fakty dokumenty

Transkrypt

fakty dokumenty

ISSN 1426-711X
GRUPA KAPITAŁOWA
POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE
FAKTY
DOKUMENTY
JAKOŚĆ DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ
Nr IV/2001 (24)
Grudzień 2001
Warszawa
Tytuł oryginału:
• „Quality of electricity supply: initial benchmarking on actual levels, standards and regulatory
strategies“, Council of European Energy Regulators, Working Group on Quality of Electricity Supply,
April 2001.
Opracowanie merytoryczne:
Henryk Małysa
Katarzyna Kostrzyńska
Opracowanie redakcyjne:
Zofia Malinowska
Zespół redakcyjny:
Henryk Małysa – Redaktor Naczelny
Marek Zerka – Zastępca Redaktora Naczelnego
Sławomir Smoktunowicz
Katarzyna Kostrzyńska
Włodzimierz Lewandowski
Zofia Malinowska – Sekretarz Redakcji
Adres redakcji:
Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA
00-496 Warszawa, ul. Mysia 2
tel.: 693 20 57, 693 23 27
Strona internetowa: http://www.pse.pl
Druk:
Sp. z o.o.
TOMASZ DUKIELSKI
Skład i łamanie: Piotr Janiszewski
Projekt okładki: Piotr Janiszewski
Druk i oprawa: Argraf
03-301 Warszawa, ul. Jagiellońska 76
tel./fax (0 22) 811 51 11, 614 53 31
W
niniejszym numerze kwartalnika „Fakty. Dokumenty“ przedstawiamy obszerny materiał analityczny i porównawczy, dotyczący jakości energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom w krajach Unii Europejskiej.
Opracowanie to zostało wykonane przez Grupę Roboczą ds. Jakości Dostaw Energii Elektrycznej,
powołaną przez Radę Europejskich Regulatorów Energetyki.
W warunkach kształtującego się jednolitego rynku energii elektrycznej, postępującej liberalizacji
handlu energią oraz rosnącej wymiany energii elektrycznej między różnymi systemami elektroenergetycznymi i regionami, zapewnienie klientom wysokiej, zgodnej z obowiązującymi standardami jakości energii elektrycznej nabiera szczególnego znaczenia. Pierwszoplanowym wyznacznikiem i kryterium oceny jakości energii elektrycznej musi być ujednolicony i porównywalny pomiar tej jakości.
Brak lub wadliwość pomiaru podważa zasadę homogeniczności przedmiotu obrotu na rynkach konkurencyjnych oraz zagraża uczciwej konkurencji. Z drugiej strony na jakość energii elektrycznej,
oprócz czynników handlowych, oddziałują w decydującym stopniu warunki techniczne i stabilność
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego jako całości, co komplikuje nie tylko pomiar jakości
dostaw energii, ale przede wszystkim oznacza, że poziom i utrzymywanie tej jakości jest rezultatem
wspólnych działań wielu uczestników rynku energii elektrycznej, w tym także tych, którzy zachowują wyłączność świadczenia usług przesyłowych i dystrybucyjnych.
Prezentowane opracowanie pokazuje również wiele rozbieżności i niespójności w ocenie jakości
dostaw w poszczególnych krajach oraz nakreśla główne kierunki działań, zmierzające do wydatnej
poprawy w tej dziedzinie.
Tym właśnie zagadnieniom poświęcony jest prezentowany materiał, który, mamy nadzieję, zainteresuje szerokie grono energetyków.
Redakcja
FAKTY DOKUMENTY, NR IV, GRUDZIEŃ 2001
3
SPIS TREŚCI
Jakość dostaw energii elektrycznej: wstępna analiza porównawcza rzeczywistego
poziomu jakości, standardów jakości i strategii regulacyjnych . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
MISCELLANEA
Konsultacje Parlamentu Europejskiego w sprawie dalszej liberalizacji rynków energii elektrycznej
i gazu w Unii Europejskiej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
4
RADA EUROPEJSKICH REGULATORÓW ENERGETYKI
Grupa Robocza do spraw Jakości Dostaw Energii Elektrycznej
R. Malaman (Przewodniczący)
J. Afonso, L. Lo Schiavo, A. Romero,
C. Sep Iveda, R. Vrolijk, B. Wharmby
JAKOŚĆ DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ:
WSTĘPNA ANALIZA PORÓWNAWCZA RZECZYWISTEGO
POZIOMU JAKOŚCI, STANDARDÓW I STRATEGII
REGULACYJNYCH
Kwiecień 2001 rok
5
6
PRZEDMOWA
W styczniu 2000 roku Rada Europejskich Regulatorów Energetyki (CEER) powołała Grupę Roboczą do
spraw Jakości Dostaw Energii Elektrycznej w celu przeprowadzenia porównań poziomu jakości, jej standardów
i strategii regulacyjnych w dostawach energii elektrycznej w niektórych krajach europejskich.
