Awaryjne zasilanie odbiorców: obowiązek OSD czy komercyjna usługa? Jak ją rozliczyć? Autor: Wojciech Masłoń Enion SA, Oddział Częstochowa ( Energia Elektryczna lipiec 2011) W ostatnim czasie odbiorcy doświadczani byli kilkoma dużymi awariami sieci dystrybucyjnej. Wielkie opady śniegu w Karkonoszach maj 2011 r. (EnergiaPro), huraganowe wiatry na Pomorzu luty 2011 r. (Energa), marznący deszcz, tzw. deszcz lodowy, i sadź w Jurze Krakowsko-Częstochowskiej styczeń 2010 r. (Enion, PGE Skarżysko-Kamienna). W polskim ustawodawstwie brakuje przepisów, które zobowiązywałyby OSD do awaryjnego zasilania odbiorców w wypadku wystąpienia braku dostaw z sieci dystrybucyjnej. Mimo to, w celu zmniejszenia negatywnych skutków długotrwałych przerw w dostawach energii elektrycznej, OSD zaczynają korzystać z agregatów prądotwórczych, awaryjnie zasilając odbiorców. Zgodnie z obowiązującym rozporządzeniem Ministra Gospodarki z 4 maja 2007 r., wraz ze zmianami z 21 sierpnia 2008 r., tzw. systemowym, par. 40 dla odbiorców przyłączonych do sieci nn (IV i V grupa przyłączeniowa) dopuszczalny czas trwania jednorazowej przerwy planowanej wynosi 16 godzin, a przerwy nieplanowanej 24 godziny. Natomiast łączny czas trwania przerw w ciągu roku, stanowiących sumę czasów przerw jednorazowych długich i bardzo długich, wynosi: dla przerw planowanych 35 godzin, dla przerw nieplanowanych 48 godzin. Dodatkowo par. 41 ust. 3 rozporządzenia zobowiązuje OSD do publikowania wskaźników czasów trwania przerw w dostawie energii elektrycznej SAIDI, SAIFI, MAIFI. Określone w ten sposób obowiązki spowodują z całą pewnością bardziej powszechne niż dotychczas wykorzystywanie agregatów prądotwórczych do awaryjnego zasilania odbiorców. OSD decydując się na awaryjne zasilanie odbiorców mają na uwadze: zminimalizowanie czasu trwania przerw w dostawie energii elektrycznej, uniknięcie lub zmniejszenie groźby zapłacenia bonifikat lub odszkodowań na rzecz odbiorców, pośrednio osiągnięcie lepszego medialnego wizerunku. W związku z występującymi coraz częściej anomaliami pogodowymi, które powodują długotrwałe przerwy w dostawach energii, odbiorcy także coraz częściej kupują, instalują i korzystają z agregatów prądotwórczych. Jednak często się zdarza, że obiekty, które ze względu na swój charakter powinny być wyposażone w agregaty na wypadek braku dostaw energii, tych agregatów nie posiadają. Do wymagających zwiększonej pewności zasilania należą takie obiekty użyteczności publicznej jak: szpitale, banki, ważne urzędy państwowe, stacje pogotowia ratunkowego, obiekty wojskowe, zawodowa straż pożarna, obiekty łączności i inne. Zgodnie z rozporządzeniem Ministra Infrastruktury z 12 kwietnia 2002 r. w sprawie warunków technicznym jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (Dz. U. nr 75, poz. 69) budynek, w którym zanik napięcia w elektrycznej sieci zasilającej może spowodować zagrożenie życia lub zdrowia ludzi, poważne zagrożenie środowiska, a także znaczne straty materialne, należy zasilać co najmniej z dwóch niezależnych, samoczynnie włączających się źródeł energii elektrycznej oraz wyposażać w samoczynnie włączające się oświetlenie awaryjne (bezpieczeństwa i ewakuacyjne). W budynku wysokościowym jednym ze źródeł zasilania powinien być zespół prądotwórczy.
