Optymalizacja kosztów energii dzięki TPA Piotr Zawadzki Wiesław Leniarski PSE Operator SA Tomasz Paweł Włodarczyk PSE-Centrum SA Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny 1. Wstęp aspekty prawne Zasady i warunki zaopatrywania odbiorców w energię i paliwa gazowe przez przedsiębiorstwa energetyczne określa ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625, Nr 104, poz. 708, Nr 158, poz. 1123 i Nr 170, poz. 1217 oraz z 2007 r. Nr 21, poz. 124), zwana dalej ustawą. Dyrektywa 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wspólnych zasad dla wewnętrznego rynku energii elektrycznej, uchylająca dotychczas obowiązującą dyrektywę 96/92/WE, w art. 3 ust. 5 Dyrektywy zobowiązywała kraje członkowskie do zapewnienia uprawnionym odbiorcom rzeczywistego prawa swobodnego wyboru sprzedawcy energii elektrycznej. Ustawą z dnia 4 marca 2005 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz ustawy Prawo ochrony środowiska (Dz. U. z 2005 r. Nr 62, poz. 552) została dokonano transpozycja dyrektyw Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. Przepisy tej ustawy wzorem przepisów unijnych doprecyzowały stosowanie w prawie polskim zasady TPA (Third Party Access), czyli uprawnienie odbiorcy do zakupu paliw gazowych lub energii od wybranego przez siebie sprzedawcy (art. 4j ustawy Prawo energetyczne). Zgodnie z art. 4j ustawy odbiorcy energii elektrycznej mają prawo zakupu energii od wybranego przez siebie sprzedawcy. Zakup energii odbywa się na podstawie umowy sprzedaży. Jednocześnie, aby umożliwić odbiorcom realizację tego uprawnienia stosownie do art. 4 ust. 2 ustawy, przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją energii, czyli operator systemu dystrybucyjnego (OSD) jest obowiązane zapewniać odbiorcom, przy poszanowaniu zasady równoprawnego traktowania wszystkich stron, usługę dystrybucji energii. Świadczenie usług dystrybucji energii także odbywa się na podstawie umowy. Dostarczanie energii do odbiorców wymaga więc dwóch umów, tj. umowy o sprzedaży zawieranej ze sprzedawcą energii i umowy o świadczenie usług dystrybucji, zawieranej z operatorem systemu dystrybucyjnego (art. 5 ust. 1 i 2 ustawy). W umowie o świadczenie usług dystrybucji wskazany jest sprzedawca energii elektrycznej wybrany przez odbiorcę. Jednocześnie, aby zapobiec sytuacji, w której odbiorca pozostanie bez sprzedawcy, gdy wybrany przez niego podmiot zaprzestanie działalności, w umowie jest także wskazany inny sprzedawca rezerwowy, tzw. awaryjny. Podejmuje on sprzedaż energii elektrycznej, gdy podstawowy sprzedawca przestanie wywiązywać się ze swoich obowiązków. W umowie 38
o świadczenie usług dystrybucji zawarta jest ponadto zgoda odbiorcy na zawarcie przez OSD umowy sprzedaży ze sprzedawcą rezerwowym, co umożliwi kontynuowanie dostaw energii (art. 5 ust. 2a ustawy). Uczestnicy rynku uzyskiwali prawo dostępu do sieci według harmonogramu, który został określony w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 6 sierpnia 1998 r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania prawa do korzystania z usług przesyłowych przez poszczególne grupy odbiorców (Dz. U. z 1998 r. Nr 107, poz. 671). Prawo do korzystania z usług przesyłowych dowolnego dostawcy uzyskali odbiorcy dokonujący rocznych zakupów energii elektrycznej w zależności od wielkości wolumenu zakupów według harmonogramu, który przedstawia tab. 1. 2. Procedury OSD w korzystaniu z TPA i wymagania techniczne Procedury zmiany sprzedawcy energii zostały określone w Instrukcjach Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej Bilansowanie systemu Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (IRiESD). Do podstawowych warunków OSD przy korzystaniu ze zmiany sprzedawcy energii elektrycznej należą: 1. Podstawą sprzedaży energii elektrycznej na obszarze działania OSD jest generalna umowa dystrybucji zawarta przez sprzedawcę z OSD. Umowa określa warunki sprzedaży energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej OSD, którym ten sprzedawca będzie sprzedawać energię elektryczną. 