NAJWYśSZA IZBA KONTROLI. Zarząd. PGE Dystrybucja Białystok Sp. z o.o. WYSTĄPIENIE POKONTROLNE

Transkrypt

1 NAJWYśSZA IZBA KONTROLI Departament Gospodarki, Skarbu Państwa i Prywatyzacji ul. Filtrowa 57, Warszawa tel./fax adres korespondencyjny Skrzynka pocztowa Nr P Warszawa Warszawa, 4 lutego 2009 r. I/08/006 KGP/ /08 Zarząd PGE Dystrybucja Białystok Sp. z o.o. WYSTĄPIENIE POKONTROLNE Na podstawie art. 2 ust. 3 ustawy z dnia 23 grudnia 1994 r. o NajwyŜszej Izbie Kontroli 1 (dalej ustawa o NIK), NajwyŜsza Izba Kontroli 2 przeprowadziła w PGE Dystrybucja Białystok Sp. z o.o. 3 kontrolę bezpieczeństwa sieci energetycznych w zakresie niezawodności dostaw energii odbiorcom końcowym. Kontrolą został objęty okres 2006 I połowa 2008, z uwzględnieniem zdarzeń dot. bezpieczeństwa sieci dystrybucyjnej Spółki 4 zaistniałych przed 2006 r. W związku z ustaleniami przedstawionymi w protokole kontroli, podpisanym w dniu 19 grudnia 2008 r., NajwyŜsza Izba Kontroli - Departament Gospodarki, Skarbu Państwa i Prywatyzacji, stosownie do art. 60 ustawy o NIK, przekazuje Zarządowi PGE-DB niniejsze Wystąpienie. W ocenie NIK bezpieczeństwo energetyczne sieci dystrybucyjnej Spółki w zakresie niezawodności dostaw energii odbiorcom końcowym było niewystarczające. Ocena ta wynika 1 Dz. U. z 2007 r. Nr 231, poz. 1701, ze zm. 2 Departament Gospodarki, Skarbu Państwa i Prywatyzacji. 3 Dalej PGE-DB lub Spółka. 4 Zakład Energetyczny Białystok S.A. lub Zakład Energetyczny Białystok Dystrybucja Sp. z o.o. lub PGE Dystrybucja Białystok Sp. z o.o.

2 z niedostatecznego stopnia powiązania sieci dystrybucyjnej PGE-DB z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym oraz zaawansowanego wiekowo stanu infrastruktury. Zawiązana w dniu 7 grudnia 2006 r. Spółka świadczyła od dnia 30 czerwca 2007 r. usługi w zakresie dystrybucji energii elektrycznej na obszarze ok km 2, obejmującym województwa: podlaskie oraz częściowo warmińsko-mazurskie i mazowieckie. Według stanu na 31 grudnia 2007 r. Spółka obsługiwała klientów. Sieć dystrybucyjna Spółki na koniec września 2008 r. składała się z: km linii 110 kv, km linii SN, ,4 km linii nn z przyłączami, 52 stacji transformatorowych WN/SN (wyposaŝonych w 101 transformatorów WN/SN o mocy MVA), stacji transformatorowych SN/nN i SN/SN (wyposaŝonych w transformatory SN/nN i SN/SN o mocy MVA). Oceny i uwagi NIK dotyczące okresu sprzed 30 czerwca 2007 r. odnoszą się do działań operatora systemu dystrybucyjnego funkcjonującego w ramach struktury Zakładu Energetycznego Białystok SA. 1. Ogólny stan urządzeń pracujących w sieci dystrybucyjnej Spółki Izba ocenia jako niezadowalający i powodujący wzrost stopnia awaryjności. Podobną ocenę wyraził takŝe Zarząd Spółki w piśmie z 16 czerwca 2008 r. 5 skierowanym do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE) Na koniec 2007 r. w wieku przekraczającym połowę okresu technicznego uŝytkowania było 63,46 % stacji WN/SN oraz 59,55 % stacji SN/nN i SN/SN, ponad 83,65 % linii SN oraz ponad 63,62 % linii nn (bez przyłączy). NaleŜy podkreślić, Ŝe 5,77 % stacji WN/SN oraz 9,23 % stacji SN/nN i SN/SN przekroczyło przyjęty w Spółce dla tych stacji 40 letni okres technicznego uŝytkowania. Ponadto km linii SN oraz km linii nn przekroczyło