BEZPIECZEŃSTWO ENERGETYCZNE

POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SA ELEKTROENERGETYKA NR 1/2005 (52) BEZPIECZEŃSTWO ENERGETYCZNE ANDRZEJ KĄDZIELAWA Politechnika Warszawska Instytut Elektroenergetyki UWARUNKOWANIA RYNKOWE BEZPIECZEŃSTWA ELEKTROENERGETYCZNEGO Realizowana restrukturyzacja krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE), jego postępująca prywatyzacja, rozwój poszczególnych segmentów rynku energii, stworzyły nowe uwarunkowania organizacyjno-prawne rozwoju i eksploatacji KSE oraz funkcjonowania rynków energii. Do obszaru elektroenergetyki zostały wprowadzone nowe siły sprawcze i mechanizmy, bardzo intensywnie oddziaływujące na wszystkie procesy związane z jej funkcjonowaniem bieżącym, jak i perspektywicznym. Po pierwszym czteroletnim okresie działania rozwiązań rynkowych widoczne stały się wszystkie ich mocne i słabe strony oraz wpływ na bezpieczeństwo elektroenergetyczne (BEE). W okresie transformacji i zmian warunków funkcjonowania gospodarki, bezpieczeństwo elektroenergetyczne powinno być analizowane i włączone do nowego wymiaru, jakim jest dla niego kontekst wdrażanych mechanizmów rynkowych. Przyjęte regulacje prawne i zasady funkcjonowania sektora energetycznego oraz jego otoczenia, stanowią zbiór stymulatorów, uwarunkowań i ograniczeń, będących dla niego zarówno szansą, jak i zagrożeniem. Problemem dla elektroenergetyki funkcjonującej w warunkach i na zasadach rynkowych jest ewidentny konflikt pomiędzy cechami rynku jego naturalną dynamiką i nieprzewidywalnością, a warunkami niezbędnymi do zachowania BEE wymagającymi stabilizacji i długofalowego planowania. Rynkowy paradygmat przyjęty przez UE i implementowany przez krajową administrację rządową, dla funkcjonowania systemów energetycznych, stał się wzorcem dla działań i ich wielokryterialnej oceny. BEE w kontekście rozwiązań rynkowych stało się pochodną i wypadkową wielu czynników. Między innymi jest ono kształtowane przez: techniczne gwarancje ciągłości i jakości dostaw energii do jej odbiorców-konsumentów, ekonomiczną (biznesową) efektywność przedsiębiorstw sektorowych oraz polityczno-społeczną poprawność przyjętej polityki energetycznej. Interakcja pomiędzy cechami rynku, a warunkami koniecznymi zachowania BEE oraz aspektami indywidualnych potrzeb odbiorców energii, efektami biznesowymi przedsiębiorstw energetycznych oraz ograniczeniami realizowanej polityki energetycznej stała się bazowym punktem odniesienia rozważań nad krajowym czy regionalnym BEE. BEZPIECZEŃSTWO ELEKTROENERGETYCZNE POSTRZEGANE PRZEZ ODBIORCĘ KOŃCOWEGO Z punku widzenia odbiorcy końcowego BEE to przede wszystkim dostępność widziana w dwóch aspektach. W pierwszym, dotyczy ona poziomu cen za energię i jej dostarczenie. Relatywnie wysokie ceny energii, w stosunku do możliwości płatniczych, stają się barierą znacznie ograniczającą jej użytkowanie, a nawet eliminującą z rynku przedsiębiorstwa, w przypadku wysokiej elektrochłonności produkcji. Drugi aspekt, to dostępność do infrastruktury technicznej umożliwiającej ELEKTROENERGETYKA 1

jej dostarczenie, zawarta w stosownej umowie z jej dostawcą oraz handlowa gwarancja ciągłości dostawy energii, potwierdzoną stosowną umową. Jednak, gdy dostępność towaru, jakim jest energia i usługa jej dostawy, jest możliwa do uzyskania na zasadach rynkowych, to okazuje się, że BEE może być zagrożone, gdyż mechanizmy rynkowe niejednokrotnie stają się źródłem instrumentalnych zakłóceń i utrudnień w funkcjonowaniu systemu elektroenergetycznego. Oddziaływanie sił rynkowych to dodatkowe komplikacje dotrzymania wymaganych standardów jakościowych energii, realizacji usług energetycznych i operatywnego prowadzenia ruchu systemu elektroenergetycznego. W warunkach gospodarki rynkowej, dla odbiorcy końcowego prawo dostępu do usług sieciowych, wyboru źródła/dostawcy energii, dostępu do informacji rynkowej staje się zabezpieczeniem ciągłości dostaw energii. Od struktury, organizacji, zasad i jakości rozwiązań rynkowych zaczyna zależeć bezpieczeństwo dostaw energii, narażone jednocześnie na ryzyko złych kontraktów, nierzetelności kontrahentów oraz zmienność cen. Ze względu na istniejące współzależności pomiędzy BEE, a jego kosztami należałoby ryzyko jego utraty oszacować, sparametryzować i przenieść do systemu taryfowego, tak aby odbiorca końcowy użytkownik miał możliwość świadomego wyboru standardu bezpieczeństwa. BEZPIECZEŃSTWO ELEKTROENERGETYCZNE W ASPEKCIE OGÓLNOGOSPODARCZYCH MECHANIZMÓW RYNKOWYCH W ściśle technicznym ujęciu bezpieczeństwo elektroenergetyczne jest utożsamiane z zachowaniem niezawodności pracy systemu elektroenergetycznego gwarantującej ciągłość zasilania odbiornikom energii elektrycznej. Jednak ze względu na doniosłość znaczenia dla funkcjonowania gospodarki, wieloaspektowość i szeroki zakres merytoryczny jest ono wyrażane zależnie od analizowanego kontekstu, również jako: stan gospodarki gwarantujący osiągalność ciągłości zasilania energią odbiorców, system celowych bodźców i działań umożliwiających zachowanie ciągłości zasilania, proces zapewniania stabilnych warunków gwarantujących dostępność energii, zdolność do realizacji funkcji dostawy energii mimo występowania zakłóceń, poziom ryzyka wynikający z występowania zagrożeń i braku zabezpieczeń mogących doprowadzić do utraty ciągłości zasilania. Uznaje się, że bazowymi przesłankami gwarantującymi BEE jest: dostępność nośników energii pierwotnej oraz źródeł jej pozyskania, prawidłowa struktura systemu elektroenergetycznego, w tym sieci przesyłowej i dystrybucyjnej, o parametrach dostosowanych do wymagań odbiorców krajowych i współpracy międzysystemowej, ilościowa rezerwa technicznego potencjału generacyjnego i przesyłowego oraz surowcowego (paliwa energetyczne), wysoka jakość urządzeń i układów technologicznych spełniająca wymagane standardy, gwarantujące odporność i elastyczność reakcji urządzeń na zakłócenia i potencjalne stany kryzysowe, dostępność do usług zewnętrznych w zakresie informatyki, telemetrii, serwisu itp. zdolność przedsiębiorstw elektroenergetycznych do samofinansowania działalności i zachowania płynności finansowej. Generalnie, otoczenie w którym funkcjonuje krajowy sektor energetyczny zaakceptowało rozwiązania rynkowe jako formę organizacji obrotu towarów i usług. Tworzące się rynki paliw i surowców energetycznych, inwestycyjnych usług finansowych, usług informatycznych czy powstający rynek handlu emisjami stanowią nową jakość infrastruktury gospodarczej. Jednak, czy w pełnym zakresie działalności gospodarczej, wszystkie formy rynku konkurencyjnego sprawdzą się w perspektywie długookresowej, pozostaje pytaniem retorycznym. Rzeczywiste rynki w pełni konkurencyjne, o ile ich funkcjonowanie nie jest zewnętrznie zakłócane, charakteryzują się wysoką dynamiką cenową, jednoznacznością decyzji alokacyjnych oraz niską stabilnością własnej struktury. Mechanizmy konkurencji są jednoznaczne, proste i restrykcyjne, gdyż cena równowagi rynkowej jest ich głównym, a najczęściej jedynym parametrem branym pod uwagę przy wy- 2 ELEKTROENERGETYKA

