Czy można oczekiwać rozszerzenia rynku energii w Polsce bez

Czy można oczekiwać rozszerzenia rynku energii w Polsce bez zmian w
strukturze kierowania pracą sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnych?
(Artykuł dyskusyjny)
Autor: Prof. dr hab. inż. Jan Bujko IASE Wrocław
(„Energetyka” – grudzień 2004)
Co dalej z rynkiem energii
Dnia 25 września br. w Warszawie odbyto się Krajowe Forum Odbiorców Energii.
Najbardziej widoczni podczas Forum byli jednak nie odbiorcy, a beneficjenci rynku energii w
Polsce. Jak do tej pory bezspornymi beneficjentami rynku są podmioty rynek ten
organizujące. Kiedy kilka lat temu z niemieckim specjalistą z Centrum Rozliczeniowego
UCTE w Brauweiler poszukiwaliśmy wspólnych cech rynku energii, usłyszałem „rynek
wprowadzamy nie po to, by generował on dodatkowe koszty". Moim wieloletnim działaniom
w polskim sektorze elektroenergetycznym nieodparcie towarzyszyło przekonanie, że decyzja
rządu o wprowadzeniu rynku energii wdrażana przez istniejące, scentralizowane struktury
sektora elektroenergetycznego otworzyła strumień finansowania dla podmiotów rynek ten
obsługujący. Za zamawiane na potrzeby rynku produkty zawsze płacili - odbiorcy. Mimo że
pieniądze angażowane na potrzeby rynku były pieniędzmi publicznymi, nie zawsze trafiały
one do wykonawców w trybie ustawy o zamówieniach publicznych. Niekiedy trafiały do
firm, których przedstawiciele nie mieli nawet formalnych kompetencji w dziedzinie swoich
produktów. Kiedyś na specjalistycznym seminarium dla kadry technicznej elektrowni
systemowych w Bielsku Białej, na pytanie uczestnika - osoby o uznanym autorytecie w tym
zakresie - gdzie się pan, kolego, uczył regulacji? - prezentujący firmowy produkt do regulacji
trójnej przedstawiciel firmy - odpowiedział „jestem informatykiem, na regulacji się nie
znam".
Podczas Forum wiele uwagi poświęcono problemowi niedostatecznego otwarcia polskiego
rynku energii. Odbiega ono zdecydowanie od standardów europejskich. Z racji swojej
specjalności bardzo wnikliwie śledzę literaturę fachową w zakresie kierowania pracą
systemów elektroenergetycznych.
Według licznych publikacji wprowadzenie rynku wymaga gruntownych zmian w
dotychczasowym „paradygmacie sterowania", a więc zmian w strukturach zarządzania pracą
systemu elektroenergetycznego. Od lat z niewielkim skutkiem starałem się zainteresować
dyskusją merytoryczną organizatorów rynku energii. Sądzę, że dalsze unikanie dyskusji nie
tylko utrudni szersze otwarcie rynku, ale może zagrozić bezpieczeństwu pracy systemu,
wpływa też na nieuzasadniony wzrost kosztów.
Celem niniejszej publikacji jest wywołanie szerokiej dyskusji nad problemami, które
wymagają szybkiego rozwiązania Problemy te przedstawiłem na seminarium Sekcji Systemów Elektroenergetycznych Komitetu Elektrotechniki Polskiej Akademii Nauk dnia 13
września 2000 r. w PSE, były one także przedmiotem publikacji [1]. Być może pewną konsekwencją tego seminarium było powołanie przez Zespół Sterujący Rynek 2000+ grupy
roboczej ds. automatycznej regulacji wytwarzania (J. Bujko, J. Dudzik, K. Lipko, J. Ratz).
