Człowiek w dobie smart

Transkrypt

1 Człowiek w dobie smart ( Energia Elektryczna, nr 4/2014) Wywiad z Markiem Szymankiewiczem, członkiem Zarządu ENEA Operator oraz Zarządu PTPiREE Członkom Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej oraz Czytelnikom Energii Elektrycznej jest Pan znany od bardzo wielu lat. Ale od stosunkowo niedawna, bo od czerwca ubiegłego roku, jest Pan członkiem Zarządu ENEA Operator, a w wyniku decyzji październikowego XX Zgromadzenia Krajowego wszedł Pan w skład Zarządu PTPiREE. Proszę przyjąć, może nieco spóźnione, życzenia zrealizowania zamierzeń. Które ze spraw uważa Pan Prezes za najważniejsze i które za najpilniejsze do załatwienia, zarówno w ENEA Operator, jak i PTPiREE? Dziękuję serdecznie za życzenia. Odpowiadając już na pytanie, spraw pilnych do wykonania i zadań stojących przed branżą, a tym samym ENEA Operator jest oczywiście wiele. Zakończyliśmy proces uzgadniania z Prezesem URE Planu Rozwoju na lata Przed nami więc realizacja ambitnego i potrzebnego planu na przyszłość. Chcemy wzmocnić sieć tak, aby sprostać oczekiwaniom naszych Klientów w zakresie jakości i niezawodności zasilania. Konieczność tę dodatkowo potęguje fakt wyrażonych już przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki zamierzeń dotyczących wprowadzenia tzw. regulacji jakościowej, w której poziom naszych przychodów zależeć będzie od wskaźników SAIDI i SAIFI. Aby osiągnęły one satysfakcjonujący poziom, konieczne jest zmodernizowanie tych elementów sieci, które dzisiaj są najbardziej zawodne, w szczególności na średnim napięciu. Równolegle będziemy przyłączać naszych odbiorców oraz kontynuować wiele inwestycji na wysokim napięciu, gdzie zmiany są konieczne ze względu na wiek infrastruktury, a także potrzebę wzmacniania sieci dystrybucyjnej wpisującą się w rozwój sieci najwyższych napięć realizowany przez Operatora Systemu Przesyłowego. Jako nowy Zarząd PTPiREE dokonaliśmy rekonstrukcji Rad Dyrektorów. Te z kolei dokonały zmian w zadaniach Zespołów pracujących przy Towarzystwie. Mam nadzieję, że wprowadzone korekty zaowocują wypracowaniem rozwiązań, które usprawnią naszą współpracę w ramach PTPiREE. Uważam, że jest wiele kwestii, które dla poszczególnych OSD są wspólne. Warto zatem połączyć potencjał naszych kadr, aby wypracować rozwiązania optymalne z punktu widzenia obszaru przesyłu i dystrybucji energii. Stworzenie jednolitych w skali kraju zasad i procedur postępowania jest korzystne z punktu widzenia potencjalnych użytkowników sieci. Wpływa również pozytywnie na rozwój konkurencyjnego rynku energii. Pragnę przy tej okazji zachęcić członków Zespołów do intensywnej i twórczej pracy. Uważam, że ludzie są najważniejszym ogniwem takiej organizacji jak PTPiREE, a Zespoły zadaniowe stanowią podstawowy, wręcz egzystencjalny element funkcjonowania Towarzystwa. Ponadto końcowy efekt pracy Zespołów, po wspólnym przyjęciu wypracowanych rozwiązań, tworzy zwarty i jednolity przekaz, co niewątpliwie jest korzystne w kontaktach z potencjalnymi interesariuszami. 1