znaczaniu parametrów równowagi rynkowej. Uznawane są za efektywny czynnik kształtujący poziom cen, jednak z zagrożeniem obniżenia jakości towaru, czy oferowanej usługi. Poziom osiągniętej równowagi podażowo-popytowej oraz pozostałe parametry umów handlowych stają się sprawą drugorzędną. Jednak rynkowa cena ofertowa, będąc pochodną wielu trudno wymiernych cech procesów produkcji i zarządzania, bardzo często nie przenosi wszystkich kosztów uzasadnionych. W efekcie zniekształcone cenowe sygnały rynkowe prowadzą do zakłóceń nie tylko w funkcjonowaniu rynku, ale także samego systemu elektroenergetycznego. Mechanizm konkurencji cenowej eliminując nieefektywne jednostki, wpływa na skład własnej struktury, skutecznie ingerując w strukturę całego systemu elektroenergetycznego, co z reguły skutkuje zwiększonym ryzykiem utraty BEE. Przy prawidłowo funkcjonującym mechanizmie konkurencji gdzie cena rynkowa pozostaje parametrem zewnętrznym, nie poprawia sytuacji uczestnikom rynku presja redukcji kosztów. Występujący pułap kosztów dopuszczalnych, wielu uczestnikom rynku, w znacznym stopniu ogranicza możliwości modernizacji i perspektywicznego rozwoju, szczególnie w branżach kapitałochłonnych, jakimi są systemy energetyczne. Kolejnym istotnym czynnikiem są niskie możliwości płatnicze odbiorców, również wpływające na poziom osiągniętej równowagi podażowo-popytowej, silnie ograniczające dopływ środków finansowych do sektora. Funkcja lokacyjna rynku kieruje energię do tych i tylko tych odbiorców, którzy regulują należności za jej dostawę. Przy tak szerokim spektrum czynników wpływających na BEE, a nie uwzględnianych bezpośrednio przez mechanizm rynkowy, przy pełnej swobodzie zawierania kontraktów handlowych pojawia się dodatkowy czynnik zagrożenia w wyniku możliwości spekulacji rynkowej, czyli zwiększanie zysku kosztem zwiększonego ryzyka zawieranych transakcji. W celu przeciwdziałania charakterystycznym słabościom rynku konkurencyjnego, poszukuje się rozwiązań, które umożliwiłyby ich wyeliminowanie lub zredukowanie do minimum. Te oczekiwania w stosunku do eliminacji słabości i braków w rozwiązaniach rynkowych zostały ukierunkowane i najczęściej zlokalizowane w ramach administracyjno-prawnego nadzoru regulacyjnego. Generalnie, wprowadzając mechanizmy rynkowe do elektroenergetyki oczekuje się przede wszystkim zwiększenia efektywności w funkcjonowaniu samych firm energetycznych, ale również przedsiębiorstw o dużej energochłonności produkcji. RYNKOWE UJĘCIE WARUNKÓW IECZNYCH ZACHOWANIA BEZPIECZEŃSTWA ELEKTRONERGTYCZNEGO Rynkowe ujęcie bezpieczeństwa koncentruje się na jego cenie oraz indywidualnej użyteczności dla odbiorcy. Jest to niezmiernie istotne ujęcie relatywizujące koszty gwarantowania bezpieczeństwa oraz potencjalne koszty strat ekonomicznych i społecznych, spowodowane ewentualnymi przerwami w dostawach energii elektrycznej lub jej złą jakością. Wyraźnie widoczny jest konflikt między kosztami nie przenoszonymi bezpośrednio przez mechanizm rynkowy, związanymi z wymaganiami zachowania BEE na ustalonym poziomie a koniecznością ich redukcji pod presją mechanizmu rynkowego. Stanowi on istotę trudności dla przedsiębiorstwa elektroenergetycznego funkcjonującego w warunkach rynkowych. Rozwiązaniem konfliktu jest ustalenie na zasadach rynkowych ceny za dany poziom bezpieczeństwa i jej obustronna akceptacja. Logika konkurencyjnego mechanizmu rynkowego, pod presją maksymalizacji zysku i redukcji kosztów, wymaga od przedsiębiorstw energetycznych, uczestniczących w rynku, podporządkowania swoich decyzji zarządczych cenowym sygnałom rynkowym i zmusza je do podejmowania zwiększonego ryzyka. Ryzyko przy występujących ograniczeniach technicznych w pracy systemu elektroenergetycznego ma bezpośredni wpływ na stan jego bezpieczeństwa oraz zagrożenie utraty ciągłości zasilania odbiorców. Przerwy w ciągłości zasilania odbiorcy końcowego mogą wprawdzie wystąpić, ale dopuszczalny czas ich trwania jest ściśle związany z typem odbioru i zasilanego układu. Postulowany poziom gwarancji ciągłości zasilania, wynoszący dla najbardziej wymagających odbiorów 99,999 % wymusza, aby przerwy w zasilaniu nie przekraczały 1s/dobę. Jednak istnieją również odbiory, dla których nawet o rząd wielkości niższe wymagania, nie stanowią zagrożenia wystąpienia strat. Ten fakt indywidualnego zróżnicowania skut- ELEKTROENERGETYKA 3

ków przerw w ciągłości zasilania, powinien mieć odzwierciedlenie w cenie za gwarancje ciągłości dostaw energii. A taką możliwość daje ujęcie bezpieczeństwa jako parametru rynkowego. W zależności od potrzeb i możliwości płatniczych odbiorcy, w umowie handlowej pomiędzy dostawcą energii lub świadczącym usługę energetyczną oraz jej odbiorcą, uzgadniany powinien być wymagany poziom bezpieczeństwa dostawy energii. W takim ujęciu gwarantowane umową BEE podlegałoby rynkowej wycenie, a o jego wymiarze decydowałby odbiorca, który sam oceniałby jego użyteczność. Możliwa jest również indywidualna wycena BEE, poprzez bezpośrednie porównanie kosztów strat niedostarczonej energii z kosztami inwestycyjnymi, gwarantującymi BEE na zadanym poziomie. Takie obliczenia były robione dla poszczególnych branż i przedsiębiorstw, z wykorzystaniem rachunku optymalizacyjnego. Koszt 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 Modelowa wycena bezpieczeństwa elektroenergetycznego Rynkowa wycena bezpieczeństwa Optimum funkcji celu 0 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 Poziom bezpieczeństwa Koszt pokrycia zapotrzebowania Koszt strat niedostarczonej energii Koszt bezpieczeństwa dostawy Źródło: Opracowanie własne. Rys. 1. Model wyceny BEE na zasadach rynkowych i jako optimum funkcji celu Sprecyzowanie podstawowych czynników warunkujących zachowanie BEE następuje poprzez ustalenie: poziomu popytu na energię - wyrażanego wysokością krajowego zapotrzebowania i dynamiką jego zmian oraz możliwościami eksportowymi, poziomu podaży energii - wyrażany zdolnościami generacji i przesyłu oraz możliwościami importowymi, zasady indywidualnej wyceny użyteczność dostarczanej i kosztów strat niedostarczonej energii. Przestawione czynniki są podstawą rynkowej wyceny BEE i jego indywidualnego poziomu akceptacji przez odbiorcę. CZYNNIKI ZAGROŻEŃ BEZPIECZEŃSTWA ELEKTROENERGETYCZNEGO I ICH ODDZIAŁYWANIE NA KRAJOWY SYSTEM ELEKTROENERGETYCZY (KSE) Istotnymi mankamentami krajowego sektora elektroenergetycznego, warunkującymi poziom bezpieczeństwa w aspekcie techniczno-technologicznym są: dominująca rola źródeł wytwarzania wykorzystujących węgiel kamienny i brunatny, niski poziom zróżnicowania technologii krajowych wytwórców oraz zrównoważenia struktury paliwowej nośników energii, wysoki poziom zamortyzowania majątku przedsiębiorstw wytwórczych i przesyłowych, niedostosowanie struktury KSE od wymagań rynkowego obrotu energią, co generuje dodatkowe koszty funkcjonowania KSE, 4 ELEKTROENERGETYKA