Główne zadania Grupy Roboczej zostały określone następująco:
1. Porównanie strategii i doświadczeń regulacyjnych w odniesieniu do jakości usług świadczonych w krajach, których przedstawiciele uczestniczą w pracach Grupy Roboczej.
2. Zidentyfikowanie wskaźników i standardów jakości usług stosowanych w poszczególnych krajach, przedstawienie metod gromadzenia informacji o jakości i zasad ich przetwarzania, selekcja standardów, które można
stosować do porównywania przedsiębiorstw elektroenergetycznych w krajach Unii Europejskiej.
3. Wykonanie wstępnej analizy porównawczej na temat jakości świadczonych usług.
4. Przedstawienie ewentualnych zaleceń dla międzynarodowych organów zajmujących się studiami porównawczymi dotyczącymi jakości usług elektroenergetycznych.
Zaproponowano opracowanie przez Grupę Roboczą następujących materiałów:
1. Identyfikacja wskaźników i standardów jakości usług w poszczególnych krajach Unii Europejskiej. Przedstawienie metod gromadzenia informacji oraz zasad ich przetwarzania. Selekcja wskaźników/standardów do
zastosowania w pierwszym wstępnym studium porównawczym.
2. Analiza porównawcza jakości usług w 2000 roku.
3. Zalecenia dla wspólnej Grupy Roboczej w zakresie poprawienia wiarygodności przyszłych studiów porównawczych na temat niezawodności dostaw.
Ustalanie organów regulacyjnych, zainteresowanych pracami Grupy Roboczej, zostało zakończone w lutym
2000 roku, a w następnym miesiącu Grupa rozpoczęła działalność. W kwietniu na spotkaniu w Hadze wymieniono informacje na temat jakości, standardów dostaw i regulacji w poszczególnych krajach oraz przyjęto program i harmonogram prac. W końcu września 2000 roku odbyło się drugie spotkanie w Oslo, na którym przedyskutowano projekt końcowego raportu, przekazanego następnie Radzie Regulatorów (CEER) na spotkaniu
we Florencji w listopadzie 2000 r. Wszyscy członkowie Rady Europejskich Regulatorów Energetyki zgłosili do
projektu raportu końcowego komentarze i uwagi. Ostateczna wersja raportu została przyjęta na posiedzeniu
CEER w Lizbonie w grudniu 2000 roku.
UCZESTNICY
W pracach Grupy Roboczej aktywnie uczestniczyli niżej wymienieni przedstawiciele Włoch, Holandii, Norwegii, Hiszpanii, Portugalii, Wielkiej Brytanii oraz Komisji Europejskiej:
• Roberto Malaman (przewodniczący)
• Jose Afonso
• Rudi Hakvoort
• Luca Lo Schiavo
• Arturo Romero
• Christina Sepulveda
• Ruud Vrolijk
• Brian Wharmby
• Bonifacio Garcia-porras
AEEG Włochy
ERSE
Portugalia
DTE
Holandia
AEEG Włochy
CNE
Hiszpania
NVE
Norwegia
DTE
Holandia
OFGEM Wielka Brytania
EC/DG-TREN Komisja Europejska (obserwator)
Raport jest rezultatem wspólnej pracy wszystkich osób uczestniczących w pracach Grupy Roboczej.
Poszczególne rozdziały napisali:
– Wprowadzenie
Roberto Malaman
– Rozdział 2 i załącznik 2
Jose Afonso
Luca Lo Schiavo
Ruud Vrolijk
– Załącznik 1
Arturo Romero
– Załącznik 5
Christina Sepulveda
– Wnioski
Brian Wharmby
Uczestniczący w pracach Grupy Roboczej dziękują przewodniczącemu Rady Europejskich Regulatorów
Energetyki Jorge Vasconcelosowi i wszystkim członkom Rady za ich aktywną postawę we wspieraniu Grupy
Roboczej oraz zainteresowanie jej działalnością.
