KLIENT DYSTRYBUCJA PRZESY Elektryczna ISSN 1897-3833 Biuletyn Branżowy 4/2014 Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Z działalności Towarzystwa Paragraf w sieci Wydarzenia w branży Działalność PTPiREE w 2013 Regulowane jest piękne Jak wylano dziecko z kąpielą? Stacje elektroenergetyczne WN/SN w warunkach szczególnych Zmiana czasu a obciążenia KSE Marek Szymankiewicz: Człowiek w dobie smart
W NUMERZE Zdjęcie: Julia Sheveloff Szanowni Państwo! Przedświąteczne spotkanie na łamach Energii Elektrycznej to dobry czas, by przyglądając się procesom technicznym i organizacyjnym w polskiej energetyce zwrócić uwagę na człowieka, jako podmiot wszystkich podejmowanych przez nas działań. Mówiąc człowiek, myślimy z jednej strony o kliencie naszym partnerze i głównym beneficjencie rozwoju. Z drugiej zaś mamy na uwadze człowieka branży, energetyka zaangażowanego w pracę grup i zespołów zadaniowych, specjalistę realizującego projekty na rzecz zmian i rozwoju energetyki. Dobre, oparte na zrozumieniu i partnerskich relacjach współdziałanie wszystkich interesariuszy może być atutem w procesie efektywnego wdrożenia nowych technologii. Właśnie ten wątek przewija się w Rozmowie miesiąca, której gościem jest Marek Szymankiewicz, członek zarządów Enea Operator oraz PTPiREE. Dla uspokojenia niektórych naszych Czytelników od razu zaznaczę, że nie przenosimy naszej dyskusji na teren filozoficzno-egzystencjalnych dywagacji. Jak zawsze chcemy pewnie stąpać po ziemi. Operując faktami i twardymi danymi nasz gość przedstawia swoje stanowisko wobec wdrożenia technologii smart, planów rozwoju Enea Operator oraz zadań, jakie nowy zarząd stawia przed naszym Towarzystwem. W pewnym sensie komplementarne wobec nowych wyzwań jest zestawienie wybranych, dotychczasowych działań PTPiREE w 2013 r. Inną ciekawą analizą jest natomiast, otwierający dział Rynek i regulacje, artykuł Regulowane jest piękne. Pokazujemy w nim udział sektora dystrybucji w ogólnych wynikach finansowych grup energetycznych. W dziale tym piszemy również o projekcie ustawy o OZE w kontekście energetyki prosumenckiej. W kolejnym materiale przybliżamy specyfikę pracy w systemie projektowym, analizując czynniki wpływające na sukces tak realizowanych przedsięwzięć. Dział techniczny przynosi natomiast opracowanie na temat posadowienia stacji elektroenergetycznych WN/SN w warunkach szczególnych. Piszemy też o wpływie zmian czasu na efektywność wykorzystania energii elektrycznej. W innych, stałych rubrykach znajdą Państwo znanych już autorów i bliskie zainteresowaniom tematy. Kończąc, w imieniu swoim, pracowników Biura PTPiREE oraz redakcji Energii Elektrycznej składam serdeczne życzenia z okazji Wielkanocy. Niech wiosenna energia towarzyszy Państwu każdego dnia, a świąteczny czas upłynie w zdrowiu i rodzinnym spokoju! 4 INFORMACJE ZE SPÓŁEK 6 ROZMOWA MIESIĄCA Wywiad z Markiem Szymankiewiczem, członkiem Zarządu Enea Operator oraz Zarządu PTPiREE 10 Z DZIAŁALNOŚCI PTPiREE 11 Działalność PTPIREE w 2013 RYNEK I REGULACJE 14 Regulowane jest piękne 16 Prawdopodobieństwo sukcesu a projekt 18 Jak wylano dziecko z kąpielą? 21 Paragraf w sieci TECHNIKA I TECHNOLOGIE 23 Stacje elektroenergetyczne WN/SN w warunkach szczególnych 26 Zmiana czasu a obciążenia KSE WYDARZENIA 28 Nowości targowe 29 Wydarzenia w branży 30 FELIETON 31 TERMINARZ KLIENT DYSTRYBUCJA PRZESY Elektryczna Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Z działalności Paragraf Wydarzenia Towarzystwa w sieci w branży ISSN 1897-3833 Biuletyn Branżowy 4/2014 Biuletyn Branżowy Energia Elektryczna miesięcznik Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Redaguje zespół: Andrzej Pazda (redaktor naczelny), Piotr Begier (zastępca redaktora naczelnego), Małgorzata Władczyk (sekretarz redakcji), Aleksandra Rakowska (redaktor dział techniczny), Sebastian Brzozowski, Marzanna Kierzkowska Adres redakcji: ul. Wołyńska 22, 60-637 Poznań, tel. 61 84-60-200, faks 61 84-60-209, e-mail: redakcja@e-elektryczna.pl www.e-elektryczna.pl Wydawca: Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, Andrzej Pazda (dyrektor Biura PTPiREE), ul. Wołyńska 22, 60-637 Poznań, tel. 61 84-60-200, faks 61 84-60-209, e-mail: ptpiree@ptpiree.pl, www.ptpiree.pl ISSN 1897-3833 Opracowanie graficzne, skład, łamanie i druk: Media i Rynek, ul. Polna 20/204, 62-800 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 kwietnia 2014 r. Zdjęcie: Enea Operator Marek Szymankiewicz: Człowiek w dobie smart Działalność PTPiREE w 2013 Regulowane jest piękne Jak wylano dziecko z kąpielą? Stacje elektroenergetyczne WN/SN w warunkach szczególnych Zmiana czasu a obciążenia KSE Na okładce: Marek Szymankiewicz, członek Zarządu Enea Operator oraz Zarządu PTPiREE kwiecień 2014 ENERGIA elektryczna l 3
INFORMACJE ZE SPÓŁEK Grupa Energa Seniorzy poznają Internet Enea Operator Współdziałanie w Lubuskiem Akademia Seniora to organizowane przez Grupę Energa bezpłatne warsztaty dla osób starszych poświęcone obsłudze komputera i Internetu. Spotkania prowadzone są raz w tygodniu. Chcemy, aby seniorzy poznali zasady pracy z komputerem i pełniej korzystali z możliwości, jakie oferuje świat, w tym nasza firma. Popularność Elektronicznego Biura Obsługi stale rośnie, ponieważ większość osób po pierwszej próbie, kolejne sprawy załatwia już przez Internet mówi Jacek Staruch z Energa Obsługa i Sprzedaż. Seniorzy mają już za sobą dwa spotkania, na których poznali budowę komputera, działanie myszki i klawiatury, tworzenie plików oraz dokumentów, a także czym jest Internet, co można tam znaleźć i do czego wykorzystać. Na kolejnych warsztatach nauczą się, jak wyszukać informacje i nawigować po stronach internetowych. Dowiedzą się, jak założyć darmowe konta e-mail, wysyłać i odbierać wiadomości oraz dodawać i zapisywać załączniki. Z prowadzącymi szkolenia omówią też zasady bezpieczeństwa w sieci, w tym jak działają sklepy internetowe oraz bankowość elektroniczna. Zdjęcie: Enea Operator Porozumienie w sprawie współdziałania w ramach systemu zarządzania kryzysowego podpisali wojewoda lubuski Jerzy Ostrouch (od prawej) i prezes Enea Operator Michał Jarczyński Wojewoda lubuski Jerzy Ostrouch oraz Michał Jarczyński, prezes Enea Operator podpisali porozumienie w sprawie współdziałania w ramach systemu zarządzania kryzysowego województwa dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego w Lubuskiem. Głównym celem dokumentu jest ustalenie zasad wzajemnej wymiany informacji, w tym ich niezbędnego zakresu, pomiędzy Lubuskim Urzędem Wojewódzkim a Eneą Operator w przypadku wystąpienia awarii sieci przesyłowych prądu. W razie sytuacji kryzysowej Enea Operator będzie przekazywała do Wojewódzkiego Centrum Zarządzania RWE Polska Zadowoleni klienci Kryzysowego (WCZK) dane dotyczące rozległych awarii w Lubuskiem. Będą one dalej przesyłane do jednostek samorządu terytorialnego (powiaty, gminy) oraz mieszkańców województwa za pomocą Regionalnego Systemu Ostrzegania, aplikacji Bezpieczne Lubuskie oraz programu zbiorowego wysyłania SMS-ów. Natomiast zadaniem Lubuskiego Urzędu Wojewódzkiego będzie, poprzez WCZK, natychmiastowe przekazanie do operatora sieci informacji dotyczących prognozowanych ekstremalnych warunków pogodowych, zagrożeń epidemiologicznych oraz innych sytuacji kryzysowych. Zdjęcie: archiwum Energa Kursy dla seniorów cieszą się dużym powodzeniem Przy współpracy z międzynarodowym Instytutem Badawczym Ipsos, RWE Polska przeprowadziła badanie, w którym zapytała swoich klientów o opinię dotyczącą dotychczasowego kontaktu z przedsiębiorstwem oraz o ocenę wizerunku spółki. W większości obszarów osiągnięte przez RWE Polska wyniki okazały się najlepsze w historii firmy. Jakość obsługi klienta jest dla nas niezwykle istotna. Zależy nam, aby była ona na jak najwyższym poziomie. Cenimy opinię naszych klientów i dlatego co roku przeprowadzamy badanie satysfakcji osób korzystających z usług RWE Polska komentuje Ewa Owczarz, dyrektor obszaru Klienci Masowi. Badania pokazały, że silną stroną spółki jest wysoka jakość obsługi, a dla przedsiębiorców spoza Warszawy korzystne ceny. Wysoką ocenę uzyskała też obsługa klienta, m.in. różnorodność form kontaktu, możliwość otrzymywania faktury drogą tradycyjną i elektroniczną oraz całodobowy serwis telefoniczny. 4 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2014