niski poziom sprawności, niezawodności i elastyczności ruchowej eksploatowanych urządzeń i układów technologicznych oraz infrastruktury informatycznej, wysoki poziom niepewności w stosunku do dostępności rezerw potencjału technicznego oraz surowcowego (paliw pierwotnych). niski poziom samofinansowania przedsiębiorstw podsektora. W warunkach rynkowych zasad funkcjonowania sektora przedstawione niedomagania są w większości potęgowane, a nie niwelowane, gdyż sam mechanizm rynkowy nie stwarza szans poprawy stanu istniejącego, o ile nie są eliminowane bariery ograniczające ustabilizowanie się równowagi podażowo-popytowej, na poziomie uwzględniającym wymagany standard bezpieczeństwa. Mechanizm rynkowy działający na zasadach cenowej konkurencji uwzględnia przede wszystkim bieżące preferencje cenowe uczestników transakcji rynkowych. Działając w ramach bardzo krótkiej perspektywy czasowej, nie uwzględnia ww. czynników oraz tak ważnych aspektów jak ograniczoności energetycznych zasobów surowcowych, stopnia degradacji środowiska naturalnego, operatywnego bezpieczeństwa ruchu systemu elektroenergetycznego, perspektywicznego rozwoju całej branży elektroenergetycznej, a także aspektu jakości energii jako towaru. Jego prostota i restrykcyjność jest skuteczna w stwarzaniu presji na redukcję kosztów, natomiast nie jest efektywna w kreowaniu decyzji o długookresowym znaczeniu, które są domeną decyzji strategicznych z zakresu polityki energetycznej. Mechanizm rynkowy nie uwzględnia podstawowych cech fizycznych energii elektrycznej, traktując ją jak każdy inny standardowy towar. Fakt niemożności magazynowania energii na skalę przemysłową powoduje, że konieczne jest bieżące utrzymywanie rezerw w obszarze generacji i zdolności przesyłowych. Podstawowym problemem jest brak zdolności bezpośredniego przenoszenia kosztów rezerw przez rynek, który tylko nielicznym jego uczestnikom stwarza szanse zdobycia środków finansowych do ich utrzymania oraz pokrywanie koniecznych kosztów modernizacji potencjału, czy rozwoju. Szczególnie redukowanie środków na utrzymanie rezerw jest groźne dla zachowania BEE, gdyż niższe rezerwy stwarzają wyższe ryzyko awaryjności pracy KSE. Cenowa presja rynku w dłuższej perspektywie skutkuje ograniczeniami środków inwestycyjnych w przedsiębiorstwach energetycznych. Pod presją bieżących potrzeb, szanse rozwoju poprzez budowę nowoczesnych technicznie obiektów znacznie maleją, gdyż nie są w ogóle realizowane lub z wieloletnim opóźnieniem. Skumulowane opóźnienia nowych inwestycji w sektorze stanowią szczególe zagrożenie dla długoterminowego bezpieczeństwa energetycznego, pogłębiając istniejący stan niedoborów i zacofania technologicznego. Alternatywnym rozwiązaniem dla mechanizmu konkurencji rynkowej są działania administracyjno-regulacyjne. Jednak przy nieatrakcyjności dla inwestorów rynkowego poziomu cen energii, trudno oczekiwać, aby środkami administracyjnymi udało się kogokolwiek zmusić do realizacji nieopłacalnej inwestycji na poziomie miliardów złotych. Rozsądnym podejściem wydaje się propozycja włączenia parametru mocy dyspozycyjnej do mechanizmu rynkowego handlu energią. Może to być zrealizowane bezpośrednio, poprzez utworzenie rynku mocy, lub pośrednio za pomocą długoterminowych kontraktów zawieranych na rynkach finansowych. Wprowadzanie rynkowych rozwiązań do energetyki skomplikowało szereg procesów oddziaływujących na bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego oraz stworzyło wiele nowych obszarów zwiększających ryzyko, z drugiej zaś strony uporządkowało procesy związane z obrotem energią i pozwoliło na kontrolę i zarządzanie ryzykiem. Wśród najważniejszych czynników zaliczanych jako składowe ryzyka rynkowego można wymienić: dynamika cen surowców energetycznych i wzrastający ich trend oraz niestabilność kursów walutowych, niekorzystne klauzule surowcowych kontraktów handlowych, paraliżujące dalszy rozwój podsektora wytwarzania, wysokie koszty transformacji tzw. stranded cost będące barierami wzrostu dla nowych inwestycji, występowanie subsydiowania pomiędzy działalnością obrotu energią i jej przesyłu, które generuje błędne sygnały cenowe na rynku energii, niestabilna polityka podatkowa w stosunku do sektora powodująca dezaktualizację wszelkich analiz, z zakresu opłacalności inwestycyjnych i wzrost ryzyka inwestycyjnego. ELEKTROENERGETYKA 5