2. Układy pomiarowo-rozliczeniowe odbiorców chcących skorzystać z prawa wyboru sprzedawcy muszą spełniać wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych określonych w IRiESD. 3. Przy każdej zmianie sprzedawcy przez odbiorcę, na dzień zmiany sprzedawcy OSD dokonuje odczytu wskazań układu pomiarowo- -rozliczeniowego maksymalnie z pięciodniowym wyprzedzeniem lub opóźnieniem. 4. Zmiana sprzedawcy przebiega z uwzględnieniem zapisów obowiązujących umów o świadczenie usług dystrybucji. Przy tym pierwsza zmiana sprzedawcy przez dotychczasowego odbiorcę przedsiębiorstwa pełniącego obowiązki sprzedawcy z urzędu nie powinna przekroczyć 30 dni, licząc od otrzymania przez OSD powiadomień o wyborze nowego sprzedawcy. Proces kolejnej zmiany sprzedawcy jest już krótszy i nie powinien przekroczyć 14 dni, licząc od otrzymania powiadomień przez OSD. 5. Zmiana sprzedawcy przez wejście w życie umowy sprzedaży zawartej między odbiorcą a sprzedawcą może nastąpić z pierwszym dniem miesiąca kalendarzowego, następującego po miesiącu, w którym OSD otrzymał powiadomienie o zmianie sprzedawcy. Przykładową procedurę pierwszej zmiany sprzedawcy przedstawia rys. 1. Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych przystosowanych do zmiany sprzedawcy zostały zawarte w załączniku nr 1 pkt. I i II rozporządzenia Ministra Gospodarki z 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. Nr 93, poz. 623). Na podstawie tego aktu prawnego operatorzy systemów dystrybucyjnych zamieścili w IRiESD Bilansowanie dodatkowe wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych. Zgodnie z przywołanym rozporządzeniem dla odbiorców przyłączonych do sieci na napięciu nie wyższym niż 1 kv, tj. nn, właścicielem układu pomiarowo-rozliczeniowego jest OSD, a co za tym idzie jest on odpowiedzialny za dostosowanie układu do wymogów TPA. W przypadku odbiorców zasilanych z sieci o napięciu powyżej 1 kv, tj. na SN lub WN, koszty dostosowania układów pomiarowo-rozliczeniowych do wymogów IRiESD ponosi odbiorca. W skład układów pomiarowo-rozliczeniowych wchodzą: licznik lub zespół liczników energii elektrycznej, przekładniki prądowe i napięciowe oraz urządzenia sterujące służące do pomiaru zużycia energii elektrycznej i kontroli pobieranej mocy w danym punkcie układu elektroenergetycznego. Dodatkowymi elementami współpracującym z układami pomiarowymi niezbędnymi przy korzystaniu z zasady TPA są układy synchronizacji czasu oraz transmisji danych, przesyłające dane pomiarowe z liczników do poszczególnych OSD. 3. Zasilanie potrzeb własnych w stacjach elektroenergetycznych PSE Operator PSE Operator jest właścicielem 100 stacji elektroenergetycznych (SE). Zasilanie potrzeb własnych tych stacji odbywa się z niżej wymienionych źródeł: z trzecich uzwojeń transformatorów (ATR), będących własnością PSE Operator, z sieci lokalnych operatorów systemu dystrybucyjnego (OSD), z potrzeb własnych elektrowni (EL). nr 3-4 (13-14) 2012 39
Podział zużycia energii z wymienionych źródeł w podziale na spółki obszarowe w 2011 roku został przedstawiony w tab. 2, a według źródeł na rys. 2. Zasilanie z lokalnej sieci OSD i z elektrowni odbywa się na podstawie zawartych umów. Zasilanie potrzeb własnych na stacjach elektroenergetycznych przebiega z uwzględnieniem poniższych przypadków, które mają wpływ na sposób rozliczenia dostarczonej (wymienionej) energii elektrycznej między stronami: 1. Zasilanie z trzecich uzwojeń transformatorów (rys. 3). Energia z trzecich uzwojeń jest kupowana przez PSE Operator w ramach postępowania przetargowego na zakup energii na pokrycie różnicy bilansowej. 