PGE Dystrybucja Bezpieczeństwo pracy W marcu PGE Dystrybucja uruchomiła program Poprawa standardów i kultury bezpieczeństwa pracy. Ma on na celu wdrożenie działań służących trwałemu polepszeniu bezpieczeństwa pracy. Służyć temu mają takie inicjatywy jak: rozszerzenie zakresu szkoleń w ramach podnoszenia kwalifikacji elektromonterów i dyspozytorów, wzmacnianie PKP Energetyka Coraz bliżej handlu gazem Zdjęcie: PKP Energetyka Umowę z Polską Spółką Gazownictwa w zakresie dystrybucji gazu podpisała PKP Energetyka. Porozumienie jest kolejnym krokiem zbliżającym firmę do uruchomienia sprzedaży tego surowca. PKP Energetyka już od jakiegoś czasu pracuje nad stworzeniem oferty multienergetycznej, obejmującej sprzedaż energii elektrycznej, gazu i pakietu usług okołoenergetycznych. W październiku ubr. uzyskała już koncesję na obrót paliwami gazowymi, a ostatnio podpisała umowę przesyłową z Gaz-Systemem. oczekiwanych postaw menedżerskich, wprowadzenie nowych standardów identyfikacji i informowania o zagrożeniach, przygotowanie przekazów multimedialnych mających na celu podniesienie świadomości zagrożeń wśród załogi oraz stworzenie jednolitych standardów raportowania i omawiania wyników bezpieczeństwa. PKP Energetyka pracuje nad stworzeniem oferty multienergetycznej, obejmującej sprzedaż energii elektrycznej, gazu i pakietu usług okołoenergetycznych Oferta spółki ma być konkurencyjna i atrakcyjna dla rynku. Połączenie gazu i energii w pakiecie pozwoli wyjść naprzeciw jednej z najważniejszych potrzeb klientów, czyli optymalizacji kosztów przeznaczanych na te media. Wierzymy, że nowa oferta zostanie dobrze przyjęta przez rynek, a ponadto pozwoli spółce pozyskać wiele nowych kontraktów i umocnić swoją pozycję na rynku niekolejowym mówi Wojciech Szwankowski członek zarządu PKP Energetyka. INFORMACJE ZE SPÓŁEK Fundacja Tauron Domy Pozytywnej Energii Dom Pozytywnej Energii to my pod takim hasłem rozpoczęła się 10. edycja akcji Domy Pozytywnej Energii organizowanej przez Fundację Tauron. Domy dziecka znów będą rywalizować o tytuł Domu Pozytywnej Energii i atrakcyjne nagrody finansowe. Głównym celem konkursu jest edukacja dzieci w zakresie bezpiecznego korzystania z energii elektrycznej. W dotychczasowych edycjach wychowankowie domów dziecka przygotowywali pracę na temat, który wiąże się z energią elektryczną, bezpieczeństwem czy historią techniki. Jubileuszowa odsłona akcji odbiega od tej konwencji. Uczestniczące w niej placówki mają zaprezentować pozytywną energię, którą przekazują sobie i innym w codziennym życiu. Tym razem placówki mają w formie foto- lub wideoreportażu przedstawić argumenty, dlaczego są domami pozytywnej energii. Mogą zaprezentować realizowane przez siebie inicjatywy i programy, osiągnięcia, pomysły czy najzdolniejszych oraz najaktywniejszych podopiecznych. Laureaci konkursu będą wyłaniani dwuetapowo. W półfinale jury wyróżni po trzy placówki z każdego województwa. Następnie spośród półfinalistów kapituła wybierze pięciu zwycięzców po jednym z każdego województwa. Na uczestników czekają atrakcyjne nagrody finansowe. Prace można nadsyłać do 9 maja br. Szczegóły na stronie: www.domypozytywnejenergii.pl Informacje ze spółek opracowała Marzanna Kierzkowska kwiecień 2014 ENERGIA elektryczna l 5
ROZMOWA MIESIĄCA Człowiek w dobie smart Wywiad z Markiem Szymankiewiczem, członkiem Zarządu Enea Operator oraz Zarządu PTPiREE. Członkom Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej oraz Czytelnikom Energii Elektrycznej jest Pan znany od bardzo wielu lat. Ale od stosunkowo niedawna, bo od czerwca ubr., jest Pan członkiem Zarządu Enea Operator, a w wyniku decyzji październikowego XX Zgromadzenia Krajowego wszedł Pan w skład Zarządu PTPiREE. Proszę przyjąć, może nieco spóźnione, życzenia zrealizowania zamierzeń. Które ze spraw uważa Pan Prezes za najważniejsze i które za najpilniejsze do załatwienia, zarówno w Enea Operator, jak i PTPiREE? Dziękuję serdecznie za życzenia. Odpowiadając na pytanie, spraw pilnych do wykonania i zadań, stojących przed branżą, a tym samym Enea Operator, jest oczywiście wiele. Zakończyliśmy proces uzgadniania z Prezesem URE Planu rozwoju na lata 2014-2019. Przed nami więc realizacja ambitnego i potrzebnego planu na przyszłość. Chcemy wzmocnić sieć tak, aby sprostać oczekiwaniom naszych klientów w zakresie jakości i niezawodności zasilania. Konieczność tę dodatkowo potęguje fakt wyrażonych już przez Prezesa URE zamierzeń dotyczących wprowadzenia tzw. regulacji jakościowej, w której poziom naszych przychodów zależeć będzie od wskaźników SAIDI i SAIFI. Aby osiągnęły one satysfakcjonujący poziom, konieczne jest zmodernizowanie tych elementów sieci, które dzisiaj są najbardziej zawodne, w szczególności na średnim napięciu. Równolegle będziemy przyłączać naszych odbiorców oraz kontynuować wiele inwestycji na wysokim napięciu, gdzie zmiany są konieczne ze względu na wiek infrastruktury, a także potrzebę wzmacniania sieci dystrybucyjnej wpisującą się w rozwój sieci najwyższych napięć realizowany przez Operatora Systemu Przesyłowego. Stworzenie jednolitych w skali kraju zasad i procedur postępowania jest korzystne z punktu widzenia potencjalnych użytkowników sieci. Wpływa również pozytywnie na rozwój konkurencyjnego rynku energii. Pragnę przy tej okazji zachęcić członków zespołów do intensywnej i twórczej pracy. Uważam, że ludzie są najważniejszym ogniwem takiej organizacji jak PTPiREE, a zespoły zadaniowe stanowią podstawowy, wręcz egzystencjalny element funkcjonowania Towarzystwa. Jako nowy Zarząd PTPiREE, dokonaliśmy rekonstrukcji Rad Dyrektorów. Te z kolei dokonały zmian w zadaniach zespołów pracujących przy Towarzystwie. Mam nadzieję, że wprowadzone korekty zaowocują wypracowaniem rozwiązań, które usprawnią naszą współpracę w ramach PTPiREE. Uważam, że jest wiele kwestii, które dla poszczególnych OSD są wspólne. Warto zatem połączyć potencjał naszych kadr, aby wypracować rozwiązania optymalne z punktu widzenia obszaru przesyłu i dystrybucji energii. Stworzenie jednolitych w skali kraju zasad i procedur postępowania jest korzystne z punktu widzenia potencjalnych użytkowników sieci. Wpływa również pozytywnie na rozwój konkurencyjnego rynku energii. Pragnę przy tej okazji zachęcić członków zespołów do intensywnej i twórczej pracy. Uważam, że ludzie są najważniejszym ogniwem takiej organizacji jak PTPiREE, a zespoły zadaniowe stanowią podstawowy, wręcz egzystencjalny element funkcjonowania Towarzystwa. Ponadto końcowy efekt pracy zespołów, po wspólnym przyjęciu wypracowanych rozwiązań, tworzy zwarty i jednolity przekaz, co niewątpliwie jest korzystne w kontaktach z potencjalnymi interesariuszami. Co przed nami? Kolejny okres taryfowy 2016-2020, który stwarza dwa zasadnicze wyzwania. Pierwsze to udział Towarzystwa 6 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2014
ROZMOWA MIESIĄCA Zdjęcie: Enea Operator Marek Szymankiewicz, członek Zarządu Enea Operator oraz Zarządu PTPiREE w wypracowaniu, a w szczególności w aktywnym i twórczym opiniowaniu przygotowywanych przez Prezesa URE zasad uznawania kosztów w przychodzie regulowanym. Przypomnę jedynie, że model kosztów operacyjnych i różnicy bilansowej wpływa na blisko 40 proc. przychodu regulowanego przedsiębiorstw dystrybucyjnych, stąd jest to aktywność niezwykle istotna. Drugie to wypracowanie zasad, które określą model oceny i jej wpływu na przychód regulowany w tzw. taryfie jakościowej. Mam tutaj na myśli wpływ takich parametrów jak: SAIDI, SAIFI czy też czas przyłączenia. Głównym celem takiej regulacji jest utrzymanie jakości dostaw energii elektrycznej na optymalnym poziomie. W tym przypadku niezwykle istotne będzie zarówno dla operatorów, jak i dla wdrożenia przez Prezesa URE poprawnej metodyki wypracowanie wspólnych zasad pozyskiwania porównywalnych i jednorodnych informacji dotyczących m.in. rzeczywistych poziomów przerw w dostawie energii. Inne istotne zagadnienie to opracowanie przez wszystkich operatorów jednolitych zasad wymiany informacji ze sprzedawcami energii według europejskiego standardu ebix. Jego celem jest zapewnienie w naszym kraju jednolitych procedur wymiany informacji pomiędzy uczestnikami rynku, stworzonych na bazie doświadczeń innych państw europejskich. Kolejne wyzwanie, które stoi przed nami to podjęcie decyzji o wymianie obecnego, analogowego systemu łączności. Dotychczasowy jest przestarzały technologicznie i stwarza wiele problemów serwisowych, a także powoduje istotne ograniczenia dotyczące przepustowości transmisji danych, w szczególności dla potrzeb automatyzacji i sterowania pracą łączników w głębi sieci. Rok 2014 prawdopodobnie będzie kluczowy dla wyboru nowego systemu łączności dyspozytorskiej. Ważne jest zapewnienie odpowiedniego poziomu interoperacyjności tych systemów w skali całego kraju. Ostatnio w rozmowach na tematy elektroenergetyki najczęściej używanym słowem wydaje się smart. Zapytam nieco prowokacyjnie i celowo niezbyt precyzyjne: smart grid czy smart metering? Oczywiście, smart grid. W mojej ocenie budowanie nowej jakości w sieci elektroenergetycznej jedynie poprzez smart metering nie jest optymalne i bezpośrednio nie poprawia jakości oraz niezawodności dostaw energii. Ponadto uważam, że przysłowiowy Kowalski jeszcze bardzo długo, zwłaszcza bez odpowiedniego i skutecznego procesu edukacyjnego, nie będzie zainteresowany dobowo- -godzinową analizą struktury swojego zużycia energii elektrycznej. Badania odbiorców pokazują, że niewielu konsumentów wie, według jakiej grupy taryfowej są rozliczani. Dużo ważniejsza dla klienta jest niezawodność dostaw, parametry i jakość energii oraz przede wszystkim cena, jaką musi za nią zapłacić. Ten ostatni efekt można uzyskać poprzez zastosowanie bardziej optymalnej stymulującej pobór klienta taryfy, efektywność energetyczną, czy też zmianę sprzedawcy. Co do smart gridu to jestem jego gorącym zwolennikiem. Problem polega jednak na tym, że nikt do końca nie zdefiniował tego pojęcia. Dla mnie sieć smart to przede wszystkim jej automatyzacja, wzmocnienie systemów kwiecień 2014 ENERGIA elektryczna l 7
