Sektor energetyczny w obliczu ekstremalnych zjawisk atmosferycznych

Transkrypt

1 Sektor energetyczny w obliczu ekstremalnych zjawisk atmosferycznych ("Energia Elektryczna" - 10/2017) Opracowała Barbara Pomorska, na podstawie prezentacji Informacja Ministra Energii na temat działań firm energetycznych w związku z usuwaniem skutków spowodowanych przez nawałnice w sierpniu 2017 roku, omawianej 12 września 2017 r. na posiedzeniu sejmowej Komisji do Spraw Energii i Skarbu Państwa Obchody tegorocznego Dnia Energetyka nie należały do spokojnych. W przededniu święta pracownicy części przedsiębiorstw energetycznych musieli zaangażować wszystkie swoje siły. Stało się tak za sprawą pogody, która w połowie sierpnia mocno dała się we znaki mieszkańcom Polski, powodując m.in. przerwy w dostawach energii elektrycznej oraz ogromne straty również w infrastrukturze sieciowej. Wiatr o prędkości ponad 150 kilometrów na godzinę, burze przechodzące w nawałnice przetoczyły się niemal przez cały kraj. Zjawiska te nie dotknęły jedynie innogy Stoen Operator, który z podobnymi warunkami zmagał się w czerwcu. 10 sierpnia kataklizm objął obszar działania PGE Dystrybucja. Natomiast największe szkody wyrządził kolejnej doby z 11 na 12 sierpnia, gdy szczególne nasilenie ekstremalnych zjawisk pogodowych wystąpiło również na terenach Enea Operator, Tauron Dystrybucja i Energa-Operator. Odbiorcy pozbawieni dostaw energii elektrycznej w związku z sierpniową nawałnicą

2 Liczba połączeń z infolinią poszczególnych OSD w czasie usuwania skutków żywiołu Skala zjawiska okazała się większa od prognoz; rozmiar zniszczeń był niespotykany. Jak oceniają eksperci, takiego kryzysu w polskiej energetyce nie było od dziesięcioleci. Ogromne spustoszenie odnotowano również w Lasach Państwowych. Straty to prawie 10 mln m3 powalonych i połamanych drzew, blisko 80 tys. hektarów uszkodzonych lasów, w tym ponad 39 tys. do całkowitego odnowienia. To istotne, bowiem główną przyczyną uszkodzeń linii energetycznych, które w wielu miejscach biegną przez tereny zalesione, były właśnie powalone drzewa. Wymierne szkody, z jakimi musieli mierzyć się energetycy, to tysiące uszkodzonych elementów sieci: przede wszystkim słupów nn i SN oraz stacji SN/nN, ucierpiały również sieci 110 kv. W wyniku uszkodzeń w szczytowym momencie bez dostaw energii pozostawało ponad 600 tys. klientów energetyki. Szkody finansowe w majątku sieciowym OSD wynoszą ponad 80 mln zł. Szacunkowy koszt odbudowy sieci u poszczególnych OSD OSD ENEA OPERATOR ENERGA-OPERATOR PGE DYSTRYBUCJA TAURON DYSTRYBUCJA Razem Szacunkowy koszt odbudowy sieci po awariach w sierpniu 2017* 42 mln zł 32 mln zł 5 mln zł 3 mln zł 82 mln zł * na podstawie szacunków OSD wg stanu na koniec sierpnia 2017