O tym czy krajowa energetyka jest i pozostanie obszarem wysokiego ryzyka będą decydowały w głównej mierze czynniki wzrostu gospodarczego oraz determinacja władz w zakresie tempa transformacji sektora. W nowej strukturze elektroenergetyki nie jest do końca jasne, kto jest odpowiedzialny za długoterminowe bezpieczeństwo elektroenergetyczne, kto ustala standardy i procedury podnoszące niezawodność (KSE), kto powinien egzekwować ich wprowadzanie i jakie obowiązkowe przedsięwzięcia i zobowiązania dotyczące niezawodności muszą być zrealizowane, przez wszystkich uczestników rynku energii. Nie jest faktycznie znany poziom kosztów transformacji sektora i kto, w jakich proporcjach powinien je ponosić. Ustawa Prawo energetyczne i jej akty wykonawcze nie dają w tym zakresie jednoznacznych odpowiedzi. Międzynarodowa współpraca KSE z systemami CENTREL/UCTE, wzrastająca zależność gospodarki kraju od niezawodnych dostaw energii elektrycznej, doświadczenia płynące z wielkich awarii systemów elektroenergetycznych, wprowadzanie zasady (TPA) dostępu do sieci stron trzecich, podnoszą znaczenie problemu zarządzania bezpieczeństwem elektroenergetycznym w hierarchii polityki gospodarczej. Niewątpliwie szansą ograniczenia obszarów ryzyka jest: równoważenie dynamiki wzrostu zapotrzebowania nie tylko istniejącym marginesem rezerw mocy, lecz również prywatnymi nowymi inwestycjami w zakresie energetyki konwencjonalnej i rozproszonej oraz redukcji energochłonności, modernizacja i rozwój potencjału wytwórczego i przesyłowo-dystrybucyjnego, gwarantujące wyższą dyspozycyjność i elastyczność ruchową układów systemowych, unowocześniona własna baza surowcowa uzupełniona prawidłowymi kontraktami handlowymi dywersyfikującymi typ i źródła zasilania energetycznego oraz ich geograficznych kierunków pozyskania, rozwijany sieciowy potencjał połączeń międzynarodowych z systemami elektroenergetycznymi państw europejskich, umożliwiający transferowanie oraz import i eksport energii. W nowych uwarunkowaniach rynkowych, problemy bezpieczeństwa i niezawodności pracy KSE wymagają wzmożonej uwagi, gdyż wzmagająca się konkurencja rynkowa pomiędzy przedsiębiorstwami ma naturalną tendencje ich ignorowania. Generalnie, podejmowanie decyzji ruchowych przez służby dyspozytorskie stało się jeszcze bardziej skomplikowane, Do dotychczasowych zobowiązań zostały dołączone kolejne, wynikające z konieczności realizacji umów handlowych, zawieranych w poszczególnych segmentach rynku energii, w ramach transakcji krajowych i międzynarodowych. Podejmując decyzję o wprowadzeniu rozwiązań rynkowych, nie podjęto równocześnie starań o dostosowanie struktury systemowej do nowych zasad obrotu energią. Zupełnie zignorowano możliwości techniczne krajowego systemu elektroenergetycznego, nie podejmując niezbędnych wysiłków inwestycyjnych, z zakresu dostosowania struktury i wyposażenia. Wymagania rynkowe to takie kształtowanie konfiguracji sieci przesyłowej, aby możliwe było zawieranie transakcji na rynku, bez pogarszania parametrów ciągłości i stabilności pracy systemu elektroenergetycznego. Aby sprostać tym wymaganiom konieczne jest stworzenie sieci szkieletowej, wielokrotnie zamkniętej, cechującej się odpornością na dynamicznie zachodzące zmiany obciążeniowe (wielkości i kierunków przesyłów) oraz umożliwiającej wzajemne rezerwowanie się elementów sieciowych w stanach awaryjnych. Pod wpływem przeprowadzonych zmian w zasadach funkcjonowania KSE, poprzez wprowadzenie nowych procedur ruchowych zostały zmienione fizyczne rozpływy mocy zmuszając niejednokrotnie służby dyspozytorskie do prowadzenia eksploatacji systemu w skrajnych warunkach obciążalności i jego stabilności, co powoduje stany zagrożeń bezpieczeństwa. Godzinowy cykl rozliczeń energii wymusił nowy tryb operatywnego planowania pracy oraz potrzebę maksymalnie szybkiego dostosowywania parametrów systemu do zmieniających się warunków pracy systemu. Obecnie, w każdej godzinie wymagana jest maksymalna koncentracja służb dyspozytorskich na wszystkich szczeblach sterowania KSE, gdyż ustalenia poziomów rozpływów mocy na podstawie obowiązujących sygnałów rynkowych aktywizują ograniczenia przesyłowe. Często pod presją decyzji rynkowych, dyspozytorzy, aby wywiązać się z obowiązującego kontraktu, są zmuszeni do podejmowania dodatkowego ryzyka, co zawsze osłabia gwarancje ciągłości dostaw energii. 6 ELEKTROENERGETYKA

Ze względu na fakt ograniczenia dynamiki wzrostu zapotrzebowania mocy w ostatnich latach, nie nastąpiła konieczność wprowadzenia planowanych ograniczeń mocy. Jednak długotrwała stagnacja w rozwoju KSE (ostatni projekt nowej elektrowni systemowej został zaniechany 15 lat temu!), uaktywni wszelkie zagrożenia. Nowe inwestycje, w ostatniej dekadzie, w podsektorze wytwarzania są wręcz znikome. Jedynie modernizacje realizowane w ramach kontraktów długoterminowych (KDT) należy uznać za działania zapewniające restytucje istniejących mocy z uwzględnieniem wymagań ochrony środowiska. Jednak problemem w modernizowanych jednostkach jest niedostatecznie uwzględnienie parametrów efektywnościowych. Cały czas dla krajowej elektroenergetyki bariera 37% sprawności wytwarzania okazuje się nie do przekroczenia, poza nielicznymi wyjątkami. Gdy tymczasem w większości państw UE została przekroczona bariera 44% i zaczyna dochodzić do poziomu 48%. Wiek krajowych elektrowni, ich technologia oparta na wykorzystaniu paliw stałych, nie może stanowić pełnej gwarancji bezpieczeństwa elektroenergetycznego w warunkach konkurencji rynkowej, gdy cena sprzedaży energii staje się parametrem zewnętrznym w stosunku do każdego uczestnika rynku. W efekcie część wytwórców jest zmuszona do przyjmowania strategii przetrwania, aby w ogóle pozostać na rynku, co bezpośrednio wpływa na ich liczbę i jakość świadczonych usług, od których zależy bezpieczeństwo. Nie łagodzi problemu rozwój nowych tzw. rozproszonych źródeł generacyjnych, mimo wysokiej dynamiki ich rozwoju, wykorzystujących odnawialne nośniki energii lub paliwa gazowe. Dywersyfikacja nośników energii pierwotnej i ich źródeł pozyskania postępuje bardzo powoli, wobec opóźnień w restrukturyzacji krajowego górnictwa i utrzymywaniu administracyjnych cen na węgiel energetyczny. Efektem istniejącego stanu i warunków zewnętrznych funkcjonowania przedsiębiorstw jest stagnacja w strukturze i brak szans na sprostanie konkurencyjności w skali międzynarodowej. CZYNNIKI WARUNKUJĄCE AKTUALNY POZIOM KRAJOWEGO BEZPIECZEŃSTWA ELEKTROENERGETYCZNEGO Poziom zapotrzebowania mocy i energii elektrycznej W ostatniej dekadzie maksymalne zapotrzebowanie mocy w KSE kształtuje się na poziomie 21,5 24 tys. MW Jego podstawą jest struktura oraz typ odbiorów, ich charakterystyki i jednoczesności pracy. Jednak czynnikami o największej dynamice oddziaływania i niepewności są czynniki meteorologiczne, a w szczególności temperatura zewnętrzna. W ostatnich latach czułość zapotrzebowania mocy, ze względu na zmiany temperatury waha się od 30 do 80 MW na 1 o C i jest zależnością nieliniową, szybko wzrastającą przy niskich temperaturach zewnętrznych. Uwzględniając przebiegi zużycia globalnego energii elektrycznej w latach 1985 2003 oraz zapotrzebowania na moc szczytową w różnych stanach temperaturowych można oszacować wielkość korekty mocy szczytowej z uwzględnieniem potencjalnie możliwych i jednoczenie maksymalnie niekorzystnych temperatur zewnętrznych na poziomie -25 o C. W kontekście BEE skorygowane zapotrzebowanie szczytowe redukuje nam margines mocy rezerwowej o około 1000 MW w okresie zimowym. Przy analizowaniu warunków BEE, parametrem wiążącym zapotrzebowanie na energię elektryczną z poziomem mocy szczytowej w danym roku jest czas użytkowania mocy szczytowej w KSE, który wspólnie z wynikami badań nad zakresem i dynamiką zmiennością mocy pobieranej przez grupy odbiorców, pozwala na dokładniejsze oszacowanie mocy z uwzględnieniem występującej sezonowości i cykliczności, związanej z procesami produkcyjnymi i trybem życia ludności. Obecnie rejestrowane są zmiany zapotrzebowania w odstępach 15-minutowych, które archiwizowane stanowią bazę dla badań modelowych. Tak duża zmienność rocznego czasu wykorzystania mocy szczytowej świadczy o wysokim jej uzależnieniu od trudno przewidywalnych zdarzeń meteorologicznych i związanych z nimi ryzykiem błędów prognostycznych. Przekształcenia strukturalne w polskiej gospodarce w ostatnich piętnastu latach spowodowały znaczne zmiany w strukturze tworzenia wartości dodanej brutto i PKB, co ma wyraźne odzwierciedlenie w zmianach struktury popytu na energię elektryczną i jej zużycia przez poszczególne grupy odbiorców. Znacznemu zmniejszeniu uległy udziały rolnictwa, przemysłu ciężkiego i budownictwa. ELEKTROENERGETYKA 7