ROZMOWA MIESIĄCA zarządzania, monitorowania (np. liczniki bilansujące w stacjach SN/nn, czy też wdrożenie dynamicznej obciążalności linii) i nadzorowania pracy sieci oraz możliwości płynnych zmian jej konfiguracji m.in. w związku ze znaczącym przyrostem niestabilnych mocy, jakimi są źródła OZE i w końcu stworzenie warunków do dywersyfikacji źródeł zasilania. Chciałbym być dobrze zrozumiany. Nie jestem przeciwko rozwiązaniom inteligentnym, instalowanym u klientów indywidualnych z gospodarstw domowych. Europa jednoznacznie opowiedziała się za inteligentnymi technologiami, które w sposób skuteczny będą integrować dotychczasowe rozwiązania techniczne z nowoczesnymi rozwiązaniami telemetrycznymi i teleinformatycznymi. Moim zdaniem jednak, strategia wprowadzania rozwiązań smart powinna być bardziej zrównoważona i oparta na rozwiązaniach typu smart grid, uzupełnionych o elementy smart meteringu. Nie należy zastanawiać się nad kwestią wdrażania smart meteringu, bo ten kierunek wydaje się być przesądzony. Z całą pewnością powinniśmy jednak rozważyć realne terminy oraz zakres rzeczowy wdrożenia. W całym tym procesie nie zapominajmy o kliencie, który jest tutaj niezwykle ważny. Klient wyedukowany energetycznie. Klient, który wie, czego chce. Klient, dla którego operator sytemu dystrybucyjnego będzie nie tylko dostawcą energii dbającym o jakość, ciągłość i bezpieczeństwo dostaw, ale również doradcą, pomagającym w efektywnym wykorzystaniu energii, stymulującym jego konsumpcję. Tylko skuteczna edukacja, uzupełniona o elementy systemu smart, może przynieść oczekiwane rezultaty w postaci efektywności energetycznej. Stąd w trosce o jej poprawę oraz mając na względzie efekt edukacyjny, o którym powiedziałem przed chwilą, Enea Operator zaangażowała się w program Ekokreatywne firmy nowe kompetencje czysty zysk. Dzięki tej inicjatywie, właściciele małych i średnich firm przyłączonych do sieci spółki mogą skorzystać z bezpłatnych usług audytu energetycznego. Jest to tylko początek działań, które zamierzamy kontynuować, mając na względzie pełne i skuteczne wdrożenie rozwiązań typu smart, którego ważnym podmiotem musi stać się smart consumer. W tak rozumiane rozwiązania smart, jako spółka, jesteśmy gotowi inwestować oczywiście w zakresie na jaki pozwalają na to możliwości finansowe. A jakie kroki podejmuje się w Enea Operator, aby sieć stała się smart? Co ze zmianą systemu opomiarowania na smart? Nasze zamierzenia inwestycyjne w zakresie smart gridu są zbieżne ze wspomnianą przed chwilą wizją tego pojęcia. Nie jestem przeciwko rozwiązaniom inteligentnym, instalowanym u klientów indywidualnych. Europa jednoznacznie opowiedziała się za inteligentnymi technologiami. Moim zdaniem jednak, strategia wprowadzania rozwiązań smart powinna być bardziej zrównoważona i oparta na rozwiązaniach typu smart grid, uzupełnionych o elementy smart meteringu. Z całą pewnością powinniśmy rozważyć realne terminy oraz zakres wdrożenia. Nie zapominajmy o kliencie, który jest niezwykle ważny. W perspektywie najbliższych lat w Enea Operator zakładamy przeprowadzenie kilku wielkoskalowych pilotaży inteligentnego opomiarowania. Chcemy zdobywać i poszerzać nasze kompetencje w tym segmencie, jednakże zakładamy, że ze względu na ograniczone budżety inwestycyjne w najbliższym czasie nie będzie wymogu instalowania inteligentnych liczników u wszystkich odbiorców. Co się tyczy tworzenia sieci smart, uruchomiliśmy program mający na celu przygotowanie spółki do budowy platformy inteligentnej sieci spełniającej wymagania regulacyjne, zwiększającej efektywność działania oraz unowocześniającej infrastrukturę. Za kluczowe w tym procesie uznaliśmy wykorzystanie nowoczesnych rozwiązań technicznych. Obserwowalność sieci SN w Enea Operator jest obecnie niewystarczająca dla pełnej realizacji funkcji systemu DMS (Distribution Management System) takich jak: algorytmy lokalizacji miejsca zwarcia, wyizolowania uszkodzonego odcinka poprzez automatyczną rekonfigurację sieci SN w celu wyłączenia uszkodzonych odcinków przy pomocy zdalnie sterowanej aparatury łączeniowej. Wdrożenie tych i innych funkcji DMS, tj. estymator stanu, sterownie napięciem i mocą bierną, optymalizacja punktów podziału według różnych kryteriów, jest jednym z elementów koncepcji funkcjonowania Systemu Zarządzania Ruchem w Enea Operator. Mając powyższe na względzie zdecydowaliśmy, aby planowane modernizacje i rozbudowa infrastruktury sieciowej Enea Operator uwzględniały wymagania związane z wprowadzeniem automatyzacji oraz elementów sieci inteligentnych do wybranych punktów w głębi sieci SN. Powszechna instalacja układów monitorujących przepływ prądów zwarciowych z komunikacją do centrum dyspozytorskiego oraz rozłączników sterowanych zdalnie w sieci SN pozwoli na szybkie wykrycie miejsca zwarcia, wydzielenie uszkodzonego odcinka oraz przywrócenie zasilania części odbiorców, co wpłynie na zmniejszenie wartości wskaźników SAIDI. By nasza sieć stała się smart wprowadzimy również wymóg monitorowania sieci w stopniu wystarczającym do oceny jej stanu. Monitorowaniem planujemy objąć punkty zasilające oraz wybrane stacje zawierające większą liczbę pól liniowych, rozdzielnie sieciowe, złącza kablowe, punkty sterowane zdalnie, stacje transformatorowe SN/nn. Na jakim etapie są prace związane z wdrożeniem systemu wymiany danych czasu rzeczywistego SCADA pomiędzy OSP i OSD? W ramach współpracy OSD z OSP oraz w związku z realizacją umowy o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej z PSE SA zobowiązani jesteśmy do przesyłania do operatora systemu przesyłowego danych 8 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2014
ROZMOWA MIESIĄCA pomiarowych, sygnalizacji i stanów łączników z obiektów elektroenergetycznych sieci koordynowanej. Do OSP przekazujemy dane pomiarowe i stany łączników z wszystkich stelemechanizowanych stacji WN/SN oraz kilkunastu farm wiatrowych przyłączonych do stacji WN/SN. W celu prowadzenia ruchu sieci WN otrzymujemy dane z większości stacji granicznych z terenu Tauron Dystrybucja SA oraz Energa-Operator SA. Dodatkowo otrzymujemy od OSP dane z wybranych stacji NN oraz farm wiatrowych przyłączonych do sieci OSP. W tym roku przewidujemy uruchomienie wymiany danych z kolejnych stacji. Trwają dyskusje o przepisach proponowanych w ustawie o odnawialnych źródłach energii. W gąszczu ponad dwustu projektowanych artykułów wydaje się być więcej biurokratycznych obowiązków nałożonych na energetycznych przedsiębiorców niż korzyści dla ogółu konsumentów. Czy w opinii Pana Prezesa proponowane w ustawie regulacje przyczynią się do uporządkowania funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, w tym do warunków wykonywania zadań operatorskich? Niewątpliwie ustawa jest potrzebna. Od pewnego czasu wśród części inwestorów OZE obserwujemy atmosferę wyczekiwania i niepewności. Trudno się dziwić, gdyż brak regulacji, m.in. w zakresie określenia nowych mechanizmów wsparcia, nie pozwala im na zamknięcie biznesplanów. Trudno też w takim stanie rzeczy podjąć decyzje o wielomilionowych inwestycjach. Dynamika zmian i proponowanych rozwiązań jest znaczna. Nie potrafię więc odpowiedzieć, czy i w jakim zakresie zmieni to rzeczywistość uczestników rynku energii. Poczekajmy zatem z oceną skutków ustawy do końcowych rozwiązań legislacyjnych. Oczywiście, jako Towarzystwo, powinniśmy brać czynny udział w konsultacjach i opiniowaniu kolejnych projektów, tak aby nasze oczekiwania co do nowych regulacji były prezentowane i mam nadzieję uwzględnione w końcowym porządku prawnym. W obowiązującej od początku tego roku taryfie Enea Operator wzrost stawek opłat dystrybucyjnych jest mniejszy niż u któregokolwiek dużego operatora dystrybucyjnego. Jakie przedsięwzięcia umożliwiły spółce zaproponowanie takiej korzystnej dla odbiorców taryfy? Zgodnie z Prawem energetycznym, taryfowy przychód regulowany należy kalkulować w sposób zapewniający pokrycie kosztów uzasadnionych Nie bez znaczenia dla obniżenia średnich stawek opłat dystrybucyjnych jest dynamika wzrostu dystrybuowanej przez spółkę energii. Sytuacja ta świadczy również o tym, że na terenie północno-zachodniej części kraju występują dobre i korzystne warunki do wzrostu aktywności gospodarczej. Jednym z istotnych elementów jest niewątpliwie aktywna postawa Enea Operator w obszarze inwestycji sieciowych, często wspierających aktywizację gospodarczą regionów obsługiwanych przez naszą spółkę. prowadzonej, koncesjonowanej działalności gospodarczej wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność. Stąd zmiany stawek opłat za usługi dystrybucji są pochodną przychodu regulowanego, który wynika z szeregu składowych w części wyznaczanych na podstawie modeli porównawczych. Wszystkie elementy kształtujące przychód regulowany, a więc taryfę 2014, które uległy obniżeniu w stosunku do roku poprzedniego w taryfie Enea Operator są jednakowe dla wszystkich OSD (cena energii elektrycznej na pokrycie strat, WACC, taryfa PSE oprócz opłat przenoszonych) i ich faktyczny udział w całkowitym przychodzie dopiero determinuje zmianę stawek opłat każdego OSD rok do roku. Dzięki realizowanej polityce przyłączeniowej źródeł wytwórczych udało nam się zoptymalizować koszty usług przesyłowych i tranzytów energii z sąsiednimi OSD, co również ma swoje odzwierciedlenie w tegorocznej taryfie. Nie bez znaczenia dla obniżenia średnich stawek opłat dystrybucyjnych jest dynamika wzrostu dystrybuowanej przez spółkę energii. Sytuacja ta świadczy również o tym, że na terenie północno-zachodniej części kraju występują dobre i korzystne warunki do wzrostu aktywności gospodarczej. Jednym z istotnych elementów jest niewątpliwie aktywna postawa Enea Operator w obszarze inwestycji sieciowych, często wspierających aktywizację gospodarczą regionów obsługiwanych przez naszą spółkę. Współpraca w tym zakresie z wieloma jednostkami samorządu terytorialnego jest coraz lepsza. Pan Prezes jest znany jako zdecydowany zwolennik szerokiej współpracy operatorów. W jakim stopniu w rozwiązywaniu złożonych zagadnień elektroenergetyki pomocny może być szyld PTPiREE? Jak już powiedziałem, wspólne stanowisko operatorów jest niezwykle istotne, w szczególności w kontaktach z instytucjami administracji państwowej, w tym z Prezesem URE. Tylko formuła jednolitego stanowiska z naszej strony daje szansę na to, że będziemy wysłuchani, a także będziemy mieli realną siłę kształtowania naszej dystrybucyjnej rzeczywistości. PTPiREE na trwałe wpisało się w krajobraz branży elektroenergetycznej. Według mojej wiedzy posiada bardzo dobrą opinię i jest postrzegane jako solidny partner do współpracy. Mam nadzieję, że to się nie zmieni i Towarzystwo, poprzez aktywną postawę jego przedstawicieli, będzie dalej umacniało swoją pozycję na rynku czego nam serdecznie życzę. Dziękuję za rozmowę. Rozmawiał Piotr Begier kwiecień 2014 ENERGIA elektryczna l 9