2. Zasilanie z lokalnej sieci OSD na podstawie umów zintegrowanych. Umowy zintegrowane dotyczą obiektów dzielonych, w których PSE Operator i OSD (właściciel części stacji) mogą wzajemnie zasilać potrzeby własne. W wyniku umów zintegrowanych nie ma potrzeby stosowania opłat związanych z dystrybucją, a energia jest rozliczana pomiędzy stronami na podstawie średniej ceny energii elektrycznej przyjętej do kalkulacji kosztów zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnic bilansowych, określonej przez Prezesa URE. 3. Zasilanie z lokalnej sieci OSD na podstawie umów kompleksowych. Umowy kompleksowe są powszechnie stosowane dla odbiorców nie korzystających z prawa wyboru sprzedawcy. W treści zawierają postanowienia umowy sprzedaży energii elektrycznej oraz umowy świadczenia usług dystrybucji energii. 4. Zasilanie z instalacji elektrowni zlokalizowanej przy stacji na podstawie umów sprzedaży energii elektrycznej. Rozliczenie z elektrowniami odbywa się na podstawie umów sprzedaży, ze względu na umiejscowienie stacji elektroenergetycznej przy elektrowni w umowach brak składników związanych z usługą dystrybucji. Podział kosztów poniesionych w 2011 r. przez PSE Operator z tytułu wymienionych umów został przedstawiony na rys. 7. Do sprawdzenia potencjału projektu TPA zostały zakwalifikowane obiekty, w których w 2011 r. rozliczenia odbywały się na podstawie umów kompleksowych. Koszty tych umów na zasilanie potrzeb własnych w 2011 r. stanowiły 29% całkowitych kosztów ponoszonych przez PSE Operator. Z tej liczby 20% kosztów energii elektrycznej zostało objęte optymalizacją przy pomocy TPA, a pozostałe 9% jest ponoszone na podstawie dotychczasowych umów. Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny 4. Działania PSE Operator dla wprowadzenia zasady TPA przy zasilaniu potrzeb własnych stacji elektroenergetycznych Przygotowania do zmiany sprzedawcy energii na potrzeby własne stacji elektroenergetycznych zostały uruchomione uchwałą Zarządu PSE Operator z 29 czerwca 2011 r. Odpowiedzialny za przeprowadzenie procesu był Departament Eksploatacji. Z uwagi na fakt, iż oprócz zasilania potrzeb własnych stacji elektroenergetycznych w zamówieniu zostało uwzględnione zasilanie siedziby PSE Operator w Konstancinie- -Jeziornie, zaangażowany był też Departament Administracji. Do podstawowych zadań w omawianym projekcie należały: Wystosowanie 20 wystąpień do lokalnych OSD o dostosowanie układów pomiarowo-rozliczeniowych do zasady TPA na nn i 20 wystąpień o wydanie warunków w zakresie układów pomiarowo- -rozliczeniowych przy zasilaniu na SN. W efekcie wystąpień do OSD dotyczących nn dla 18 obiektów udało się uzyskać odpowiedzi, że układy pomiarowo-rozliczeniowe są już przystosowane do wymogu TPA bądź OSD dostosuje układy do TPA po rozpoczęciu przez PSE Operator procedury zmiany sprzedawcy energii elektrycznej. Weryfikacja możliwości technicznych w zakresie układów pomiarowo-rozliczeniowych na podstawie warunków wydanych przez OSD oraz uzasadnienie ekonomiczne zmiany sprzedawcy. W wyniku tej analizy zostały wskazane 22 stacje elektroenergetyczne, dla których skorzystanie z zasady TPA miało uzasadnienie ekonomiczne. Wykonanie zadań inwestycyjnych polegających na dostosowaniu układów pomiarowo-rozliczeniowych do zasady TPA, zgodnie z warunkami wydanymi przez OSD. Proces inwestycyjny został przeprowadzony w 5 obiektach, tj. SE Narew, SE Połaniec 110/15 kv, SE Bujaków, SE Łośnice oraz SE Mikułowa. Przeprowadzenia postępowania o udzielenie zamówienia niepublicznego w trybie przetargu nieograniczonego na wybór sprzedawcy energii elektrycznej. Przedmiot zamówienia, tj. zakup energii elektrycznej, zalicza się do zamówień sektorowych w rozumieniu art. 132 ustawy - prawo zamówień publicznych (upzp Dz. U. 2004 nr 19, poz. 177 z późn. zm.). W związku z tym PSE Operator było zwolnione ze stosowania ustawy Prawo zamówień publicznych. W postępowaniu o udzielenie zamówienia najkorzystniejszą ofertę złożyła TAURON Sprzedaż Sp. z o.o. 40