3 Struktura linii OSD w Polsce Linie OSD w Polsce Napowietrzne Kablowe SN 221 tysięcy km 67 tysięcy km nn 275 tysięcy km 136 tysięcy km Źródło: dane OSD zrzeszonych w PTPiREE Dodając do tego szacunki strat PSE, kwota ta wynosi ok. 100 mln zł. Jednak określenie pełnej wartości szkód możliwe będzie dopiero po zakończeniu całkowitej odbudowy zniszczonych sieci. Część uszkodzeń naprawiana była bowiem doraźnie, w celu tymczasowego przywrócenia dostaw energii do odbiorców, docelowa konieczność odbudowy sieci pochłonie więc kolejne koszty. Współpraca przy usuwaniu awarii Co istotne, mimo ogromu zniszczeń już w dwie doby udało się przywrócić dostawy energii do około 80 proc. odbiorców. W szczytowym okresie pracowało prawie trzy tysiące osób najliczniejsze ekipy z Energa-Operator i Enea Operator. W działania zaangażowano także firmy zewnętrzne, z którymi OSD współpracują w sytuacjach awaryjnych. Warto odnotować wzajemną pomoc operatorów, np. po opanowaniu sytuacji na swoim terenie, PGE Dystrybucja i Tauron Dystrybucja zaoferowały wsparcie (brygady oraz wozy techniczne ze specjalistycznym sprzętem) na terenie Enei Operator, gdzie szkody okazały się najdotkliwsze. Usuwanie awarii było możliwe również dzięki współpracy ze służbami ratunkowymi (straż pożarna PSP, OSP, centra zarządzania kryzysowego CZK). Na podstawie porozumień zawartych z wojewódzkimi i powiatowymi CZK, wszyscy OSD ze zwiększoną częstotliwością wysyłali do nich komunikaty o awariach skutkujących przerwami w dostarczaniu energii oraz przewidywalnym czasie ich trwania. OSD utrzymywali także stały kontakt z klientami odnotowano gwałtowny wzrost liczby zgłoszeń od odbiorców dotkniętych zniszczeniami zarówno poprzez konsultantów, jak i w oparciu o IVR (centralny automatyczny system komunikatów informujących o awariach). Zadecydowano o powiększeniu zespołów obsługujących infolinie. Trudności podczas zmagań energetyków W trakcie usuwania awarii pracownicy OSD zmagali się z licznymi problemami. Wśród nich jako główne wymienić można:

4 - niewystarczające środki łączności: nieczynna komercyjna sieć telefonii komórkowej ze względu na brak zasilania stacji BTS, cyfryzacja sieci dyspozytorskiej energetyki (OSD) w trakcie budowy; - niemożność zdalnego sterowania łącznikami w głębi sieci oraz brak informacji o ich działaniu związany z pozbawieniem łączności; - brak możliwości dostępu do linii w terenach zadrzewionych ze względu na wiatrołomy; - utrudnienia ze strony prywatnych właścicieli gruntów w dostępie do uszkodzonej sieci. Wnioski na przyszłość sejmowa komisja Pozytywnym aspektem sierpniowych zjawisk wydaje się rozpoczęcie nieco szerszej niż dotychczas dyskusji o problemach, z jakimi zmagać się muszą operatorzy sieciowi, zwłaszcza w przypadku wystąpienia sytuacji awaryjnych powodujących podobne skutki. Okazją do debaty nad specyfiką funkcjonowania operatorów sieci elektroenergetycznych było m.in. posiedzenie sejmowej Komisji do spraw Energii i Skarbu Państwa, które odbyło się 12 września. Podsekretarz stanu w Ministerstwie Energii Andrzej Piotrowski oraz przedstawiciele władz każdego z OSD dotkniętych żywiołem, szczegółowo omawiali działania firm energetycznych w związku z usuwaniem skutków spowodowanych przez nawałnice. Posiedzenie stanowiło również dobrą platformą do dyskusji i formułowania wniosków, żeby podobne sytuacje pogodowe które z powodu zmian klimatycznych zdarzać się mogą coraz częściej nie powodowały tak znaczących strat, a możliwości ich niwelowania były większe. W zgodnej opinii uczestników spotkania, najistotniejszą kwestią w zakresie stanu sieci, mającą ogromny wpływ na poprawne funkcjonowanie KSE także w sytuacjach awaryjnych, jest poziom funduszy, jakie operatorzy przeznaczyć mogą na działania inwestycyjne. Jak pokazały ostatnie wydarzenia, energetyka to sektor strategiczny o szczególnej roli i nie powinno się do niej podchodzić jak do branży, której głównym celem jest przynoszenie zysków. Pieniądze na inwestycje, którymi dysponują OSD, w głównej mierze zależą od taryf operatorów zatwierdzanych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Jednym z elementów wpływających na nie jest model regulacji jakościowej ( Regulacja jakościowa w latach dla OSD opublikowana przez Prezesa URE w październiku 2015 roku). Określa on newralgiczne wskaźniki jakościowe i efektywnościowe (KPI), metodę wyznaczania KPI na poszczególne lata regulacji, sposób rozliczenia oraz jego wpływ na przychód regulowany OSD, poprzez zwrot z kapitału. Model regulacji jakościowej konieczne zamiany W opinii sektora konieczna jest pilna zmiana zasad. Model taryfowania, którego określenie wartości trwa, winien uwzględniać więcej aspektów istotnych dla OSD. Przy wskazaniu