Z DZIAŁALNOŚCI PTPiREE Obradował Zarząd Towarzystwa 3 marca w Warszawie odbyło się drugie w tym roku posiedzenie zarządu Towarzystwa. Obrady miały dwie części. Pierwsza poświęcona była sprawom organizacyjnym. Przyjęto sprawozdanie z działalności PTPiREE w ubiegłym roku oraz plany działania i finansowy na 2014 r. W drugiej głównymi tematami były: sprawa łączności dyspozytorskiej, bieżące zagadnienia związane z dystrybucją energii elektrycznej oraz kwalifikacja gruntów pod liniami do celów podatkowych. Omówiono również postęp we wdrażaniu systemu AMI. Zarząd powołał nowe zespoły PTPiREE: ds. rynku mocy, ds. wsparcia systemów OZE oraz komisję ds. net metering. Stałe Polubowne Sądy Konsumenckie Realizując decyzję Zarządu PTPiREE dotyczącą zgłoszenia arbitrów przy Stałych Polubownych Sądach Konsumenckich (SPSK), poinformowano Wojewódzkie Inspektoraty Inspekcji Handlowych (WIIH) o chęci delegowania arbitrów z zakresu energetyki. W odpowiedzi otrzymano projekty umów z większości WIIH. Po ich przeanalizowaniu oraz przy akceptacji Zarządu, utworzono listę arbitrów, którzy zostali wytypowani przez poszczególne spółki OSD. Kandydatury, po podpisaniu umów, będą zgłoszone do SPSK na 4-letnią kadencję. Zespół PTPiREE ds. Strat Energii i Różnicy Bilansowej 4 marca br. w Tłokini odbyło się posiedzenie Zespołu PTPiREE ds. Strat Energii i Różnicy Bilansowej. Głównym celem zebrania było omówienie planów działania Zespołu na 2014 r., ze szczególnym uwzględnieniem zadania, jakie postawiła przez nim Rada Dyrektorów ds. Dystrybucji, tj. dokonaniem przeglądu istniejących narzędzi Zespół PTPiREE ds. Planowania i Rozwoju Inwestycji Sieciowych 27 lutego br. w Warszawie odbyło się spotkanie nowo powołanego Zespołu PTPiREE ds. Planowania i Rozwoju Inwestycji Sieciowych. Omówiono przede wszystkim doświadczenia poszczególnych operatorów przy tworzeniu planów rozwoju na lata 2014-2019. Jednym z zadań, uznanych za zasadne do zrealizowania w ramach PTPiREE, jest ujednolicenie definicji przyłącza, celem spójnego ujmowania tego elementu sieci w planach rozwoju. Uzgodniono również, że potrzebne jest wypracowanie jednolitego podejścia do sposobu kwalifikacji danych rodzajów i elementów inwestycji do tych samych gałęzi planu rozwoju. Umożliwi to ich porównywalność w trakcie procesu uzgodnieniowego prowadzonego przez Prezesa URE przy kolejnych planach. (systemów) wyznaczania oraz analizy strat w OSD. Przedyskutowano także przygotowania do zaplanowanej na 7-8 maja br. konferencji Straty energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych. Publikacja normy PN-EN 50341-1:2013-03 17 marca 2014 r. Polski Komitet Normalizacyjny opublikował polską wersję językową normy PN-EN 50341-1:2013-03 Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 1 kv - Część 1: Wymagania ogólne Specyfikacje wspólne. Jest to podstawowa norma dotycząca projektowania linii napowietrznych. Niestety obecnie, bez opracowanych Normatywnych Warunków Krajowych (NNA), jest ona mało przydatna, ponieważ w takim wypadku należałoby stosować dokładnie jej zapisy, które w wielu przypadkach są nieprzystające do warunków polskich. W związku z tym PTPiREE podjęło się przygotowania NNA (podobnie jak wcześniej polskiej wersji językowej PN-EN 50341-1:2013-03). Opomiarowanie stacji Rozpoczęto, wspólnie z poszczególnymi OSD, działania mające na celu opracowanie koncepcji opomiarowania stacji SN/nn w latach 2015-2017, wyprzedzającego harmonogram instalacji liczników zdalnego odczytu u odbiorców końcowych. Istotnym założeniem jest to, że opomiarowanie stacji SN/nn ma umożliwić wprowadzenie regulacji jakościowych. Koncepcja opomiarowania będzie bazowała na stanowiskach Prezesa URE w sprawie AMI oraz wzorcowej specyfikacji technicznej dla postępowań przetargowych na dostawę infrastruktury licznikowej dla systemów AMI (obecnie w trakcie konsultacji społecznych). 10 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2014
Wybrane zagadnienia Z DZIAŁALNOŚCI PTPiREE Działalność PTPiREE w 2013 Każdego roku zestawia się, by poddać ocenie, zrealizowane zamierzenia. 3 marca br. Zarząd Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej przyjął sprawozdanie z działalności w 2013 r. Proponujemy Czytelnikom Energii Elektrycznej spojrzenie na działalność PTPiREE w minionym roku. Z racji ograniczonego miejsca udostępnionego przez redakcję, możliwe jest jedynie skrótowe przedstawienie niektórych zagadnień. Wybrano te, które w rocznym sprawozdaniu z działalności zamieszczono w dziale zatytułowanym Dystrybucja i infrastruktura rynku energii. Generalna Umowa Dystrybucji kompleksowa (GUD-K) Na początku 2013 r. Towarzystwo, wraz z URE oraz TOE, podjęło decyzję o konieczności wprowadzenia poprawek i uzupełnień we wzorcu GUD-K. Wspólne prace nad wzorcem GUD-K organizowane były w formie rozmów trójstronnych (PTPiREE, TOE oraz URE) i dwustronnych (PTPiREE oraz TOE). Tekst wzorca GUD-K został przyjęty w kwietniu. Jednocześnie rozpoczęto wdrażanie w życie zapisów GUD-K, umożliwiających sprzedawcom podpisywanie umów kompleksowych z klientami. Nowelizacja ustawy Prawo energetyczne i wnioski wynikające z doświadczenia praktycznego zastosowania GUD-K, poparte analitycznymi rozważaniami w gronie przedstawicieli URE, OSD i sprzedawców, wykazały konieczność wprowadzenia dalszych korekt we wzorcu GUD-K. Pozytywny rezultat podjętych prac osiągnięto w grudniu 2013 r. Wzorzec GUD-K przyjęty został zarówno przez Zarząd PTPiREE, jak i przez Radę Zarządzająca TOE oraz zaaprobowany przez Prezesa URE. Model wymiany danych pomiędzy OSD a spółkami obrotu Biorąc pod uwagę rozwój rynku energii w Polsce, w tym znaczący wzrost liczby zmian sprzedawców, w ramach działań PTPiREE podjęto prace, nadzorowane przez Radę Dyrektorów ds. Dystrybucji (RDD), nad opracowaniem i wdrożeniem jednolitego w skali kraju modelu (standardu) elektronicznej wymiany informacji i komunikatów pomiędzy OSD oraz sprzedawcami energii. W ramach tych działań zostały wstępnie przygotowane zestawy standardowych komunikatów podlegających wymianie pomiędzy uczestnikami rynku w zakresie procesów takich jak: zmiana sprzedawcy, obsługa klientów, udostępnianie danych pomiarowych, rozliczenia W sierpniu 2013 r. omówiono tekst projektu ustawy o korytarzach przesyłowych na posiedzeniu Komitetu Stałego Rady Ministrów i zobowiązano Ministra Gospodarki do analizy zgłoszonych uwag oraz pilnego przedłożenia nowego tekstu projektowanej ustawy. Przedstawiciele PTPiREE zostali zaproszeni przez MG do współpracy. finansowe. Równolegle PTPiREE wystosowało zapytanie ofertowe w celu wyboru konsultanta wspomagającego prace nad stworzeniem nowego modelu. W toku prowadzonych rozmów i analiz, RDD podjęła decyzje o wyborze modelu ebix jako standardu, na bazie którego ma być wdrożony model w Polsce oraz wskazała firmę Ernst & Young jako konsultanta, który przygotuje ten model. Ostateczne decyzje Zarządu Towarzystwa oraz poszczególnych OSD zostaną podjęte na początku 2014 r. Projekt ustawy o korytarzach przesyłowych Projekt ustawy o korytarzach przesyłowych jest rozpatrywany od grudnia 2012 r. W związku z licznymi uwagami, po konsultacjach m.in. z przedstawicielami PTPiREE, PSE Inwestycje oraz Ministerstwa Gospodarki (MG), w lipcu ubr. przedstawiono poprawioną wersję projektu. W sierpniu 2013 r. omówiono jego tekst na posiedzeniu Komitetu Stałego Rady Ministrów i zobowiązano Ministra Gospodarki do analizy zgłoszonych uwag oraz pilnego przedłożenia nowego tekstu projektowanej ustawy. Przedstawiciele PTPiREE zostali zaproszeni przez MG do współpracy. Na podstawie danych OSD przygotowano zestawienie wartości odszkodowań z tytułu służebności przesyłu wyliczonych za pomocą algorytmu z projektu ustawy kwiecień 2014 ENERGIA elektryczna l 11