odpowiednio 35 letni i 30 letni okres technicznego uŝytkowania. W wieku ponad 20 lat była większość urządzeń, których okres technicznego uŝytkowania wynosił 45 lat: 66,33 % transformatorów WN/SN (w tym 3 transformatory były uŝytkowane dłuŝej niŝ 45 lat), 59,49 % transformatorów SN/nN i SN /SN (w tym 624 transformatory przekroczyło 45 lat), 72,21 % linii WN (85 km linii WN było starszych niŝ 45 lat) NIK zwraca uwagę na niekorzystną strukturę wewnętrzną sieci SN i nn Spółki. Sieć napowietrzna SN, szczególnie w północnej i wschodniej części województwa podlaskiego, charakteryzowała się znacznymi długościami linii (nawet ponad 100 km). Zmniejszenie 5 Odpowiedź na pismo Prezesa URE z 23 maja 2008 r., znak DTA (1)/2008/LM/BT-S. 2

3 liczby i czasu przerw planowych i awaryjnych wymagało skrócenia i segmentacji ciągów SN oraz łączenia ich w pierścienie. Znaczne odległości linii napowietrznych nn pomiędzy stacjami transformatorowymi (nawet ponad 1,5 km) na obszarach zabudowy kolonijnej, utrudniały utrzymanie właściwych parametrów napięciowych dla odbiorców. Rozwiązaniem problemów jest zagęszczenie stacji transformatorowych SN/nN. W celu poprawy struktury wewnętrznej sieci SN i nn Spółka przygotowuje projekt Zdalne zarządzanie przepływami energii elektrycznej w wiejskiej sieci średniego napięcia na terenach województw podlaskiego i warmińsko-mazurskiego wraz z monitorowaniem stanu tej sieci, w ramach którego przewidziane jest wybudowanie, skracających ciągi linii SN, powiązań wewnątrz sieci, nowych wyjść liniowych SN ze stacji WN/SN i powiązania ich z istniejącą siecią SN. Do roku 2012 zaplanowana jest budowa 54 km powiązań wewnątrz sieci SN oraz budowa punktów rozłącznikowych. Ponadto skorygowany Plan Rozwoju na lata przewiduje poniesienie przez PGE Dystrybucja Białystok Sp. z o.o. nakładów inwestycyjnych w wysokości około 137 mln. zł na modernizację sieci elektroenergetycznej SN i nn, w ramach której zostanie wybudowanych 237 stacji transformatorowych SN/nN (w tym 186 stacji słupowych), 603,7 km linii SN (w tym 497,3 km linii napowietrznych), 340 km linii nn (w tym 288,2 km linii napowietrznych) oraz przyłączy, głównie inwestycji na terenach kolonijnych (obecnie obowiązujące przepisy powodują konieczność zagęszczania stacji transformatorowych SN/nN i budowę ciągów linii nn nie dłuŝszych niŝ 600 m Liczba wszystkich zakłóceń w sieci Spółki, w poszczególnych latach (do końca września) kształtowała się odpowiednio: , , Średni czas przerwy w dostawie energii wzrósł w 2007 r. i 2008 r. do ponad 3 godzin (odpowiednio 3,41 i 3,16), podczas gdy w 2005 r. i 2006 r. wynosił odpowiednio 2,99 i 2,78. Uśredniona (wg ceny za 1 kwh) wartość niedostarczonej odbiorcom energii była następująca: zł w 2005 r., zł w 2006 r., zł w 2007 r. i zł w 2008 r. (do końca września) Znaczna liczba zakłóceń spowodowana była zuŝyciem materiałów (związanym m.in. ze strukturą wiekową urządzeń), przewyŝszając liczbę zakłóceń spowodowanych występującymi w coraz większej ilości oraz zakresach gwałtownymi zjawiskami atmosferycznymi. W 2007 r. zakłócenia sieci dystrybucyjnej spowodowane zuŝyciem materiałów stanowiły 54,1% wszystkich zakłóceń, zaś gwałtowne zjawiska atmosferyczne były przyczyną 40,8 % zakłóceń. W wyniku działania Ŝywiołów (burze, wichury, mróz, sadź, ulewy) miały miejsce następujące liczby zakłóceń: w 2006 r , w 2007 r , w 2008 r. (do końca września) ZuŜycie materiałów (starzenie lub zmęczenie 3