Z analizy przepisów oraz z praktyki wynika, że właściciele obiektów o dużej wrażliwości na przerwy w dostawie energii bardziej liczą na dwustronne, wielostronne zasilanie z sieci energetyki niż na własne źródła zasilania. Reasumując, OSD może awaryjnie zasilać odbiorców w następujących przypadkach: przerw planowych lub awarii (dla standardowych obiektów) w celu zminimalizowania negatywnych skutków braku dostaw dla odbiorców - nie można takiego przypadku potraktować jako obowiązek OSD przerw planowych lub awarii, kiedy zasilanie awaryjne OSD realizuje dla obiektów wrażliwych na brak dostaw, które posiadają wielostronne zasilanie z sieci dystrybucyjnej - taki przypadek należy potraktować jako miękki obowiązek OSD przerw planowych lub awarii, kiedy zasilanie awaryjne OSD realizuje dla obiektów wrażliwych na brak dostaw, które powinny być wyposażone we własne agregaty prądotwórcze, a ich nie posiadają lub są niesprawne - taki przypadek można potraktować jako płatną usługę OSD na rzecz takiego podmiotu kiedy zasilanie awaryjne OSD realizuje dla odbiorców na ich życzenie, np. w wypadku awarii sieci, instalacji odbiorczej lub prac modernizacyjnych w tych instalacjach - taki przypadek należy traktować jako płatną usługę OSD na rzecz takiego podmiotu W sytuacjach wymienionych w pierwszych trzech punktach to OSD podejmuje ostateczną decyzję, czy ponieść ryzyko przekroczenia dopuszczalnych czasów przerw i ewentualnej konieczności wypłaty bonifikat lub odszkodowań, czy awaryjnie zasilić odbiorców. Dla przypadków 1-3, kiedy spółki dystrybucyjne wykonują tymczasowe awaryjne zasilanie, nie traktują takich czynności jako odpłatnych usług. Kolejny problem, na który należy zwrócić uwagę, to aspekt opłat za pobraną energię elektryczną oraz świadczone usługi dystrybucji, jeżeli dostawa energii odbywa się z agregatu prądotwórczego. Przypadek A. Normalny przepływ energii elektrycznej: obszar opłat za energię elektryczną Wytwórca Sprzedawca Odbiorca obszar opłat za świadczone usługi dystrybucji (opłaty zmienne) PSE Operator OSD Odbiorca Powstawanie kosztów, przepływ faktur i płatności jest uzasadniony łańcuchem powiązań biznesowych, pokazanym wyżej (w dużym uproszczeniu). Przypadek B. Wytwarzanie energii elektrycznej z agregatu prądotwórczego: obszar opłat za energię elektryczną oraz za świadczone usługi dystrybucji (opłaty zmienne) OSD Odbiorca Przepływ faktur i płatności przebiega analogicznie jak w przypadku A, ale nie jest uzasadniony łańcuchem powiązań biznesowych pokazanym w przypadku B!
W obszarze opłat za energię elektryczną problem jest zasadniczy, gdyż przy wytwarzaniu energii elektrycznej z agregatu prądotwórczego 100 proc. kosztów ponosi OSD, odbiorca pokrywa te koszty (przynajmniej w części), natomiast beneficjentami, którzy w ogóle nie ponoszą kosztów stają się sprzedawcy. Energii tej nie wyprodukowali wytwórcy, nie przepłynęła ona przez sieć przesyłową, nie została objęta kontraktem handlowym itd. Jeżeli sprzedawcą jest tzw. sprzedawca przywiązany (POSD), to OSD finansuje sprzedawcę z tej samej grupy energetycznej. Zatem, patrząc na bilans ekonomiczny skonsolidowanej grupy przedsiębiorstw energetycznych (np. Tauron, Energa), można uznać go za zrównoważony. Natomiast, jeżeli mamy do czynienia z odbiorcą TPA, to OSD finansuje zupełnie inne przedsiębiorstwo obrotu (PO). W sensie gospodarczym i prawnym w obydwu wypadkach mamy sytuację nieuprawnionego korzystania z towaru (usługi), gdzie sprzedawca, czy PSE Operator nie ponieśli kosztów ich zakupu (dostarczenia). W obszarze