Grupa ta przedstawiła Model sterowania regulacją częstotliwości i mocy wymiany KSE w
warunkach rynkowych, który po przyjęciu przez Zespół Sterujący został zarekomendowany w
grudniu 2000 r. przez przewodniczącego Z. Belinę do stosowania w PSE. W modelu tym
określono podstawowe wymagania ARCM, parametry nowego regulatora systemowego, status i tryby pracy regulatora centralnego, sposób wyznaczania uchybu regulacyjnego,
zdefiniowano polecenia regulacyjne oraz sposób wyznaczania energii regulacyjnej
poszczególnych JWCD (Jednostek Wytwórczych Centralnie Dysponowanych). Określono też
zakres współpracy z regulatorami grupowymi i regulatorami rynków lokalnych.
Rekomendacja Z. Beliny była ostatnim dokumentem związanym z tym opracowaniem.
Ponieważ w dokumencie tym określono niezbędną (i pilną) potrzebę odejścia od
przestarzałego i wysoce nieefektywnego sposobu rozsyłania sygnałów regulacyjnych w tzw.
trybie rozgłośnym, wystąpiłem w imieniu Instytutu Automatyki Systemów Energetycznych do
PSE z ofertą na wykonanie nowej wersji regulatora Oferta ta została zignorowana.
W rezultacie mojego zapytania pan prezes J. Sieniuć poinformował mnie, że jest to normalne
w warunkach rynkowych. Ponieważ w następstwie dalszych działań pracownicy Instytutu,
którym kieruję, wykonali na zlecenie koncernu międzynarodowego projekt techniczny
nowego regulatora dla PSE, ja także uważam za naturalne postawienie pytania kierowanego
do Ministerstwa Gospodarki, czy jest zasadne poszukiwanie zewnętrznego dostawcy
regulatora systemowego, mającego wpływ na suwerenność naszych kompetencji w
kierowaniu pracą systemu przesyłowego, jeśli do tej pory regulatory takie były produkcji
krajowej, a od 1996 r. także regulator krajowy z powodzeniem reguluje grupę CENTREL bez żadnych problemów? Za algorytm tego regulatora zespół autorów otrzymał nagrodę
badawczą koncernu Siemens. Zbędne dostawy zagraniczne w przypadku konieczności zmian
charakterystyk dostarczonych urządzeń niepotrzebnie wydłużają czas przygotowania
kontraktu. W przypadku dostaw krajowych takie zmiany mogą być dokonywane na bieżąco.
Jestem także przekonany, że trudno będzie wykazać korzyści dla systemu w kategoriach
finansowych. O innych aspektach nonszalanckiego generowania kosztów przez organizatorów
naszego rynku energii pisałem w Energetyce nr 10/2004, ss. 574-575.
Uważam, że jeśli organizatorzy FORUM poważnie traktują misję odbiorców w tworzeniu
rynku, to jest moją powinnością przedstawienie kierunków zmian przewidywanych przez
światowych specjalistów.
Deregulacja sektora a zadania regulacji systemowej - poglądy specjalistów światowych
[1, 2, 3]
Intensywne przemiany w sektorze elektroenergetycznym wywołują od lat ożywione dyskusje
wśród specjalistów w dziedzinie regulacji i sterowania systemami. Jeżeli generacja energii ma
być „niezależna" oraz „konkurująca", to powstaje problem, jak ma być prowadzona regulacja
całości generacji przez centrum regulacji. Ponieważ dotychczasowe doświadczenia w tym
zakresie rozwijane były w kontekście pionowo zorientowanej struktury podmiotów, to należy
określić, jakie procedury ruchowe (operacyjne) stosowane w przeszłości byłyby najbardziej
przystające do nowej, rozproszonej struktury.
Można przewidywać, że rozwinie się pewien rodzaj niekoniecznie obligatoryjnej regulacji,
dającej operatorowi systemu minimalne upoważnienia regulacyjne oraz środki do realizacji
jego zobowiązań utrzymywania bezpieczeństwa systemu, jednak bez bezpośredniego
regulowania generacją energii. System elektroenergetyczny będzie obejmował szeroki
wachlarz firmowych jednostek mających różnorodne interesy, cele, urządzenia itp.