4 materiałów, osłabienie izolacji, korozja chemiczna lub elektrolityczna) spowodowało odpowiednio: , , zakłóceń. Koszty poniesione przez Spółkę z tytułu remontów urządzeń majątku sieciowego wynosiły w latach r. (I półrocze) odpowiednio: 3 395,8 tys. zł, 4 075,8 tys. zł, 5 408,1 tys. zł, 564,9 tys. zł Liczba wszystkich uszkodzeń sieci Spółki, w poszczególnych latach okresu oraz w 2008 r. (do końca września) kształtowała się odpowiednio na poziomie: , , W przewaŝającej liczbie były to uszkodzenia linii napowietrznych (97%- 98 %). Liczba zakłóceń bez uszkodzeń była następująca: 7 711, 9 876, (w głównej mierze były to zadziałaniem zabezpieczeń nn.). W wyniku ww. awarii w kolejnych latach objętych kontrolą odbiorcom nie dostarczono energii elektrycznej w ilości wynoszącej odpowiednio: 2 876,78 MWh, 4 402,77 MWh, 2 001,8 MWh. Udział niedostarczonej energii w całkowitej sprzedaŝy energii wynosił odpowiednio: 10%, 14% oraz 13%. Uznając wyjaśnienia Dyrektora Departamentu Ruchu Spółki, Ŝe wzrost liczby uszkodzeń sieci w 2006 r. i 2007 r. był spowodowany znaczącym wzrostem ilości gwałtownych zjawisk atmosferycznych, NIK zwraca uwagę na konieczność uwzględnienia powyŝszych faktów w opracowywanych projektach modernizacji istniejących linii i stacji oraz budowy nowych elementów sieci dystrybucyjnej. Szczególnie jest to istotne z uwagi na znaczne koszty likwidacji zakłóceń, wynoszące w latach (do końca września) odpowiednio tys. zł, tys. zł, tys. zł Niewłaściwa eksploatacja (błędna decyzja personelu ruchowego oraz eksploatacyjnego, będąca wynikiem błędu ludzkiego) spowodowała 38 zakłóceń w dostawie energii elektrycznej. Przyczynami zakłóceń były: niewłaściwe nastawy automatyki zabezpieczeniowej, wady montaŝu głowicy kablowej, niewłaściwy montaŝ transformatora, niewłaściwa regulacja wyłącznika lub rozłącznika, zamknięcie łącznika na uziemienie, zamknięcie uziemnika pod napięciem, wada montaŝu (w tym wykonawcy zewnętrznego). W 2007 r. miały miejsce 32 takie zakłócenia, zaś w 2008 r. 6 zakłóceń wszystkie nastąpiły w sieci SN. W 2005 r. i 2006 r. tego typu zakłócenia nie wystąpiły. Łączny czas przerw w dostawie energii elektrycznej spowodowanych tymi zakłóceniami wynosił 49,5 h, zaś ilość niedostarczonej energii 34,12 MWh. Łączny koszt ich usunięcia wynosił zł. W celu ograniczenia negatywnych skutków zakłóceń spowodowanych błędem eksploatacyjnym dokonano zmiany nastaw zabezpieczeń, przeprowadzono instruktaŝe, 4

5 a takŝe wdroŝono Szczegółową instrukcję wykonywania prac na elektroenergetycznych liniach kablowych o napięciu do 30 kv oraz procedurę Planowe zabiegi eksploatacyjne sieci SN i nn. 2. NIK pozytywnie ocenia poziom nakładów inwestycyjnych w stosunku do uzgodnionych z Prezesem URE. Wskazuje natomiast potrzebę pozyskania nowych źródeł finansowania inwestycji oraz skrócenie perspektywy wymiany linii i stacji w sieci dystrybucyjnej, którą Spółka określiła na kilkanaście lat Łączne nakłady poniesione przez Spółkę z tytułu odbudowy majątku sieciowego wynosiły w 2006 r., 2007 r r. (I półrocze) odpowiednio: tys. zł, tys. zł, tys. zł, w tym na modernizację (odtworzeniowe): tys. zł, tys. zł, tys. zł. Pozytywnie oceniając fakt, Ŝe Spółka przeznacza na rozwój i modernizację sieci nakłady w wysokości ok. 70 mln zł 90 mln zł rocznie, NIK wskazuje na konieczność zwiększenia tempa odbudowy majątku sieciowego, po przeanalizowaniu przez Spółkę dostępnych źródeł finansowania niezbędnych inwestycji odtworzeniowych, z uwzględnieniem źródeł zewnętrznych lub wewnętrznych. NIK pozytywnie ocenia, tworzenie i realizowanie przez Spółkę planów rozwoju. ChociaŜ Prezes URE przyjmował do projekcji taryfy nakłady inwestycyjne niŝsze niŝ zaplanowane, Spółka realizowała je w wysokości wyŝszej niŝ w planie. Planowane nakłady w latach wynosiły odpowiednio: tys. zł oraz tys. zł, a wykonanie: tys. zł oraz tys. zł, zaś nakłady uznane przez Prezesa URE do taryfy: tys. zł oraz tys. zł. W 2008 r. zaplanowano nakłady na poziomie tys. zł, przy uznaniu przez Prezesa URE na poziomie tys. zł Realizacja programu wymiany 87 wyłączników olejowych SN na wyłączniki próŝniowe, przyjętego do realizacji w latach , w celu m.in. skrócenia przerw w zasilaniu, przebiegała niezgodnie z planem. W 2007 r. nie wymieniono Ŝadnego z 24 wyłączników ujętych w planie z uwagi na brak środków finansowych na realizację programu. Środki finansowe przeznaczone na powyŝsze przedsięwzięcie zostały przesunięte na realizację niezaplanowanej na 2007 r. modernizacji wyeksploatowanych napowietrznych linii 15 kv ze stacji 110/15 kv EC II. NIK zauwaŝa, Ŝe wykonanie niezaplanowanej modernizacji nie powinno skutkować rezygnacją z wymiany wyłączników olejowych. 5

6 3. Kontrola wykazała niewystarczające powiązanie obszaru obsługiwanego przez Spółkę z innymi regionami poprzez sieć PSE Operator S.A. (operator systemu przesyłowego - OSP). Dla zachowania odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa pracy sieci naleŝało utrzymywać pracę wszystkich trzech bloków w Elektrowni Ostrołęka oraz linii 400 kv Miłosna-Narew i 220 kv Ostrołęka-Ełk w okresach najwyŝszego zapotrzebowania (zwłaszcza w okresach wysokich temperatur). Wyłączenie którejkolwiek z ww. linii powodowało problemy związane z dotrzymaniem warunków napięciowych oraz przeciąŝeniem linii 110 kv naleŝących do sieci dystrybucyjnej Spółki, groŝąc kolejnymi wyłączeniami (np. efekt ten występuje w liniach: Siemiatycze Siedlce, CzyŜew Małkinia, Ostrołęka ŁomŜa, Ostrołęka Kolno/ŁomŜa 2, Nida Szczytno, GiŜycko Kętrzyn). Jednoczesne wyłączenie linii 400 kv Miłosna-Narew i 220 kv Ostrołęka Ełk spowodowałoby lokalne całkowite wyłączenie sieci dystrybucyjnej w północno-wschodniej części Polski. NIK wskazuje, Ŝe obecny układ zasilania sieci dystrybucyjnej z Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) nie zapewnia bezpieczeństwa energetycznego odbiorcom na terenie Spółki. W kaŝdej chwili moŝe wystąpić przerwanie lub ograniczenie dostaw energii elektrycznej, na co Spółka nie ma bezpośredniego wpływu. NIK pozytywnie ocenia włączenie się Spółki w działania koncepcyjne budowy połączenia systemów elektroenergetycznych Polski i Litwy linią 400 kv Ełk Alytus oraz drugostronnego zasilania dla stacji 400/110 kv Narew zasilanej obecnie linią 400 kv Miłosna Narew, w celu zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego na terenie działania Spółki. Utworzenie silniejszego powiązania sieci dystrybucyjnej Spółki z KSE miałoby takŝe istotne znaczenie dla rozwiązania problemu przyłączania farm wiatrowych Moc wygenerowana na terenie działalności Spółki przez odnawialne źródła energii (OZE) nie moŝe być wykorzystana w pełni przez odbiorców przyłączonych do sieci Spółki, gdyŝ według wyjaśnień Eugeniusza Zalecha Dyrektora Departamentu Ruchu lokalizacje OZE o szczególnie niestabilnej pracy (elektrownie wiatrowe) nie pokrywają się z obszarami zapotrzebowania na moc. Sieć dystrybucyjna Spółki nie ma wystarczających moŝliwości absorpcyjnych na całą zgłoszoną dotychczas generację, jej nadmiar będzie musiał być oddany do sieci przesyłowej (400 kv i 220 kv) oraz dystrybuowany liniami 110 kv. Większość planowanych elektrowni wiatrowych o łącznej mocy ok. 840 MW jest zlokalizowana na północnych terenach Spółki, gdzie zapotrzebowanie na moc wynosi odpowiednio latem około 75 MW i zimą około 140 MW. Analiza warunków pracy sieci 110 kv wykazała, Ŝe sama rozbudowa tej sieci (uwzględniona w Planie Rozwoju PGE-DB na lata ) nie zapewni odbioru mocy wytwarzanej w elektrowniach wiatrowych. Konieczne jest 6

7 wybudowanie linii 400 kv Narew Ełk Ostrołęka wraz z budową stacji 400/110 kv w Ełku. Spółka w celu przyłączenia farm wiatrowych realizuje modernizację rozdzielni 110 kv w stacji Filipów i pola 110 kv w stacji Hańcza NIK zwraca uwagę, Ŝe w latach wystąpiły znaczne ograniczenia w dostawie energii elektrycznej odbiorcom Spółki, będące skutkiem braku mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Problem ten wystąpił m.in. w dniu 26 czerwca 2006 r., kiedy na skutek deficytu mocy nastąpiło w KSE znaczne zaniŝenie napięcia (poniŝej dopuszczalnych wartości) na terenie działania Spółki. W celu ratowania KSE dyspozytor Obszarowej Dyspozycji Mocy (ODM) z PSE Centrum Sp. z o.o. zgodnie z kompetencjami wynikającymi z Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej polecił wprowadzić ograniczenia w dostawie energii elektrycznej odbiorcom Spółki poprzez wyłączenie 18 stacji WN/SN zasilających miedzy innymi takie miasta jak Ełk, GiŜycko, Węgorzewo, Gołdap, Suwałki, Sejny, Olecko, Augustów, Dąbrowa Białostocka, Sokółka, Czarna Białostocka. Skutkiem tego, cały obszar dawnego województwa suwalskiego oraz części dawnego województwa białostockiego były pozbawione zasilania w energię elektryczną. Wyłączenia te spowodowały ograniczenia mocy dostarczanej do odbiorców na terenie PGE-DB w wysokości około 120 MW (to jest około 40 % mocy pobieranej) trwające około dwóch godzin. W ocenie NIK niewystarczająco rozwinięta sieć przesyłowa powoduje, iŝ w kaŝdej chwili mogą wystąpić problemy w dostawie energii elektrycznej do sieci dystrybucyjnej Spółki. Spółka otrzymuje ostrzeŝenia o ograniczeniach od nadrzędnych słuŝb ruchowych. Ostatnio taki przypadek ostrzeŝenia o ewentualnych ograniczeniach wystąpił w dniu 17 października 2008 r. 4. Spółka jako operator systemu dystrybucyjnego (osd) prowadziła ruch, eksploatację i rozwój sieci dystrybucyjnej zgodnie z zatwierdzoną 1 stycznia 2008 r. przez Prezesa Zarządu Spółki Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej (IRiESD) oraz związanymi z IRiESD instrukcjami eksploatacji obiektów i urządzeń, instrukcjami ruchowymi. PGE-DB jako osd zgodnie z IRiESP (pkt. III.C.1 i III.C.2 przekazywała do PSE Operator S.A. dane i informacje dot. stanu istniejącego i prognozowanego sieci dystrybucyjnej, przy wykorzystaniu aplikacji PADR/SNAP. W lipcu 2008 r. został uzgodniony z Prezesem URE zaktualizowany Plan wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej dla obszaru działania Spółki, opracowany przez OSP. 7