5 docelowego poziomu poprawy wskaźników jakościowych (obniżenie wskaźników efektywności SAIDI i SAIFI) należy wziąć pod uwagę następujące aspekty: - uwzględnienie wyników analiz międzynarodowych oraz doświadczeń w realizacji regulacji jakościowej w innych krajach (w żadnym z porównywalnych państw UE nie osiągnięto poprawy wskaźników w ciągu pięciu lat zbliżonej do 50 proc., jak zakłada się dla Polski); - wprowadzenie mechanizmów wykluczających zdarzenia zakłócające obiektywizm miary, w tym przerwy katastrofalne lub spowodowane działaniem stron trzecich, czy wprowadzenie mechanizmów statystycznych, wykluczających anomalie pogodowe (jak w innych krajach z wdrożoną regulacją jakościową); - przyjęcie jako poziom wyjściowy obiektywnej średniej z kilku lat (wystąpienie rożnych zjawisk wpływające na poziom wskaźników), a nie tylko roku 2014 najlepszy w okresie przed wprowadzeniem tej regulacji (bez tych zjawisk). Przy obecnych zasadach regulacji jakościowej, w wyniku nadzwyczajnych warunków atmosferycznych występujących w 2017 roku, przychód regulowany wszystkich OSD w 2019 roku może, według szacunków, zostać obniżony o blisko 200 mln zł (według cen 2017 roku). Wystąpienie dalszych awarii powodowanych katastrofalnymi zjawiskami atmosferycznymi tę wartość jeszcze zwiększy. Co ciekawe, ze studium przypadku jednego z OSD (na podstawie analiz opartych o dane z lat ) wynika, że dni krytyczne stanowiły około 3 proc. roku i wpłynęły w około 50 proc. na wskaźnik SAIDI nieplanowe. Realizacja krajowego planu skablowania ważny element bezpieczeństwa energetycznego Jednym z podstawowych elementów umożliwiających poprawę wskaźników OSD, o których mowa powyżej, i zbliżenie ich wartości do wskaźników uzyskiwanych w krajach europejskich oraz pozaeuropejskich, jest skablowanie sieci. To ogromne wyzwanie dla polskich OSD, bowiem obecnie poziom okablowania sieci SN wynosi 25 proc., natomiast nn około 33 proc. Dla porównania w krajach, w których czasy przerw w zasilaniu klientów są kilkakrotnie krótsze niż w Polsce, poziom ten osiąga proc. w przypadku sieci SN (w Holandii niemal 100 proc.). Na uwagę zasługuje również fakt niekorzystnej struktury wiekowej sieci napowietrznych (ponad 77 proc. linii SN ma więcej niż 25 lat). Jak m.in. pokazały ostatnie nawałnice, okablowanie powinno dotyczyć przede wszystkim terenów leśnych i zadrzewionych (ponad 41 tys. km linii SN), choć nie tylko. Awarie i przełamania dotyczą również słupów wirowanych na wolnej przestrzeni np. podczas silnego wiatru i wystąpienia oporu kilku słupów sieci jednocześnie. Awaryjność linii kablowych jest natomiast niezależna od