Występować będą niezależne jednostki generacyjne, przesyłowe, dystrybucyjne oraz pośredniczące. Jakkolwiek silniejsze podmioty mogą kontynuować działalność w charakterze
holdingów w celu utrzymania przedsiębiorstw zależnych, to prawdopodobnie rozwiną się pod
naciskiem uregulowań prawnych „ściany zaporowe" oddzielające różne rodzaje działalności.
Tak więc ograniczenie praw własności stanie się faktem, niezależnie czy „de iure", czy „de
facto".
Jednak niezależnie od tego, czy działają struktury pionowo zintegrowane, czy tylko rozmaici
uczestnicy na rynku energii, to fizyczne prawa określające zjawiska elektryczne zapewniają
spójność „integralnego" funkcjonowania systemu. To co jest odmienne i co będzie coraz
bardziej odmienne, to własność różnych fizycznych komponentów systemu oraz związana z
tym „własność" bloków danych potrzebnych do rozpoznania funkcjonowania systemu i jego
sterowania
Nieunikniony wydaje się także podział odpowiedzialności i upoważnienia w zakresie
sterowania i regulacji. Procesy decyzyjne, które do tej pory odbywały się w ramach pojedynczego operatora mogą (powinny) zostać rozdzielone pomiędzy różne podmioty składające się
na rynek.
Struktury regulacji, sterowania i informacji
Struktury regulacji i informacji są ze sobą powiązane w stopniu, w jakim zawierają się w
sobie wzajemnie. Wzajemne skojarzenie nie zawsze jest wyraźne lub oczywiste, jednakże
zajmowanie się opcjami systemów regulacji nie byłoby kompletne bez pewnego
uwzględnienia związanych struktur informacyjnych. Oznacza to konieczność zbudowania
sieci informacyjnej w celu umożliwienia funkcjonowania otwartego, niedyskryminującego
rynku energii. Zawsze jednak sterowanie systemem w warunkach awaryjnych będzie
wymagać dostępu do ważnych informacji, będących własnością firmową (prawnie
zastrzeżonych). Nawet jeżeli odrzuci się (naiwnie) możliwości „prowadzenia gry" przez
zainteresowane strony, mogą powstać realne trudności z powodu złożoności transakcji, jakie
powstaną.
Wytwórcy będą prawdopodobnie, a pośrednicy prawie na pewno zajmować się podmiotami
szeroko rozrzuconymi geograficznie. Jeżeli usługi jednego z podmiotów danego właściciela
zostaną nagle przerwane z dowolnego powodu, to ten właściciel będzie naturalnie preferować
kontynuowanie usług innego swojego podmiotu, zamiast płacenia innemu właścicielowi lub
nawet samej sieci.
Jednakże nagłe przemieszczenie generowania z jednego źródła do drugiego mogłoby
poważnie zagrozić warunkom pracy systemu. Oczywiście sformułowane będą zasady złagodzenia takich problemów, jednakże może to pociągać za sobą znaczne koszty. Przestoje
linii wpływające na kilku lub wielu właścicieli będą prowadzić do sytuacji znacznie trudniejszych do opanowania niż obecnie, choćby z powodu dużej ilości różnorodnych interesów,
które muszą być załatwiane rozważnie, obiektywnie i szybko.
Obecnie w literaturze przeważa pogląd, że „naturalnie" w stanach awaryjnych interesy
rynkowe ustępują względom bezpieczeństwa że nie będzie kwestionowania natychmiastowego przywrócenia sterowania systemu do uprzedniego stanu, centralnej hierarchicznej
praktyki oraz reakcji operatorów mających na celu utrzymanie całego systemu. Dla inżyniera
automatyka takie natychmiastowe przełączenie z jednego złożonego paradygmatu sterowania
na inny wydaje się nieprawdopodobne zwłaszcza wtedy, gdy podstawą tych dwóch
paradygmatów są dwie różne i złożone struktury informacyjne. A można się również
spodziewać, że właściciele podmiotów, których to dotyczy, nie będą chcieli, dla ochrony
swoich własnych interesów, zrobić tego, co by mógł zrobić, każdy z nich. Taka postawa
będzie zwiększać trudności operatorów.