Tab. 1. Etapy uwolnienia rynku energii elektrycznej w Polsce Fazy uwolnienia rynku energii elektrycznej w Polsce Roczne zużycie prądu przez odbiorcę końcowego Liczba klientów 4 września 1998 r. > 500 GWh 12 1 stycznia 1999 r. > 100 GWh 80 1 stycznia 2000 r. > 40 GWh 138 1 stycznia 2002 r. > 10 GWh 560 1 stycznia 2004 r. > 1 GWh ok. 6000 1 lipca 2004 r. < 1 GWh ok. 1,7 mln 1 lipca 2007 r. wszyscy odbiorcy energii elektrycznej mają prawo wolnego wyboru sprzedawcy energii elektrycznej ok. 15,6 mln Tab. 2. Zużycie energii na potrzeby własne w spółkach obszarowych PSE Operator Lp. Spółka obszarowa Zużycie energii elektrycznej w 2011 roku [MWh] ATR OSD EL 1 PSE Centrum SA 4 764 708 1 945 2 PSE Wschód SA 4 611 1 264 910 3 PSE Południe SA 4 722 2 984 2 365 4 PSE Zachód SA 7 511 332 2 429 5 PSE Północ SA 5 118 291 75 RAZEM: 26 726 5 580 7 725 40 031
Odbiorca dokonuje wyboru sprzedawcy i zawiera z nim umowę sprzedaży energii elektrycznej. Odbiorca dokonuje wyboru sprzedawcy i zawiera z nim umowę sprzedaży energii elektrycznej. Odbiorca składa wniosek o rozwiązanie umowy kompleksowej oraz o zawarcie umowy o świadczenie usług dystrybucji. Wnioski może złożyć także przez nowego sprzedawcę, o ile posiada on pisemne upoważnieni od odbiorcy. Nowy sprzedawca w imieniu własnym i odbiorcy powiadamia OSD o zawarciu umowy sprzedaży z odbiorcą. W tym celu sprzedawca przekazuje do OSD formularz wypełniony i podpisany przez odbiorcę oraz sprzedawcę. OSD w terminie do 5 dni roboczych od dnia przyjęcia powiadomienia dokonuje weryfikacji. W przypadku negatywnego wyniku weryfikacji OSD informuje nowego sprzedawcę i odbiorcę o przerwaniu procesu zmiany sprzedawcy wraz z podaniem przyczyny. W celu realizacji umowy sprzedaży energii elektrycznej z wybranym przez siebie sprzedawcą odbiorca zawiera z OSD umowę o świadczenie usług dystrybucji lub upoważnia sprzedawcę do zawarcia takiej umowy w jego imieniu i na jego rzecz. Umowa sprzedaży zawarta między odbiorcą i sprzedawcą oraz umowa o świadczenie usług dystrybucji zawarta między odbiorcą a OSD wchodzą w życie z dniem skutecznego rozwiązania dotychczasowej umowy kompleksowej. Dokonanie przez OSD odczytów układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz ich udostępnienie odbiorcy, nowemu i staremu sprzedawcy oraz POB (podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe). Rozliczenie ze starym sprzedawcą. Rys. 1. Procedura pierwszej zmiany sprzedawcy energii elektrycznej
Zużycie energii elektrycznej w roku 2011 19% 14% 45% ATR (PSE Operator S.A) ATR (OSD inni Kontrahenci) OSD EL 22% Rys. 2. Zużycie energii na potrzeby własne w PSE Operator i spółkach zależnych według źródeł Rozdzielnia NN Układ pomiarowy nn Rozdzielnia potrzeb własnych nn w stacji Rozdzielnia WN Rys. 3. Zasilanie potrzeb własnych stacji elektroenergetycznych z trzecich uzwojeń transformatora Rys. 4. Zasilanie stacji elektroenergetycznych z lokalnej sieci OSD na podstawie umów zintegrowanych
Sieć lokalnego OSD Rozdzielnia NN Układ pomiarowy SN Układ pomiarowy nn Rozdzielnia potrzeb własnych nn w stacji Rozdzielnia WN Rys. 5. Zasilanie stacji elektroenergetycznych z lokalnej sieci OSD na podstawie umów kompleksowych Instalacje i sieci Elektrowni Rozdzielnia NN Układ pomiarowy SN Układ pomiarowy nn Rozdzielnia potrzeb własnych nn w stacji Rozdzielnia WN Rys. 6. Zasilanie stacji elektroenergetycznej z elektrowni zlokalizowanej przy stacji Rys. 7. Struktura kosztów energii elektrycznej w PSE Operator
