Pod jedną marką. Elektryczna 10/2014. Kolizje infrastruktury energetycznej z drogową. Deklaracja OSD

Transkrypt

1 KLIENT DYSTRYBUCJA PRZESY Elektryczna ISSN Biuletyn Branżowy 10/2014 Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Z działalności Towarzystwa Paragraf w sieci Wydarzenia w branży Kolizje infrastruktury energetycznej z drogową Deklaracja OSD Rekomendacja stosowania transformatorów SN/nn z uzwojeniami aluminiowymi Zapomniany geniusz Marek Kleszczewski: Pod jedną marką

2

3 W NUMERZE Zdjęcie: Julia Sheveloff Szanowni Państwo! W lipcowym wydaniu,,energii Elektrycznej, wspólnie z naszym rozmówcą Robertem Świerzyńskim, zastanawialiśmy się nad tożsamością OSD. Dzisiaj na naszych łamach pojawia się kolejny wątek tych rozważań. Tyle tylko, że ukazany z międzynarodowej perspektywy. Jest nim Deklaracja OSD, przyjęta przez europejskie stowarzyszenia działające w obszarze elektroenergetyki, dotycząca wkładu operatorów systemu dystrybucyjnego w europejską transformację energetyczną. PTPiREE wyraziło poparcie dla zawartych w tym dokumencie celów i założeń. Praktyczną realizacją Deklarcji OSD, czyli swego rodzaju mapy drogowej europejskiej energetyki, są przeobrażenia dokonujące się na rodzimym gruncie w obszarach poszczególnych spółek. Polegają one m.in. na wdrożeniu systemów inteligentnych oraz podejmowaniu innych prorozwojowych działań organizacyjnych i technologicznych. Doskonałym tego przykładem jest Tauron Dystrybucja SA. O realizowanych przez tę spółkę przedsięwzięciach rozmawiamy z naszym gościem Markiem Kleszczewskim, wiceprezesem Tauron Dystrybucja SA oraz członkiem zarządu PTPiREE. Jednym z istotnych elementów transformacji oraz odpowiedzią na nowe wyzwania są inwestycje w sieci inteligentne, podejmowane przez wszystkie spółki dystrybucyjne, przy zachowaniu odrębności i indywidualnego podejścia do realizacji poszczególnych etapów złożonego projektu. Ukazanie doświadczeń Taurona w tej dziedzinie ma z pewnością bardzo cenny walor poznawczy i sprzyja lepszemu zrozumieniu specyfiki procesów zachodzących w różnych regionach naszego kraju. Jako Towarzystwo, nie ograniczamy się wyłącznie do obserwowania i relacjonowania działań podejmowanych w elektoenergetyce. Jesteśmy ich aktywnym uczestnikiem. Jednym z dowodów na to jest finalizowany przez nas wspólnie z partnerami duży program,,inteligentne sieci elektroenergetyczne - dla domu, środowiska i gospodarki, współfinansowany przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Relację z konferencji podsumowującej zrealizowane działania w obszarze badań, promocji i edukacji konsumenckiej zamieszczamy w bieżącym wydaniu miesięcznika. Ponadto, jak zawsze w naszym czasopiśmie, znajdą Państwo szereg interesujących materiałów dotyczących spraw ważnych i aktualnych w obszarze regulacji. Wśród nich szczególną uwagę chciałbym zwrócić na zgodną krytykę środowiska elektroenergetyków, gazowników i ciepłowników w sprawie zmian uregulowań prawnych związanych z zakazem wstrzymania dostaw ciepła, prądu i gazu gospodarstwom nie płacącym rachunków. Rozumiejąc potrzebę ochrony odbiorców wrażliwych, trudno zgodzić się na obarczanie spółek energetycznych obowiązkami, które powinny być domeną opieki społecznej, czy szerzej - państwa. W dziale technicznym publikujemy m.in. rekomendację PTPiREE dla stosowania transformatorów SN/nn z uzwojeniami aluminiowymi. W innych działach,,ee, jak co miesiąc, aktualności z życia spółek i całej branży, przegląd istotnych zmian prawnych oraz relacje z najważniejszych wydarzeń. Zapraszam do lektury! Biuletyn Branżowy Energia Elektryczna miesięcznik Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Redaguje zespół: Andrzej Pazda (redaktor naczelny), Małgorzata Władczyk (zastępca redaktora naczelnego), Aleksandra Rakowska (redaktor dział techniczny), Sebastian Brzozowski, Marzanna Kierzkowska Adres redakcji: ul. Wołyńska 22, Poznań, tel , faks , redakcja@e-elektryczna.pl Wydawca: Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, ul. Wołyńska 22, Poznań, tel , faks , ptpiree@ptpiree.pl, ISSN Opracowanie graficzne, skład, łamanie i druk: Media i Rynek, ul. Polna 20/112, 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: 7 października 2014 r. 4 INFORMACJE ZE SPÓŁEK 6 ROZMOWA MIESIĄCA Wywiad z Markiem Kleszczewskim, wiceprezesem Tauron Dystrybucja SA, członkiem Zarządu PTPiREE 9 Z DZIAŁALNOŚCI PTPiREE RYNEK I REGULACJE 10 Powszechny protest 12 Kolizje infrastruktury energetycznej z drogową 15 Deklaracja OSD 17 Paragraf w sieci TECHNIKA I TECHNOLOGIE 19 Rekomendacja stosowania transformatorów SN/nn z uzwojeniami aluminiowymi 22 Zapomniany geniusz WYDARZENIA 24 Energetab Znów rekordowa liczba wystawców 26 Inteligentna sieć, świadomy odbiorca 28 Wydarzenia w branży 30 FELIETON 31 TERMINARZ Zdjęcie: Tauron Dystrybucja SA Kolizje infrastruktury energetycznej z drogową KLIENT DYSTRYBUCJA PRZESY Elektryczna Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Z działalności Paragraf Wydarzenia Towarzystwa w sieci w branży Deklaracja OSD Rekomendacja stosowania transformatorów SN/nn z uzwojeniami aluminiowymi Zapomniany geniusz ISSN Biuletyn Branżowy Marek Kleszczewski: Pod jedną marką 10/2014 Na okładce: Marek Kleszczewski, wiceprezes Tauron Dystrybucja SA, członek Zarządu PTPiREE październik 2014 ENERGIA elektryczna l 3