opłat przesyłowych problem dotyczy w zasadzie tylko opłat jakościowych. Należy też zwrócić uwagę, że zgodnie z uregulowaniami Prawa energetycznego (Pe), OSD nie posiadają, a nawet nie mogą posiadać koncesji na wytwarzanie oraz na obrót energią elektryczną. Jak ten problem rozwiązać? Należy opomiarować dostarczoną odbiorcom energię elektryczną produkowaną przez agregat prądotwórczy. Założenie nr 1: Właścicielem agregatu prądotwórczego jest OSD. OSD nie posiada koncesji na wytwarzanie oraz na obrót energią elektryczną (zgodnie z Pe), nie może zatem prowadzić tego rodzaju działalności gospodarczej, co implikuje brak możliwości wystawienia faktury za wyprodukowaną energię elektryczną. 1. Rozliczenie OSD z POSD Posiadając informację o ilości wyprodukowanej energii elektrycznej przez agregat prądotwórczy (E agr. ), OSD wnioskuje do POSD o dokonanie korekty w zakresie rozliczeń energii elektrycznej pobranej na potrzeby własne (E pw E agr ) lub na potrzeby różnicy bilansowej (E r.bil. E agr ). W wypadku zasilania grupy odbiorców można uwzględnić straty energii E agr = E agr E na drodze: miejsce zainstalowania agregatu prądotwórczego miejsca dostawy energii dla poszczególnych odbiorców. Dla takiego rozwiązania musi być oczywiście spełniony warunek, że OSD ma podpisaną umowę z POSD na zakup energii elektrycznej pobranej na potrzeby własne lub (i) na potrzeby różnicy bilansowej. 2. Rozliczenie OSD z innym PO Należy dokonać odczytu liczników dla odbiorców TPA, zarówno przed zainstalowaniem i uruchomieniem agregatu prądotwórczego, jak i po jego odłączeniu. Na tej podstawie należy dla danego PO oraz jego POB podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie, wystawić informację o pobranej energii przez takich odbiorców odpowiednio pomniejszoną o ilość energii dostarczonej z agregatu. W praktyce przeprowadzenie takiej operacji jest bardzo trudne organizacyjne i kosztowne. W wypadku posiadania liczników z transmisją danych pomiarowych, pozyskanie danych o ilości tak pobranej energii elektrycznej będzie dużo łatwiejsze. Jednak pozostaje problem zapłaty przez odbiorcę za pobraną energię
wyprodukowaną z agregatu. Może regulacje prawne powinny dopuszczać możliwość wystawienia faktury przez OSD dla PO lub odbiorców TPA w takich przypadkach. 3. Rozliczenie OSD z PSE Operator OSD wnioskuje do PSE Operator o odpowiednie skorygowanie faktur w zakresie zakupu usług przesyłowych opłata jakościowa. Ilość energii zużyta przez odbiorców końcowych: E oki = E oki [E agr E(?)]. Przyjęto założenie, że w czasie zasilania awaryjnego odbiorca nie korzysta z Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Zasilanie odbywa się na wydzieloną wyspę, tzn. zasilanie pojedynczego odbiorcy lub grupy odbiorców. Podane rozwiązania wymagają odpowiednich uregulowań umownych pomiędzy zainteresowanymi podmiotami OSD, a POSD, PO, PSE Operator. Założenie nr 2: Właścicielem agregatu prądotwórczego jest wytwórca skonsolidowanej grupy energetycznej. Założenie teoretyczne, ale wytwórca spełnia wymóg posiadania koncesji na sprzedaż energii elektrycznej, zatem ma możliwość wystawienia faktury za jej wyprodukowanie. Tym razem szczegóły dotyczące powiązań biznesowych i rozliczeń pozostawię do rozwiązania Czytelnikom, jako praktyczne ćwiczenie. Dla uniknięcia problemu z ewentualnym rozliczeniem tak wyprodukowanej energii, przy zasilaniu pojedynczych odbiorców można agregat prądotwórczy podłączyć do instalacji wewnętrznej odbiorcy za układem pomiarowym (patrząc od strony zasilania). Wtedy całkowite koszty produkcji