Wypowiedzenia z dniem 31 marca 2012 r. umów kompleksowych na zasilanie potrzeb własnych 22 obiektów elektroenergetycznych oraz siedziby PSE Operator w Konstancinie-Jeziornie. Podpisanie umowy na sprzedaż energii elektrycznej z wykonawcą wyłonionym w ramach postępowania, czyli firmą TAURON Sprzedaż Sp. z o.o. Wystosowanie wniosków zgłoszenia sprzedawcy oraz zgłoszenia na platformie wymiany informacji z prośbą o przygotowanie nowych umów na świadczenie usług dystrybucji. Podpisanie umów na świadczenie usług dystrybucji z OSD. W wyniku przeprowadzonej zmiany sprzedawcy energii elektrycznej udało się ograniczyć koszty w stosunku do warunków określonych w rozwiązanych umowach kompleksowych. W 2012 r. koszty zużycia energii elektrycznej do zasilania potrzeb własnych stacji elektroenergetycznych zostały obniżone średnio o 8,35%. W odniesieniu do poszczególnych stacji elektroenergetycznych szacowane obniżenie kosztów będzie wynosić od 0,97% do 38,64%. Oczekiwany czas zwrotu poniesionych nakładów powinien wynieść średnio 5,5 lat. 5. Wnioski Działania PSE Operator przy wdrożeniu zasady TPA w zakupach energii elektrycznej do zasilania potrzeb własnych stacji elektroenergetycznych potwierdziły możliwość skutecznego wykorzystania tych regulacji prawnych dla optymalizacji kosztów zakupów energii elektrycznej na potrzeby własne. Regulacje zawarte w Instrukcjach Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej Bilansowanie systemu Operatorów Systemów Dystrybucyjnych są wystarczającą podstawą do zastosowania w przypadku zasilania potrzeb własnych stacji elektroenergetycznych. Przewidywane obniżenie kosztów energii elektrycznej na potrzeby własne stacji elektroenergetycznych szacuje się na średnim poziomie 8,35% w skali 2012 r. W odniesieniu do stacji elektroenergetycznych wybranych w ramach projektu uzyskane oszczędności potwierdzają zasadność poniesionych nakładów inwestycyjnych na dostosowanie układów pomiarowo-rozliczeniowych do wymagań OSD. Literatura [1] www.ure.gov.pl [2] Procedura zmiany sprzedawcy PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA, Odział Elektrownia Opole. Mgr inż. Piotr Zawadzki, absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej, specjalność sieci i systemy elektroenergetyczne. Karierę zawodową rozpoczął w 2008 r. jako asystent projektanta instalacji elektroenergetycznych w PTH Faza. Od marca 2010 r. zatrudniony w Departamencie Eksploatacji PSE Operator SA. Mgr inż. Wiesław Leniarski, absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej (specjalność elektroenergetyka). Na początku kariery związany z Zakładem Energetycznym Warszawa-Miasto/STOEN SA pracownik Zakładowej Dyspozycji Mocy, a następnie kierownik wydziału nadzorującego eksploatację. W 1998 r. zatrudniony w URE uruchomienie i nadzorowanie wydawania koncesji dla przedsiębiorstw energetycznych. Od 1999 r. w Energoprojekt-Consulting SA udział w pracach nad koncepcją Rynku Bilansującego, kierowanie biurem Projektu Rynku Energii PRE 2000, udział we wdrożeniu Systemu Asset Management. Od 2003 r. w PSE SA w Departamencie Infrastruktury, a następnie w PSE Operator SA w Departamencie Eksploatacji kierowanie wydziałem odpowiedzialnym za planowanie i nadzorowanie eksploatacji, obecnie opracowywanie umów z zakresu udostępniania zewnętrznym podmiotom majątku sieciowego oraz określania zasad współpracy w ramach jego eksploatacji. Mgr inż. Tomasz Paweł Włodarczyk, absolwent Akademii Górniczo-Hutniczej im. S. Staszica w Krakowie (Wydział Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki na kierunku Elektrotechnika o Specjalności Sieci i Systemy), studiów podyplomowych w zakresie rynku energii na Politechnice Śląskiej w Gliwicach na Wydziale Elektrycznym ( Lokalne Rynki Energii Elektryczne w Polsce po 1 stycznia 1997 ) i w Wyższej Szkole Przedsiębiorczości i Zarządzania im. Leona Koźmińskiego (The Electricity Supply Industry In The UE). Pracował w czterech przedsiębiorstwach energetycznych w obszarach: ruchu, obsługi klienta, przesyłu i dystrybucji, rynku energii (wypracowywał i wdrażał zasadę TPA w energetyce polskiej), przyłączeń, inwestycji i eksploatacji sieci. Karierę rozpoczął w Zakładzie Energetycznym Kraków SA. W ciągu następnych dwudziestu lat pełnił funkcje: Kierownika Wydziału, Menedżera, Głównego Menedżera i Dyrektora Departamentu. Od 1 października 2012 r. Prezes Zarządu Polskich Sieci Elektroenergetycznych Centrum SA. nr 3-4 (13-14) 2012 45