4 INFORMACJE ZE SPÓŁEK Enea Operator Najlepsi monterzy PPN Zdjęcie: Enea Operator W konkursie rywalizowało siedem ekip. Tytuł najlepszego montera PPN trafił do Łukasza Szłapki oraz Mirosława Maćkowiaka z Oddzia łu Dystrybucji Poznań. Zakończyła się IV edycja, organizowanego w Enea Operator, konkursu prac pod napięciem (PPN). W tym roku tytuł najlepszego montera PPN trafił do Łukasza Szłapki oraz Mirosława Maćkowiaka z Oddziału Dystrybucji Poznań. Miejscem rywalizacji był poligon energetyczny w Łagowie (Lubuskie). W konkursie wzięły udział najlepsze ekipy elektromonterów z 5 oddziałów tej spółki oraz pracownicy dwóch innych z Grupy Enea: Eneos i Energobud Leszno. Siedem ekip rywalizowało, wykonując zadania praktyczne w warunkach poligonowych oraz pisząc test z wiedzy o technologii PPN. Oprócz zwycięzców z oddziału poznańskiego, na podium znaleźli się także pracownicy z Gorzowa Wielkopolskiego i Bydgoszczy. Konkurs stanowi część, realizowanego przez Enea Operator, programu PPN, a jego zadaniem jest promowanie tej technologii. Enea Operator Rozbudowa sieci w Lubuskim 25 września odbyła się konferencja pt.: Rozbudowa sieci elektroenergetycznej szansą rozwoju gospodarczego województwa lubuskiego pod patronatem Marszałek Województwa Lubuskiego. Na spotkaniu obecny byli: samorządowcy, naukowcy, przedstawiciele branży wytwarzania energii elektrycznej oraz zarząd Enea Operator. Głównym tematem debaty była współpraca pomiędzy Enea Operator a lokalnymi władzami samorządowymi. Enea przestawiła plany rozwoju sieci energetycznej w Lubuskim. Tauron Dystrybucja Zarządzanie majątkiem sieciowym Po wprowadzeniu pełnej wersji nowego systemu zarządzania majątkiem sieciowym (ZMS), obowiązywać będzie jedna, kompletna i ustandaryzowana baza danych wszystkich urządzeń, stacji i linii elektroenergetycznych należących do Tauron Dystrybucja. Wprowadzany system wiąże się z pełną cyfryzacją dokumentacji dotyczącej infrastruktury sieciowej spółki. Docelowo każde urządzenie energetyczne będzie miało swój elektroniczny paszport, czyli dokument z pełną historią danych technicznych i formalnoprawnych. Paszporty będą określały położenie geograficzne, podstawowe parametry techniczne oraz relacje między elementami infrastruktury energetycznej. Pozwoli to na stworzenie mapy wszystkich urządzeń Tauron Dystrybucja. Wśród korzyści, które przyniesie ZMS, można wymienić m.in. stały monitoring całej sieci, bieżącą aktualizację danych czy możliwość szybkiego reagowania na pojawiające się zagrożenia. Odczują je również odbiorcy. Nowy system znacząco skróci czas przyłączania klientów. 4 l ENERGIA elektryczna październik 2014

5 PGE Dystrybucja Bezpieczeństwo zasilania Chełma Zamojski oddział PGE Dystrybucja realizuje 2 programy inwestycyjne, mające na celu poprawę bezpieczeństwa zasilania Chełma i jego okolic. Pierwsza inwestycja Modernizacja pól liniowych 110 kv w obiektach pierścienia Chełm w zakresie stacji Chełm Kolejowa, związana jest m.in. z wymianą: wyłączników, napędów odłączników, szaf sterowniczo-przekaźnikowych wraz z aparaturą zabezpieczeniową oraz modernizacją części stacji Chełm Kolejowa. Jej wartość wynosi blisko 3 mln zł. Koszt drugiej ( Modernizacja pól liniowych 110 kv w obiektach pierścienia Chełm w zakresie stacji Chełm Płn. Chełm Płd. ) szacowany jest na 2,4 mln zł. Obejmuje podobny zakres prac: wymiana wyłączników, napędów odłączników, szaf sterowniczo-przekaźnikowych wraz z aparaturą zabezpieczeniową, szaf kablowych wraz z kablami sterowniczymi oraz malowaniem konstrukcji w polach linii 110 kv stacji. Realizacja inwestycji poprawi selektywność działania zabezpieczeń. Dzięki temu możliwa będzie poprawa bezpieczeństwa zasilania odbiorców z obszaru działania spółki. Energa-Operator Na smartfonach i tabletach INFORMACJE ZE SPÓŁEK Energa-Operator SMS zgłasza awarię We wrześniu br. Energa-Operator udostępniła klientom usługę SMS Awaria. Przerwę w dostawach energii elektrycznej można zgłosić, wypełniając formularz na stronie internetowej spółki lub wysyłając SMS pod numer SMS Awaria uzupełnia funkcje numeru alarmowego 991. Po wysłaniu SMS-a zgłaszający proszony jest o postępowanie zgodnie z otrzymanymi instrukcjami. Po usunięciu awarii, na numer nadawcy przesyłany jest SMS, informujący o przywróceniu napięcia. Spółka zwiększyła przepustowość i wydajność systemu IVR z 600 łączy analogowych do 2 tys. cyfrowych. Zarówno SMS Awaria, jak i formularz na stronie internetowej, to udogodnienia, które mają na celu umożliwienie zgłoszenia braku zasilania przez każdego klienta Energa- -Operator w wygodnej dla niego formie oraz bieżące informowanie o statusie awarii. Zdjęcie: Energa-Operator Największą popularnością cieszą się informacje o wyłączeniach planowa nych i awaryjnych prezentowane na stronie w formie mapy z ikonami Energa-Operator dostosował swój serwis internetowy do urządzeń mobilnych. Zastosowanie Responsive Web Design sprawia, że bez względu na urządzenie strona www wyświetla się w taki sam sposób i posiada taką samą funkcjonalność. Dodatkowo serwis posiada możliwość geolokalizowania wybranych informacji. Oznacza to, że w zależności od lokalizacji urządzenia, z którego korzysta użytkownik, zostaną mu wyświetlone komunikaty skierowane do jego regionu. Jeśli internauta nie będzie chciał, aby serwis automatycznie określał jego położenie, może sam wybrać region, dla którego chce uzyskać wyselekcjonowane dane. Największą popularnością cieszą się informacje o wyłączeniach planowanych i awaryjnych oraz czasie przywrócenia zasilania. Prezentowane są one w formie mapy z ikonami, pokazującymi liczbę wyłączeń na danym terenie, oraz wykazu miejscowości, w których do nich doszło. Miesięcznie serwis odnotowuje ok. 80 tys. odsłon, a w sytuacjach awarii masowych, takich jak spowodowane przez huragan Ksawery w grudniu ubr., w trzy dni odnotowano ponad 300 tys. wejść na stronę spółki. PGE Dystrybucja Dzieci o pracy rodziców W ramach własnego programu Poprawa standardów i kultury bezpieczeństwa pracy, PGE Dystrybucja ogłosiła konkurs plastyczny dla dzieci. Jego tematyka ma promować bezpieczne wykonywanie pracy na eksploatowanych w spółce urządzeniach elektroenergetycznych. Rodzic, przystępujący wraz z dzieckiem do współzawodnictwa, musi opowiedzieć mu o zasadach BHP obowiązujących w firmie. Ogłoszenie wyników I etapu konkursu nastąpi jeszcze w październiku br. Zwycięzcy przechodzą do drugiego i rywalizują o nagrodę na poziomie koncernu. Informacje ze spółek zebrała Marzanna Kierzkowska październik 2014 ENERGIA elektryczna l 5