7
SPIS TREŚCI
STRESZCZENIE
..................................................................9
1. WPROWADZENIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
1.1. Co to jest jakość dostaw energii elektrycznej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
1.2. Znaczenie regulacji jakości dostaw . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
1.3. Zasady i mechanizmy regulacji jakości . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
1.4. Regulacja jakości i konkurencja . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
1.5. Zakres i struktura raportu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2. REGULACJA HANDLOWEJ JAKOŚCI DOSTAW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.1. Główne czynniki jakości handlowej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.2. Strategie zapewniające i stymulujące jakość handlową . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
2.3. Standardy jakości handlowej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.4. Płatności karne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
2.5. Efekty liberalizacji . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
2.6. Specjalne wymagania odbiorców . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
3. REGULACJA CIĄGŁOŚCI DOSTAW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
3.1. Główne aspekty ciągłości dostaw . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
3.2. Analiza porównawcza rzeczywistej ciągłości dostaw . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
3.3. Strategie zapewniające i stymulujące ciągłość dostaw . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
3.4. Standardy ciągłości dostaw . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
3.5. Efekty regulacji ciągłości dostaw . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
3.6. Efekty liberalizacji . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
3.7. Problemy realizacji i kontroli . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
4. REGULACJA JAKOŚCI NAPIĘCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4.1. Główne charakterystyki jakości napięcia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4.2. Znaczenie jakości napięcia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
4.3. Obecna regulacja jakości napięcia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
4.4. Regulacja jakości napięcia w przyszłości . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
5. WNIOSKI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
5.1. Porównanie strategii i doświadczeń w zakresie regulacji jakości usług . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
5.2. Identyfikacja wskaźników jakości usług oraz wybór standardów do celów porównawczych . . . 35
5.3. Wstępna analiza porównawcza . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
5.4. Określenie zaleceń do przyszłej analizy porównawczej . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
5.5. Proponowane dalsze działania . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
ZAŁĄCZNIK nr 1 – PODSTAWOWE WSKAŹNIKI KRAJOWYCH SYSTEMÓW
ELEKTROENERGETYCZNYCH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
ZAŁĄCZNIK nr 2 – STANDARDY JAKOŚCI HANDLOWEJ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
ZAŁĄCZNIK nr 3 – STANDARDY CIAGŁOŚCI DOSTAW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
ZAŁĄCZNIK nr 4 – STANDARDY JAKOŚCI NAPIĘCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
ZAŁĄCZNIK nr 5 – WARTOŚĆ JAKOŚCI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
8
STRESZCZENIE
Grupa Robocza do spraw Jakości Dostaw została powołana przez Radę Europejskich Regulatorów Energetyki (CEER) w celu zbadania metod regulacji jakości dostaw energii elektrycznej w krajach Unii Europejskiej. Po skompletowaniu składu osobowego Grupy Roboczej w lutym 2000 roku Grupa odbyła dwa zebrania – w kwietniu i wrześniu 2000 r. Celem prac Grupy było:
• porównanie strategii i doświadczeń w zakresie regulacji jakości usług,
• identyfikacja i prezentacja wskaźników jakości usług oraz selekcja i wybór wskaźników do celów porównawczych,
• przeprowadzenie pierwszej analizy porównawczej jakości świadczonych usług,
• opracowanie zaleceń dla organów międzynarodowych w sprawie analiz porównawczych jakości usług.
Grupa zrealizowała te cele, ale nie w pełnym zakresie. Ustalono, że w krajach, których przedstawiciele
brali udział w pracach Grupy, istnieje bardzo zbliżone podejście do standardów służących do oceny jakości
usług – handlowych standardów jakości usług odnoszących się do obsługi klienta, standardów jakości ciągłości dostaw, które zależą głównie od niezawodności funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, oraz
standardów jakości napięcia określających jakość dostarczanego produktu.
Koncepcje gwarantowanych standardów jakości (dotyczące indywidualnych odbiorców i powiązane
z opłatami karnymi) oraz ogólne standardy (określające docelowo poziom jakości usług) są szeroko stosowane w krajach będących przedmiotem niniejszej analizy. Pomimo to między krajami występują istotne różnice w definiowaniu standardów i oczekiwanych poziomach ich realizacji.
Monitoring ciągłości dostaw stosowany jest w większości krajów, lecz zasady i procedury zbierania odpowiednich informacji znacznie się różnią. W konsekwencji nie było możliwe przeprowadzenie dokładnej
analizy porównawczej na podstawie wskaźników ciągłości dostaw, tylko zgrubnych porównań, które wykazały duże różnice między krajami w odniesieniu do ciągłości dostaw. Część tych różnic spowodowana
jest czynnikami egzogennymi, takimi jak położenie geograficzne, konfiguracja sieci i gęstość obszarowa
odbiorców. Konieczne są dalsze prace w celu określenia przez regulatorów wartości, jaką dla odbiorcy ma
ciągłość dostaw.
