Obowiązki i uprawnienia operatora systemu rozdzielczego w świetle obowiązujących postanowień Prawa energetycznego
Jacenty Węgliński Zamojska Korporacja Energetyczna SA
Po wielu latach dyskusji nad nowym kształtem uregulowań prawnych dla krajowego rynku energetycznego w dniu 10 kwietnia 1997 roku sejm uchwalił ostateczny kształt ustawy Prawo energetyczne. Weszło ono w życie 4 grudnia 1997 roku.
Podkreślić można, że w ten sposób stworzono nowe fundamenty pod budowę konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. Ostateczne regulacje prawne przyniosły kolejne akty wykonawcze do ustawy zasadniczej.
Mija dwa lata od wejścia w życie wspomnianej ustawy oraz ponad rok od wprowadzenia podstawowych aktów wykonawczych, mimo to trwa dalsza dyskusja na różnych szczeblach firm energetycznych i nie tylko o konieczności wprowadzenia zmian w Prawie energetycznym. Nie wszystkie zresztą akty wykonawcze zostały opracowane i wdrożone. Przykładem może być brak rozporządzenia w sprawie szczegółowych warunków planowania rozwoju i finansowania inwestycji.
W tym stanie prawnego "rozgardiaszu" pojawiają się liczne opracowania i opinie, wskazujące na błędy prawne w całym pakiecie ustaw Prawa energetycznego, mało jest natomiast opinii, a właściwie ocen dotyczących doświadczeń wynikających z wdrożenia obowiązujących postanowień Prawa oraz zasad likwidacji barier w jego wdrażaniu zwłaszcza w zakresie liberalizacji rynku.
W niniejszym artykule odniesiono się jedynie do doświadczeń zdobytych przy próbach wdrażania obowiązków oraz uprawnień Operatora Systemu Rozdzielczego (OSR) zawartych w Prawie energetycznym.
Obowiązki operatora systemu rozdzielczego
Obowiązki OSR zostały dość dobrze opisane w rozporządzeniu Ministra Gospodarki 1) . We wstępie zdefiniowano główne pojęcia organizacyjne, mające zasadnicze znaczenie dla funkcjonowania mechanizmów regulacyjnych w przesyle i obrocie energią elektryczną.
Efektem rozporządzenia jest usankcjonowanie podziału sieci na sieć przesyłową obejmującą obszar całego kraju, dla której operatorem jest PSE SA oraz sieć rozdzielczą będącą w operatorstwie 33 spółek dystrybucyjnych, każda na wydzielonym obszarze administracyjnym określonym ostatecznie w koncesji.
Z definicji OSR wynika, że każda spółka dystrybucyjna jest odpowiedzialna za prowadzenie ruchu, eksploatacji oraz rozwoju sieci i zapewnienia dostępu do sieci wszystkim podmiotom, przy dochowaniu określonych zasad bezpieczeństwa dostaw energii, w tym nadrzędnego bezpieczeństwa Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE).
Szczegółowe obowiązki OSR określone są w § 32 wspomnianego rozporządzenia i dotyczą one podanych niżej obszarów.
Prowadzenie ruchu sieci rozdzielczej zapewniające bezpieczeństwo KSE oraz równe traktowanie stron
Zasady prowadzenia ruchu sieci były zawsze określone przez odpowiednie instrukcje dyspozytorskie, które to najczęściej uwzględniały zasadę hierarchiczności, czyli nadrzędności służb dyspozytorskich wyższego szczebla nad służbami niższych szczebli.
Pojęcie hierarchiczności ulega systematycznemu przeobrażaniu, zwłaszcza od czasu przeprowadzania komercjalizacji podmiotów sektora energetycznego. Przy dzisiejszym stanie samodzielności podmiotów, w tym spółek dystrybucyjnych, ma ono znaczenie w kontekście dochowania bezpieczeństwa dostaw energii, a zwłaszcza zapewnienia funkcjonowania KSE. Ma to również znaczenie wobec faktu pierścieniowej pracy sieci o najwyższym i wysokim napięciu. Taki kształt i warunek pracy dla tej sieci wypełniają kryteria niezawodności dostaw energii dla wszystkich podmiotów obecnych na rynku energii bez względu na prawo do własności sieci.
Sieć rozdzielcza w wielu obszarach kraju wypełnia funkcję sieci przesyłowej w zakresie rozdziału energii w systemie przesyłowym. Sytuacja taka zapewnia wszystkim uczestnikom równe korzystanie z naturalnych praw tej sieci.