6 ROZMOWA MIESIĄCA Najlepsze rozwiązania Pod jedną marką Wywiad z Markiem Kleszczewskim, wiceprezesem Tauron Dystrybucja SA, członkiem Zarządu PTPiREE. Jak to się stało, że w 1998 r. świeżo upieczony absolwent Politechniki Śląskiej trafił do firmy energetycznej? Chyba zawsze interesowałem się energetyką, stąd wybór kierunku studiów padł na automatykę i metrologię. A dzień po obronieniu dyplomu związałem się z Górnośląskim Zakładem Energetycznym, który przyjął do pracy grupę młodych inżynierów i w nich zainwestował. Doświadczenie zawodowe nabyte w Górnośląskim Zakładzie Elektroenergetycznym to dobry start do współzarządzania dużą firmą, jaką jest Tauron Dystrybucja? Miałem szczęście trafić do zespołów, które podejmowały się ambitnych, pionierskich projektów. Z jednej strony to fascynujące nie widzieć ograniczeń, z drugiej działaliśmy czasami po omacku w nowej rzeczywistości, która dopiero się kształtowała. Do moich pierwszych zadań należało m.in. przygotowywanie taryf zatwierdzanych przez URE. To pozwoliło mi zyskać wiedzę o wielu obszarach funkcjonowania firmy. Jednym z pierwszych, pionierskich projektów, które wdrożyłem w życie była poprawa bezpieczeństwa dostaw energii. Znacząco zredukowaliśmy na Górnym Śląsku proceder nielegalnego poboru energii. W trakcie mojej dotychczasowej kariery zawodowej mam szczęście trafiać na ludzi z jednej strony ambitnych, z drugiej życzliwych, ceniących zaangażowanie i efekty pracy. To pozwala mi się stale rozwijać. Vattenfall był oceniany jako ponadprzeciętnie sprawna firma energetyczna. Które z dobrych rozwiązań udało się wprowadzić w Tauron Dystrybucja spółce, według liczby odbiorców, ponad pięciokrotnie większej? Być może są i takie, które na zastosowanie jeszcze czekają? Nie można ze sobą porównywać tych dwóch spółek. Głównym wyzwaniem od początku mojej pracy w Tauron Dystrybucja jest integracja. Rozumiana jako połączenie wszystkich We Wrocławiu rozpoczynamy projekt związany z wdrożeniem systemu inteligentnego opomiarowania. Rozstrzygnęliśmy przetarg i podpisaliśmy umowę z konsorcjum LG CNS na instalację 330 tys. inteligentnych liczników. Mamy spore doświadczenie, jeśli chodzi o smart metering. Dotychczas przeprowadziliśmy dziesięć pilotaży związanych z dostawą i montażem w sumie 40 tys. inteligentnych liczników. oddziałów spółki w jeden organizm o tej samej kulturze i wartościach. Chodziło nam o to, by przenieść najlepsze rozwiązania stosowane przez poszczególne oddziały spółki na resztę obszaru działalności firmy. Dotyczyło to np. systemów dyspozytorskich, standardów utrzymania sieci, łączności i wielu innych aspektów. Jednym z wyzwań nadal pozostaje ujednolicenie procesów związanych z obsługą naszych klientów, by na obszarze całej spółki były one identyczne. Pomagają nam w tym systemy informatyczne. Te już posiadane lub te, które są w fazie wdrażania, jak np. Zarządzanie Majątkiem Sieciowym. Naszą ambicją jest także to, aby wszyscy pracownicy spółki byli zintegrowani i wzajemnie się wspierali pod jedną marką Tauron Dystrybucja. Intrygująco brzmi hasło Inteligentny Wrocław. Pojawiają się informacje o przygotowaniach do zainstalowania we wszystkich punktach poboru energii elektrycznej w tym mieście, także mieszkaniach, liczników smart, nazywanych też licznikami zdalnego odczytu. Zapewne Czytelników naszego miesięcznika zainteresują założone cele, przyjęte plany i zrealizowane etapy tego zadania. We Wrocławiu rozpoczynamy projekt związany z wdrożeniem systemu inteligentnego opomiarowania. Rozstrzygnęliśmy przetarg i podpisaliśmy umowę z konsorcjum LG CNS na instalację 330 tys. inteligentnych liczników. Mamy już spore doświadczenie, 6 l ENERGIA elektryczna październik 2014

7 ROZMOWA MIESIĄCA Zdjęcie: Tauron Dystrybucja SA Marek Kleszczewski, wiceprezes Tauron Dystrybucja SA, członek Zarządu PTPiREE jeśli chodzi o smart metering. Dotychczas przeprowadziliśmy dziesięć pilotaży związanych z dostawą i montażem w sumie 40 tys. inteligentnych liczników. Co ciekawe, projekt we Wrocławiu jest pierwszym w Polsce, w ramach którego zostaną dostarczone liczniki od dwóch producentów: Apatora i Echelona. To także największe tego typu jednorazowe wdrożenie na terenie tak dużego miasta. Celem tego projektu jest dostarczenie klientom narzędzia do skutecznego monitorowania zużycia energii elektrycznej, a dla spółki to kolejny krok do usprawnienia procesu dystrybucji energii elektrycznej, czyli m.in. do ograniczenia przerw w zasilaniu. Jednym z kluczowych, najważniejszych dla nas elementów projektu jest bezpieczeństwo odczytywanych danych pomiarowych. Zdajemy sobie sprawę z tego, że komunikacja pomiędzy systemem odczytowym a licznikiem energii elektrycznej musi być odpowiednio zabezpieczona i szyfrowana, podobnie jak w przypadku systemów elektronicznej bankowości. To jeden z głównych priorytetów tego projektu. Ważne jest, że Inteligentny Wrocław to nie tylko inteligentne liczniki. To także inteligentna sieć, na którą składają się automatyka sieciowa, mobilne i stacjonarne magazyny energii oraz zdalne zarządzanie pracą w terenie. Niektórzy twierdzą, że w kształtowaniu bardziej sprawnego systemu elektroenergetycznego pierwszeństwo powinno być udzielone rozwojowi smart grid, natomiast system smart metering powinien możliwie krótko, ale jednak poczekać. Ma wszakże być jego elementem. Inaczej mówiąc, sensowniej ograniczone środki w pierwszej kolejności skierować na unowocześnienie i zautomatyzowanie sieci pozwalającej na zwiększenie jej zdolności przesyłowych, w tym absorpcję energii ze źródeł rozproszonych, a wdrożeniem inteligentnych liczników zająć się w miarę dysponowania finansami. Jakie jest w tej sprawie zdanie Pana Prezesa? Niewątpliwie inteligentne sieci są przyszłością, w którą należy inwestować. W najbliższych latach wpłyną one na zmiany sektora dystrybucji energii elektrycznej. Poza tym lokalne wytwarzanie energii, inteligentna sieć i opomiarowanie, będzie wpływało na globalne obniżenie zapotrzebowania na energię elektryczną, ograniczenie strat w sieci dystrybucyjnej, a także zmianę dotychczasowego sposobu pracy sieci dystrybucyjnej. Moim zdaniem, nie należy traktować rozłącznie pojęć smat grid i smart metering. Tak zwana sieć inteligentna, do pełnej realizacji październik 2014 ENERGIA elektryczna l 7