Z DZIAŁALNOŚCI PTPiREE W minionym roku kontynuowano pra ce w zakresie optymalizacji gospodarki mocą bierną w krajowym systemie elek troenergetycznym o korytarzach oraz z operatów szacunkowych. Zestawienie zawierało 1345 przypadków wyliczenia wartości odszkodowań. Po przekazaniu tych materiałów pod koniec 2013 r. w MG oraz KSRM nie podjęto dalszych jawnych prac nad tym projektem. Przygotowania do wdrożenia smart meteringu w Polsce W lutym 2013 r. Zespół PTPiREE ds. AMI przedstawił Zarządowi Towarzystwa efekt wykonanej w 2012 r. pracy w postaci Raportu zespołu zadaniowego ds. AMI dla Zarządu PTPiREE. Jego element to powstałe w trzech iteracjach wymagania dotyczące infrastruktury pomiarowej, na które składają się opisy wymagań funkcjonalnych dla liczników 1-fazowych, 3-fazowych, bilansujących oraz dla koncentratorów danych. Na rezultat pracy członków Zespołu PTPiREE ds. AMI złożyła się również wymiana doświadczeń i wspólne pozyskiwanie wiedzy. Wiele wniosków oraz wskazówek do dalszych prac powstawało w wyniku prowadzonych w poszczególnych OSD wdrożeń pilotowych. Praktyczne wdrożenia w różnej skali są prowadzone we wszystkich związanych z PTPiREE spółkach, choć decyzje o ich podjęciu powstawały w poszczególnych OSD. Z inicjatywy Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki i Prezesa Polskich Sieci Elektroenergetycznych w 2012 r. powołano Warsztaty Rynku Energetycznego (WRE). Wyznaczony przez Radę WRE zespół wspólny URE, OSD, PSE, TOE, KIGEiT, w trakcie kolejnych spotkań, zestawił listę ok. 800 wymagań technicznych dla systemu AMI. Do końca roku sprawozdawczego nie wpisano konkretnego standardu transmisji danych PLC. Uzgodniono jedynie sprawdzenie możliwości koegzystencji różnych modulacji, w tym wielomodowych OFDM. Niezamknięta jest także sprawa sprawdzania w ramach systemu AMI niektórych parametrów jakościowych energii elektrycznej. Nierozstrzygnięta pozostaje kwestia, czy licznik graniczny u odbiorcy komunalnego powinien być traktowany jako urządzenie przemysłowe czy wyrób masowy (chodzi o odporność na wpływ czynników środowiskowych). Zespół wspólny kontynuuje prace w bieżącym roku. Z inicjatywy Zespołu ds. AMI realizowane są badania opinii publicznej i prowadzona jest kampania informacyjno-edukacyjna. Wyniki będą wykorzystywane w dalszym działaniu na rzecz poprawy wizerunku energetyki. Obszar eksploatacji sieci IRiESD Realizując ustalenia ze spotkania przedstawicieli Zarządu PTPiREE z Prezesem URE, w trakcie roku sprawozdawczego prowadzone były rozmowy przedstawicieli URE oraz PTPiREE, zmierzające do wypracowania w trybie roboczym kompromisowych zapisów wzorcowej IRiESD. Wobec różnego odczytywania przepisów, rozmowy te trwały bardzo długo i dopiero w drugiej połowie 2013 r. OSD złożyły do zatwierdzenia przez Prezesa URE nowe IRiESD. Zatwierdzenie instrukcji nastąpiło w grudniu. Przyłączanie i współpraca OZE z sieciami elektroenergetycznymi W związku ze zmianami w IRiESD, dotyczącymi kryteriów przyłączania OZE do sieci elektroenergetycznych, 12 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2014
Z DZIAŁALNOŚCI PTPiREE w 2013 r. rozpoczęto prace nad ich ujednoliceniem przez wszystkich OSD. Działania realizowano silami Zespołu ds. Kryteriów Przyłączania OZE do Sieci SN i nn. Pod koniec 2013 r. prace zakończono przyjęciem dwóch dokumentów, tj. Kryteriów przyłączania OZE do sieci SN oraz Kryteriów przyłączania OZE do sieci nn. Po nowelizacji ustawy Prawo energetyczne (Pe), w październiku ubr., Zarząd powołał wspólny Zespół PTPiREE oraz PSEW. W końcu roku prace Zespołu skupiały się wokół wspólnej propozycji wzoru harmonogramu przyłączania do wykorzystania w procesie dostosowania umów o przyłączenie do sieci wynikającego z art. 7 ust. 2a Pe. Prowadzenie ruchu sieci elektroenergetycznych W 2013 r. prowadzono intensywną wymianę informacji oraz doświadczeń między poszczególnymi OSD w ramach działań Zespołu PTPiREE ds. Ruchu. Dokonano weryfikacji zagadnień związanych z planowaniem działań w sieci koordynowanej 110 kv oraz przyjęto zakres możliwych zmian do wprowadzenia przez OSP przy okazji aktualizacji IRiESP. Analizowano również potrzeby w zakresie wykorzystania przez operatorów połączonych systemów SCADA oraz zdefiniowano następujące możliwości wykorzystania systemu SCADA przez służby ruchu: zwiększenia zakresu wymienianych danych z zastrzeżeniem, że nie należy wykorzystywać systemu do wymiany danych rynkowych, wykorzystanie systemu do inwentaryzacji obiektów i planowania rozwoju. SCADA Prace nad systemem SCADA polegały głównie na wymianie doświadczeń i informacji. Na tej podstawie proponowano zmiany i modyfikacje realizowanych działań. Prace prowadzone są przez Zespół PTPiREE ds. Wymiany Danych Czasu Rzeczywistego Pomiędzy Systemami SCADA OSP i OSD. Zespół dokonywał bieżącej analizy informacji na temat aktualnego stanu realizacji wymiany danych czasu Przedłożono Prezesowi URE do uzgodnienia przygotowany w PSE SA (wcześniej PSE Operator) Plan wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w okresie od 1 września do 31 sierpnia. Towarzystwo uczestniczyło każdego roku w postępowaniu administracyjnym zmierzającym do uzgodnienia Planu. Warto odnotować, że wolę opiniowania dokumentu wspólnie z PTPiREE w 2012 i 2013 r. wyraziła także PGE Dystrybucja SA. rzeczywistego pomiędzy systemami SCADA OSP i OSD oraz omawiał m.in. zagadnienia: wymiany modeli dobowych, propozycji PSE dotyczącej standardowego załącznika 3 do umów o świadczeniu usług przesyłania energii elektrycznej, aktualizacji dokumentu Zasady wymiany danych, wdrożenia procesu wymiany danych z wykorzystaniem SWI-RT, stanu oraz jakość wymiany danych. Optymalizacja gospodarki mocą bierną W minionym roku kontynuowano prace w zakresie optymalizacji gospodarki mocą bierną w krajowym systemie elektroenergetycznym. Nadzór merytoryczny nad realizacją prac sprawowany jest przez Zespół PTPiREE ds. Mocy Biernej, w skład którego wchodzą przedstawiciele OSD oraz OSP. Realizowany był drugi etap prac obejmujący: wykonanie analiz dla sieci elektroenergetycznej zamkniętej, wykonanie analiz dla sieci elektroenergetycznej otwartej, analizy prawne oraz rozwiązania formalno-organizacyjne dotyczące optymalizacji. Prace polegały przede wszystkim na gromadzeniu danych pomiarowych, schematów sieci, parametrów transformatorów niezbędnych do realizacji etapu 2. Nielegalny pobór energii (npe) We wrześniu zakończono opracowanie dokumentu Nielegalne pobieranie paliw lub energii aspekty prawne i zasady postępowania. Uwzględniono w nim zmiany wynikające z ustawy z 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne. Wydawnictwo zostało zaoferowane do sprzedaży i będzie wykorzystywane jako materiał do szkoleń związanych z przeciwdziałaniem npe. Plan wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej Zgodnie z zapisami ustawowymi, podobnie jak w latach poprzednich, przedkładano Prezesowi URE do uzgodnienia przygotowany w PSE SA (wcześniej PSE Operator) Plan wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w okresie od 1 września do 31 sierpnia. Towarzystwo uczestniczyło każdego roku w postępowaniu administracyjnym zmierzającym do uzgodnienia Planu. Warto odnotować, że wolę opiniowania dokumentu wspólnie z PTPiREE w 2012 i 2013 r. wyraziła także PGE Dystrybucja SA. Badania charakterystyk obciążenia odbiorców W czerwcu 2013 r. opracowano oraz przekazano do OSD standardowe profile dla odbiorców grup taryfowych G i C1x według założeń z 2011 r. Standardowe profile obciążenia grup odbiorców są zamieszczane przez OSD m.in. w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. Badania charakterystyk kontynuowane będą do końca 2015 r. Wyboru dokonał Piotr Begier kwiecień 2014 ENERGIA elektryczna l 13
RYNEK I REGULACJE Regulowane jest piękne W minionym roku segment dystrybucji stabilizował wyniki grup energetycznych i w bieżącym, który koncerny branży oceniają generalnie jako trudniejszy dla nich od ubiegłego, będzie podobnie. Ireneusz Chojnacki Może kiedyś stanie się w naszym kraju zwyczajem, że grupy energetyczne do przedstawianych danych zaczną dołączać precyzyjne informacje o tym, w jakiej mierze zawdzięczają swe wyniki działalności w sektorach regulowanych, a w jakim stopniu działalności poza tymi obszarami. Obszarów regulowanych jest w sumie sporo. Poza dystrybucją energii elektrycznej to także jeszcze częściowo handel energią (grupa G), sprzedaż ciepła, a także produkcja energii w źródłach korzystających z systemów wsparcia. O ile zatem przynajmniej na pierwszy rzut oka trudno ocenić dokładnie jakie znaczenie dla poszczególnych koncernów energetycznych ma biznes regulowany to z całą pewnością można stwierdzić, że w niełatwych czasach dla energetyki sama dystrybucja ma bardzo istotne znaczenie. Wysokie inwestycje i wyniki finansowe W 2013 r. największe polskie grupy energetyczne PGE, Tauron, Enea, Energa zainwestowały w sektorze dystrybucji ok. 5,7 mld zł. Te nakłady wahały się od niespełna 900 mln zł w przypadku Enei do ok. 2081 mln zł w przypadku Taurona. Statystyki grup pokazują, że główne kierunki inwestowania w dystrybucji to, można powiedzieć, tradycyjnie przyłączanie nowych odbiorców i wytwórców energii oraz modernizacja i odtworzenia majątku sieciowego. Na przyłączenia asygnowane są poważne kwoty. Przykładowo PGE wydała w ubr. na ten cel ok. 542,1 mln zł, a Energa 704 mln zł. W 2013 r. wolumeny energii dostarczonej odbiorcom przez operatorów należących do polskich grup energetycznych zintegrowanych pionowo pozostały prawie na takim samym poziomie jak w 2012. Ubiegłoroczne wzrosty wolumenu dystrybucji energii wahały się W 2013 r. OSD z grup Enea, Energa, Tauron i PGE jak jeden mąż wykazali poprawę zysku EBITDA, a jego udział w EBITDA grup wahał się od ok. 28 proc. w PGE do ok. 79 proc. w Enerdze. Dobre wyniki dystrybucji to sumaryczny efekt splotu wielu czynników, a w tym m.in. niewielkiego, ale jednak wzrostu wolumenu dostaw energii, wyższych taryf za świadczone usługi, niższych kosztów zakupu energii na pokrycie różnicy bilansowej i poprawy efektywności działania. bowiem od 0,1 proc. w przypadku Taurona Dystrybucji do prawie 2 proc. w Energa-Operator. Te wyniki to także odzwierciedlenie popytu na energię, który w skali kraju pozostał niemalże na poziomie z 2012 r. (według danych PSE w 2013 r. krajowe zużycie energii elektrycznej wzrosło o 0,62 proc.). W 2013 r. OSD z grup Enea, Energa, Tauron i PGE jak jeden mąż wykazali poprawę zysku EBITDA, a jego udział w