Odmienne warunki pracy występują w sieciach rozdzielczych śn i nn. Sieci te mają typowy charakter odbiorczy. Dla sieci zamkniętej jej konfiguracja, a tym samym i zasady prowadzenia ruchu, są odmienne i ukierunkowane na zaspokajanie potrzeb odbiorców przyłączonych do niej lokalnie. Tak więc i zasady ruchu sieci śn i nn powinny być ustalone indywidualnie wg lokalnych funkcji i potrzeb.
Podsumowując, przedstawiony podział sieci uważać można za celowe dokonanie rozdziału zasad prowadzenia ruchu, eksploatacji i rozwoju sieci oddzielnie dla sieci zamkniętej i odrębnie dla sieci otwartej, zwłaszcza poziomu śn i nn. Zasady prowadzenia ruchu i eksploatacji sieci zamkniętej obejmujące sieć przesyłową oraz sieć o napięciu 110 kV (uzupełniającą sieć przesyłową) powinny być opracowane w jednym dokumencie zwanym "Kodeksem sieciowym". Rozwiązanie takie pozwoli uniknąć chęci wykorzystywania prawa do dysponowania majątkiem spółek dystrybucyjnych przez Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) oraz zapewni równe traktowanie stron, może również zapobiec chęci tworzenia rozcięć nienaturalnych dla tej sieci.
Prace w tym kierunku zostały rozpoczęte w minionym roku przy tworzeniu i uzgadnianiu treści "Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczych". Biorąc pod uwagę tymczasowość uzgodnień z PSE, uważam za celowe pilne podjęcie tego tematu z uwzględnieniem proponowanych założeń. Pozostały obszar sieci rozdzielczych może wykorzystywać opracowany dokument ramowy z ewentualną jego adaptacją do lokalnych potrzeb przez każdego OSR. Przyjęcie tej zasady zapewni jednocześnie właściwe funkcjonowanie połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi, co należy również do obowiązków OSR.
Organizacja działań OSR w zakresie eksploatacji i rozwoju sieci rozdzielczych
Elementem istotnym z punktu wypełnienia wymagań jakościowych ciągłości dostaw energii elektrycznej jest właściwa organizacja prac eksploatacyjnych w sieci. Zagadnienie to zostało uregulowane w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej (IRiESR). Opracowany w ramach PTP i REE dokument ramowy określa wymagania stawiane w procesie organizacji prac eksploatacyjnych w sieci. Zasady ogólnie sformułowane w tym dokumencie powinny być rozszerzone i ujednolicone w instrukcjach szczegółowych dla określonych grup urządzeń tworzących sieć rozdzielczą. Taki kierunek prac przyjęto na Forum Dyrektorów Technicznych spółek dystrybucyjnych i jest on skutecznie realizowany. W ramach komisji i zespołów specjalistycznych przy PTP i REE tworzone są kolejne dokumenty standaryzujące wymagania eksploatacyjne dla poszczególnych grup urządzeń.
Struktury organizacji służb eksploatacyjnych w poszczególnych spółkach dystrybucyjnych są różne, w zdecydowanej większości posiadają one własne służby do prowadzenia eksploatacji sieci. Należy zauważyć, że służby OSR świadczą również usługi eksploatacyjne na rzecz OSP PSE.
O właściwym pojmowaniu obowiązków przez OSP i sprostaniu wymagań klienta w zakresie zapewnienia ciągłości dostaw energii świadczy silna w ostatnich latach tendencja do rozwijania technologii prac pod napięciem również w obszarze zabiegów eksploatacyjnych prowadzonych w sieci śn i nn. Podnoszenie skuteczności i wydajności prac eksploatacyjnych uzyskiwane jest poprzez centralizację specjalistycznych zabiegów w ośrodkach stanowiących bardzo często odrębne komórki organizacyjne w przedsiębiorstwie sieciowym. Zjawiskiem niepokojącym i często dezorganizującym prace eksploatacyjne jest zauważalny brak instytucjonalnych ośrodków badawczych i rozwojowych w sektorze. Może to skutkować błędnymi wnioskami zwłaszcza we wdrażaniu nowych rozwiązań i technologii, a także utrudniać szybką diagnostykę sieci, zwłaszcza zjawisk w niej zachodzących.