8 ROZMOWA MIESIĄCA stawianych przed nią zadań, wymaga informacji dwukierunkowej z licznikiem zainstalowanym w miejscu dostawy energii elektrycznej, a i sam inteligentny licznik jest tylko fragmentem sieci. Na pewno powinno się w zrównoważony sposób skierować nakłady w kierunku liczników smart, wybierać reprezentatywne miejsca instalacji, doprowadzić do posiadania możliwie pełnej informacji bilansowej w systemie dystrybucyjnym. Dużym błędem byłoby z pewnością wstrzymanie inwestycji nakierowanych na odtworzenie mocno zdekapitalizowanej infrastruktury sieciowej, czy też wyposażenie sieci w nowoczesne systemy automatyki wspierającej stabilną pracę systemu w sytuacji dynamicznie zmieniających się rozpływów spowodowanych rosnącą liczbą rozproszonych źródeł, czy też zmieniającymi się profilami obciążenia. Należy podkreślić, że synonimem słowa smart zarówno w kontekście sieci, jak i układów pomiarowych jest niezawodna transmisja dostosowana do potrzeb operatorów. Zatem smart to też smart inwestycje i ich finansowanie, w zrównoważony sposób wspierające wdrażanie idei inteligentnych sieci w naszym kraju. Musimy pamiętać, że celem jest zadowolony klient. Na jakim etapie są w Tauron Dystrybucja prace związane z wdrożeniem systemu wymiany danych czasu rzeczywistego SCADA pomiędzy OSP i OSD? Od początku wdrażania projektu wymiany danych między operatorami systemów dystrybucyjnych a operatorem systemu przesyłowego angażujemy się w jego realizację. Początkowo nawet jako jeden z pierwszych OSD w Polsce przesyłaliśmy wymagane dane w protokole ICCP TASE2. Dzięki wdrożonym systemom SCA- DA dla wysokich napięć, jesteśmy w czołówce jeśli chodzi o liczbę obiektów, z których te dane są retransmitowane. Warto wspomnieć, że w sieci Tauron Dystrybucja jest ponad 660 stacji WN. W ponad 480 jest uruchomiona retransmisja do SCADA OSP. Dzisiaj skupiamy się na budowie jednego systemu SCADA dla organizowanych scentralizowanych dyspozycji Od początku wdrażania projektu wymiany danych między operatorami systemów dystrybucyjnych a operatorem systemu przesyłowego angażujemy się w jego realizację. Początkowo nawet jako jeden z pierwszych OSD w Polsce przesyłaliśmy wymagane dane w protokole ICCP TASE2. Dzięki wdrożonym systemom SCADA dla wysokich napięć, jesteśmy w czołówce jeśli chodzi o liczbę obiektów, z których te dane są retransmitowane. Warto wspomnieć, że w sieci Tauron Dystrybucja jest ponad 660 stacji WN. W ponad 480 jest uruchomiona retransmisja do SCADA OSP. Dzisiaj skupiamy się na budowie jednego systemu SCADA dla organizowanych scentralizowanych dyspozycji sieci 110kV. sieci 110kV. Spodziewamy się, że w ciągu kilku miesięcy wszystkie obiekty, które są stelemechanizowane, szczególnie te nie będące własnością Tauron Dystrybucja, będą mogły być retramsmitowane do SCA- DA OSP. Jako kolejny krok w kierunku poprawy jakości danych, planujemy wdrożenie systemów realizujących funkcje estymacyjne, co w znaczący sposób poprawi wiarygodność danych pomiarowych. Jest Pan Prezes członkiem Zarządu PTPiREE. Jak postrzega Pan rolę Towarzystwa w branży elektroenergetycznej? Co należy zrobić, by było jeszcze bardziej skuteczne niż dotąd? PTPiREE pełni ważną rolę integratora środowiska operatorów systemu elektroenergetycznego w Polsce. Towarzystwo stanowi sprawną płaszczyznę wymiany informacji i doświadczeń pomiędzy przedstawicielami operatorów. Ponadto reprezentuje podsektor przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej wobec organów administracji publicznej, pozostałych podmiotów i stowarzyszeń branżowych oraz mediów. Działalność Towarzystwa pozwala na wypracowywanie i prezentowanie wspólnego stanowiska w głównych dla całego podsektora kwestiach, np. poprzez aktywne uczestnictwo w procesie opiniowania nowych propozycji legislacyjnych, czy też poprzez organizację specjalistycznych seminariów i konferencji branżowych. Innym ważnym elementem funkcjonowania PTPiREE są działania w zakresie standaryzacji i postępu technicznego. W ostatnim czasie w ramach Towarzystwa prowadzimy duży projekt mający na celu wdrożenie jednolitego modelu wymiany informacji pomiędzy uczestnikami rynku energii elektrycznej w Polsce zgodnego ze standardem ebix. Sądzę, że w przyszłości towarzystwo ma szansę bardziej aktywnie działać na forum międzynarodowym, szczególnie europejskim. Nie da się ukryć, że obecnie większość prawodawstwa związanego z rynkiem energii jest inicjowana w ramach działań instytucji unijnych i realny wpływ na proponowane rozwiązania jest możliwy często jedynie na bardzo wczesnym etapie pracy nad nowymi propozycjami. Późniejsza implementacja prawa unijnego do prawodawstwa krajowego nie daje już takiej możliwości. W ostatnich dniach Zarząd PTPiREE podjął decyzję o wstąpieniu Towarzystwa do Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, stowarzyszenia reprezentującego interesy polskiego sektora energetycznego w Unii Przemysłu Elektroenergetycznego EURELECTRIC, będącej największym stowarzyszeniem branży elektroenergetycznej w Europie. To daje szansę na skuteczną realizację tego wyzwania. Dziękuję za rozmowę. Rozmawiał Piotr Begier 8 l ENERGIA elektryczna październik 2014

9 Z DZIAŁALNOŚCI PTPiREE Zakończenie pracy w Biurze PTPiREE 30 września br. pracę zawodową zakończył Piotr Begier. Przez 20 lat pełnił w Biurze PTPiREE funkcję zastępcy dyrektora oraz koordynatora Obszaru Zagadnień Ekonomicznych i Prawnych. Wiedzą i doświadczeniem wspomagał również pracę innych obszarów Biura. Jako zastępca redaktora naczelnego, współtworzył biuletyn Energia Elektryczna. Składamy wyrazy wdzięczności oraz podziękowania za zaangażowanie i wkład, jaki dyrektor Begier wniósł w działalność naszego Biura oraz za wszystkie wspólnie spędzone chwile. ds. Elektroenergetycznej Automatyki Zabezpieczeniowej. Zespół spotkał się z przedstawicielami producenta turbin wiatrowych w kwestii wymagań dla farm wiatrowych przyłączanych do sieci elektroenergetycznej w Polsce. Ponadto omawiano stan zaawansowania pracy badawczej pt. Ocena gotowości układów SCO zainstalowanych w KSE do realizacji skutecznej obrony przed awariami. Przedyskutowano również zagadnienia: lokalizacji odcinkowej miejsca zwarcia w sieci SN w aspekcie obniżania osiąganych wskaźników KPI w powiązaniu ze smart gridem, wymagań stawianych automatyce SCO w kontekście przyłączania do sieci wytwórców OZE, rozwiązań z zastosowaniem protokołu komunikacyjnego IEC (cyfrowe przekładniki prądowe wraz z trybem wdrażania i certyfikacji oraz awarii w układach zasilanych napięciem gwarantowanym). Członkostwo w PKEE Uchwałą zarządu z 11 września br., PTPiREE ponownie przystąpiło do Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej (PKEE). Uczestnictwo w strukturach PKEE ma na celu zwiększenie aktywności PTPiREE na forum Unii Europejskiej, poprzez członkostwo PKEE w EURELECTRIC europejskim stowarzyszeniu reprezentującym branżę energetyczną. Zespół PTPiREE ds. Ochrony Przeciwporażeniowej i Przeciwprzepięciowej 4 września br. w Warszawie odbyło się spotkanie Zespołu PTPiREE ds. Ochrony Przeciwporażeniowej i Przeciwprzepięciowej. Celem posiedzenia były działania związane z opracowaniem jednolitych zasad w zakresie projektowania i sprawdzenia ochrony przed przepięciami oraz porażeniem w poszczególnych obszarach działania operatorów systemu dystrybucyjnego. Kolejne zebranie zaplanowano na października br. w Łodzi. Zespół PTPiREE ds. Ruchu 15 września w Wiśle zebrał się Zespół PTPiREE ds. Ruchu. Przedmiotem debaty były: nowy zakres zadań Zespołu, obecny stan oraz jakość wymiany danych pomiędzy systemami SCADA OSD i OSP, wymiana modeli dobowych, standaryzacja profilu CIM, problematyka dyspozytorskiej łączności głosowej. Omówiono też wpływ działania służb ruchu na wskaźniki jakościowe dostarczania energii elektrycznej, możliwości wykorzystania symulatora KSE do szkolenia pracowników OSD oraz zasady wykonywania czynności łączeniowych. Zespół PTPiREE ds. Elektroenergetycznej Automatyki Zabezpieczeniowej 24 września w siedzibie PSE SA odbyło się spotkanie Zespołu PTPiREE Moc bierna Na 23 października br. w Bełchatowie zaplanowano spotkanie Zespołu PTPiREE ds. Strat Technicznych i Mocy Biernej poświęcone podsumowaniu pracy Optymalizacja gospodarki mocą bierną w krajowym systemie elektroenergetycznym. Zespół ds. transformatorów 22 i 23 października br. w Łodzi odbędzie się spotkanie Zespołu PTPiREE ds. Transformatorów. Zaplanowano m.in następujące punkty posiedzenia: opracowanie wymagań technicznych do SIWZ na zakup transformatorów WN/SN i SN/nn, omówienie wymagań wynikających z regulacji UE dla produkowanych urządzeń i części zamiennych, w tym wydania deklaracji zgodności i oznaczania znakiem CE, negatywne wyniki prób odbiorczych jako element poprawy jakości transformatorów, spełnienie europejskich wymagań efektywności transformatorów na przykładach ostatnio kupowanych jednostek 110/SN. październik 2014 ENERGIA elektryczna l 9