energii poniesie OSD, odbiorca nie zostanie za nie obciążony, gdyż na liczniku nie będzie miał wykazanej w ten sposób pobranej energii elektrycznej. Zatem OSD decyduje się na zasilanie awaryjne odbiorcy w celu uniknięcia lub zminimalizowania groźby zapłaty bonifikaty za brak dostaw energii przy wystąpieniu równocześnie przekroczenia dopuszczalnych czasów przerw. Na zakończenie należy także przybliżyć zagadnienie, jakie koszty ponosi OSD przy produkcji energii elektrycznej z wykorzystaniem agregatu prądotwórczego. Przy analizie weźmiemy pod uwagę agregat Ge-san typu DPR 100, moc pozorna 100 kva, moc czynna 80 kw, paliwo ON, zużycie paliwa (przy 75 proc. obciążenia) ~ 17 l/h. Jedna godzina pracy agregatu to koszt: K(1h) = 1 [h]x17 [l/h] x5,0 [zł/l] = 85 zł W tym czasie agregat wyprodukuje 60 kwh energii 0,75x80 [kw] Wyprodukowanie 1 MWh energii elektrycznej kosztuje: 1416,70 zł Należy zwrócić uwagę, że dla mniejszego zapotrzebowania mocy, np. na poziomie 20 proc. mocy znamionowej, zużycie paliwa na wytworzenie 1 MWh będzie większe. W kosztach powinno uwzględnić się także amortyzację, koszty eksploatacji (przeglądy,
wymiany oleju), koszty transportu i obsługi oraz każdorazowego podłączenia agregatu do sieci. Koszty te można częściowo określić na podstawie cenników niektórych OSD: wynajem agregatu prądotwórczego 50 kva, 73 zł/1 godz. pracy (bez kosztów dowozu i podłączenia), koszt obsługi agregatu przez wykwalifikowanego pracownika 65 zł/1 rbg. Porównując te koszty do średnich cen zakupu energii elektrycznej wraz z usługą dystrybucji, ponoszonych przez odbiorców przyłączonych do sieci nn (grupa taryfowa G ~480 zł/mwh, grupa taryfowa C ~ 520 zł/mwh) można stwierdzić, że koszty awaryjnego zasilania odbiorców są wielokrotnie wyższe od kosztów zasilania w warunkach standardowych. W wypadku, gdy dojdzie do przekroczenia dopuszczalnych czasów przerw, powstaje ryzyko konieczności zapłaty odpowiednich bonifikat dla odbiorców na ich pisemny wniosek, w takim wypadku w analizie należy uwzględnić koszt bonifikat, który wynosi 5x195,32 = 976,6 zł/mwh. Podsumowanie Obowiązki wynikające z Pe i przepisów wykonawczych do tej ustawy nałożone na OSD, a także rosnące wymagania klientów oraz medialny wydźwięk długotrwałych przerw w dostawach energii, powodują coraz bardziej powszechne wykorzystywanie agregatów prądotwórczych w celu zasilania awaryjnego odbiorców w wypadku występowania długotrwałych przerw w dostawach energii. W polskim prawodawstwie brakuje jednego spójnego aktu prawnego definiującego katalog obiektów, które mając na uwadze wyjątkowy charakter, tzn. dużą wrażliwość na brak dostaw energii powinny być wyposażone w dodatkowe źródło awaryjnego zasilania. Przepis taki powinien nakładać obowiązek wyposażenia instalacji takich obiektów w rezerwowe źródło energii, np. agregat prądotwórczy. OSD, decydując się na awaryjne zasilanie odbiorców przy wykorzystaniu agregatu prądotwórczego, powinien mieć odpowiednie uregulowania umowne zawarte ze sprzedawcami (POSD, PO), oraz PSE Operator SA w zakresie rozliczenia wyprodukowanej energii elektrycznej dostarczonej i skonsumowanej przez odbiorców. Alternatywnie może regulacje prawne powinny dopuszczać możliwość wystawienia faktury przez OSD dla sprzedawców POSD, PO lub odbiorców za wyprodukowaną energię z agregatu prądotwórczego. Wysoki koszt produkcji energii elektrycznej z agregatu prądotwórczego oraz problem poprawnego rozliczenia tak wyprodukowanej energii będzie niewątpliwie stanowił barierę dla bardziej powszechnego ich stosowania.