EBITDA grup wahał się od ok. 28 proc. w PGE do ok. 79 proc. w Enerdze. Dobre wyniki dystrybucji to sumaryczny efekt splotu wielu czynników, a w tym m.in. niewielkiego, ale jednak wzrostu wolumenu dostaw energii, wyższych taryf za świadczone usługi, niższych kosztów zakupu energii na pokrycie różnicy bilansowej i poprawy efektywności działania. Połowa naszego wyniku operacyjnego jest generowana w segmencie energetyki konwencjonalnej, który w 2013 r. był pod silną presja spadających cen energii oraz rosnących kosztów CO 2. To widać po wynikach, bo zysk operacyjny energetyki konwencjonalnej spadł o niespełna 30 proc. Natomiast bardzo stabilnym elementem w naszej kompozycji wyników jest segment dystrybucji, który generuje ok. 30 proc. wyniku operacyjnego powiedziała Magdalena Bartoś, dyrektor zarządzająca ds. ekonomiczno-finansowych PGE. Komentowała w ten sposób wyniki grupy PGE za 2013 r. i podobne opinie o dystrybucji jako stabilizatorze wyników grup energetycznych w ubr. można było usłyszeć od menedżerów innych koncernów. Swego rodzaju wyjątkiem jest oczywiście Energa, gdzie ze względu na sposób wywianowania grupy podczas jej tworzenia zależność wyników grupy od wyników dystrybucji jest ponadprzeciętna. Cechą charakterystyczną ostatnich lat jest to, że programy poprawy efektywności grup energetycznych związane są silnie z dystrybucją. Realizowany przez grupę Tauron program oszczędności kosztów operacyjnych (opex) przewiduje, iż w latach 2013-2015 spadną one o 864 mln zł, a z tego o 416 mln zł w dystrybucji. W 2013 r. Tauron zrealizował 37 proc. planu, 14 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2014
RYNEK I REGULACJE Tabela. Segment dystrybucji polskich grup energetycznych 2012-2013 2013 2012 Enea EBITDA grupy mln zł 1658,8 1574,6 EBITDA dystrybucja mln zł 880,7 788,9 Wolumem dystrybucji TWh 17,27 17,2 Tauron Polska Energia EBITDA grupy mln zł 3661 3851,6 EBITDA dystrybucja mln zł 2208 1956 Wolumem dystrybucji TWh 47,9 47,85 Energa EBITDA grupy mln zł 1965 1629 EBITDA dystrybucja mln zł 1561 1218 Wolumem dystrybucji TWh 20,44 20,06 PGE EBITDA grupy mln zł 8025 7310 EBITDA dystrybucja mln zł 2209 1971 Wolumem dystrybucji TWh 31,78 31,32 oszczędzając na dystrybucji 130 mln zł. W latach 2012-2013 w segmencie dystrybucji Energi zatrudnienie spadło z 6954 do 6079 osób, a pod koniec ubr. Enea uruchomiła w grupie Program Dobrowolnych Odejść (PDO), który dotyczy także dystrybucji. W IV kwartale minionego roku dokonaliśmy kilku zabiegów, które mocno obciążyły nam wynik, m.in. zawiązaliśmy rezerwy na PDO. To było 97 mln zł, które obciążyły wynik grudnia. ( ) Pozytywną i bardzo mocną częścią grupy ciągle była w ubr. dystrybucja i również w IV kwartale 2013 pokazaliśmy stabilne wyniki dystrybucji, pomimo zawiązanej rezerwy na PDO, bo 40 mln zł z owych 97 mln zł dotyczyło właśnie dystrybucji wyjaśniała Dalida Gepfert, członek zarządu ds. finansowych Enei. Oczekiwanie na nowy model regulacji OSD zapewne utrzymają wysoki poziom inwestycji. Z uzgodnionych w styczniu br. z URE planów rozwoju wynika, że w latach 2014-2019 Enea Operator zamierza zainwestować ok. 5,3 mld zł, Energa-Operator blisko 8 mld zł, PGE Dystrybucja ok. 10 mld zł, Tauron Dystrybucja ponad 10 mld zł, a RWE Stoen Operator ok. 1,6 mld zł. To oznacza, że w najbliższych latach OSD będą kreowali ciągle potężne zamówienia. Generalnie rynek wykonawców jest konkurencyjny, choć oczywiście lista podmiotów mogących w sposób profesjonalny wykonywać prace, szczególnie na wysokim napięciu, jest ograniczona. Są to w większości firmy mające siedzibę w Polsce oraz, co najważniejsze, wykorzystujące potencjał krajowych specjalistów i inżynierów. Pojawiają się oczywiście pojedyncze przypadki wykonawców, których jakość pracy lub sytuacja gospodarcza pozostawia wiele do życzenia. Niemniej jednak branżę jako całość można ocenić pozytywnie. Dużo większym problemem dla nas przy realizacji inwestycji są przeszkody formalnoprawne, np. zgody środowiskowe, procesy uzyskania prawa drogi, czy też prawa dysponowania nieruchomością na cele budowlane ocenia Michał Jarczyński, prezes zarządu Enea Operator. Kierunki przyszłych inwestycji OSD zasadniczo się nie zmienią, co wynika z profilu biznesowego firm dystrybucyjnych. Np. Energa-Operator poinformowała, że uzgodniony z URE plan rozwoju na lata 2014-2019, opiewający na wspomniane już blisko 8 mld zł, przewiduje, iż głównymi kierunkami inwestowania będą: przyłączanie odbiorców 37 proc. planowanych nakładów, modernizacja sieci dystrybucyjnej 21 proc., przyłączanie OZE 19 proc. i pomiary, w tym zaawansowane systemy pomiarowe (AMI) 15 proc. planowanych inwestycji. W przypadku każdego OSD za planowanymi wydatkami stoją konkretnie zadania rzeczowe. Przykładowo Tauron Dystrybucja w latach 2014-2019 planuje m.in. zbudować ok. 6,5 tys. km przyłączy, 7 tys. km odcinków linii elektroenergetycznych różnych napięć oraz 2 tys. stacji elektroenergetycznych, a w zakresie odtworzenia sieci planuje zmodernizować ponad 23 tys. km linii oraz ok. 5 tys. stacji elektroenergetycznych. Nie jest jednak jeszcze do końca jasne, w jakich regulacyjnych realiach przyjdzie OSD działać po 2015 r. Jako branża jesteśmy w trakcie dyskusji z URE na temat nowego modelu regulacji, który ma obowiązywać od 2016 r. Zapowiedź jest taka, że co do zasady model się nie zmieni, natomiast zostaną wprowadzone pewne dodatkowe elementy związane z tzw. regulacją jakościową, czyli ujęciem w naszych przychodach przede wszystkim kwestii ciągłości zasilania oraz terminowości i czasu trwania przyłączania odbiorców informował Rafał Czyżewski, prezes zarządu Energa-Operator przy okazji publikacji raportu grupy Energa za 2013 r. O ile pewną zagadką pozostaje nowy model regulacji OSD czy przyszły system wsparcia OZE, ważny nie tylko dla energetyki odnawialnej, ale i operatorów, to wydaje się pewne, że także w br. dystrybucja będzie segmentem stabilizującym wyniki polskich grup energetycznych. Zwłaszcza że m.in. w 2014 r. taryfy największych pięciu OSD wzrosły średnio o 3,1 proc. Widzimy, iż w 2014 r. nadal będziemy zmagać się ze spadającą ceną energii To jest taka trochę bomba z opóźnionym zapłonem, ponieważ ceny energii, które będziemy osiągać w 2014, są efektem kontraktów zawieranych rok wcześniej. A zatem, niezależnie od tego, że spodziewamy się, iż mechanizmy regulacyjne i zwiększony popyt pozwolą się odbić cenom energii, to nadal będą one negatywnie wpływały na wyniki dwóch naszych kluczowych dużych segmentów: energetyki konwencjonalnej oraz sprzedaży. ( ) Natomiast dystrybucja to będzie segment biznesu, który da nam stabilne oparcie i zachowa stabilne wyniki w porównaniu do 2013 r. deklaruje Magdalena Bartoś. Autor jest dziennikarzem miesięcznika Nowy Przemysł i portalu wnp.pl kwiecień 2014 ENERGIA elektryczna l 15
RYNEK I REGULACJE Prawdopodobieństwo sukcesu a projekt Gdybym miał godzinę na rozwiązanie problemu, od którego zależałoby moje życie, to 45 minut poświęciłbym na sformułowanie problemu, 10 minut na sprawdzenie, czy dobrze go sformułowałem i następnie 5 minut na rozwiązanie Albert Einstein Słowo projekt jest od jakiegoś czasu swoistym kluczem. Podobnie jak termin smart. Wydaje się, że jest obecne dosłownie wszędzie. Niekiedy może być nadużywane. Warto więc usystematyzować to pojęcie i bliżej je scharakteryzować. Krzysztof Hajdrowski Katarzyna Tomczak ENEA OPERATOR SP. Z.O.O Oficjalna definicja projektu brzmi następująco: projekt to tymczasowe działanie podejmowane w celu wytworzenia unikatowego wyrobu, dostarczenia unikatowej usługi lub otrzymania unikatowego rezultatu. Przekładając tę definicję na prostsze słowa projekt to działanie ograniczone w czasie (mające swój początek i koniec), którego wynikiem jest powstanie czegoś nowego. Odnosząc powyższą definicję do działalności OSD, projektem będzie np. budowa nowego GPZ czy modernizacja linii WN, ale nie jest już nim eksploatacja tego GPZ czy linii. Projektem jest wdrożenie nowego systemu informatycznego lub wprowadzenie jego uzupełnionej wersji, ale nie jest już nim utrzymanie systemu, traktowane jako działalność operacyjna. Projektem będzie również opracowanie nowej strony internetowej przedsiębiorstwa, ale nie jest już nim bieżąca aktualizacja danych tam publikowanych. Analizując inwestycje realizowane przez OSD, należy sobie zadać pytanie: czy każdą z nich trzeba zarządzać w reżimie projektowym? Wszak operator prowadzi co roku setki, a nawet tysiące zadań inwestycyjnych na każdym poziomie napięć, wliczając w to zarówno przyłączenia odbiorców indywidualnych, przyłączania OZE czy modernizację bądź rozbudowę sieci. Objęcie każdego z nich zasadami zarządzania projektami, spowodowałoby zapewne paraliż firmy wymagają one bowiem uwzględnienia w zarządzaniu przedsięwzięciem takich elementów jak m.in.: powołanie struktury zarządzania projektem, wprowadzenie zarządzania ryzykiem, zmianą, stworzenie dokładnego harmonogramu i jego bieżące aktualizowanie. W każdym przedsiębiorstwie sieciowym jest pewna grupa inwestycji szczególnie ważnych dla spółki, których realizacja w istotny sposób wpłynie na wykonanie planów strategicznych. Metodyczne prowadzenie tych projektów ma sens, gdyż jest ich najczęściej kilkadziesiąt, a terminowa realizacja zarówno pod kątem kosztowym, jak też rzeczowym silnie wpływa na bieżące i przyszłe funkcjonowanie przedsiębiorstwa. Zanim jednak powiemy projektowi: start, trzeba zastanowić się, jakie cele i potrzeby biznesowe ma firma i czy planowane przedsięwzięcie wpisuje się w nie, czy jego realizacja pozwoli nam je osiągnąć oraz jakie firma będzie miała z niego korzyści. Krótko mówiąc, trzeba odpowiedzieć sobie na pytanie: po co chcemy projekt realizować? Jest to pytanie najważniejsze, często również najtrudniejsze. Przedsięwzięcia realizowane przez firmę mają bowiem przynosić jej korzyści. Mówiąc o korzyściach, najczęściej mamy na myśli aspekt finansowy dzięki realizacji przedsięwzięcia, możemy np. obniżyć koszty działalności. Jednak dla OSD charakterystyczne jest to, że wiele inwestycji nie jest opłacalnych w kategoriach finansowych, a mimo to będąc operatorem systemu dystrybucyjnego musi je wykonać w ramach obowiązków ustawowych. Nawet w takiej sytuacji możemy jednak mówić językiem korzyści np. w wyniku budowy nowej linii poprawi się jakość dostaw energii na danym terenie. Warto wtedy pokusić się o wyliczenie, o ile np. zmniejszy się długość czy częstość przerw na danej linii. Wymiernym efektem może być też np. zwiększenie efektywności, poprzez skrócenie czasu realizacji jakichś czynności, czy zwiększenie dostępności pewnych informacji. W praktyce pozwala to przełożyć właściwości techniczne inwestycji (np. budowy linii) na konkretne korzyści z jej realizacji. Przestajemy więc mówić o potrzebie zbudowania nowej 16 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2014