10 RYNEK I REGULACJE Powszechny protest Rzadko się zdarza, żeby przeciwko proponowanym regulacjom jednocześnie protestowali elektroenergetycy, ciepłownicy i gazownicy. Taką reakcję wyzwolił pomysł zakazu wstrzymywania dostaw mediów zimą, mający literalnie odczytując projekt objąć wszystkie gospodarstwa domowe nie płacące rachunków. Ireneusz Chojnacki Pomysł tej regulacji dosyć długo uchodził uwadze opinii publicznej. Prawdopodobnie dlatego, że PSL zgłosił go w ramach projektu zmiany ustawy o podatku dochodowym od osób fizycznych oraz niektórych innych aktów prawnych. Po prostu tytuł nowej ustawy nie wskazywał na to, że może ona zawierać pomysł tak daleko idących rozwiązań i jeśli nie liczyć branżowych ekspertów początkowo mało kto się nią zajmował. Przy tym cały projekt nie był wcale obszerny. Zawierał zapisy przewidujące zwolnienie tzw. odbiorców wrażliwych z opłaty skarbowej (10 zł) od decyzji w sprawie przyznania dodatku energetycznego, niewliczanie im do dochodu do opodatkowania dodatku energetycznego oraz właśnie zakaz wstrzymywania dostarczania paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła odbiorcom z gospodarstw domowych w okresie od 1 grudnia do 1 marca roku następnego z tytułu nieterminowej zapłaty za świadczone usługi lub pobrane media. Wyjście z cienia Projekt ustawy, chociaż zgłoszony w lutym br., wyszedł z cienia dopiero w czerwcu br. podczas pierwszego czytania w Sejmie. Został wtedy skierowany do Komisji Finansów Publicznych oraz Komisji Gospodarki. I gdyby sądzić po dyskusji w Izbie, to przepis zabraniający wstrzymywania, mówiąc ogólnie, dostaw energii kilka miesięcy temu miał duże poparcie. Problem w tym, że chyba był odczytywany jako mający dotyczyć odbiorców wrażliwych, a nie wszystkich gospodarstw domowych. Pozostałe przepisy dotyczyły bowiem właśnie odbiorców wrażliwych i w tym duchu projekt był komentowany. Zresztą także i później, gdy powstała podkomisja nadzwyczajna do spraw tego projektu, która zmierzyła się z nim na początku września br. Efekt jest taki, że można powiedzieć, iż z projektu już mało co zostało. Na posiedzeniu podkomisji okazało się, że zwolnienie tzw. odbiorców wrażliwych ze wskazanej opłaty skarbowej i kwestię nie wliczania im do dochodu do opodatkowania dodatku energetycznego uwzględnia czekająca wówczas na podpis Prezydenta RP ustawa z 29 sierpnia br. o zmianie ustawy o podatku dochodowym od osób prawnych, o zmianie ustawy o podatku dochodowym od osób fizycznych oraz niektórych innych ustaw (została podpisana 17 września br.). W konsekwencji na poziomie podkomisji z projektu PSL wypadły jako już bezprzedmiotowe nie tylko wskazane regulacje, ale także zmieniono nazwę na projekt ustawy o zmianie ustawy Prawo energetyczne. W rezultacie istotą propozycji nowych regulacji stał się zapis przewidujący zakaz wstrzymywania w zimie dostaw energii do gospodarstw domowych. Obecni na posiedzeniu podkomisji przedstawiciele stowarzyszeń energetycznych (PTPiREE, TOE, IGCP, IGG) krytycznie odnieśli się do projektowej propozycji zakazu wstrzymywania dostaw energii odbiorcom w zimie. Właściwie nie mieli innego wyjścia. Zapewne krytykowany byłby także i nie bez racji przepis przewidujący bezwzględny zakaz wstrzymywania zimą dostaw mediów tylko odbiorcom wrażliwym, ale że odczytywany literalnie dotyczy wszystkich gospodarstw domowych, więc po prostu dla energetyki jest nie do przyjęcia. I o skreślenie go stowarzyszenia energetyczne apelowały. Droga donikąd Krytykując pomysł wprowadzenia zakazu wstrzymywania zimą dostaw energii elektrycznej, ciepła i gazu gospodarstwom domowym nie płacącym rachunków podkreślano, że to rozwiązanie niekorzystne zarówno dla przedsiębiorstw sektora elektroenergetycznego, jak i dla pozostałych odbiorców końcowych. Wyrażano obawy, że wprowadzenie powszechnego zakazu wstrzymywania dostaw będzie nadużywane przez osoby, które świadomie nie będą płaciły w okresie ochronnym, planując celowo płatności dopiero przed jego końcem. Wskazywano, że to się może skończyć tym, że z ochrony państwa i kredytowania przez przedsiębiorstwa energetyczne, a w rezultacie przez pozostałych odbiorców, będą mogli korzystać także niepotrzebujący pomocy. Zainteresowane regulacjami sektory wskazują też, że ze względów proceduralnych prawo do niepłacenia rachunków zimą w praktyce oznaczałoby możliwość zalegania przez odbiorców w gospodarstwach domowych z płatnościami na rzecz przedsiębiorstw energetycznych (sprzedających i dostarczających energię elektryczną, ciepło czy gaz) nawet przez pół roku. 10 l ENERGIA elektryczna październik 2014