2 Co przed nami? Kolejny okres taryfowy , który stwarza dwa zasadnicze wyzwania. Pierwsze to udział Towarzystwa w wypracowaniu, a w szczególności w aktywnym i twórczym opiniowaniu przygotowywanych przez Prezesa URE zasad uznawania kosztów w przychodzie regulowanym. Przypomnę jedynie, że model kosztów operacyjnych i różnicy bilansowej wpływa na blisko 40% przychodu regulowanego przedsiębiorstw dystrybucyjnych, stąd jest to aktywność niezwykle istotna. Drugie to wypracowanie zasad, które określą model oceny i jej wpływu na przychód regulowany w tzw. taryfie jakościowej. Mam tutaj na myśli wpływ takich parametrów jak SAIDI, SAIFI, czy też czas przyłączenia. Głównym celem takiej regulacji jest utrzymanie jakości dostaw energii elektrycznej na optymalnym poziomie. W tym przypadku niezwykle istotne będzie - zarówno dla operatorów jak i dla wdrożenia przez Prezesa URE poprawnej metodyki - wypracowanie wspólnych zasad pozyskiwania porównywalnych i jednorodnych informacji dotyczących m.in. rzeczywistych poziomów przerw w dostawie energii. Inne istotne zagadnienie to opracowanie przez wszystkich operatorów jednolitych zasad wymiany informacji ze sprzedawcami energii wg europejskiego standardu ebix. Jego celem jest zapewnienie w naszym kraju jednolitych procedur wymiany informacji pomiędzy uczestnikami rynku, stworzonych na bazie doświadczeń innych państw europejskich. Kolejne wyzwanie, które stoi przed nami to podjęcie decyzji o wymianie obecnego analogowego systemu łączności. Dotychczasowy jest przestarzały technologicznie i stwarza wiele problemów serwisowych, a także powoduje istotne ograniczenia dotyczące przepustowości transmisji danych, w szczególności dla potrzeb automatyzacji i sterowania pracą łączników w głębi sieci. Rok 2014 prawdopodobnie będzie kluczowym okresem dla wyboru nowego systemu łączności dyspozytorskiej. Ważne jest zapewnienie odpowiedniego poziomu interoperacyjności tych systemów w skali całego kraju. Ostatnio w rozmowach na tematy elektroenergetyki najczęściej używanym słowem wydaje się smart. Zapytam nieco prowokacyjnie i celowo niezbyt precyzyjne: smart grid czy smart metering? Oczywiście, smart grid. W mojej ocenie budowanie nowej jakości w sieci elektroenergetycznej jedynie poprzez smart metering nie jest optymalne i bezpośrednio nie poprawia jakości oraz niezawodności dostaw energii. Ponadto uważam, że przysłowiowy Kowalski jeszcze bardzo długo, zwłaszcza bez odpowiedniego i skutecznego procesu edukacyjnego, nie będzie zainteresowany dobowo godzinową analizą struktury swojego zużycia energii elektrycznej. Badania odbiorców pokazują, że niewielu konsumentów wie według jakiej grupy taryfowej są rozliczani. Dużo ważniejsza dla Klienta jest niezawodność dostaw, parametry i jakość energii oraz przede wszystkim cena jaką musi za nią zapłacić. Ten ostatni efekt można uzyskać poprzez zastosowanie bardziej optymalnej - stymulującej pobór Klienta - taryfy, efektywność energetyczną, czy też zmianę sprzedawcy. Co do smart grid u to jestem jego gorącym zwolennikiem. Problem polega jednak na tym, że nikt do końca nie zdefiniował tego pojęcia. Dla mnie sieć smart to przede wszystkim jej 2

3 automatyzacja, wzmocnienie systemów zarządzania, monitorowania (np. liczniki bilansujące w stacjach SN/nn czy też wdrożenie dynamicznej obciążalności linii) i nadzorowania pracy sieci oraz możliwości płynnych zmian jej konfiguracji między innymi w związku ze znaczącym przyrostem niestabilnych mocy jakimi są źródła OZE i w końcu stworzenie warunków do dywersyfikacji źródeł zasilania. Chciałbym być dobrze zrozumiany. Nie jestem przeciwko rozwiązaniom inteligentnym, instalowanym u Klientów indywidualnych z gospodarstw domowych. Europa jednoznacznie opowiedziała się za inteligentnymi technologiami, które w sposób skuteczny będą integrować dotychczasowe rozwiązania techniczne z nowoczesnymi rozwiązaniami telemetrycznymi i teleinformatycznymi. Moim zdaniem jednak, strategia wprowadzania rozwiązań smart powinna być bardziej zrównoważona i oparta na rozwiązaniach typu smart grid, uzupełnionych o elementy smart metering u. Nie należy zastanawiać się nad kwestią wdrażania smart metering u, bo ten kierunek wydaje się być przesądzony. Z całą pewnością powinniśmy jednak rozważyć realne terminy oraz zakres rzeczowy wdrożenia. W całym tym procesie nie zapominajmy o Kliencie, który jest tutaj niezwykle ważny. Klient wyedukowany energetycznie. Klient, który wie czego chce. Klient dla którego Operator Sytemu Dystrybucyjnego będzie nie tylko dostawcą energii dbającym o jakość, ciągłość i bezpieczeństwo dostaw ale również doradcą pomagającym w efektywnym wykorzystaniu energii, stymulującym jego konsumpcję. Tylko skuteczna edukacja uzupełniona o elementy systemu smart może przynieść oczekiwane rezultaty w postaci efektywności energetycznej. Stąd w trosce o jej poprawę oraz mając na względzie efekt edukacyjny, o którym powiedziałem przed chwilą, ENEA Operator zaangażowała się w program Ekokreatywne firmy nowe kompetencje czysty zysk. Dzięki tej inicjatywie właściciele małych i średnich firm przyłączonych do sieci spółki mogą skorzystać z bezpłatnych usług audytu energetycznego. Jest to tylko początek działań, które zamierzamy kontynuować mając na względzie pełne i skuteczne wdrożenie rozwiązań typu smart, którego ważnym podmiotem musi stać się smart consumer. W tak rozumiane rozwiązania smart jako spółka jesteśmy gotowi inwestować oczywiście w zakresie w jakim pozwalają na to możliwości finansowe. A jakie kroki podejmuje się w ENEA Operator, by sieć stała się smart? Co ze zmianą systemu opomiarowania na smart? Nasze zamierzenia inwestycyjne w zakresie smart grid u są zbieżne ze wspomnianą przed chwilą wizją tego pojęcia. W perspektywie najbliższych lat w ENEA Operator zakładamy przeprowadzenie kilku wielkoskalowych pilotaży inteligentnego opomiarowania. Chcemy zdobywać i poszerzać nasze kompetencje w tym segmencie, jednakże zakładamy, że ze względu na ograniczone budżety inwestycyjne w najbliższym czasie nie będzie wymogu instalowania inteligentnych liczników u wszystkich Odbiorców. Co się tyczy tworzenia sieci smart, uruchomiliśmy program mający na celu przygotowanie spółki do budowy platformy inteligentnej sieci spełniającej wymagania regulacyjne, zwiększającej efektywność działania oraz unowocześniającej infrastrukturę. Za kluczowe w tym procesie uznaliśmy wykorzystanie nowoczesnych rozwiązań technicznych. 3