Ma to również istotne znaczenia w kreowaniu właściwego kierunku rozwoju sieci. Brak spójnych i jednakowych kryteriów oceny stanu sieci w odniesieniu zwłaszcza do zjawisk zakłóceniowych nie daje wyraźnych sygnałów dla specjalistów zajmujących się utrzymaniem i rozwojem sieci w poszczególnych spółkach dystrybucyjnych. Kierunki rozwoju sieci, co wykazały ostatnio tworzone plany rozwoju, są trudno definiowalne z perspektywy kilkuletniej z uwagi na:
· brak ustawowych zasad finansowania inwestycji rozwojowych w obszarze sieci;
· ciągłą zmienność geografii zapotrzebowania na energię elektryczną w określonych grupach odbiorców, powodowaną najczęściej niestabilnością gospodarczą tych podmiotów;
· brak ustawowych i instytucjonalnych zasad koordynacji zagadnień związanych z planowaniem lokalnym potrzeb w zakresie pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną;
· brak spójnych perspektywicznych zasad tworzenia taryf dla energii elektrycznej zarówno w części dotyczącej obrotu, a zwłaszcza obecnie w zakresie pokrywania kosztów przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej;
· brak jednoznacznego określenia funkcji dla rynków lokalnych energii elektrycznej.
Prognozowanie zapotrzebowania na moc i energię elektryczną dla obszaru działania OSR
Wypełnienie tego warunku jest niezwykle istotne, a zarazem trudne, zmienia się bowiem w dalszym ciągu geografia zapotrzebowania odbiorców. Odbiorcy przyłączeni do sieci wysokich napięć notują najczęściej zmniejszenie zapotrzebowania, co jest zresztą zjawiskiem naturalnym, jeśli się uwzględni tempo wprowadzania energooszczędnej technologii oraz postępujący mechanizm konkurencyjności w produktach finalnych. Potrzeby odbiorców drobnych korzystających z sieci śn i nn wykazują generalnie tendencje wzrostowe.
Określenie prognozy zapotrzebowania na najbliższy okres planistyczny od roku do trzech lat z podziałem na okresy kwartalne, a następnie miesięcznie, z zachowaniem akceptowalnego poziomu dokładności, jest niezwykle trudne. Dodatkowym utrudnieniem jest brak właściwych narzędzi informatycznych do tworzenia prognoz. Błędy oszacowań wykonanych przez poszczególnych OSR kumulują się w pełni na rynku systemowym, a zgodnie z zasadą rynkową trzeba za nie zapłacić i płacą wszyscy.
Celowe wydaje się zatem rozdzielanie prognozy zapotrzebowania na dwa obszary:
· obszar rynku systemowego,
· obszar rynku lokalnego.
Obszar rynku systemowego powinien obejmować zapotrzebowanie przewidywane do pokrycia z sieci przesyłowej. Obszar tego rynku powinien uwzględniać jednolite zasady planistyczne, w tym narzędzia prognozowania oraz warunki związane z realizacją kontraktów długoterminowych.
Zapotrzebowanie dla rynku systemowego powinno uwzględniać możliwość łączenia prognozy na zakup energii i usług przez grupy spółek dystrybucyjnych i tworzyć mechanizmy rozliczania transakcji handlowych na podstawie rzeczywistych rozpływów energii.
Obowiązujące zasady odrębnego traktowania rozliczeń handlowych z pominięciem fizycznych rozpływów bez rozdziału obszarów na rynek systemowy i lokalny mogą być barierą w dalszej liberalizacji rynku energii. Koszty udziału poszczególnych podmiotów w wykorzystaniu rynku systemowego muszą być jednoznacznie określone przy spełnieniu warunku równego traktowania stron.
Obszar prognozy na energię związany z rynkiem lokalnym powinien obejmować możliwość pokrycia potrzeb ze źródeł lokalnych przyłączonych do sieci rozdzielczych zwłaszcza na poziomie śn i nn.
W ten sposób ryzyko powstające w procesie planowania podzielone zostanie na dwa obszary dając tym samym wyraźne sygnały rynkowe dla perspektywicznego planowania źródeł oraz właściwej konfiguracji sieci elektroenergetycznych. Takie rozwiązanie nie wpłynie negatywnie na właściwe wypełnianie przez OSR obowiązków tworzenia planów koordynacyjnych, które moim zdaniem, są dobrze zorganizowane w IR i ESP, natomiast może skutkować optymalnym wykorzystaniem źródeł i w konsekwencji zaważyć na poziomie cen rynkowych na energię elektryczną.
Zapewnienie odpowiedniego poziomu i struktury rezerw mocy oraz usług systemowych
Zagadnienie to wzbudza najwięcej kontrowersji szczególnie w zakresie współpracy z OSP. Ukształtowane obecnie zasady zakupu rezerw mocy i usług systemowych dają wyłącznie prawo do dysponowania tymi usługami OSP, nie jest to zgodne z zapisem Rozporządzenia Ministra Gospodarki dającym takie same prawa i obowiązki w tym obszarze usług OSR.