Energia elektryczna TWh 1986 1987 BEZPIECZEŃSTWO ENERGETYCZNE 155 25 000 150 24 500 24 000 145 23 500 140 23 000 135 22 500 22 000 130 21 500 125 Zużycie energii elektrycznej 21 000 Zapotrzebowanie szczytowe na moc 20 500 120 Zapotrzebowanie szczytowe na moc w odniesieniu do t = -25 o C 20 000 115 19 500 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Rok Źródło: ARE SA [4] i PSE SA Rys. 2. Historyczne przebiegi zużycia globalnego energii elektrycznej i zapotrzebowania szczytowego na moc w kraju w latach 1985 2003 Najwyższy wzrost zapotrzebowania wystąpił w sektorze usług, którego udział w tworzeniu dochodu narodowego także systematycznie wzrasta. W ostatnim okresie znacznie zmniejszył się udział w zużyciu energii elektrycznej odbiorców przyłączonych do sieci wysokiego napięcia, na korzyść odbiorców przyłączonych do sieci średnich i niskich napięć. Spowodowane jest to wzrostem liczby małych i średnich przedsiębiorstw oraz rozwojem wyposażenia gospodarstw domowych w urządzenia elektryczne i sprzęt komputerowo-informatyczny. Wraz ze zmianą struktury odbiorów zauważa się rosnące oczekiwania użytkowników, co do jakości energii elektrycznej i ciągłości jej dostawy. godz./rok 6300 6200 6100 6000 5900 5800 5700 5600 5500 5400 5300 1960 1963 1966 1969 1972 1975 Rok Źródło: ARE SA [4] i PSE SA Rys. 3. Roczny przeliczeniowy czas wykorzystania mocy szczytowej w latach 1960 2003 1978 Po okresie kilkuletniej stagnacji popytu na energię elektryczną, gdzie jego zmienność i dynamika kształtowały się na poziomie 0,5-1,5 %, wyniki z ostatniego roku wskazują na początek nowego cyklu koniunkturalnego. W ubiegłym roku zużycie energii wzrosło o 3,33%. Również znacznie wzrósł eksport energii osiągając pułap ~8% energii wprowadzonej do sieci NN/WN. Roczny bilans energii przedstawiono poniżej. W okresie ostatnich dwóch dekad znacznie zmalała elektrochłonność PKB. Liczona w cenach stałych z 1990 roku o ~ 33 %, co jest potwierdzeniem głębokich zmian strukturalnych, głównie w sektorach przemysłu i budownictwa. Natomiast pozostał niemal na tym samym poziomie ~3555 kwh/ma wskaźnik zużycia energii elektrycznej, w przeliczeniu na jednego mieszkańca, co z kolei świadczy 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999 Moc szczytowa MW 2002 8 ELEKTROENERGETYKA

TWh 160 140 Zużycie energii elektrycznej 120 PKB 100 80 60 40 20 0 1961 1964 1967 1970 1973 1976 1979 Źródło: ARE SA i PSE SA Rys. 4. Zużycie energii elektrycznej i produkt krajowy wytworzony brutto w latach 1961 2003 1982 Rok o wewnętrznym charakterze zmian, bez istotnego czynnika wzrostowego. Oczekuje się, że dostosowanie warunków funkcjonowania gospodarki do standardów państw Europy Zachodniej, będzie impulsem do dynamicznego wewnętrznego wzrostu zużycia energii. Uwzględniając prognozy zmian struktury zapotrzebowania energii i jej dynamiki należy oczekiwać bardzo nieregularnych przyrostów zapotrzebowania, co zmusza do weryfikacji długoterminowych planów rozwoju systemu przesyłowego. Energochłonność gospodarki w 2002 r. 600 SK CZ PL 500 SE FIN NO HU 400 SI GR BE 300 ES FR LU 200 IT NL AT 100 DE CH PT 0 DK 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 KWh/$ PKB 1985 1988 1991 Niemcy Francja W.Brytania Włochy 1994 1997 2000 2003 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 mld zł '90 Zużycie energii [TWh] 2003 r. Hiszpania Szwecja Polska Holandia Finlandia Grecja Portugalia Dania Irlandia Luksemburg Źródło: UCTE Statistical Yearbook 2002, NORDEL Annual Statitic 2002, World Development Indicators Database, July 2003. Rys. 5. Energochłonność gospodarek europejskich i zużycie energii w latach 2002 2003 TECHNICZNY STAN PRZYGOTOWANIA PODSYSTEMU WYTWÓRCZEGO I PRZESYŁOWEGO DO FUNKCJOWANIA W WARUNKACH RYNKU KURENCYJNEGO Obecnie krajowy system elektroenergetyczny dysponuje znaczną rezerwą mocy. W 2003 r. moc zainstalowana elektrowni wynosiła 34,6 GW, moc osiągalna 33,4 GW, a szczytowe zapotrzebowanie 22,3 GW. Różnica pomiędzy mocą osiągalną i szczytowym zapotrzebowaniem świadczy o znacznej re- ELEKTROENERGETYKA 9

zerwie mocy w systemie. Jednak rezerwa ta jest odniesiona do mocy dyspozycyjnej kształtuje się na znacznie niższym poziomie i nie przekracza 25 %. Jednak nie sam poziom rezerwy budzi zastrzeżenia. Znacznie poważniejszym problem jest pułapka wiekowa. Podstawowe bloki przekroczyły wiek projektowy i powinny być wyłączone z eksploatacji lub poddane rewitalizacji, w tym: ~ 3 GW to układy z jednostkami kolektorowymi, ~ 5 GW to elektrownie z blokami 120 MW, które średnio osiągnęły wiek 40 lat. W najbliższym okresie kilku lat dla pokrycia wzrastającego zapotrzebowania mocy niezbędny będzie przyrost nowych mocy generacyjnych, aby sprostać przewidywanym prognozom zużycia energii na poziomie ~50 GW, w perspektywie 20 lat. Dlatego niezbędna będzie: realizacja programu rewitalizacji na poziomie 10 13 GW, obejmująca bloki 120 MW i 200 MW, których średni wiek przekracza 30 35 lat, budowa całkowicie nowych elektrowni o mocy około 30 GW. rozwój generacji rozproszonej. przygotowanie sieci przesyłowej do importu energii. Problemem otwartym jest, jakie będą to elektrownie i o jakiej strukturze paliwowej? Ze wstępnych rozważań wynika, że powinny to być: elektrownie na węgiel kamienny wykorzystujące jako paliwo węgiel z dodatkiem biomasy, elektrownie opalane gazem, tj. elektrownie z blokami gazowo-parowymi oraz blokami gazowymi dla pokrycia obciążeń szczytowych, elektrownie jądrowe. Generalnie elektroenergetyka, aby sprostać wymaganiom powinna inwestować ~1 mld $/rok, w perspektywie najbliższych kilkudziesięciu lat, co wydaje się mało realne. W takiej sytuacji realne staje się zagrożenie BEE w dłuższym horyzoncie czasowym. Mankamentem KSE jest nie tylko wysoki poziom zamortyzowania majątku przedsiębiorstw wytwórczych, ale również niski poziom sprawności, niezawodności i elastyczności ruchowej eksploatowanych urządzeń i układów technologicznych oraz infrastruktury informatycznej. Ocenia się, że techniczne zużycie urządzeń generacyjnych będzie wymagało do roku 2010 wycofana lub głębokiej modernizacji ~2200 MW e w elektrowniach oraz 620 MW e w elektrociepłowniach zawodowych. Wycofania dotyczą źródeł w przedziale wiekowym 30 40 lat i starszych. Modernizowane są głównie źródła 20 30-letnie, z których ponad 14 150 MW e będzie eksploatowane przez kolejne 20 25 lat i wycofywane w latach 2015 2025. Problemem pozostają parametry eksploatacyjne krajowych elektrowni. W państwach unii europejskiej [4] średnia sprawność urządzeń 10 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 Szwecja Finlandia Luksemburg Moc instalowana na 1 mieszkańca [GW] - 2003 r. Dania Francja Niemcy W.Brytania Holandia Hiszpania Irlandia Włochy Grecja Portugalia Źródło: URE Źródło: PSE Rys. 7. Moc instalowana w SEE państw UE Polska 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% I Obciążenie Rezerwy Rozkład rezerwowy mocy w KSE - 2003 r. II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Remonty kapitalne i średnie Remont awaryjny Źródło: URE Źródło: PSE Rys. 8. Rozkład rezerw mocy w KSE ELEKTROENERGETYKA