8 5. Spółka prawidłowo wykonywała zadania w zakresie ubezpieczenia Spółki od odpowiedzialności cywilnej oraz objęcia ochroną ubezpieczeniową jej składników majątkowych. W dniu 28 czerwca 2007 r. Spółka zawarła umowę o świadczenie usług ubezpieczeniowych (w trybie postępowania o udzielenie zamówienia publicznego). Umowa obejmowała ubezpieczenie: mienia od poŝaru i innych zdarzeń losowych, urządzeń sieciowych od szkód elektrycznych, sprzętu elektronicznego od wszystkich ryzyk, Spółki od odpowiedzialności cywilnej, a takŝe auto-casco i OC pojazdów samochodowych oraz ubezpieczenie od kradzieŝy z włamaniem. Łączne wynagrodzenie ubezpieczycieli za usługi określone w ww. umowie (składka) wynosiło zł. Umowę zawarto na okres od 1 lipca 2007 r. do dnia 31 grudnia 2009 r. Koszty odszkodowań (składki ponoszone na ubezpieczenie majątku) w 2007 r. i 2008 r. (koniec września) wynosiły odpowiednio: 3 499,54 tys. zł, 2 393,74 tys. zł. Koszty usuwania awarii analogicznie: 9 215,17 tys. zł, 6 631,37 tys. zł. Wypłacone Spółce przez ubezpieczyciela odszkodowania wynosiły odpowiednio: 1 899,86 tys. zł, 721,20 tys. zł (część szkód nie została jeszcze rozpatrzona przez ubezpieczyciela). 6. Biorąc pod uwagę powyŝsze oceny i uwagi, na podstawie art. 60 ust. 2 ustawy o NIK, NajwyŜsza Izba Kontroli przedstawia następujące wnioski: 1) opracowanie i wdroŝenie programu modernizacji sieci SN, poprzez stopniowy wzrost udziału w tej sieci linii kablowych, 2) moŝliwie szybkie zakończenie prac przygotowawczych i przejście do fazy wdraŝania projektów poprawy struktury wewnętrznej własnej sieci dystrybucyjnej, 3) opracowanie programu poprawy struktury wiekowej majątku sieciowego Spółki, dostosowanego do jej moŝliwości finansowych, w oparciu o dostępne źródła finansowania. NajwyŜsza Izba Kontroli Departament Gospodarki, Skarbu Państwa i Prywatyzacji, na podstawie art. 62 ust. 1 ustawy o NIK, zwraca się do Zarządu PGE Dystrybucja Białystok Sp. z o.o. o nadesłanie, w terminie 14 dni od daty otrzymania niniejszego wystąpienia, informacji o sposobie wykorzystania uwag i wykonania wniosków oraz o podjętych działaniach lub o przyczynach niepodjęcia tych działań. 8

9 Stosownie do art. 61 ust. 1 ustawy o NIK, w terminie 7 dni od daty otrzymania niniejszego wystąpienia pokontrolnego, przysługuje Zarządowi Spółki prawo zgłoszenia do dyrektora Departamentu Gospodarki, Skarbu Państwa i Prywatyzacji NIK umotywowanych zastrzeŝeń w sprawie ocen, uwag i wniosków, zawartych w tym wystąpieniu. W razie zgłoszenia zastrzeŝeń, termin nadesłania informacji, o której wyŝej mowa, liczy się stosownie do art. 62 ust. 2 ustawy o NIK od dnia otrzymania ostatecznej uchwały w sprawie powyŝszych zastrzeŝeń. Dyrektor Departamentu Gospodarki, Skarbu Państwa i Prywatyzacji ( - ) Andrzej Otrębski 9