Tematowi temu należy przypisać oddzielne uregulowanie ustawowe określające zasady utrzymania zwłaszcza rezerw mocy przez wszystkich uczestników rynku.
Uczestnicy rynku powinni mieć możliwość wyboru kupna rezerw od OSP lub skorzystania z rezerw na rynku lokalnym, ma to szczególne znaczenie przy próbie wprowadzenia ustawowego obowiązku odbioru energii z lokalnych źródeł skojarzonych. Ceny rezerw mocy u OSP powinny być ustalane w drodze przetargów organizowanych dla różnych terminów czasowych. Wielkość rezerw dla wszystkich uczestników rynku powinien określać OSP wg czytelnych reguł, np. proporcjonalnie do zapotrzebowania, on też powinien zarządzać zasadami uruchamiania rezerw zarówno dla rynku systemowego jak i rynków lokalnych.
Podobną zasadę proponuję przyjąć przy kontraktowaniu usług systemowych. OSP powinien czytelnie określić rodzaje usług oraz zakres ich stosowania w obszarach sieciowych. Zasady i ceny korzystania z usług oraz rezerw mocy powinny być uznane za regulowane, a więc poddane pod kontrolę URE.
W obszarze związanym ze świadczeniem usług na rzecz KSE znajdują się jednostki wytwórcze o wymuszonej względami technicznymi pracy, są to zwłaszcza:
· elektrownie wodne, w których generacja jest wymuszona przepływami wody,
· elektrociepłownie o wymuszonej generacji energii elektrycznej poprzez produkcję na rynek lokalny energii cieplnej.
Uwzględniając priorytetowy charakter wymienionych źródeł należy określić listę tych źródeł z rozdzieleniem zasad operatorstwa w zakresie rynku systemowego oraz rynków lokalnych.
Przypisanie źródeł do rynku systemowego będzie jednoznaczne z pokryciem kosztów tej generacji przez wszystkich uczestników rynku systemowego, łącznie z przemieszczeniem ich jako kosztów uzasadnionych do taryf finalnych w części dotyczącej jakości parametrów energii.
Koszty generacji w źródłach lokalnych będą liczone wg indywidualnych rynkowych zasad przy uwzględnieniu zasady kosztów unikniętych w stosunku do rynku systemowego.
Wydaje się celowe ustalenie priorytetów pracy dla tych źródeł przy uwzględnieniu zakresu usług regulacyjnych świadczonych przez nie dla poszczególnych operatorów. Zasady pracy tych źródeł powinny być zawarte w jednym dokumencie obejmującym obszar usług systemowych i rezerw mocy.
Zasady wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej
Ograniczenia w dostarczaniu energii elektrycznej są narzędziem służącym do ochrony systemu elektroenergetycznego w stanach niezbilansowania.
Zasady wprowadzania ograniczeń zostały zawarte w stosownym Rozporządzeniu Ministra Gospodarki i należy uznać je za właściwe. Wątpliwość może wzbudzić jedynie kwalifikacja obszaru obejmującego ograniczenia. Wprowadzenie obowiązku ograniczeń wobec odbiorców o mocy zamówionej powyżej 300 kW jest zbyt sztywne i nie ma żadnego odniesienia do mocy umownej ? przyłączeniowej każdego z OSR. Za właściwe należałoby uznać uregulowanie odnoszące wartość liczbową ograniczeń mocy do mocy przyłączeniowej OSR. Dalsze szczegóły dotyczące wprowadzenia ograniczenia na odbiorców powinny należeć do OSR.
Jedną z automatyk służącą za mechanizm obrony systemu jest automatyka SCO. Brakuje natomiast dzisiaj podstaw prawnych do jej stosowania - należy to do obowiązków OSP. Wartości mocy wyłączonych przez poszczególne stopnie tej automatyki powinny być powiązane z mocą przyłączeniową poszczególnych OSR. Koordynację czasów wyłączeń dla poszczególnych stopni powinien zapewnić OSP. Koszty związane ze stosowaniem automatyki SCO powinny być regulowane przez OSP, nadzorowane zaś przez URE.
Podobny problem występuje ze stosowaniem wyłączeń awaryjnych A1 - A9 oraz katastrofalnych SK-1 - SK-3. Doceniając zagadnienie obrony systemu w stanach awaryjnych nie można przenosić na OSR pełnej odpowiedzialności cywilnoprawnej za stosowanie mechanizmów uznanych powszechnie za regulacyjne dla systemu, choć dotyczą obszarów związanych z bezpieczeństwem KSE.