Struktura źródeł generacji w sektorze Uruchomienia bloków: do 1960 r. 1961 1970 1971 1980 1981 1990 po 1990 r. Lata eksploatacji 40 lat 30 40 lat 20 30 lat 10 20 lat 10 lat Moc instalowana [MW t] [MW t] [MW t] [MW t] [MW t] Elektrownie zawodowe 5 318 17 257 25 370 16 313 7 175 EC zawodowe 7 053 3 400 13 387 5 515 3 360 Energetyka przemysłowa 4 273 4 260 5 642 1 892 1 000 Struktura [%] 14 20 36 20 10 Tabela 1 generacyjnych przekroczyła poziom 45,5% w porównywalnych układach konwencjonalnych. Średnia sprawność krajowych bloków energetycznych nie przekroczyła 37%. Ta ponad ośmiopunktowa przewaga świadczy o pogłębiającej się przewadze technologicznej i w przyszłości przełoży się na ~20% zwiększenie kosztów generacji i brak konkurencyjności krajowych wytwórców. Przeprowadzane modernizacje w latach 90. z potrzeb technologicznych i budowy urządzeń ochrony środowiska, odbywa się głównie na bazie kontraktów długoterminowych (KDT), w ramach których inwestycje technologiczne i środowiskowe w wybranych obiektach są w sposób pośredni finansowane przez cały sektor. Pozwoliło to na stopniowe przystosowanie krajowej elektroenergetyki do obowiązujących krajowych i międzynarodowych wymagań ochrony środowiska. Kontraktami na zakup mocy i energii elektrycznej objęto 18 130 MW e, co stanowi ~ 57 % mocy zainstalowanej całego systemu w 2003 r. Zakończenie przedsięwzięć inwestycyjnych objętych KDT przewiduje się w 2004 r. Wartość nakładów inwestycyjnych brutto obejmujących realizowane KDT wynosi w cenach bieżących ~30 mld PLN, z czego łącznie wydatkowano ~ 70 %. Inwestycje objęte kontraktami będą spłacane do 2025 r. Ocena stanu technicznego aktualnie eksploatowanych urządzeń i układów technologicznych nie jest jednoznaczna. Są spełniane wymagane międzynarodowe standardy, gwarantujące odporność i elastyczność reakcji na zakłócenia i potencjalne stany kryzysowe. Zarówno parametry niezawodnościowe urządzeń generacyjnych, jak i układów przesyłowych mieszczą się w dopuszczalnej tolerancji zakłóceń. Analizując okres ostatniej dekady liczba wyłączeń elementów generacyjnych oraz czasy ich trwania charakteryzują się względną stabilnością i wykazują tendencję spadkową. Jednak największe obawy budzi brak nowych inwestycji, spowodowany brakiem środków własnych i ograniczonym dostępem do kredytów bankowych. mln zł 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Amortyzacja wyniki Nakłady inwestycyjne wstępne Źródło: PSE SA Rys. 9. Nakłady inwestycyjne i amortyzacja w latach 1995 2003 (ceny bieżące w mln zł) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% wyłączniki wyłączniki wyłączniki 400 kv 220 kv 110 kv 19 lat 10-19 lat 20-29 lat linie 400 kv transformatory linie 220 kv 30-39 lat powyżej 40 lat Źródło: PSE SA Rys. 10. Struktura wieku linii i aparatury na koniec 2003 roku ELEKTROENERGETYKA 11

Szwecja SLK ZRC Szwecja SLK ZRC GDA GDA DUN GBL DUN GBL ZYD ELK ZYD ELK OLM OLS OLM OLS PLC GLN MON KRA PKW JAS BYD TEL GRU OST BIA NAR ROS PLC GLN MON KRA PKW JAS BYD TEL GRU OST BIA NAR ROS GOR LSN ZUK CZE PLE PPD LES PAT WLA PLO PDE MSK SPC MORWTO MIL PIA ZGI PABJAN GOR LSN ZUK CZE PLE PPD LES PAT WLA PLO PDE MSK SPC MORWTO MIL PIA ZGI PABJAN MIK HAG CPC POL CRN SWI BOG KLE HUN ZBK PAS TRE ROG BEK DBN ANI KIE HCZ WRZ JOA GRO TCNLOS ROK BLA KAT KED HAL JAM LAG KHK KOP WIE BYC SIE LUA MOS SKAWAN KOMCZT ALB BUJ NOS LIS ZAR Sieć 220 kv Sieć 400 kv Sieć 750 kv Stacje elektroenergetyczne KAT Kody stacji Obszar z ograniczniami w sieci NN KPK RAD PEL KLAATA TAW Źródło: PSE SA Rys. 11. Ograniczenia przesyłowe w KSP w 2003 roku PIO ROZ OSC PUL STW CHM RZE BGC KRI LBM LSY ABR CHS MKR ZAM CHA DOE MIK HAG CPC POL CRN SWI BOG KLE HUN ZBK PAS TRE ROG BEK PIO DBN ANI KIE HCZ WRZ JOA GRO TCNLOS ROK BLA KAT KED HAL JAM LAG KHK KOP WIE BYC SIE LUA MOS SKAWAN KOMCZT ALB BUJ NOS LIS ZAR KPK RAD ROZ PEL KLAATA TAW Sieć 220 kv Sieć 400 kv Sieć 750 kv Stacje elektroenergetyczne KAT Kody stacji Obszar z ograniczniami w sieci NN OSC PUL STW CHM RZE BGC Źródło: PSE SA Rys. 12. Ograniczenia przesyłowe w KSP w 2008 roku KRI LBM LSY ABR CHS MKR ZAM CHA DOE Krajowa sieć przesyłowa o napięciu 220/400/750 kv składa się z 240 linii o łącznej długości 12 839 km oraz 93 stacji, z sumaryczną mocą zainstalowanych transformatorów ~36 800 MVA. Głównym problemem operatora sieci przesyłowej OSP są zredukowane plany inwestycyjne, w stosunku do wymaganej amortyzacji i ich opóźnienia realizacyjne. Szczególnie okresy remontowe stwarzają trudne sytuacje dla służb dyspozytorskich. Przy temperaturach otoczenia powyżej 25 C obciążenia części linii elektroenergetycznych są zbliżone do wartości granicznych, wynikających z dopuszczalnych wielkości zwisów. Dotyczy to wielu ciągów linii 220 i 400 kv. Ponadto w sieci 400 kv występują przekroczenia dopuszczalnych poziomów napięć, w okresach niskich obciążeń, co wymusza załączanie dławików lub wzrost generacji wymuszonej względami sieciowymi w elektrowniach, które ze swoimi ofertami rynkowymi, nie zostały zakwalifikowane do pracy. Problem ten szczególnie ostro występuje w dniach wolnych od pracy oraz w dolinach nocnych. Gdy wyczerpane zostają możliwości regulacyjne, dla obniżenia napięć, w czasie upałów dochodzi do zagrożeń przekroczenia dopuszczalnych zwisów przewodów linii NN/WN istotnie komplikując organizację planowych prac remontowych. Szczególnie uciążliwe są ograniczenia przesyłowe w rejonie centralnym i północnym KSE. Planowane inwestycje, w najbliższych latach, powinny poprawić istniejący stan. Do przyczyn występowania podstawowych technicznych ograniczeń przesyłowych zalicza się: niedostateczne obciążalności termiczne przewodów linii oraz przekroczenia dopuszczalnych zwisów i odległości pionowych, przekroczenia dopuszczalnych poziomów napięcia, przekroczenia wytrzymałości zwarciowej elementów sieciowych, przekroczenia znamionowych parametrów aparatury łączeniowej, niedostateczne zapasy równowagi statycznej i dynamicznej w niektórych elektrowniach systemowych, wymuszające konieczność stosowania w nich automatyk przeciw kołysaniowo-odciążających (APKO), Najpoważniejszymi skutkami ograniczeń przesyłowych są koszty tzw. generacji wymuszonej względami sieciowymi. To jest wytwarzania energii elektrycznej wymuszonego jakością i niezawodnością pracy KSE, a nie względami ekonomicznymi. Często dotyczy to jednostek wytwórczych, które nie posiadają przypisanych im umów sprzedaży energii. Liczba i moc bloków, pozostających w pracy wymuszonej jest dobierana, zgodnie z kryterium N-1, uwzględniając przeciążenia, warunki 12 ELEKTROENERGETYKA