11 RYNEK I REGULACJE Zdjęcie: Stocklib Istotą propozycji nowych regulacji stał się zapis przewidujący zakaz wstrzymywania w zimie dostaw energii do gospodarstw domowych TOE policzyło, że jeśli odbiorca energii elektrycznej rozliczany jest w trybie miesięcznym to np. rachunek za wrzesień otrzyma w I połowie października z co najmniej 14-dniowym terminem zapłaty. Upłynie on pod koniec miesiąca, a dopiero po kolejnych 30 dniach firma może wszcząć procedurę umożliwiającą wstrzymanie dostaw. W rezultacie najwcześniejszy termin, kiedy będzie można zgodnie z prawem wstrzymać dostawy, upłynie pod koniec listopada, ale faktyczny sfinalizowania procedury zakończy się dopiero w grudniu, czyli gdy nie będzie już można wstrzymać dostaw. To oznacza, że okres, w którym odbiorca nie musiałby płacić, zamiast wskazanych w przepisie 3 miesięcy, wyniósłby pół roku lub więcej. Siłą rzeczy trzeba więc też brać pod uwagę, że odbiorcy mający być chronieni mogą wpaść w pułapkę zadłużenia i regulacja, zamiast pomóc, to im zaszkodzi. Poza potencjalnymi, a pominiętymi w uzasadnieniu projektu ustawy, ekonomicznymi skutkami wprowadzenia omawianej regulacji dla przedsiębiorstw energetycznych ważne jest też, że to w gruncie rzeczy kolejna próba wtłoczenia energetyki w regulacje nakazujące jej pełnić rolę opieki społecznej (tak też było na początku dyskusji o ochronie odbiorców wrażliwych). I mniejsza o to, czy świadoma, czy nie, bo nie tędy droga. Nawet jeśli faktycznie posłom chodziło tylko - czy aż - o wzmocnienie ochrony odbiorców wrażliwych, bo uznają, że dodatki energetyczne nie pełnią dobrze tej roli, gdyż są za niskie, to trzeba zacząć na serio debatę o ubóstwie energetycznym i metodach jego zwalczania, a nie próbować zaradzić kłopotom półśrodkami. Swoją drogą, dodatki energetyczne faktycznie nie oszałamiają wysokością. Zgodnie z obwieszczeniem Ministra Gospodarki, dodatek energetyczny, obowiązujący od 1 maja br. do 30 kwietnia 2015 r., w przypadku gospodarstwa domowego prowadzonego przez osobę samotną wynosi 11,36 zł na miesiąc; dla składającego się z 2-4 osób to 15,77 zł, a liczącego co najmniej 5 osób 18,93 zł. Ciąg dalszy nastąpi Podczas posiedzenia podkomisji 11 września br. strona rządowa, która była reprezentowana przez przedstawicieli Ministerstwa Gospodarki, nie zajęła stanowiska wobec poselskiego projektu. Tomasz Tomczykiewicz, wiceminister resortu, informując, że nie ma jeszcze stanowiska rządu, ocenił tylko, iż pomysł, co wygląda dobrze, bo chroni zdrowie i życie ludzkie, w świetle zgłaszanych uwag wymaga jednak pogłębionej analizy. I to bezsprzecznie, bo na dobrą sprawę nawet nie wiadomo, jaka jest skala problemu, któremu posłowie starają się zaradzić, czyli ile gospodarstw domowych zimą ma kłopoty z regulowaniem należności za ciepło, prąd i gaz. W Sejmie spółka obrotu z grupy PGNiG podała, że zimą wystawianych jest ok. 900 tys. wezwań do zapłaty informujących o możliwości wstrzymania dostaw gazu w razie jej braku. Wygląda, że jest to skuteczne narzędzie, bo ostatniej zimy koncern dokonał ok. 16 tys. odcięć dostaw, mając 6,5 mln odbiorców. Z kolei Tauron Dystrybucja informuje, że na przełomie lat 2013 i 2014 (grudzień, styczeń i luty) wnioski na wstrzymanie dostarczania energii elektrycznej (zarówno z inicjatywy sprzedawców, jak i własnej) dotyczyły w sumie 0,55 proc. (ok. 26 tys.) gospodarstw domowych zakwalifikowanych na obszarze działania firmy do grup taryfowych G. Natomiast Enea Operator podała, że w okresie od grudnia do lutego wstrzymuje dostawy energii do nieco ponad 0,5 proc. wszystkich klientów i w zdecydowanej większości z powodu zadłużenia wobec sprzedawców oraz operatora. Te dane oczywiście nie przemawiają za potrzebą ochrony wszystkich gospodarstw domowych, ale z drugiej strony są po prostu fragmentaryczne. Słusznie więc przewodnicząca podkomisji, posłanka Alicja Olechowska (PO) poprosiła wnioskodawców o przedstawienie merytorycznego uzasadnienia zakazu wstrzymywania dostaw energii zimą. W oczekiwaniu na stanowisko rządu, w posiedzeniu podkomisji ogłoszono przerwę. Wskutek dymisji rządu Donalda Tuska może ona trochę potrwać, co ma pewien plus, bo daje posłom czas i na zebranie informacji, i na głębszą refleksję nad zaproponowaną regulacją. Ta jest potrzebna, żeby nie wylać dziecka z kąpielą. Powinna bowiem zwyciężyć argumentacja, że firmy nie są od świadczenia pomocy społecznej. Nie tylko energetyczne. To jest po prostu domena państwa. Autor jest dziennikarzem miesięcznika Nowy Przemysł i portalu wnp.pl październik 2014 ENERGIA elektryczna l 11

12 RYNEK I REGULACJE Ustawa o drogach publicznych a przedsiębiorstwa sieciowe Kolizje infrastruktury energetycznej z drogową Inwestycje drogowe prowadzone są często przez obszary, gdzie istnieje już infrastruktura energetyczna, a której położenie koliduje z tymi przedsięwzięciami. W takich sytuacjach pojawia się potrzeba uzgodnień pomiędzy przedsiębiorstwami sieciowymi, do których dana infrastruktura należy, a podmiotami realizującymi inwestycje drogowe. Celem artykułu jest przedstawienie uwarunkowań prawno-regulacyjnych, w jakich funkcjonują przedsiębiorstwa sieciowe, w kontekście ich współdziałania przy realizacji inwestycji drogowych. Przemysław Kałek KANCELARIA CHADBOURNE & PARKE Najprostszym i na pierwszy rzut oka oczywistym sposobem usuwania kolizji infrastruktury energetycznej z trasą planowanych inwestycji drogowych byłoby odwołanie się do swobody umów i zasady, że inwestor drogowy, z którego powodu następuje zmiana w sieci elektroenergetycznej, powinien wziąć na siebie koszty z tym związane. Takie podejście wydawałoby się logiczne i uzasadnione, a wręcz odpowiadające podstawowym regułom państwa prawnego. Ten bowiem, którego działanie wywołuje koszty i szkody powinien koszty ponieść, a szkody naprawić. Zasada ta legła u podstaw pierwotnej treści art. 32 ustawy z dnia 21 marca 1985 r. o drogach publicznych (Udp), który brzmiał: W razie gdy budowa lub modernizacja drogi w miejscu przecięcia się z inną drogą komunikacji lądowej z wyjątkiem skrzyżowania z linią kolejową w poziomie szyn (art. 28 ust. 1) wodnej, korytarzem powietrznym w strefie lotniska lub urządzeniem typu liniowego (linią energetyczną, telekomunikacyjną, rurociągiem, taśmociągiem itp.) powoduje naruszenie tych obiektów lub konieczność zmian dotychczasowego stanu, dokonanie zmiany lub przywrócenie poprzedniego stanu należy do zarządu drogi (sic! przypis autora), chyba że zainteresowane strony postanowią inaczej. W przypadku gdy budowa lub przebudowa drogi w miejscu jej przecięcia się z inną drogą transportu lądowego z wyjątkiem skrzyżowania z linią kolejową w poziomie szyn, o którym mowa w art. 28 ust. 1 wodnego, korytarzem powietrznym w strefie lotniska lub urządzeniem typu liniowego (w szczególności linią energetyczną lub telekomunikacyjną, rurociągiem, taśmociągiem) powoduje naruszenie tych obiektów lub urządzeń albo konieczność zmian dotychczasowego ich stanu, przywrócenie poprzedniego stanu lub dokonanie zmiany należy do zarządcy drogi, z zastrzeżeniem ust Niestety, przepis ten na przestrzeni lat podlegał kolejnym nowelizacjom, pogarszającym pozycję przedsiębiorstw sieciowych wobec zarządcy drogi. Obecnie brzmi on następująco: 1. W przypadku gdy budowa lub przebudowa drogi w miejscu jej przecięcia się z inną drogą transportu lądowego z wyjątkiem skrzyżowania z linią kolejową w poziomie szyn, o którym mowa w art. 28 ust. 1 wodnego, korytarzem powietrznym w strefie lotniska lub urządzeniem typu liniowego (w szczególności linią energetyczną lub telekomunikacyjną, rurociągiem, taśmociągiem) powoduje naruszenie tych obiektów lub urządzeń albo konieczność zmian dotychczasowego ich stanu, przywrócenie poprzedniego stanu lub dokonanie zmiany należy do zarządcy drogi, z zastrzeżeniem ust Koszty przyłączy do urządzeń liniowych w granicach pasa drogowego, z zastrzeżeniem ust. 4, pokrywa w całości zarządca drogi, a poza tymi granicami właściciel lub użytkownik urządzeń. 3. Koszty przełożenia urządzeń liniowych w pasie drogowym, wynikające z naruszenia lub konieczności zmian stanu dotychczasowego urządzenia liniowego, w wysokości odpowiadającej wartości tych urządzeń i przy zachowaniu dotychczasowych właściwości 12 l ENERGIA elektryczna październik 2014