Obowiązek usankcjonowania prawnego tych zagadnień spoczywa na OSP, a nadzór nad ich wprowadzeniem powinien sprawować URE również w zakresie kosztów stosowania tych regulacji.
Obowiązek zbierania i przekazywania danych oraz informacji niezbędnych dla prowadzenia ruchu i bezpieczeństwa energetycznego kraju
Obszar ten został opisany w stosownych dokumentach, takich jak: IRiESP, IRiESR oraz Regulaminie SOBREE. Zapisy te jednak odnoszą się tylko do treści samej informacji, pominięte zostały natomiast narzędzia niezbędne do uzyskania określonych standardów tej informacji. Próbę określenia wymagań dla infrastruktury technicznej służącej do wspomagania rynku energii podjął Pan Zbigniew Belina (Prezes PSE SA) w dokumencie zaprezentowanym podczas ostatnich Targów Energetycznych w Bielsku Białej (ENERGETAB).
Nie potrafiliśmy natomiast stworzyć wspólnej płaszczyzny rozmów nad uregulowaniem tego, jakże przecież istotnego zagadnienia. Sprawa ta była również przedmiotem dyskusji na Forum Dyrektorów Technicznych spółek dystrybucyjnych. Jej efektem było powołanie zespołu ds. infrastruktury służącej do wymiany informacji pomiarowych energii elektrycznej. Przewodnictwo zespołu powierzono Panu Tadeuszowi Karczmarczykowi z LUBZELU.
Zespół podjął pracę nad wypracowaniem zasad wymiany informacji uzyskiwanych z bilansów energii elektrycznej pomiędzy podmiotami w sektorze. Organizacja pracy przebiega w kilku płaszczyznach, dokonano między innymi inwentaryzacji istniejących systemów pomiarowych. Każdy podmiot uczestniczący obecnie w hurtowym rynku energii budował własny system służący do rozliczeń lub kontroli wymiany energii z partnerami handlowymi.
Zbieranie danych pomiarowych odbywa się wg różnych metod wykorzystujących zarówno sieć dostępową dedykowaną jak i w postaci nośników stałych - kart odczytowych z opcją rozbudowy w najbliższym czasie do przesyłu on-line. Czasy dostępu są różne, ale generalnie pozwalają na wykorzystanie zestawień wartości energii w okresach co 1 godzinę.
Zasadniczą barierą w ustalaniu jednakowych zasad udostępniania informacji pomiarowych są różne organizacje zbieranych danych oraz różne protokoły transmisji tych danych.
Biorąc pod uwagę pilność rozwiązania problemów zespół zdecydował o etapowym wdrażaniu systemu zbierania informacji.
W pierwszym etapie proponuje się zestandaryzowanie danych udostępnionych przez każdą ze spółek (uczestnika rynku hurtowego). Zestandaryzowane dane ulokowane na serwerze internetowym FTP u każdego z uczestników Rynku Energii byłyby powszechnie udostępnione uczestnikom wg zdefiniowanych procedur.
Powyższy etap jest możliwy do realizacji w terminie do 31 marca 2000 r. Etapem zasadniczym jest ustalenie zasad i procedur budowy hurtowni danych pomiarowych z ustaleniem standardów organizacyjnych i wymiany informacji oraz systemów komunikacyjnych.
Rozszerzenie dostępu do danych w trakcie rozwoju rynku wymaga jednak określenia standardów dla układów pomiarowych i zasad komunikacji pomiędzy nimi, w tym również systemami nadrzędnymi, z wykorzystaniem np. serwerów odczytowych. Praca nad tym obszarem wymaga ujednolicenia zasad komunikacji również dla innych systemów obiektowych, np. EAZ.
Niezwykle istotne staje się również zapewnienie niezawodnych łącz komunikacyjnych oraz bezpieczeństwa dla przesyłanych i przetwarzanych danych. Prace nad tym tematem wymagają zaangażowania profesjonalnych zespołów wykonawczych i wdrożeniowych, a koszty wdrożeń powinny być pokryte przez wszystkich uczestników Rynku Energii.
Należy mieć nadzieję, że inicjatywa ta spotka się z właściwym zrozumieniem wszystkich uczestników rynku energii, szczególnie u progu rozpoczęcia pracy Giełdy Energii Elektrycznej (GEE). Na marginesie powierzenia organizacji GEE można wyrazić pogląd, że to podmioty ją tworzące powinny być zobowiązane do opracowania zasad oraz określenia narzędzi właściwych do realizacji założonych funkcji.