W krajach, z których pochodzą członkowie Grupy Roboczej, jakość napięcia nie jest przedmiotem tak silnej regulacji, jak handlowa jakość usług i ciągłość dostaw. Grupa Robocza stwierdziła konieczność prowadzenia dalszych prac, aby ułatwić w przyszłości ustanowienie odpowiednich międzynarodowych standardów. Zaproponowano również rozszerzenie składu osobowego Grupy Roboczej, w miarę postępu dalszych
prac nad przejrzystością i spójnością danych sprawozdawczych, dotyczących jakości dostaw.
I. WPROWADZENIE
1.1. Co to jest jakość dostaw energii elektrycznej?
Jakość energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom końcowym zależy od wielu czynników. Czynniki te
zlokalizowane są w różnych sektorach przemysłu elektroenergetycznego. Niniejszy raport koncentruje się
na tych aspektach jakości, które dotyczą dystrybucji i dostawy energii elektrycznej.
Jakość usług związanych z dostawą energii elektrycznej ma liczne wymiary, które można pogrupować
w trzy ogólne kategorie: handlowe zależności między dostawcą i użytkownikiem energii elektrycznej, cią głość dostawy i jakość napięcia.
Jakość handlowa to jakość relacji między dostawcą i użytkownikiem energii elektrycznej. Jest ona bardzo ważna dla potencjalnego odbiorcy energii, jeszcze zanim wybierze on swojego dostawcę. Zaczyna się
w dniu, kiedy odbiorca będzie chciał uzyskać informację lub zwrócić się z wnioskiem o przyłączenie do sieci. Handlowa jakość dostawy dotyczy wielu aspektów relacji między dostawcą i odbiorcą, lecz tylko niektóre z nich mogą być pomierzone i regulowane w formie standardów lub innych instrumentów. Standardy mogą dotyczyć ogólnych zasad świadczenia usług (często zwane ogólnymi standardami) lub odnoszą
się do usług świadczonych poszczególnym odbiorcom (tzw. standardy gwarantowane). Gwarantowane
standardy są zwykle skojarzone z pewnym rodzajem płatności zwrotnych dla odbiorcy, w przypadku ich
9
niedotrzymania. Przykładowo standardy te mogą dotyczyć maksymalnego czasu przywrócenia dostawy,
układów pomiarowych, odczytywania liczników i fakturowania, informacji o dostawach, załatwiania spraw
zgłaszanych telefonicznie, spotkań z odbiorcami, rozpatrywania skarg odbiorców, usług specjalnych itp.
Ciągłość dostawy mierzy się liczbą i czasem trwania przerw w dostawie energii elektrycznej.1) Do oceny
ciągłości dostaw, realizowanych z sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, stosowanych jest kilka wskaźników.
Regulacja ma na celu rekompensowanie odbiorcom zbyt długich przerw w dostawach energii elektrycznej,
utrzymywanie kontroli nad czasem przywrócenia dostaw oraz tworzenie zachęt do zmniejszenia ogólnej
liczby i czasu trwania tych przerw (w razie ich wzrostu stosowanie odpowiednich sankcji lub kar). W procesie regulacji ciągłości dostaw występują problemy związane ze stosowanymi metodami i dokładnością pomiaru przerw w dostawach oraz określenia podmiotów odpowiedzialnych za te przerwy.
Jakość napięcia jest bardzo ważną kwestią dla dystrybutorów i odbiorców w niektórych krajach ze względu na wrażliwość użytkowników odbiorników końcowych oraz coraz większe zainteresowanie sprawami jakości części odbiorców. Urządzenia przemysłowe stają się coraz bardziej wrażliwe na zmiany napięcia, a jednocześnie stosowanie sprzętu elektronicznego w coraz liczniejszych gospodarstwach domowych i u drobnych odbiorców biznesowych wpłynęło na wzrost wrażliwości na wahania napięcia u większej liczby odbiorców. Głównymi wskaźnikami pomiaru jakości napięcia są: częstotliwość, poziom napięcia i jego zmienność,
nagłe spadki napięcia, okresowe lub przejściowe zwyżki napięcia oraz zakłócenia harmoniczne. Europejska
norma EN 50160 wymienia główne parametry napięcia w sieciach niskiego i średniego napięcia w normalnych warunkach operacyjnych.