RYNEK I REGULACJE Menadżer średniego szczebla linii dwutorowej WN o podwyższonej temperaturze przewodów roboczych, a zaczynamy mówić o umożliwieniu przyłączenia kolejnych źródeł rozproszonych OZE i poprawie wskaźników niezawodności. To daje nam zupełnie nowe argumenty za uruchomieniem projektu, komfortowe dla kupującego sponsora i sprzedającego menedżera odpowiedzialnego za realizację inwestycji. Kluczem do sukcesu każdego projektu jest dobre planowanie, stały nadzór nad tym, co się w nim dzieje i szybkie reagowanie na pojawiające się problemy oraz sprawne zarządzanie zespołem projektowym. Potrzebujemy więc dostępu do bieżącej i wiarygodnej informacji o tym, co dzieje się w projekcie. Wbrew pozorom nie jest to takie proste, szczególnie w przypadku przedsiębiorstw funkcjonujących na dużym obszarze i o skomplikowanej strukturze organizacyjnej. W takiej sytuacji sprawdzają się narzędzia informatyczne do zarządzania projektami. Kierownik projektu ma wówczas możliwość korzystania ze standaryzowanych raportów, które obejmować mogą zarówno zadania realizowane przez poszczególnych członków zespołu, jak i cały projekt. Stworzenie jednolitych wzorców raportów zapewnia spójność przekazywanych informacji, skraca do minimum czas potrzebny na jego przygotowanie, ułatwia pozyskiwanie informacji o stopniu zaawansowania projektu przez różne szczeble organizacji, zarówno typowo operacyjne, jak i zarządcze. Pozwala również obiektywnie ocenić jakość pracy zespołu, Menadżer wyższego szczebla Menadżer średniego szczebla Menadżer średniego szczebla Pracownik Pracownik Pracownik Kierownik projektu Pracownik Pracownik Pracownik Pracownik Pracownik Rys. 1. Struktura macierzowa zweryfikować spełnienie standardów zarządzania projektami oraz skonfrontować plany z ich realizacją. Trzeba jednak pamiętać o jednym jakość informacji pozyskiwanych w sposób zautomatyzowany zależy w 99 proc. od sposobu pracy narzędziem informatycznym każdy system musi być na bieżąco zasilany aktualnymi danymi o wysokiej jakości. Wykorzystanie narzędzi informatycznych to jednak nie wszystko. Nie zastąpi ono regularnych spotkań zespołu (tzw. spotkań statusowych), w trakcie których omawia się postępy prac, sygnalizuje pojawiające się ryzyka, rozwiązuje problemy, przygotowuje do spotkań ze sponsorem i komitetem sterującym, czyli osobami, które podejmują w projekcie strategiczne decyzje. Tutaj też często następuje dodatkowa weryfikacja informacji zawartych w zautomatyzowanych raportach. Każdy, kto kiedykolwiek miał do czynienia z projektem, wie, że w praktyce rzadko zdarzają się sytuacje, gdy zaplanowane działanie jest realizowane w 100 proc. zgodnie z założeniami. Najczęściej, szczególnie w przypadku projektów wieloletnich lub uzależnionych od wystąpienia wielu czynników zewnętrznych i wewnętrznych, w trakcie realizacji może wystąpić cały szereg zmian, wpływających na zakres, harmonogram i koszty realizacji całego przedsięwzięcia. Musimy też pamiętać, że projekty są realizowane przez ludzi. Tak jak nie ma niezawodnych urządzeń technicznych, tak nie ma bezbłędnej działalności ludzkiej. Naszą naturalną cechą jest podejmowanie błędnych lub pochopnych decyzji, kierowanie się emocjami zamiast faktami, opóźnianie lub niepodejmowanie trudnych decyzji. Projektowe realizowanie inwestycji niejako wymusza wykonywanie harmonogramu, przestrzeganie zasad zarządzania ryzykiem i zmianą, współpracę z zespołem projektowym, informowanie komitetu sterującego o istotnych problemach w projekcie. Zwiększa więc istotnie prawdopodobieństwo zrealizowania projektu, podnosząc jednocześnie jakość pracy. Od zespołu projektowego wymaga się przestrzegania zasad realizacji projektów i rzetelne ich prowadzenie. Tym bardziej, że specjaliści od zarządzania projektami wskazują na następujące najczęstsze przyczyny niepowodzeń projektów: unikanie lub opóźnianie trudnych decyzji, brak zaangażowanie głównego kierownictwa, chaos organizacyjny (zła komunikacja wewnętrzna i zewnętrzna), planowanie za późno i za mało, nieodpowiedni system pomiaru wyników, brak wyraźnego śledzenia postępu, brak wspólnego schematu (języka) dla zarządzania projektem, brak wiedzy z zakresu zarządzania projektami. Najwięcej projektów OSD dotyczy działalności związanej z rozwojem i modernizacją sieci elektroenergetycznej. Są one najczęściej przypisane do konkretnych jednostek organizacyjnych. Poza nimi, istnieje wiele projektów, np. informatycznych, które dotyczą całej firmy i są realizowane przez zespoły złożone z pracowników wielu różnych jednostek. Zespoły projektowe są więc często oderwane od struktury organizacyjnej przedsiębiorstwa, co tworzy zupełnie nowe relacje dla osób jednocześnie zaangażowanych w działalność operacyjną i realizację projektów. Powstaje tzw. struktura macierzowa, w której na pionową strukturę organizacyjną przedsiębiorstwa jest nakładana struktura projektowa, przebiegająca najczęściej poziomo i zaburzająca dotychczasowy przebieg procesów w przedsiębiorstwie (rysunek 1). kwiecień 2014 ENERGIA elektryczna l 17
RYNEK I REGULACJE Projekt ustawy o OZE: energetyka prosumencka Jak wylano dziecko z kąpielą 4 lutego br. opublikowano wersję 6.2 projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii (OZE). Wydawałoby się, że zadaniem ustawodawcy jest jednoznaczne określenie zasad przyłączania OZE do sieci i rozliczania energii w nich produkowanej. Powinno to dotyczyć zwłaszcza mikroźródeł, których właścicielami będą osoby fizyczne. Niestety, zapisy są bardzo niejednoznaczne, zwłaszcza w aspekcie rozliczania energii wytwarzanej w instalacjach prosumenckich. Sebastian Brzozowski BIURO PTPIREE Wprojekcie znalazł się bowiem przepis mówiący, że energia wyprodukowana w mikroźródłach ma być rozliczana metodą salda (net metering) w okresach półrocznych. Tak niejednoznaczne sformułowanie powoduje bardzo duże trudności interpretacyjne. Właściciele sieci, OSD oraz OSP uważają, że saldo dotyczy wyłącznie energii i nie odnosi się do opłat sieciowych za każdą kilowatogodzinę pobraną przez odbiorcę. Potencjalni prosumenci uważają, że saldo dotyczy wszystkich opłat zmiennych, a w przypadku zbilansowania się energii wprowadzonej do sieci i pobranej z niej w okresie półrocznym, ponosić będą jedynie opłaty stałe. Jeszcze innego zdania wydaje się być Ministerstwo Finansów które uważa, iż metoda salda nie zmniejszy wpływów z akcyzy, gdyż akcyzę płaci się od energii zużytej, bez względu na jej pochodzenie. Taka interpretacja zdaje się sugerować, że nawet energia wyprodukowana we własnym mikroźródle podłączonym do instalacji wewnętrznej odbiorcy i wykorzystana bezpośrednio przez tego odbiorcę czyli z pominięciem sieci, a więc Właściciele sieci, OSD oraz OSP uważają, że saldo dotyczy wyłącznie energii i nie odnosi się do opłat sieciowych za każdą kilowatogodzinę pobraną przez odbiorcę. Potencjalni prosumenci uważają, że saldo dotyczy wszystkich opłat zmiennych, a w przypadku zbilansowania się energii wprowadzonej do sieci i pobranej z niej w okresie półrocznym, ponosić będą jedynie opłaty stałe. i urządzeń pomiarowych powinna podlegać opodatkowaniu podatkiem akcyzowym. Wydaje się to nierealne. Można się spodziewać, że w wielu przypadkach energia wytworzona przez prosumentów i skonsumowana przez nich na własne potrzeby bądź nie jest i nie będzie mierzona, bądź też nie będzie ewidencjonowana i zgłaszana dla potrzeb podatkowych. Jak widać, jeden zapis może wywołać wiele różnych, wzajemnie sprzecznych, interpretacji. Kolejnym przepisem w projekcie ustawy o OZE budzącym duże emocje jest cena nadwyżki energii wprowadzonej przez prosumenta do sieci energetycznej. Ten zapis jest na szczęście jednoznaczny, gdyż określa cenę energii z mikroźródeł na poziomie 80 proc. średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym (w 2013 r. średnia cena wynosiła 181,55 zł/mwh netto1). Wydaje się, że celem ustawodawcy było spowodowanie, aby prosument produkował tylko energię na pokrycie własnych potrzeb stąd niższa cena energii oddawanej do sieci od energii pobieranej. Wydaje się, że pewną premią przy tak niskiej cenie energii miała być metoda rozliczania saldem chodziło zapewne o dodatkową zachętę w postaci możliwości wprowadzenia do sieci nadwyżek produkowanej energii i pobrania jej w momencie zbyt małej własnej generacji (dotyczy to zwłaszcza fotowoltaiki, ale w mniejszym stopniu i energetyki wiatrowej). Niestety, 18 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2014