Czytając opracowanie dotyczące GEE odnosi się wrażenie, że tylko uczestnicy będą zobowiązani do wypełnienia szeregu wymagań organizacyjnych. Pominięty jest natomiast fakt, że GEE to instytucja (podmiot), który wypełnia określone usługi transakcji handlowych, dla których niezbędne jest określenie właściwej infrastruktury informacyjnej i komunikacyjnej, która powinna posiadać narzędzia, zwłaszcza w zakresie:
· systemu zarządzania transakcjami,
· systemu zarządzania ryzykiem dla analiz i dopasowania bilansów podaży i popytu.
Zagadnieniem, które pozostało głęboko w tle przekształceń sektora energetycznego, a zwłaszcza szerokiej dyskusji nad modelem rynku energii, jest problem zestandaryzowania szeroko pojętych zagadnień wspomagania zarządzaniem infrastruktury sieciowej.
Problem ten jest jedynie zasygnalizowany w Rozporządzeniu tzw. taryfowym, gdzie postanowiono o uwzględnianiu w części stawki stałej opłaty przesyłowej, kosztów związanych z wykorzystaniem infrastruktury technicznej koniecznej do prowadzenia działalności gospodarczej.
Brakuje zdefiniowania, co oznacza słowo "koniecznej" jak również określenia, kto koordynuje ten obszar, istotny zresztą dla zachowania bezpieczeństwa KSE.
Zagadnienie to jest systematycznie podnoszone przez kolegów z Komisji EAZ działającej przy PTPiREE. Uregulowanie tego problemu jest możliwe pod warunkiem ustalenia zasad organizacji standardów w infrastrukturze zarządzającej siecią i przepływem informacji na szczeblu obiektowym i systemami nadrzędnymi, a następnie ustalenia standardowych kosztów budowy i utrzymania infrastruktury niezbędnej do funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
Marginalizowanie zagadnień związanych z zapewnieniem koordynacji w obszarze zarządzania majątkiem sieciowym może mieć następstwa zarówno w postaci groźnych awarii systemowych o charakterze obszarowym lub lokalnym lub skutkować systematycznie wzrastającymi kosztami w okresach perspektywicznych.
Już obecnie brakuje jednoznacznych kryteriów realizacji podstawowych funkcji obszarowych koordynacji EAZ. Jedynie forum Komisji EAZ działającej przy PTPiREE stara się stworzyć płaszczyznę do koordynacji działań będąc jednocześnie płaszczyzną wymiany doświadczeń i dzięki temu wyeliminować negatywne skutki pełnej dezintegracji podmiotów w sektorze.
Ograniczenie kosztów działalności przedsiębiorstw sieciowych w dziedzinie badawczej, rozwojowej i to takich jak automatyka zabezpieczeniowa jest zjawiskiem negatywnym. Zagadnienie dostępu do sieci widziane tylko z miejsca i warunków przyłączenia odbiorcy do sieci jest wielce niebezpieczne.
Koszty infrastruktury zarządzającej siecią nie są uwidocznione wprost, ponieważ nie są zestawione w wymagane standardy zarówno rozwiązań konstrukcyjnych jak i komunikacji pomiędzy poszczególnymi elementami i strukturami organizacyjnymi.
Na zakończenie uważam za celowe odniesienie się do chęci powołania przez OSP PSE Operatorów Handlowo-Technicznych (OH-T). Mam duże wątpliwości, co do celowości takich działań wobec przyśpieszonego procesu grupowej prywatyzacji spółek dystrybucyjnych. Wynikiem procesu prywatyzacji będzie (wg projektów) powstanie 5?8 grup spółek dystrybucyjnych z możliwością powołania jednego operatora dla grupy, który może w pełni przejąć zadania stawiane obecnie przed OH-T.
Wykonanie usługi przesyłania energii oraz zasady TPA
Operator Systemu Rozdzielczego ma obowiązek utrzymania sieci we właściwym stanie technicznym zdolnym do świadczenia usług przesyłowych energii na odpowiednim poziomie jakościowym. Wypełnienie tego obowiązku jest ścisłe zależne od środków finansowych będących wynikiem uzasadnionych kosztów utrzymania tej sieci oraz przychodów z opłat za jej wykorzystanie do usług przesyłowych.
Ustawodawca założył, że przedsiębiorstwa sieciowe będą podmiotami stabilnymi, a działalność przesyłowa (dystrybucyjna) została uznana za podlegającą regulacji przez URE. Ryzyko rynkowego kształtowania cen przeniesiono w obszar obrotu energią. Po roku stosowania nowych zasad kształtowania taryf można uznać, że założenia te nie zostały spełnione.