4 Obserwowalność sieci SN w ENEA Operator jest obecnie niewystarczająca dla pełnej realizacji funkcji systemu DMS (Distribution Management System) takich jak: algorytmy lokalizacji miejsca zwarcia, wyizolowania uszkodzonego odcinka poprzez automatyczną rekonfigurację sieci SN w celu wyłączenia uszkodzonych odcinków przy pomocy zdalnie sterowanej aparatury łączeniowej. Wdrożenie tych i innych funkcji DMS tj. estymator stanu, sterownie napięciem i mocą bierną, optymalizacja punktów podziału wg różnych kryteriów, jest jednym z elementów koncepcji funkcjonowania Systemu Zarządzania Ruchem w ENEA Operator. Mając powyższe na względzie zdecydowaliśmy, aby planowane modernizacje i rozbudowa infrastruktury sieciowej ENEA Operator uwzględniały wymagania związane z wprowadzeniem automatyzacji oraz elementów sieci inteligentnych do wybranych punktów w głębi sieci SN. Powszechna instalacja układów monitorujących przepływ prądów zwarciowych z komunikacją do centrum dyspozytorskiego oraz rozłączników sterowanych zdalnie w sieci SN pozwoli na szybkie wykrycie miejsca zwarcia, wydzielenie uszkodzonego odcinka oraz przywrócenie zasilania części odbiorców, co wpłynie na zmniejszenie wartości wskaźników SAIDI. By nasza sieć stała się smart wprowadzimy również wymóg monitorowania sieci w stopniu wystarczającym do oceny jej stanu. Monitorowaniem planujemy objąć punkty zasilające oraz wybrane stacje zawierające większą liczbę pól liniowych, rozdzielnie sieciowe, złącza kablowe, punkty sterowane zdalnie, stacje transformatorowe SN/nn. Na jakim etapie są prace związane z wdrożeniem systemu wymiany danych czasu rzeczywistego SCADA pomiędzy OSP i OSD? W ramach współpracy OSD z OSP oraz w związku z realizacją umowy o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej z PSE S.A zobowiązani jesteśmy do przesyłania do Operatora Systemu Przesyłowego danych pomiarowych, sygnalizacji i stanów łączników z obiektów elektroenergetycznych sieci koordynowanej. Do OSP przekazujemy dane pomiarowe i stany łączników z wszystkich stelemechanizowanych stacji WN/SN oraz kilkunastu farm wiatrowych przyłączonych do stacji WN/SN. W celu prowadzenia ruchu sieci WN otrzymujemy dane z większości stacji granicznych z terenu TAURON Dystrybucja S.A. i ENERGA Operator S.A. Dodatkowo otrzymujemy od OSP dane z wybranych stacji NN oraz farm wiatrowych przyłączonych do sieci OSP. W tym roku przewidujemy uruchomienie wymiany danych z kolejnych stacji. 4