6 ekstremalnych warunków pogodowych. Osiągnięcie poziomu krajów europejskich, tj. około 75 proc. udziału linii kablowych w sieciach SN oraz około 65 proc. sieci nn, uplasowałoby Polskę wśród krajów o niskim poziomie wskaźnika SAIDI. Szacuje się, że z uwagi na skalę i złożoność procesów inwestycyjnych realizacja programu skablowania sieci byłaby możliwa najwcześniej w 2035 roku, pod warunkiem wprowadzenia skutecznych zmian prawnych i administracyjnych oraz zapewnienia finansowania. Zmiany w zakresie wynagradzania aktywów sieciowych Satysfakcjonujący poziom skablowania wymaga zmian w zakresie wynagradzania aktywów sieciowych. W działalności regulowanej zdolność do inwestowania OSD determinuje poziom zwrotu z kapitału wyznaczany w oparciu o wielkość aktywów przedsiębiorstwa (WRA) oraz średni ważony koszt kapitału (WACC). Konieczne jest określenie stabilnych w dłuższej perspektywie zasad wyznaczania WACC, poprzez stosowne zapisy tzw. rozporządzenia taryfowego. Jak wynika z porównań analizowanych sektorów oraz WACC w wybranych krajach Europy, polskie OSD i OSP muszą mierzyć się z najniższym poziomem wskaźnika. Źródło: opracowanie Rady Dyrektorów ds. Taryfowych PTPiREE

7 Porównanie WACC Podmiot/Sektor/Region WACC PSE ,633% OSD gazowe ,793% Magazynowanie gazu 2017 min. 6,000% Dystrybucja ciepła ,724% OSD Europa 2017* 6,446% OSD PL ,633% * średnia na podstawie danych w: HU, SK, CZ, SWE, POR, FR, AT, NOR, FIN Potrzeba precyzyjnych regulacji: posadowienie infrastruktury procedury inwestycyjne opodatkowanie gruntów Kolejną kwestią uwidocznioną przy okazji wystąpienia sierpniowych nawałnic jest konieczność weryfikacji i wypracowania jednolitych przepisów, w tym regulujących kwestię posadowienia i eksploatacji infrastruktury sieciowej na cudzych gruntach. Obecnie występują utrudnienia w dostępie do sieci ze strony właścicieli (władających) gruntami z posadowioną infrastrukturą w tym ograniczony dostęp w sytuacjach krytycznych. OSD borykać się muszą także z nieefektywnymi procedurami formalnoprawnymi przygotowania inwestycji w elektroenergetyczne sieci krajowe, w tym problemami z realizacją inwestycji, związanymi z brakiem możliwości uzyskania tytułów prawnych do nieruchomości. Rozwiązaniem mogłaby być poprawa regulacji w zakresie posadowienia sieci oraz dostępu do nich. Zarówno w przypadku planowanych inwestycji i eksploatacji, jak i w trybie awaryjnym. W tym odformalizowanie procedur związanych z dostępem do sieci w sytuacjach krytycznych w celu usuwania awarii o charakterze masowym. Tak, aby umożliwić służbom energetycznym wejście na teren bez konieczności przeprowadzania czynności administracyjnych przewidzianych w ustawie o gospodarce nieruchomościami. Dla poprawy procedur inwestycyjnych celowe byłoby uwzględnienie w tzw. specustawie (ustawie z dnia 24 lipca 2015 r. o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie sieci przesyłowych) przedsięwzięć OSD w szczególności inwestycji strategicznych związanych z budową i modernizacją sieci 110 kv o istotnym znaczeniu dla zrównoważonego rozwoju kraju i zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.