napięciowe, moce zwarciowe oraz równowagę statyczną i dynamiczną systemu. Ograniczanie fizycznej realizacji umów sprzedaży w związku z przekroczeniem maksymalnie dopuszczalnego poziomu generacji dla jednostek wytwórczych jest skutkiem mniej groźnym dla pracy sieci przesyłowej i praktycznie dotyczy ono głównie krótkich okresów wykonywania serwisowych prac sieciowych. Występujące przypadki generacji wymuszonej (GWS), to głównie skutki rynkowo-ekonomiczne. Obecnie zawierane kontrakty GWS to ponad 90 mln zł/a. OSP będąc odpowiedzialnym za uwzględnianie aktualnych ograniczeń sieciowych, w procesie bilansowania KSE, realizuje to zadanie kupując energię na Rynku Bilansującym (RB). Ponoszone koszty są rynkową wyceną istniejących ograniczeń i przekraczają nawet 1mln/dobę. Dla bezpieczeństwa elektroenergetycznego są również istotne techniczne ograniczenia współpracy z systemami sąsiednimi. Potencjalne możliwości wymiany energii w ramach systemu CEN- TREL oraz z systemami UCTE są wystarczające dla potrzeb operacyjno-ruchowych, jednak wyraźnie niewystarczające dla potrzeb handlu energią. Ich wartość jest ustalona na poziomie ~ 2000 MW. Jednak przepustowości poszczególnych połączeń są ograniczane względami sieciowymi do poziomu 800 1800 MW, zależnie od kierunku przepływu mocy. Według planu koordynacyjnego rocznego (PKR), import energii poprzez sieć NN/WN jest możliwy na poziomie ~1200 MW, eksport w granicach 800-1800 MW, zależnie od okresu. Połączenia kablowe prądu stałego umożliwiają eksport do 800 MW, a import do 600 MW. Jednak generalnie jakość i ilość połączeń sieciowych z systemami sąsiednimi wymaga odbudowy, przynajmniej do stanu zamieszczonego na str. 14. Z chwilą akcesji Polski do UE i automatycznym rozszerzeniem obszaru rynku energii, wyraźnie daje się zauważyć marginalizacja KSE. Słabość połączeń sieciowych z byłymi państwami WNT spowodowała, że krajowy system pozostał bez szans na tranzyt energii na linii wschód zachód. Odbudowa połączeń jest jednym z podstawowych warunków zachowania BEE w dłuższym okresie czasu. Natomiast budowa nowych ciągów sieciowych wymaga zwiększenia dynamiki inwestycyjnej, jednak problemem pozostają niewłaściwe sygnały rynkowe. UWARUNKOWANIA WSPÓŁPRACY I KURENCYJNOŚCI KRAJOWEJ ELEKTROENERGETYKI W STRUKTURACH UNII EUROPEJSKIEJ Generalnie należy uznać, że krajowa elektroenergetyka jest słabo przygotowana do międzynarodowej konkurencji w ramach europejskiego rynku energii. Dominująca rola źródeł wytwarzania wykorzystujących węgiel kamienny i brunatny, niski poziom zróżnicowania technologii krajowych wytwórców oraz zrównoważenia struktury paliwowej nośników energii, wysoki poziom zamortyzowania majątku przedsiębiorstw, niski poziom sprawności, niezawodności i elastyczności ruchowej eksploatowanych urządzeń i układów technologicznych, to podstawowe słabości krajowych wytwórców. KSE posiada bardzo nietypową strukturę generacji, gdyż udział paliw stałych w produkcji energii elektrycznej wynosi ponad 97 %. Jest to skutkiem wykorzystywania głównie własnych paliw, dzięki którym współczynnik samowystarczalności energetycznej, mimo postępującej redukcji, cały czas pozostaje relatywnie wysoki. Jednak świadczy on również o bardzo niskim poziomie dywersyfikacji źródeł surowcowych oraz monotechnologii wytwarzania. Postulowana przez Komisję Europejską dywersyfikacja nośników energii pierwotnej oraz źródeł jej pozyskania jest w dużej mierze kontrowersyjna w stosunku do krajowej elektroenergetyki. Przy obecnym poziomie rozwoju technologii, liczy się jedynie gaz, jako nośnik energii pierwotnej, który w ~ 65 % jest importowany od jednego dostawcy. Ewidentnym zagrożeniem dla krajowego BEE jest potencjalne wykorzystywanie gospodarczych powiązań dostawcy do celów geopolitycznych, z czym krajowa energetyka musi się liczyć po incydencie w marcu 2003 r. O tym, czy w znacznym stopniu uda się ograniczyć składowe ryzyka utraty BEE będzie zależało od skuteczności realizacji polityki energetycznej i jakości zawieranych kontraktów handlowych. Technicznie i organizacyjnie jesteśmy dobrze przygotowani do współpracy międzystemowej, jednak potencjał jakim dysponuje krajowa elektroenergetyka, jego kondycja, w tym finansowa, budzi wiele zastrzeżeń. Podobnie jak w podsektorze wytwarzania niezbędne są inwestycje w nowe układy i urządzenia ELEKTROENERGETYKA 13