5 Trwają dyskusje o przepisach proponowanych w ustawie o odnawialnych źródłach energii. W gąszczu ponad dwustu projektowanych artykułów wydaje się być więcej biurokratycznych obowiązków nałożonych na energetycznych przedsiębiorców niż korzyści dla ogółu konsumentów. Czy w opinii Pana Prezesa proponowane w ustawie regulacje przyczynią się do uporządkowania funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, w tym do warunków wykonywania zadań operatorskich? Niewątpliwie ustawa jest potrzebna. Od pewnego czasu wśród części inwestorów OZE, obserwujemy atmosferę wyczekiwania i niepewności. Trudno się dziwić, gdyż brak regulacji, między innymi w zakresie określenia nowych mechanizmów wsparcia, nie pozwala im na zamknięcie biznes planów. Trudno, też w takim stanie rzeczy, podjąć decyzje o wielomilionowych inwestycjach. Dynamika zmian i proponowanych rozwiązań jest znaczna. Nie potrafię więc odpowiedzieć czy i w jakim zakresie zmieni to rzeczywistość uczestników rynku energii. Poczekajmy zatem z oceną skutków ustawy do końcowych rozwiązań legislacyjnych. Oczywiście, jako Towarzystwo powinniśmy brać czynny udział w konsultacjach i opiniowaniu kolejnych projektów, tak aby nasze oczekiwania co do nowych regulacji były prezentowane i mam nadzieję uwzględnione w końcowym porządku prawnym. W obowiązującej od początku tego roku taryfie ENEA Operator wzrost stawek opłat dystrybucyjnych jest mniejszy niż u któregokolwiek dużego operatora dystrybucyjnego. Jakie przedsięwzięcia umożliwiły Spółce zaproponowanie takiej korzystnej dla odbiorców taryfy? Zgodnie z Prawem Energetycznym, taryfowy przychód regulowany należy kalkulować w sposób zapewniający pokrycie kosztów uzasadnionych prowadzonej, koncesjonowanej działalności gospodarczej wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność. Stąd zmiany stawek opłat za usługi dystrybucji są pochodną przychodu regulowanego, który wynika z szeregu składowych w części wyznaczanych na podstawie modeli porównawczych. Wszystkie elementy kształtujące przychód regulowany, a więc taryfę 2014, które uległy obniżeniu w stosunku do roku poprzedniego w taryfie ENEA Operator są jednakowe dla wszystkich OSD (cena energii elektrycznej na pokrycie strat, WACC, taryfa PSE - oprócz opłat przenoszonych) i ich faktyczny udział w całkowitym przychodzie dopiero determinuje zmianę stawek opłat każdego OSD r/r. Dzięki realizowanej polityce przyłączeniowej źródeł wytwórczych udało nam się zoptymalizować koszty usług przesyłowych i tranzytów energii z sąsiednimi OSD, co również ma swoje odzwierciedlenie w tegorocznej taryfie. Nie bez znaczenia dla obniżenia średnich stawek opłat dystrybucyjnych jest dynamika wzrostu dystrybuowanej przez Spółkę energii. Sytuacja ta świadczy również o tym, iż na terenie północno-zachodniej części kraju występują dobre i korzystne warunki do wzrostu aktywności gospodarczej. Jednym z istotnych elementów jest niewątpliwie aktywna postawa ENEA Operator w obszarze inwestycji sieciowych, często wspierających aktywizację gospodarczą regionów obsługiwanych przez naszą spółkę. Współpraca w tym zakresie z wieloma jednostkami samorządu terytorialnego jest coraz lepsza. 5

6 Pan Prezes jest znany jako zdecydowany zwolennik szerokiej współpracy operatorów. W jakim stopniu w rozwiązywaniu złożonych zagadnień elektroenergetyki pomocny może być szyld PTPiREE? Jak już powiedziałem, wspólne stanowisko operatorów jest niezwykle istotne, w szczególności w kontaktach z instytucjami administracji państwowej, w tym z Prezesem URE. Tylko formuła jednolitego stanowiska z naszej strony daje szansę na to, że będziemy wysłuchani, a także będziemy mieli realną siłę kształtowania naszej dystrybucyjnej rzeczywistości. PTPIREE na trwałe wpisało się w krajobraz branży elektroenergetycznej. Według mojej wiedzy posiada bardzo dobrą opinię i jest postrzegane jako solidny partner do współpracy. Mam nadzieję, że to się nie zmieni i Towarzystwo poprzez aktywną postawę jego przedstawicieli, będzie dalej umacniało swoją pozycję na rynku - czego Nam serdecznie życzę. W imieniu zespołu redakcyjnego miesięcznika Energia Elektryczna dziękuję za rozmowę. Rozmawiał Piotr Begier 6