8 Optymalnym rozwiązaniem byłoby uchwalenie kompleksowej regulacji o strategicznych inwestycjach celu publicznego, obejmującej posadowienie i eksploatację sieci na cudzych gruntach, z uwzględnieniem sieci dystrybucyjnej, a także sytuacje gruntów o nieuregulowanym stanie prawnym. Konieczne wydają się też zmiany zasad lokowania infrastruktury technicznej w pasach technologicznych przy drogach. W celu ułatwienia skablowania sieci w budowanej lub modernizowanej drodze publicznej powinien być przewidziany pas techniczny dla potrzeb budowy linii energetycznych, żeby nie musiały przebiegać po terenach prywatnych lub leśnych. W celu obniżenia kosztów skablowania sieci celowe wydaje się zwolnienie z (lub znaczne obniżenie wysokich teraz) opłat za umieszczenie infrastruktury energetycznej w pasie. Obecnie utrudnienie w dostępie do sieci stanowi również, wynikające z szerokości pasów służebności, posadowienie sieci blisko drzew. Rozwiązaniem mogłoby być wdrożenie regulacji poszerzających pasy wycinki. Operatorzy zmagają się także z brakiem jednolitego systemu łączności dyspozytorskiej; cyfryzacja sieci dyspozytorskiej energetyki (OSD) jest w trakcie budowy. Sierpniowe nawałnice potwierdziły, że komercyjny system łączności (GSM) nie gwarantuje komunikacji (w tym w zakresie poprawności funkcjonowania zdalnie sterowanej aparatury łączeniowej w sieci SN) w przypadkach występowania krytycznych zjawisk i przy braku zasilania stacji BTS. Komunikacja i koordynacja działań była utrudniona, momentami niemożliwa. Zatem w celu zapewnienia sprawnej komunikacji pomiędzy brygadami usuwającymi awarie oraz niezawodnego kanału łączności z infrastrukturą sieciową postuluje się dokończenie procesu cyfryzacji sieci dyspozytorskiej, która podczas sierpniowych wydarzeń działała sprawnie. Problemem o narastającym znaczeniu staje się także kwestia opodatkowania gruntów leśnych pod urządzeniami sieciowymi. Kolejne gminy poprzez zmianę kwalifikacji gruntu i rodzaju podatku z,,leśnego'' na,,od nieruchomości'' podwyższają opłaty operatorów za użytkowanie gruntów należących do Lasów Państwowych. Skalę problemu oddaje różnica w wysokości rocznych opłat operatorów: z około 9 mln zł obecnie do prognozowanych około 162 mln zł po zmianie kwalifikacji podatku. Niezbędna wydaje się zmiana przepisów w szczególności ustawy o podatkach i opłatach lokalnych oraz ustawy o podatku leśnym poprzez doprecyzowanie lub przesądzenie: - przedmiotu opodatkowania i sposobu jego klasyfikacji grunty będące w zarządzie Lasów Państwowych, na których prowadzona jest gospodarka leśna, podlegają opodatkowaniu podatkiem leśnym, pomimo posadowienia na nich linii elektroenergetycznych; - podmiotu zobowiązanego do składania deklaracji podatkowych: podatnikiem wskazanym w decyzji jest nadleśnictwo, a nie przedsiębiorstwo energetyczne;

9 - braku uzasadnienia do przekwalifikowywania wyłączania z produkcji leśnej gruntów znajdujących się pod liniami i przenoszenia opłat z tego tytułu na przedsiębiorstwa energetyczne. Pozwoli to na eliminację uznaniowości organów podatkowych oraz sądów administracyjnych, uniknięcie drastycznego wzrostu obciążeń podatkowych przedsiębiorstw elektroenergetycznych, a w konsekwencji wzrostu stawek i opłat dystrybucyjnych oraz przesyłowych dla odbiorców końcowych. Należy mieć nadzieję, że zdarzenia krytyczne dla infrastruktury nie będą występować często. Warto być jednak na nie przygotowanym, zapewniając operatorom sieci warunki i zasoby niezbędne do sprawnego działania choćby dzięki spełnieniu wzmiankowanych postulatów. Sierpniowe doświadczenia pokazały, że o zaangażowanie operatorów można być spokojnym; podejmą wszelkie możliwe działania, aby przerwy w dostawach energii elektrycznej do odbiorców końcowych były jak najkrótsze i maksymalnie ograniczane przestrzennie. Skablowanie sieci - Wydatki na zmianę struktury sieci SN, wraz z innymi niezbędnymi inwestycjami towarzyszącymi (przebudowa złączy SN, stacji SN/nn, dostosowanie układu kompensacji w stacjach WN/SN, automatyzacja), szacuje się na poziomie 32,7 mld zł. - Koszty zmiany struktury sieci nn, wraz z innymi niezbędnymi inwestycjami (przebudowa przyłączy, stacji SN/nn), szacuje się na poziomie 13,3 mld zł. - Łączne nakłady inwestycyjne na zmianę struktury sieci szacuje się na około 46 mld zł.