Poziom cen energii elektrycznej jest kształtowany przez kontrakty długoterminowe, a opłaty za utrzymanie sieci są takie, że nie pozwalają w sposób zrozumiały dla odbiorcy finalnego korzystać z przypisanego mu prawa wyboru dostawcy.
Zróżnicowane zasady tworzenia opłat przesyłowych wprowadzone bez koordynacji w różnych zresztą okresach czasowych dla PSE SA i spółek dystrybucyjnych spowodowały generalnie pozbawienie odbiorcy prawa do wyboru dostawcy. Nieplanowanym efektem i do tego niezgodnym z ustawą jest fakt osiągania przez wszystkie przedsiębiorstwa sieciowe ujemnego wyniku na koncesjonowanej działalności przesyłowej. Biorąc pod uwagę założenia ustawy należy jak najszybciej doprowadzić do zmian w konstrukcji opłat taryfowych za przesyłanie energii elektrycznej.
Ma to też istotne znaczenie dla prowadzenia rozpoczętego procesu prywatyzacji sektora, stan ten niesie także zagrożenie w dłuższej perspektywie czasowej, grożąc nie wypełnieniem odpowiedniej jakości usług, a sieć jest przecież narzędziem do ich realizacji.
Warto w tym miejscu zadać sobie zasadnicze pytania:
· czy w takim stanie uregulowań taryfowych jest możliwe dokonanie w spółce dystrybucyjnej pełnego rozdziału kosztów i przychodów na działalności dystrybucyjnej i obrotowej?
· jak i według jakich kryteriów mogą być tworzone nowe połączenia sieciowe w obszarze spółki jak i pomiędzy operatorami?
Jeśli przedsiębiorstwa obrotu generujące zyski zaangażują swój kapitał w tworzenie wymienionych połączeń zewnętrznych w celu uzyskiwania atrakcyjnych dla transakcji handlowych połączeń, to podział tych obszarów będzie raczej fikcyjny.
Rozdział powyższy może być bardziej realny, gdy opłaty za wykorzystanie majątku sieciowego będą na poziomie gwarantującym zwrot kapitału. W przeciwnym przypadku zostanie podtrzymane zjawisko subsydiowania pomiędzy działalnościami koncesjowanymi.
Nieco odmienna sytuacja występuje w zakresie budowy połączeń wewnątrz spółki dystrybucyjnej, mamy tu do czynienia z wartościami uśrednionymi w opłatach dla różnych grup odbiorców, do czasu uwolnienia cen za energię i pełnego dostępu do usług przez wszystkie podmioty zjawisko subsydiowania nie będzie się silnie ujawniać. Stanie się to natomiast po uzyskaniu dostępu do usług przesyłowych, o czym warto obecnie pamiętać.
W związku z powyższym powtórnie wnioskuję o powołanie wspólnego zespołu składającego się z przedstawicieli PSE SA oraz spółek dystrybucyjnych do pracy nad tym zagadnieniem. Koordynację nad pracą zespołu może objąć URE.
Konieczność rozpoczęcia tych prac oraz ich koordynowanie wynika również z faktu powstawania GEE oraz tworzenia nowych dokumentów organizacji rynku energii w tym prac nad przeniesieniem części kosztów związanych z kontraktami długoterminowymi na opłaty przesyłowe. Ponieważ opłaty przesyłowe przenoszą znaczną część kosztów związanych z zapewnieniem bezpieczeństwa i regulacji w KSE wykonywanych przez OSP, istotna jest dla spółek dystrybucyjnych wielkość i zasada przenoszenia tych kosztów tak by znalazły się one w sposób czytelny w taryfach dla odbiorców finalnych. Uznana zasada zamkniętej pracy sieci 400, 220 i 110 kV powinna mieć swoje odzwierciedlenie w opłatach przesyłowych opracowanych przez OSP PSE.
Wnioski końcowe
1. Konieczne jest powołanie stałego zespołu, z udziałem przedstawicieli instytucji odpowiedzialnych za reformę energetyki oraz wszystkich podsektorów w energetyce w celu monitorowania wdrożeń prawa i regulacji rynkowych w energetyce oraz bieżącego eliminowania błędów i nieprawidłowości na etapie wdrożeń.
2. Zagadnienia podlegające mechanizmom regulacyjnym powinny być w większym stopniu koordynowane i kontrolowane przez URE, dotyczy to między innymi:
· opracowania stawek opłat za usługi przesyłowe,
· zasady stosowania i realizowania usług systemowych, w tym rezerw mocy.