13 RYNEK I REGULACJE Zdjęcie: Stocklib W obecnych przepisach widać oczywistą tendencję do przerzucania na przedsiębiorstwa sieciowe części kosztów związanych z realizacją inwestycji drogowych użytkowych i parametrów technicznych, z zastrzeżeniem ust. 4, pokrywa zarządca drogi. 3. Jeżeli w wyniku uzgodnień zarządcy drogi z zainteresowaną stroną zostaną wprowadzone ulepszenia urządzeń, koszty tych ulepszeń pokrywa odpowiednio ich właściciel lub użytkownik. 4. Przekazanie przez zarządcę drogi urządzeń, o których mowa w ust. 2-4, wykonanych w pasie drogowym, osobie uprawnionej następuje nieodpłatnie, na podstawie protokołu zdawczo-odbiorczego. Już pobieżna lektura tego przepisu, w jego obecnym brzmieniu, pokazuje na oczywistą tendencję przerzucania na przedsiębiorstwa sieciowe części kosztów związanych z realizacją inwestycji drogowych. Warto przyjrzeć się temu przepisowi i ocenić jego pełne konsekwencje dla działalności przedsiębiorstwa energetycznego. Przedsiębiorstwo sieciowe a art. 32 Udp Artykuł 32 Udp został sformułowany w ten sposób, że nadal zasadą określoną w jego ust. 1 jest, że to na zarządcy drogi ciąży obowiązek przywrócenia poprzedniego stanu lub dokonanie zmiany infrastruktury sieciowej spowodowanej inwestycją drogową. Jednak podlega ona modyfikacjom określonym w ust. 2-4, na co wskazuje posłużenie się przez ustawodawcę sformułowaniem z zastrzeżeniem. Co ważne, odstępstwa te mają charakter wyjątków, a te zgodnie z powszechnie akceptowaną zasadą nie podlegają wykładni rozszerzającej (exceptiones non sunt extendendae). Wychodząc od takiego założenia można przejść do analizy owych odstępstw. Koszty przyłączy w pasie drogowym Zgodnie z ust. 2 art. 32 Udp zarządca drogi ponosi koszty odtworzenia przyłączy w granicach pasa drogowego, a poza nim ponosi je przedsiębiorstwo sieciowe (właściciel infrastruktury), przy czym ewentualne uzgodnione z przedsiębiorstwem sieciowym ulepszenie przyłączy dokonane przez zarządcę drogi w pasie drogowym pokrywane jest przez przedsiębiorstwo sieciowe. Odstępstwo od zasady ogólnej wyrażonej w ust. 1 dotyczy zatem wyłącznie przyłączy. Koszty przełożenia w pasie drogowym Jak wskazuje ust. 3 art. 32 Udp, zarządca drogi ponosi koszty przełożenia urządzeń liniowych w pasie drogowym w wysokości odpowiadającej ich październik 2014 ENERGIA elektryczna l 13