Dość powszechny jest pogląd, że regulacja (sterowanie) będzie nadążać za własnością:
regulacja generacji będzie przechodzić na właścicieli generacji, a regulacja dystrybucji i
zarządzanie obciążeniami na firmy dystrybucyjne, natomiast regulacja sieci (która będzie
głównie regulacją bezpieczeństwa) pozostanie u niezależnego właściciela sieci. Planowanie
rozbudowy generacji oraz planowanie eksploatacji, jako funkcje regulacyjne o dłuższym
horyzoncie i wyższego poziomu, będą również najprawdopodobniej przechodzić na właścicieli generacji, być może przy konsultacji z jednostką zajmującą się przesyłem.
Sterowanie wytwarzaniem
Spodziewany szybki wzrost liczby niezależnych wytwórców spowoduje przewagę
konkurencyjną tych z nich, którzy będą zdolni do największej redukcji kosztów. Producenci
będą świadomie minimalizować koszty kapitałowe, a zwłaszcza eksploatacyjne. Może to
wpłynąć na ograniczenia w wytwarzaniu mocy biernej oraz tendencji do nadmiernej
eksploatacji bloków (nawet przekraczając wymagania bezpieczeństwa). Niektórzy z nich
mogą być zainteresowani dostępem do własnej „obszarowej" dyspozycji mocy. W ten sposób
coraz to większa część całkowitej generacji może być usunięta ze scentralizowanej regulacji,
czego wynikiem będzie struktura regulacji silnie zdecentralizowana z wieloma operatorami.
W literaturze wykazano, że tzw. dynamiczna dyspozycja mocy, nadążająca za trajektoriami
obciążenia prognoz krótkoterminowych, zmniejsza potrzebę „wysiłku regulacyjnego
systemu".
Regulacja przepływu w sieci
Jeżeli zaakceptujemy istotę dotychczasowej dyskusji -rozproszona regulacja generacji energii
przez indywidualnych właścicieli - to prawdopodobnie okaże się, że dotychczasowa funkcja
AGC (automatyczna regulacja generacji) nie będzie już wykorzystywana centralnie
(ponieważ właściciele wielu elektrowni mogą chcieć sterować swoimi blokami ekonomicznie
we własnym zakresie). Z tradycyjnej funkcji AGC pozostanie automatyczna regulacja sieci
(ANC), działająca w ramach ogólnej regulacji (kontroli) bezpieczeństwa sieci i skupiona na
regulacji przepływów mocy oraz napięciach. Zapewnienie niezbędnych źródeł mocy biernej
będzie uwzględniane w kosztach kapitałowych sieci.
Regulacja może być załatwiana poprzez instalowanie regulacyjnej generacji na poziomie
dystrybucji, z powodu niemożliwości przyporządkowania odpowiedzialności i zaufania dla
niezbędnych elementów regulacji na poziomie systemu przesyłowego. Możliwą (chociaż
kosztowną) alternatywą, zapewniającą zdolności regulacyjne na poziomie sieci, byłoby
zainstalowanie niezbędnej liczby szybko reagujących urządzeń magazynujących energię (np.
nadprzewodnictwo lub zasobniki bateryjne) w sieci.
Odniesienie do „optymalizacji" obciążenia sieci może zafałszować stan faktyczny. To, co jest
„optymalne" w użytkowaniu sieci zależeć będzie od tego, wobec kogo zasadniczo jest
odpowiedzialny operator - wobec jednostek generujących, wobec „jednostek obsługujących
obciążenie" (firmy dystrybucyjne, pośrednicy detaliczni lub hurtowi obciążenia) lub wobec
siebie, jako niezależnej firmy posiadającej infrastrukturę przesyłową. W tym ostatnim, być
może najbardziej prawdopodobnym przypadku, optymalizacja będzie oznaczać maksymalne
wykorzystanie tej infrastruktury.