Szwecja SLK ZRC rozwojowe wymagające dalszych analiz GDA DUN GBL ZYD ELK OLM OLS PLC GLN KRA MON PKW BYD JAS TEL GRU OST BIA NAR ROS GOR WLA PLO PLE CZE PPD PAT PDE SPC MSK MIL MOR WTO LSN PIA LES ZGI ZUK PAB JAN LINIE istniejące planowane czasowo pracujące na STACJE rozdzielcze w budowie HAG REPUBLIKA 750 KV 220 kv 110 kv MIK CPC 450 KV 220 KV POL 110 KV CRN SWI BOG KLE HUN ZBK PAS DBN 025 5075 100 km TRE ANI HCZ WRZ ROG BEK JOA PIO KPK RAD GRO PEL TCN LOS ROK BLA KAT LAG JAM KED HAL KHK SIE KOP WIE BYC LUA MOS SKA WAN KLA ATA KOM CZT TAW ALB BUJ NOS LIS ZAR KIE ROZ OSC PUL CHM RZE STW BGC KRI LSY ABR CHS MKR ZAM CHA DOE ELEKTROWNIE rozważana linia 400 kv cieplne wodne rozważana linia 220 kv LBM TRANSFORMATORY 400/110 kv 400/110 kv 400/220/110 kv 220/SN i 220/110 kv Źródło: PSE SA Rys. 13. Projekt rozwoju sieci przesyłowej sieciowe. Ze swoimi parametrami sieci przesyłowych jesteśmy na średnim europejskim poziomie. Jednak perspektywy, mimo bardzo dogodnej lokalizacji, nie są budujące, gdyż rozwój systemu przesyłowego wymaga olbrzymich nakładów, minimum na poziomie 750 mln zł/rok. Jednak nie tylko środki finansowania inwestycji są problemem. Również jest nim brak niezbędnej informacji o kształcie przyszłej energetyki, co w znaczy sposób utrudnia podejmowanie decyzji i zwiększa ryzyko potencjalnych błędów. Średnia zdolność przesyłowa połączeń międzynarodowych pracujących [MVA] na napięciu 380 kv 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 EON Netz RWE TN EnBW TN TenneT ELIA RTE Verbound APG GRTN REE REN CEPS SEPS PSE Statnett Fingrid [km/mw] 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 ELIA TenneT Długość linii NN w stosunku do mocy zainstalowanej Statnett GRTN CEPS SEPS Etrans Fingrid PSE RTE Austria REE Niemcy Źródło: PSE SA, Euroelectric Rys. 14. Porównanie krajowych zdolności przesyłowych z systemami państw UW 14 ELEKTROENERGETYKA

Poziom inwestycji w krajowej elektroenergetyce, charakteryzowany wskaźnikami: intensywności inwestycji (nakłady inwestycyjne/przychody) jest na poziomie ~9 % oraz finansowania (nakłady inwestycyjne/nadwyżka finansowa) ~103 % najbardziej zróżnicuje przedsiębiorstwa sektora. Utrzymuje się bardzo wysoka dysproporcja pomiędzy poziomem inwestycji wytwórców i przedsiębiorstw sieciowych. Program inwestycyjny w podsektorze wytwarzania został zdominowany przez inwestycje modernizacyjne i odtworzeniowe, z pominięciem nowych źródeł, ze znacznie efektywniejszymi technologiami. Duża część elektrowni systemowych i elektrociepłowni zawodowych jest obciążona spłacaniem kredytów zaciągniętych na sfinansowanie przedsięwzięć modernizacyjno-proekologicznych, na które ponoszone nakłady wynoszą ~3 mld zł/a. Obsługa zaciągniętych kredytów powoduje utrzymywanie się wskaźnika bezpieczeństwa finansowego na stosunkowo niskim poziomie poniżej jedności, a koszty finansowe sięgają w elektrowniach i elektrociepłowniach 9 % kosztów produkcji energii elektrycznej. Trudności związane z utrzymaniem płynności finansowej przedsiębiorstw wytwórczych zostały pogłębione wprowadzonym podatkiem od majątku płaconym na rzecz gmin, a przede wszystkim akcyzą, które łącznie z podatkiem VAT stanowią duże obciążenia dla firm wytwórczych. Mankamentem są narastające w ramach całego sektora problemy z windykacją należności za energię dostarczoną odbiorcom końcowym, co powoduje dalsze zwiększenie kosztów finansowych przedsiębiorstw. Skutkiem występujących uwarunkowań zewnętrznych i niskiego zaangażowania przedsiębiorstw w wewnętrzną ich restrukturyzację, redukującą koszty operacyjne, jest brak możliwości samofinansowania przedsiębiorstw. Stan ten w dalszej perspektywie czasowej jest potencjalnym zagrożeniem dla bezpieczeństwa dostaw energii, gdyż ograniczone środki na rozwój, z czasem będą skutkowały zwiększoną awaryjnością pracy układów technologicznych. PODSUMOWANIE Krajowa elektroenergetyka pozostaje w okresie transformacji, a mechanizmy rynkowe są dopiero w początkowej fazie wdrożeniowej, co komplikuje jednoznaczność ocen. Sieciowe przedsiębiorstwa infrastrukturalne, do których zalicza się spółki dystrybucyjne i PSE, są objęte procedurami regulacji administracyjnej opartej na kosztach uzasadnionych. Przedsiębiorstwa wytwórcze oraz obrotu energią działają na zasadach rozwijającej się konkurencji. Jednak wytwórcy, mimo formalnej deregulacji, w niewielkim stopniu odczuwają jej presję, gdyż kontrakty długoterminowe gwarantują przychody, bez rynkowej presji redukcji kosztów i poprawy efektywności. Bezwzględna redukcja nieefektywnych podmiotów rynkowych powinna być rekompensowana atrakcyjnością nowych inwestycji, w celu zachowania perspektywicznych możliwości bilansowania zapotrzebowania na energię. Zapewnienie bezpieczeństwa w warunkach rynkowych wymaga stałej troski i dbałości o zachowanie niezawodności systemu elektroenergetycznego. W koncepcji rynkowej BEE powinno być przede wszystkim dostrzegane z punktu widzenia odbiorców i użytkowników energii, który ma prawo do wyboru jego poziomu. Wtórnie BEE może być rozpatrywane ze względu na system elektroenergetyczny oraz problematykę środowiska. Krajowe i zagraniczne doświadczenia z zastosowania mechanizmów rynkowych w elektroenergetyce wskazują na powstawanie sytuacji nieprzewidywanych, zagrażających bezpieczeństwu pracy systemu, którym nie udaje przeciwdziałać za pośrednictwem rynku, ani wyeliminować poprzez regulacje formalnoprawne. Konieczne staje się opracowanie nowych zasad monitoringu i koordynacji działań gwarantujących BEE w dłuższym horyzoncie czsowym. Podstawowe znaczenie dla bezpieczeństwa energetycznego kraju ma zachowanie większościowego udziału państwa we własności głównych obiektów sieciowej infrastruktury systemowej o znaczeniu strategicznym. Niezbędne jest zapewnienie koordynacji w rozbudowie sieci przesyłowych i dystrybucyjnych co wymaga zmian zapisów w Ustawie o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym. Obecnie techniczny stan bezpieczeństwa elektroenergetycznego nie jest bezpośrednio zagrożony w perspektywie zrównoważonego rozwoju gospodarczego najbliższych kilku lat. Ale nie jest to BEE długoterminowe. Jego pośrednim zagrożeniem są: niskie możliwości płatnicze odbiorców, wiek urządzeń generacyjnych i wysoki poziom zamortyzowania majątku sektora, relatywnie wysokie koszty surowców energetycznych, wytwarzania i dostawy energii, brak efektu rynkowego w postaci redukcji cen, niska konkurencyjność krajowych cen energii w układzie międzynarodowym, występowanie stranded cost na fak- ELEKTROENERGETYKA 15