14 RYNEK I REGULACJE wartości i przy zachowaniu dotychczasowych właściwości użytkowych oraz parametrów technicznych, a przedsiębiorstwo sieciowe pokrywa uzgodnione z zarządcą drogi ulepszenia (ust. 4). Istotne, a wręcz kluczowe dla przedsiębiorstwa sieciowego są dwa aspekty tego przepisu. Pierwszy z nich to odniesienie się do pasa drogowego. W konsekwencji uprawniony jest pogląd, że nie dochodzi do modyfikacji zasady ogólnej w zakresie dotyczącym działań poza pasem drogowym. Drugi aspekt to odwołanie się do kosztów przełożenia instalacji elektroenergetycznej. Wobec braku w Udp definicji legalnej przełożenia, miarodajne jest potoczne, słownikowe rozumienie, które wiąże przełożenie z przeniesieniem infrastruktury z jednego miejsca w drugie. Co ważne, przełożenie to następuje co do zasady bez zmiany właściwości użytkowych czy parametrów technicznych urządzenia. Wartość ulepszenia takiego urządzenia, powstałego w związku z przełożeniem, zwracana jest przez przedsiębiorstwo sieciowe zarządcy drogi o ile ulepszenie to zostało uzgodnione. Założyć należy, że ustawodawca nie ograniczył przypadkowo odstępstwa od zasady ogólnej z ust. 1 jedynie do przełożenia, jako czynności o najmniejszym stopniu ingerencji w prawa przedsiębiorstwa sieciowego, implikującej brak istotnych zmian. Wyjątek ten nie obejmuje w związku z tym innego, powszechnie stosowanego trybu usuwania kolizji infrastrukturalnej, który polega nie tyle na przełożeniu urządzenia (np. odcinka sieci elektroenergetycznej) z jednego miejsca w drugie, nie kolidujące z przedsięwzięciem drogowym, lecz na faktycznej likwidacji odcinka kolidującego i zastąpienie go zupełnie nową infrastrukturą, zlokalizowaną w innym miejscu. Zwrot kosztów uzgodnionych ulepszeń W ust. 4 art. 32 Udp ustawodawca rozstrzygnął, że przedsiębiorstwo sieciowe zwraca koszty uzgodnionych z zarządcą drogi ulepszeń. Uzasadnione jest stanowisko, że przepis ten dotyczy rozliczenia tych prac, których Jak wskazuje ust. 3 art. 32 Udp, zarządca drogi ponosi koszty przełożenia urządzeń liniowych w pasie drogowym w wysokości odpowiadającej ich wartości i przy zachowaniu dotychczasowych właściwości użytkowych oraz parametrów technicznych, a przedsiębiorstwo sieciowe pokrywa uzgodnione z zarządcą drogi ulepszenia. dokonano na podstawie ust. 2 i ust. 3 art. 32, a więc ulepszeń, jakie powstały przy okazji odtworzenia przyłączy w pasie drogowym (ust. 2) lub w związku z przełożeniem urządzenia z jednego miejsca w inne, nie kolidujące (ust. 3). Pogląd ten wywieść należy z przywołanej na początku zasady ścisłego stosowania wyjątków. Nie ma jakichkolwiek powodów, aby przedsiębiorstwo sieciowe zwracało koszty ulepszeń poza pasem drogowym, czy ulepszeń sieci powstałych nie w wyniku przełożenia, lecz budowy nowej infrastruktury w innym miejscu. Uzgodnienia z zarządcą drogi Innym punktem, na który warto zwrócić uwagę, jest sposób dokonania uzgodnienia dotyczącego warunków usuwania kolizji infrastrukturalnej pomiędzy zarządcą drogi a przedsiębiorstwem sieciowym. Tu możliwe są następujące warianty działania: W przypadku przełożenia, a więc przeniesienia danego elementu infrastruktury elektroenergetycznej z jednego miejsca w drugie, niekolidujące z zamierzeniem inwestycyjnym, takie czynności może wykonać przedsiębiorstwo sieciowe działając na zlecenie zarządcy drogi. Ten prosty mechanizm nie daje się zastosować przy wariancie, w którym nie dochodzi do przełożenia, lecz do wybudowania nowej infrastruktury sieciowej w innym miejscu. W takim przypadku rozważyć można wykonanie tych prac przez przedsiębiorstwo sieciowe na zlecenie zarządcy drogi, który ponosi pełne koszty z tym związane, zgodnie z zasadą ogólną zawartą w ust. 1 art. 32 Udp, albo prace te mogą zostać wykonane przez zarządcę drogi (lub wykonawcę działającego na jego rzecz), analogicznie jak ma to miejsce przy realizacji prac związanych z budową i rozbudową odcinków sieci służących do przyłączenia art. 7 ust. 6 ustawy Prawo energetyczne. Warto zwrócić uwagę na fakt, że konsekwencją wyboru wariantu realizacji infrastruktury sieciowej w nowej lokalizacji przez zarządcę drogi jest konieczność przeniesienia własności tych urządzeń na przedsiębiorstwo sieciowe. Wynika to z art. 49 par. 2 Kodeksu cywilnego. Także i tu, niezależnie od wyboru wariantu usunięcia kolizji infrastrukturalnej, zastosowanie powinna mieć przede wszystkim zasada wynikająca z ust. 1 art. 32 Udp, modyfikowana przez odstępstwa wskazane w ust 2-4. Podsumowanie W artykule zasygnalizowano jedynie cześć problematyki związanej z relacjami przedsiębiorstw sieciowych z zarządcami dróg w ramach realizacji inwestycji drogowych. Przykładowo, nie odniesiono się w ogóle do relacji art. 32 do art. 39 ust. 5, regulujących zmiany położenia infrastruktury sieciowej w pasie drogowym, która również może sprawiać problemy w praktyce przedsiębiorstw sieciowych. Już jednak tylko analiza art. 32 Udp wyraźnie obrazuje, że materia ta nie jest tak prosta jakby się wydawało, a sam przepis pozbawiony niejasności mogących nieść negatywne konsekwencje dla przedsiębiorstwa sieciowego. Tym bardziej ważne jest odpowiednie zabezpieczenie interesów przedsiębiorstw sieciowych, jako podmiotów podlegających regulacji cenowej i kosztowej ze strony Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, przed taką jego interpretacją, która obciążałaby przedsiębiorstwa sieciowe nadmiernymi i nie znajdującymi umocowania w Udp kosztami, niejako przerzucając na nie tę ich część, które ponieść powinien zarządca drogi. 14 l ENERGIA elektryczna październik 2014

15 RYNEK I REGULACJE Deklaracja OSD Europejskie stowarzyszenia działające w obszarze elektroenergetyki: Eurelectric, CEDEC, EDSO for SG oraz GEODE opracowały i przyjęły Deklarację Operatorów Systemu Dystrybucyjnego (elektroenergetycznego) dotyczącą wkładu OSD w europejską transformację energetyczną. Deklaracja przedstawia podstawowe cele działania europejskich OSD, które zgodne są z polityką klimatyczno- -energetyczną UE. Deklaracja wyraża również poparcie dla dążeń związanych z optymalizacją pracy sieci, rozwojem sieci inteligentnych, zapewnieniem długofalowego rozwoju sieci dystrybucyjnych nastawionego na nowe wyzwania. Jednocześnie te nowe wyzwania stawiane przed OSD muszą mieć poparcie w odpowiednich taryfach za świadczone usługi, które umożliwią ich realizację. Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej wyraża poparcie dla zawartych w Deklaracji OSD założeń i celów. Jesteśmy przekonani, że w obliczu decentralizowania systemu energetycznego niezwykle ważna jest rola i zadania stojące przed OSD. Niezbędne są długoterminowe inwestycje w sieci elektroenergetyczne, uwzględniające odpowiedni zwrot z kapitału oraz zapewnienie przestrzeni dla innowacyjności. Konieczne będzie także stworzenie odpowiedniej platformy komunikacji pomiędzy OSD a konsumentami energii, gdyż to oni będą coraz bardziej aktywnymi podmiotami. Poniżej prezentujemy treść Deklaracji OSD. 1 Na czym polegają nowe wyzwania w obszarze dystrybucji energii? takie jak powodzie i gwałtowne zamiecie, stanowią wyzwanie dla odporności systemu oraz dowodzą zasadności wprowadzania bardziej inteligentnych procesów w celu minimalizacji negatywnych skutków przerw w dopływie energii. Europejscy operatorzy systemu dystrybucyjnego (OSD) działają na rzecz dekarbonizacji naszej gospodarki motywowani polityką klimatyczno-energetyczną UE w zakresie energii odnawialnej, niskich poziomów emisji dwutlenku węgla oraz efektywności energetycznej. Rozwój sieci dystrybucyjnych jest kluczowy dla osiągnięcia tych celów oraz integracji rynków energii elektrycznej. Tradycyjnie sieci dystrybucyjne projektowano w celu transportowania energii elektrycznej w jednym kierunku: od punktu wytwarzania połączonego z systemem dystrybucyjnym do klientów w punkcie końcowym sieci. Ten rodzaj systemu nie wymagał rozszerzonego zarządzania ani narzędzi monitorujących. Jednak wraz z instalowaniem paneli słonecznych na dachach domów mieszkalnych i integracją turbin wiatrowych z obiektami przemysłowymi klienci coraz częściej sami wytwarzają energię elektryczną. Stając się prosumentami, przemieszczają sie z punktu końcowego do centrum nowego łańcucha wartości. Polityka UE rzeczywiście od pewnego czasu zachęca do rozwoju zdecentralizowanego wytwarzania energii, używania pojazdów elektrycznych, magazynowania energii i generowania elastycznego popytu. Zmiana ta dała OSD możliwość przemyślenia tradycyjnych metod działania systemu i refleksji nad tym, jak najlepiej rozwinąć i obsługiwać sieci dystrybucyjne w Europie z myślą o przyszłości. Ponadto nieoczekiwane i skrajnie niekorzystne warunki pogodowe, październik 2014 ENERGIA elektryczna l 15