Prawdopodobne jest, że do czasu, gdy dominująca stanie się nowa struktura przesyłu,
dostępne w praktyce będą urządzenia FACTS. Możliwym czynnikiem komplikującym będzie
przyporządkowanie odpowiedzialności za problemy stabilności obejmujące interakcję
parametrów generatora i sieci, np. rezonans podsynchroniczny. Przypuszczalnie stabilizatory
systemów energetycznych będą nadal instalowane u wytwórców, jednak regulacja systemowa
parametrów linii pogorszy problem i może wymagać koordynacji pomiędzy dwoma
systemami regulacji - dla elektrowni i systemu.
Regulacja częstotliwości sieci
Automatyczna regulacja generacji (AGC) w wielu systemach jest szeroko akceptowana
Niemniej jednak jej działanie nigdy nie było postrzegane jako w pełni satysfakcjonujące.
Głównym powodem do generalnej akceptacji takiego stanu był hierarchiczny charakter
struktur regulacji. Ważnym powodem do dokonania rewizji tego poglądu jest fakt, że restrukturyzacja może doprowadzić do demontażu obecnych, hierarchicznych struktur regulacji.
Jednakże wartości graniczne częstotliwości systemu, jakie muszą być zachowane, aby
uniknąć niestabilności systemu, zostały zaostrzone w większości nowoczesnych, wzajemnie
współpracujących systemów, w celu spełnienia technicznych warunków pracy systemów
połączonych. W praktyce regulacja częstotliwości na liniach wymiany międzynarodowej była
daleka od ideału i stanowiła źródło stałej irytacji operatorów systemu oraz wyzwań dla
teoretyków.
Umowy dżentelmeńskie
Pomiędzy wieloma korzystnymi praktykami tradycyjnych systemów przesyłu były
różnorodne wyraźne i domniemane dżentelmeńskie umowy pomiędzy przedsiębiorstwami.
Obejmowały one współpracę we wnoszeniu udziału do wysokiego poziomu jakości
dostarczanej energii. Nie należy oczekiwać, że takie postawy i praktyki będą nadal rozwijać
się w ramach powstającego zrestrukturyzowanego rynku.
Co z regulacją częstotliwości w ramach rynku energii?1)
Niezależnie od uzasadnienia dotychczasowej praktyki, prawdopodobnie, wcześniej lub
później, pojawi się wymuszany kosztami trend w kierunku luźniejszej regulacji
częstotliwości.
Możliwe, że będzie to realizowane metodą prób i błędów, aż ucierpi na tym działanie
systemu. (Rosnący zakres wzajemnych połączeń doprowadził do zmniejszenia odchyłek
częstotliwości ze względu na większą bezwładność systemów). Może upowszechnienie
generacji rozproszonej wpłynie korzystnie na elastyczność pracy. Jednak najlepszym rozwiązaniem byłoby określenie, w jakim zakresie regulacja częstotliwości jest pożądaną jakie
charakterystyki powinny być utrzymane, a nie skupiać się na tym, co maksymalnie można
uzyskać. Można oczekiwać, że różni użytkownicy końcowi będą mieć różne wymagania co
do jakości dostarczanej im energii. Faktem pozostaje jednak to, że do tej pory nie ma żadnego
praktycznego, niedrogiego sposobu zapewnienia różnych poziomów utrzymania stałej
częstotliwości we wspólnym, synchronicznym systemie.
Kierunki działań
Jakkolwiek w elektroenergetyce zmiany zawsze są powolne, to restrukturyzacją jaka odbywa
się obecnie jest tak radykalną że raczej mało prawdopodobne jest to, by nie spowodowała
równie radykalnych zmian w strukturze regulacji i sterowania w długim okresie. Z bardzo
pragmatycznego punktu widzenia jeżeli sektor faktycznie rozdzieli się na niezależne jednostki
generacyjne, przesyłowe, dystrybucyjne oraz inne, to zupełnie prawdopodobne jest to, że
odpowiedzialność za regulację będzie nadążać za własnością. Implikuje to zdecentralizowany
układ regulacji, bardzo odmienny od tego, jaki obserwowaliśmy do tej pory. Oznacza to
wstrząs dla tych z nas, którzy dorastali przy pionowo zintegrowanym, scentralizowanym,
hierarchicznie regulowanym systemie, Jednak z punktu widzenia teorii regulacji nie ma
żadnego powodu, aby system elektroenergetyczny nie mógł być z powodzeniem (i
niezawodnie) sterowany w odmienny, częściowo zdecentralizowany sposób.
