doprowadził do czterokrotnego wzrostu jej ceny, co stało się wówczas niesamowitym szokiem dla wszystkich. Od tego czasu notowania ropy przestały być stabilne. W lipcu 2008 roku osiągnęły rekord – prawie 150 dolarów za baryłkę. Obecnie oscylują w połowie tej maksymalnej kwoty, choć sytuacja zmienia się dynamicznie. Nawet z godziny na godzinę. Kurs jest niezmiernie wrażliwy na sytuację polityczną, zwłaszcza w rejonach jej wydobycia, oraz wszelkie gwałtowne wahania na światowych giełdach. Musieliśmy do takiej sytuacji przyzwyczaić się i staramy się jakoś z nią radzić. Kolejne kryzysy naftowe wywoływały poważne załamania światowego systemu walutowego oraz gospodarcze, połączone z recesją i inflacją. Rozpoczęły się poszukiwania nowych złóż ropy oraz innych, alternatywnych źródeł energii. Znacząco 30 l ENERGIA elektryczna sierpień 2018

»»» » Kolejne kryzysy naftowe wywoływały poważne załamania światowego systemu walutowego oraz gospodarcze, połączone z recesją i inflacją. Rozpoczęły się poszukiwania nowych złóż ropy oraz innych, alternatywnych źródeł energii. Znacząco rozwinęła się energetyka jądrowa. Wzrosło zainteresowanie wszelkimi źródłami niekonwencjonalnymi. Uznano konieczność bardziej produktywnego wykorzystania zasobów energetycznych, ze szczególnym skoncentrowaniem się na efektywności energetycznej.

rozwinęła się energetyka jądrowa. Wzrosło zainteresowanie wszelkimi źródłami niekonwencjonalnymi. Uznano konieczność bardziej produktywnego wykorzystania zasobów energetycznych, ze szczególnym skoncentrowaniem się na efektywności energetycznej. Dzisiaj nie budzi niczyich wątpliwości, że sprzyja ona rozwiązywaniu także wielu innych problemów związanych z bezpieczeństwem energetycznym, zanieczyszczeniem środowiska, globalnym ociepleniem, czy też wyczerpywaniem paliw kopalnych. Wówczas po raz pierwszy użyto pojęcia „negawaty”. Zmieniło się również podejście do produkcji, dostaw i użytkowania energii elektrycznej. Dzisiaj chociażby elektromobilność stała się Polsce najbardziej spektakularnym przejawem nowego trendu. Jest plan i ustawa. Potrzebna jeszcze infrastruktura. Aczkolwiek problemów do rozwiązania pozostaje bez liku. Większość z nich spadnie na OSD, a to nie tylko kwestia opłacalności inwestycji. Wszakże niezbicie widać konieczność rozwoju, wzmocnienia i unowocześnienia sieci dystrybucyjnych oraz systemów pomiarów i rozliczeń. Ważne, że jesteśmy potrzebni. W oficjalnych dokumentach używa się pojęcia „efektywność energetyczna”. Niekiedy zamiennie stosuje się wyrażenie „wydajność energetyczna”. Prawdopodobnie wynika to z dowolności tłumaczenia angielskiego efficiency. Mnie najbardziej odpowiada sformułowanie „poszanowanie energii”. Być może za chwilę znajdę się z kimś w sporze definicyjnym. Być może też rzeczywiście ma ono nieco inne znaczenie. Jeśli ma, to co najwyżej nieco. Słowa ,,efektywność'' i ,,wydajność'' są dla mnie suche, bez wyrazu. Poszanowanie ma zabarwienie emocjonalne. Wymaga świadomości, osobistego zaangażowania i rewerencji dla rozważanego zjawiska. Tak wolę.

dr inż. Andrzej Nehrebecki

TERMINARZ

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

ZIAD Bielsko-Biała SA »»Org.: Inf.: Monika Zmełty

tel. +48 33 813-82-31, Renata Chowaniec tel. +48 33 813-82-32

}}11 września 2018 r. BIELSKO-BIAŁA / ENERGETAB Warsztaty„Nowoczesne Technologie w Energetyce. Nowe rozwiązania typizacyjne dla linii napowietrznych SN” PTPiREE »»Org.: Inf.: Karolina Nowińska

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

}}17-18 października 2018 r. WISŁA Konferencja „Elektroenergetyczne linie napowietrzne i kablowe niskich i średnich napięć ”

PTPiREE »»Org.: Inf.: Karolina Nowińska

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

}}13-15 listopada 2018 r. LUBLIN ENERGETICS Lubelskie Targi Energetyczne

Targi Lublin SA »»Org.: Inf.: Klaudia Stęplewska

tel. 81 458-15-50 k.steplewska@targi.lublin.pl

}}18 października 2018 r. SIEDLCE Ogólnopolski Szczyt Gospodarczy

Europejskie Centrum »»Org.: Biznesu

Inf.: Tomasz Sieduszewski tel. 81 747 65 10 tsieduszewski@ecb.biz.pl info@ecb.biz.pl osg2018.pl

}}20-23 listopada 2018 r. WISŁA XVII Konferencja Systemy Informatyczne w Energetyce SIwE’18

PTPiREE »»Org.: Inf.: Karolina Nowińska

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

}}19-20 września 2018 r. WROCŁAW IV Kongres Energetyczny „Nowe oblicze polskiej energetyki”

Dolnośląski Instytut »»Org.: Studiów Energetycznych Inf.: tel.+ 48 57 575 78 37 tel.+48 510 947 728 biuro@dise.org.pl dise.org.pl

}}6-7 listopada 2018 r. KOŁOBRZEG Konferencja Magazyny energii

PTPiREE »»Org.: Inf.: Justyna

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

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

sierpień 2018 ENERGIA elektryczna l 31