3. Ustalić jednakowe zasady prowadzenia ruchu eksploatacji i rozwoju sieci elektroenergetycznej tzw. zamkniętej.
4. Wypracować zasady tworzenia standardów w zakresie budowy infrastruktury technicznej służącej do wspomagania prowadzenia obrotu energią elektryczną a zwłaszcza zarządzania majątkiem sieciowym.
5. Wypracować zasady i mechanizmy oceny sieci elektroenergetycznych w celu zapewnienia jej właściwego rozwoju.
1) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 21 października 1998r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączania podmiotów do sieci elektroenergetycznych, pokrywania kosztów przyłączenia, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców.
Pięćdziesiąt lat polskiego systemu elektroenergetycznego
W bieżącym numerze Energetyki zamieszczono materiały przygotowane przez pracowników służb dyspozytorskich różnych rang i szczebli poświęcone pięćdziesięcioletniej historii krajowej i okręgowych dyspozycji mocy.
Terminy "rozrząd mocy" czy "rozrządca", a później "dysponowanie mocą" powstawały wraz z tworzeniem współpracy elektrowni poprzez sieci łączące je z odbiorcami, czyli systemów elektroenergetycznych. Wprawdzie egzystowały one jeszcze w latach sześćdziesiątych, o czym świadczyć może zapis w słowniku języka polskiego z 1965 roku, według którego: rozrządca - człowiek, który kieruje urządzeniami rozdzielającymi energię elektryczną (prąd): Kierownik, zwany inaczej rozrządcą obciążeń, planuje w ten sposób pokrycie zapotrzebowania prądu, by urządzenia, którymi dysponuje, starczyły mu nawet w momentach szczytu.
W latach trzydziestych i czterdziestych minionego już wieku XX następowało w Europie łączenie lokalnych układów składających się z jednej lub kilku elektrowni, linii przesyłowo-rozdzielczych wysokich i średnich napięć i stacji odbiorczych w systemy regionalne, krajowe i międzynarodowe, w których współpracowało wiele jednostek wytwórczych połączonych sieciami coraz wyższych napięć. Jak wiadomo stworzona została w ten sposób nowa jakość, system elektroenergetyczny, który umożliwiał wykorzystanie tzw. efektu skali, wymianę energii i mocy w zależności od zmieniającego się w czasie poziomu zapotrzebowania odbiorców na moc. Oczywiście system elektroenergetyczny, niezależnie od swoich cech fizyczno-technicznych, działał, nie tylko zresztą w Polsce, w określonych warunkach ekonomiczno-politycznych, co miało decydujące znaczenie dla jego organizacji, sposobu działania i struktury.
Jerzy Bekker, nieżyjący już, wybitny znawca problemu, wieloletni szef służb eksploatacyjnych Południowego Okręgu Energetycznego w Katowicach, dyrektor Państwowej Dyspozycji Mocy w Warszawie, tak w Historii elektryki polskiej definiował cechy tej struktury:
Wszędzie, gdzie istnieje i pracuje wspólna sieć energetyczna, a szczególnie elektroenergetyczna, do której są przyłączone urządzenia wytwórcze, przesyłowo-rozdzielcze i odbiorcze energii, i która służy przesyłaniu tej energii z wielu źródeł wytwarzania do wielu odbiorców, istnieje potrzeba kierowania ruchem tej sieci, określanego tradycyjnie pojęciem "dysponowania mocą i energią". Potrzeba ta występuje niezależnie od liczby jednostek zarządzających urządzeniami włączonymi do wspólnej sieci.
Jeżeli wspólna sieć rozciąga się na niewielkim obszarze, a struktura jej jest prosta, to również funkcje dyspozytorskie i organizacja dysponowania mogą być nieskomplikowane. W warunkach, gdy wspólna sieć - jak to ma miejsce w elektroenergetyce - obejmuje cały kraj i jest połączona z podobnymi sieciami za granicą, te funkcje i organizacje stają się złożone.
Potrzeby określonego systemu elektroenergetycznego w zakresie kierowania ruchem, filozofia i zastosowanie formy i metody tego kierowania, kwalifikacje personelu i wyposażenia techniczne ośrodków kierowania muszą być zharmonizowane. Różnorakość i liczba funkcji dyspozytorskich zależą od wielkości sytemu elektroenergetycznego, jego złożoności technicznej oraz istniejących w nim stosunków własnościowych.
Podstawowymi funkcjami kierowania ruchem systemu elektroenergetycznego są:
· ...
k_pawelko1969