Co dalej z polskim sektorem elektroenergetycznym?
Głównym tematem dyskusji na światowych konferencjach energetycznych (np. CIGRE) jest wynikająca z mechanizmów rynkowych - nieuchronność rozproszenia struktur sterowania
systemem. Polski system elektroenergetyczny jest w pełni scentralizowany. Posiadamy jedno
centrum regulacji (w Niemczech są 4 i ok. 900 obszarów bilansowania). Ma to swoje
konsekwencje zarówno dla bezpieczeństwa pracy (wątpliwa jest zdolność do skutecznego
wydzielenia tzw. wysp obciążenia), jak i obniżania kosztów regulacji (najtańszym sposobem
jest dokładniejsze grafikowanie obszarów bilansowych - niedostępne w systemie
scentralizowanym). Co więcej, odpowiedzialna za ten stan rzeczy Grupa Kapitałowa PSE mimo dysponowania publicznymi pieniędzmi - stara się zmonopolizować także zaplecze
intelektualne, niezbędne dla rozwoju systemu sterowania Przykładem jest los inicjatywy powołania Zespołu ds. bezpieczeństwa i niezawodności systemu elektroenergetycznego. Zespół
obradował na pierwszym posiedzeniu w Bełchatowie w dniach 13 i 14 lutego 1995 roku.
Kolejne spotkania odbywały się w ramach Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie.
Po kilku spotkaniach specjalistów, opracowaniu regulaminu, sformułowaniu celów, rozpisaniu zadań itp. do prac został wydelegowany przedstawiciel PSE. Na zaproszenie
Elektrowni Opole odbyło się kolejne posiedzenie Zespołu, przyjęto Statut wzorowany na
North American Electric Reliability Council i kiedy wydawało się, że osiągnięto wyraźny
postęp - sprawa ucichła Wielokrotnie pytałem przedstawiciela PSE dlaczego? - są pilniejsze
sprawy - padała niezmiennie odpowiedź. Dla członków Zespołu sprawa była prosta - PSE nie
życzy sobie konkurencji.
Dziwię się mocnym nerwom decydentów z PSE, przecież awarie nie muszą się zdarzać tylko
u sąsiadów! Aż boję się kontynuować myśli, które mi teraz towarzyszą. W kontaktach ze
specjalistami z innych systemów niż krajowy, często jestem w kłopotliwej sytuacji, ponieważ
nie potrafię (przecież sam jestem zaniepokojony) wyjaśnić, dlaczego nasz operator
systemowy podjął decyzję pracy regulatora systemowego o charakterystyce sprzecznej z
teorią regulacji (otwarta pętla sprzężenia zwrotnego). Stwarza to zagrożenie opóźnienia
odbudowy niezbędnego pasma rezerwy wirującej w systemie.
Śledzę dyskusję o problemach konsolidacji pionowej, rozwiązaniu KDT-ów i ogarnia mnie
zdumienie, ponieważ realnym i namacalnym zagrożeniem jest strategia Grupy Kapitałowej
PSE eliminowania z rynku niezależnych krajowych specjalistów. Ostatnio, wykorzystując
manewry formalno-praw-ne, zlecono opracowanie planu obrony KSE w trybie pozaprzetargowym. Czyżby Grupie Kapitałowej PSE zależało, by o wykonanie pracy nie mogły
aplikować firmy dysponujące już doświadczeniem w tym temacie? Co na to Ministerstwo
Gospodarki?
Bezpieczeństwo sieci
Pomijam „doktrynę bezpieczeństwa", ponieważ dyskusja już się toczy.