RYNEK I REGULACJE NFOŚiGW planuje uruchomienie programu Prosument, w ramach którego chce udzielać preferencyjnych kredytów oraz dofinansowań do budowy przydomowych mikroźródeł ustawodawca nie wziął pod uwagę, że prosument wykorzystuje w ten sposób sieć jak ogromny akumulator, a nie ponosi z tego tytułu żadnych opłat, które zostają przerzucone na pozostałych, biernych konsumentów energii (i tu znowu wszystko zależy to od interpretacji co oznacza saldo?). Ponieważ najłatwiej ocenić zaproponowane rozwiązania wyliczając kto i ile może na nim zyskać lub stracić, poniżej przedstawiono próbę takich obliczeń dla: energetyki zawodowej, prosumenta oraz Skarbu Państwa. Jak we wszystkich obliczeniach, bardzo ważne jest przyjęcie odpowiednich wartości wyjściowych, w tym przypadku potencjału przyrostu mocy wytwórczych w mikroźródłach OZE. Już teraz istnieją przynajmniej dwa programy wspierające rozwój energetyki prosumenckiej. Na podstawie projektu ustawy o OZE, BOŚ zaproponował nową akcję kredytową z programem BOŚ EKOsystem, w którym promuje rozwój źródeł OZE poprzez obniżenie marży kredytu hipotecznego, jeśli budowany dom zawierałby BOŚ EKOsystem (czyli: moduł solarny, ogniwa PV, pompę ciepła oraz kotłownię). Także NFOŚiGW planuje uruchomienie programu Prosument, w ramach którego chce udzielać preferencyjnych kredytów oraz dofinansowań do budowy przydomowych mikroźródeł OZE. Dotacja w pierwszym roku trwania programu ma wynosić do 40 proc. kosztów kwalifikowanych, a w kolejnych latach do 30 proc. wartości inwestycji. NFOŚiGW szacuje, że tylko dzięki wprowadzeniu programu Prosument przyrost mocy wytwórczych w przydomowych OZE wyniesie 360 tys. MWh (odpowiada to 72 tys. instalacji o mocy 5 kwp). Z drugiej strony, na koniec 2013 r., w skali całego kraju zarejestrowanych było 28 właścicieli mikroinstalacji 2. Ponieważ podane wartości bardzo mocno różnią się od siebie, na potrzeby niniejszej analizy przyjęto rozwój mocy wytwórczych mikroźródeł na poziomie podobnym do obserwowanego w Wielkiej Brytanii, gdzie po 4 latach intensywnego rozwoju OZE jest w nie wyposażonych 500 tys. domów. Ponieważ Wielka Brytania liczy 60 mln mieszkańców, bezpieczne dla Polski będzie założenie, że w skali roku przyrost ilościowy mikroźródeł OZE wyniesie maksymalnie 100 tys. Drugim, niezwykle trudnym założeniem jest przyjęcie jednostkowej wielkości mikroźródła w naszym kraju. Patrząc na zapisy projektu ustawy o OZE, wg których cena energii wyprodukowanej w mikroźródłach jest bardzo niska, bezpiecznie jest założyć, że powstawać będą mikroźródła o mocach pozwalających zaspokoić własne potrzeby prosumenta. Jednak ponieważ na budowę przydomowych instalacji OZE łatwiej pozwolić sobie mogą właściciele domów jednorodzinnych (mają do dyspozycji dach budynku lub działkę, na ogół także większe możliwości finansowe i jednocześnie zużywają więcej energii), na potrzeby dalszych obliczeń założymy tutaj jednostkową moc mikroźródła o wartości 5 kw, pozwalającą zaspokoić roczne potrzeby prosumenta o wartości ok. 5 MWh (średnia konsumpcja energii dla grupy G w skali roku wynosi 2,059 MWh). Kolejnym założeniem jest przyjęcie ram czasowych półrocznych okresów rozliczania energii wyprodukowanej w mikroźródłach. Znając dzisiejsze realia, trudno nie zdawać sobie sprawy, że zdecydowaną większość przydomowych instalacji OZE stanowić będą ogniwa fotowoltaiczne (najprostsze do zainstalowania, nie wymagają pozwolenia na budowę, najtańsza eksploatacja, najniższy stosunek kosztu budowy do mocy zainstalowanej), usytuowane zwłaszcza na dachach wolnostojących budynków, ewentualnie posadowione na dużych działkach (zwłaszcza na wsi). Specyfiką takich instalacji jest większa produkcja energii latem, a mniejsza zimą odwrotnie niż konsumpcja energii elektrycznej. Stąd najgorsze kwiecień 2014 ENERGIA elektryczna l 19
RYNEK I REGULACJE z możliwych jest przyjęcie jako półrocznych okresów rozliczeniowych okresów styczeń czerwiec, lipiec grudzień (najłatwiej w tych okresach zbilansować energię wyprodukowaną latem i skonsumowaną zimą). Do dalszych rozważań przyjęto właśnie taki model rozliczeń. Wykorzystując wszystkie opisane wcześniej założenia, możemy w prosty sposób obliczyć ilość energii wyprodukowanej w prosumenckich mikroźródłach w skali roku: 100 tys. instalacji x 5 kw x 1000 godzin słonecznych w roku = 0,5 Twh. Pamiętając o tym, że energia ta w znakomitej większości zostanie skonsumowana na własne potrzeby, możemy łatwo obliczyć, jakie będą skutki jej wyprodukowania: dla prosumenta Odbiorca energii elektrycznej, zużywający w skali roku 5 tys. kwh energii, musi za nią zapłacić 2268 zł netto plus 23 proc. VAT 3, czyli 2790 zł brutto. Zakładając wyprodukowanie przez niego takiej samej ilości energii (źródło PV o mocy 5 kwp) przy rozliczeniu saldem, prosument nie płaci za energię ani złotówki, a ponosi jedynie koszty opłat stałych, tj. 135,50 zł brutto. Czyli zysk dla prosumenta w skali roku wynosi ok. 2654 zł brutto. Wydaje się, że sporo. Jednak inwestycja w mikroźródło o mocy 5 kwp to wydatek rzędu 30 tys. zł netto, czyli 36 900 zł brutto. Przy takich nakładach (pomijając koszty kredytu, coroczny spadek mocy ogniw PV, koszty eksploatacji), zwrot inwestycji następuje po blisko 14 latach. Czy jest to możliwe do zaakceptowania? Nie bardzo. Pamiętajmy także, iż obliczeń tych dokonaliśmy zakładając, że energia wyprodukowana w mikroźródle i pobrana z sieci zbilansuje się w skali półrocza co może się nie udać. dla OSD Produkcja energii rzędu 0,5 TWh na własne potrzeby przez prosumentów to jednocześnie o tyle mniejsza sprzedaż energii dla odbiorców taryfy G (zawężamy tu nasze rozważania jedynie dla tej grupy taryfowej, choć tak samo rozwiązania te dotyczą taryfy C). Z tytułu tej sprzedaży (łączna sprzedaż dla taryfy G to ok. 27 TWh rocznie), spółki pobierają opłatę sieciową zmienną, a OSP opłatę jakościową zmienną. Brak takiego wolumenu sprzedaży energii spowoduje zmniejszenie przychodów z tytułu tych dwóch opłat na poziomie 88,4 mln zł rocznie. Dokładnie o tyle mniej pieniędzy wpłynie do OSD i OSP. Niestety, ponieważ koszty utrzymania KSE nie zmaleją, a mogą nawet wzrosnąć, z uwagi na konieczność przystosowania sieci do odbioru sporej ilości energii z mikroźródeł, to trzeba będzie podnieść stawkę sieciową i jakościową, łącznie o ok. 1,8 proc., co przełoży się na podniesienie ceny energii elektrycznej. Najgorsze w tym jest to, że wyższe koszty funkcjonowania sieci Rozwiązania zawarte w projekcie ustawy o OZE nie zadowalają nikogo. Ani potencjalnych prosumentów, chcących inwestować w mikroźródła. Nie opłacają się one także pozostałym odbiorcom energii, zwłaszcza wrażliwym. Nie opłaca się on także OSD i OSP. I na koniec traci na tym także budżet państwa, który nie uzyska zaplanowanych wpływów z tytułu VAT i akcyzy. elektroenergetycznej spowodowane przez prosumentów poniosą wszyscy, w tym odbiorcy wrażliwi, a nie oni sami! Analogicznie, zmiejszą się także wpływy z tytułu opłaty przejściowej, uwzględniające koszt rozwiązania kontraktów długoterminowych. dla Skarbu Państwa Skarb Państwa uzyskuje wpływy z dwóch źródeł związanych ze sprzedażą energii elektrycznej: VAT w wysokości 23 proc. od sprzedanej energii oraz innych opłat z tym związanych oraz akcyzę w wysokości 2 gr od każdego kw sprzedanej energii. Ponieważ 0,5 TWh rocznie wyprodukowanej energii spowoduje jednocześnie spadek sprzedaży energii w takiej samej ilości, spadek dochodów dla Skarbu Państwa wyniesie ok. 49,6 mln zł z tytułu VAT oraz 10 mln zł z akcyzy. Podsumowanie Patrząc na aktualny projekt ustawy o OZE, rozwiązania w nim zawarte nie zadowalają nikogo. Ani potencjalnych prosumentów, chcących inwestować w mikroźródła, gdyż 14-letni okres (w bardzo sprzyjających okolicznościach) na zwrot inwestycji jest trudny do zaakceptowania. Tym bardziej, że do rozważań przyjęto najlepszy dla prosumentów wariant salda. Nie opłacają się one także pozostałym odbiorcom energii, zwłaszcza wrażliwym, gdyż to oni będą musieli sfinansować koszty sieciowe przyłączenia mikroźródeł do sieci. Nie opłaca się on także OSD i OSP, gdyż w każdym roku, gdy będzie wzrastała moc wytwórcza zainstalowanych mikroźródeł, będą odczuwali spadek przychodów w postaci utraconej opłaty sieciowej od niesprzedanej energii. Zrekompensują go sobie oczywiście w kolejnym roku, ale niestety poprzez podwyżkę tych opłat, która dotknie wszystkich z wyjątkiem prosumentów. I na koniec traci na tym także budżet państwa, który nie uzyska zaplanowanych wpływów z tytułu VAT i akcyzy. Trudno w tym momencie oprzeć się wrażeniu, że na zaproponowanym projekcie tracą wszyscy. Może w takim razie warto przemyśleć go na nowo, by nie wylewać dziecka z kąpielą? Wart rozważenia wydaje się postulat wsparcia OZE w fazie inwestowania. Czyni to politykę w tym względzie bardziej elastyczną, unika się konsekwencji z tytułu praw nabytych, ale przede wszystkim wszelka wytworzona energia elektryczna podlega tym samym regułom rynkowym. Literatura 1. Informacja Prezesa URE (nr 15/2014) w sprawie średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym za 2013 r. z 31 marca 2014 r. 2. Według dziennika Rzeczpospolita. 3. Według taryfy Enea SA na 2014 r. 20 l ENERGIA elektryczna kwiecień 2014