Firmowałem, przynajmniej dla niemieckich Kolegów, przygotowanie KSE do skutecznej
obrony. Przeprowadzony eksperyment okazał się mało wiarygodny, wymagał „elokwencji",
aby go uznać za wystarczający. Fakty nadal „wiszą" nad nami. Przewidywane kierunki zmian
przedstawiłem wcześniej.
Nad nami „wisi" także rozproszenie struktury sterowania Póki co operator (niezależny?)
systemu przesyłowego umacnia swoją monopolistyczną pozycję. Konsekwencją w wymiarze
KSE jest wzrost kosztów np. regulacyjnych usług systemowych. Z niezrozumiałych
technicznie przyczyn Operator wyłącza z rynku część podmiotów zdolnych do świadczenia
takich usług, np. elektrociepłownie. To błąd. Przesuwanie potencjału regulacyjnego do grupy
„grafik dnia następnego" osłabia konkurencyjność naszego systemu. Płaci konsument.
Dlaczego? Jest także przejawem nierównoprawnego traktowania podmiotów rynkowych. W
czyim interesie, bo przecież nie konsumentów energii?
W zakresie bezpieczeństwa zadziwia mnie determinacja Operatora eliminowania konkurencji
myśli. W dość powszechnej opinii specjalistów, KSE nie jest przygotowany do
skutecznej realizacji podstawowego etapu „planu obrony" - wydzielenie wysp obciążenia
Najszerzej - jak dotąd - przeprowadzony eksperyment zarejestrował to szczegółowo. Niechęć
do realizacji wypływających stąd wniosków może być wiązana jedynie z monopolistyczną
strukturą kierowania pracą sieci oraz pewnością, że konsekwencje spadną na konsumentów,
co zostanie zaaprobowane przez właściciela - Skarb Państwa - dlaczego?
Niezależny (?) operator systemu przesyłowego dąży także do eliminowania z rynku
krajowych firm z doświadczeniem wielu lat pracy, także przy synchronizacji KSE z UCPTE.
Po co w dziwnych okolicznościach rozbudował strukturę spółki EPC o spółkę - wnuczkę,
mimo że nie zatrudnia ona specjalistów z doświadczeniem systemowym? To znów mówiąc
słowami Prezesa J. Sieniucia - jest związane z „naturalnymi" mechanizmami rynku.
Jak długo jeszcze odbiorcy energii będą ponosić koszty monopolistycznej mądrości PSE?
Coraz bardziej doskwiera mi nikomu nie potrzebna szczegółowa wiedza techniczna związana
z kierowaniem pracą systemu. Jestem jednak gotów z determinacją dyskutować
merytorycznie, bo to powinno mieć bezpośredni wpływ na podejmowane działania
Apeluję także o udział w dyskusji dystrybutorów, przede wszystkim tych, których
przedstawiciel porównał kiedyś w czasie spotkania na ul. Mysiej wymagania PSE do wymagań maszynisty parowozu, aby zainstalować mu klimatyzację. Mam nadzieję, że
wypowiadający te słowa przedstawiciel dystrybutorów włączy się do naszej dyskusji.
Wniosek
Otwarcie rynku energii elektrycznej w Polsce wymaga dalszych działań. Przede wszystkim
przeprowadzenia analiz dotyczących struktur zarządzania siecią. Prace te wymagają czasu,
warto więc decyzję podjęć zanim zdarzy się najgorsze.
1)
Proszę Czytelnika o szczególną refleksję - to ważny temat (przyp. Autora).
LITERATURA
[1] Bujko J.: Automatyczna regulacja wytwarzania w KSE w warunkach rynku energii.
Energetyka 12/2000, s. 625-633
[2] Esselman W. H., Sobajic D., Maulbetsch J. S.: Intelligent control for electric power
systems: a state of the art. assessment. Engi-neering Intelligent Systems 2/1999, p. 83-89
[3] Fink L. H., van Son P. J. M.: On system control within a restru-ctured industry. IEEE
Transactions on Power Systems. Vol. 13, No. 2, May 1999, p. 611-616