Poszczególni użytkownicy energii elektrycznej mają własne, szczególne preferencje w odniesieniu do
czynników decydujących o jakości usług, w zależności od różnych okoliczności. Niektórzy użytkownicy
stwierdzają, że „niezawodność jest kluczowym komponentem wszystkich naszych źródeł zasilania”. „Tania
energia elektryczna, jeśli jej nie otrzymujemy, nie ma żadnej wartości”.2) Niektórzy odbiorcy przemysłowi
godzą się na planowe i nieplanowe przerwy w dostawach w zamian za obniżkę ceny energii elektrycznej.
Niektóre składowe jakości usług mogą być różnicowane w odniesieniu do poszczególnych odbiorców, lecz
w stosunku do pozostałych elementów nie ma takiej możliwości i trzeba je mierzyć i regulować w ramach
systemu elektroenergetycznego.
1.2. Znaczenie regulacji jakości dostaw
Ekonomiczna regulacja przedsiębiorstw elektroenergetycznych sprowadza się zwykle do regulacji cen,
a w mniejszym stopniu dotyczy funkcjonowania przedsiębiostwa i zobowiązań wobec społeczeństwa. Z drugiej strony procedury techniczne nie uwzględniają na ogół aspektów ekonomicznych i obniżki kosztów.
Zharmonizowanie regulacji ekonomicznej i technicznej jest obecnie, po liberalizacji, wyzwaniem pod adresem regulatorów.
Regulacja cen zawiera pewne elementy stymulacji poprawy jakości dostaw. W systemie regulacji stopy
zwrotu spółki elektroenergetyczne same określają wielkość inwestycji oraz poziom jakości usług. Zgodnie
z teorią ekonomii system ten powinien tworzyć bodźce do nadmiernego inwestowania3) w poprawę jakości,
nie zawierając jednocześnie żadnych bodźców do obniżki kosztów. Nie wydaje się, aby w praktyce regulacji stopy zwrotu występował efekt nadmiernej troski o jakość. Dodatkowo może pojawić się brak symetrii
między różnymi aspektami jakości, nie koniecznie będący odzwierciedleniem preferencji odbiorców energii
elektrycznej, lecz raczej preferencji operatorów systemu.
Prosta metoda tzw. pułapów cen może stymulować regulowaną spółkę do pogorszenia jakości dostaw
wskutek redukcji inwestycji oraz obniżki kosztów utrzymania i osobowych w celu zwiększenia zysków.
Z tych względów zarówno system regulacji stopy zwrotu, jak i pułapu cenowego musi być uzupełniany
1) Niezawodność funkcjonowania systemu elektroenergetycznego zależy również od tzw. adekwatności, tj. zdolności systemu do pokrycia sumarycznego zapotrzebowania odbiorców na moc i energię elektryczną w sposób ciągły, z uwzględnieniem planowych i nieplanowych (wymuszonych) odstawień z ruchu urządzeń systemu elektroenergetycznego (definicja zaczerpnięta z NARUC – Krajowego Stowarzyszenia Komisarzy Organów Regulacyjnych USA). Problemy adekwatności nie są przedmiotem rozważań w niniejszym raporcie.
2) J.T. Ewing (Procter & Gamble), Is anyone listening?, w: A. Faruqui i R. Malko (Red.), „Customer Choice: Finding Value in Retail Electricity Markets”, PUR, Virginia, 1999, str. 137
3) Tendencja do nadmiernego inwestowania w systemie regulacji stopy zwrotu jest często określana jako efekt „nadmiernej kapitalizacji” Avercha – Johnsona (patrz: H. Averch i L. Johnson, The behaviour of the firm under regulatory constraints, w: „American Economic
Review”, nr 52 grudzień 1962).
10
swego rodzaju regulacją jakości dostaw w celu uniknięcia nadmiernej redukcji inwestycji lub przeinwestowania w pierwszym systemie regulacji i jednocześnie przeciwdziałania pogorszeniu jakości dostaw w drugim systemie. Regulacja może także stymulować odpowiednie zmiany w poziomie jakości usług zgodnie
z potrzebami odbiorców.
Regulacja przedsiębiorstw elektroenergetycznych musi zawierać jednoznaczną definicję „produktu” dostarczanego odbiorcy. Regulacja cenowa bez jednoczesnej regulacji jakości może wysyłać w niezamierzony
sposób mylące sygnały odnośnie jakości usług. Niektórzy autorzy twierdzą, iż dysponują dowodami potwierdzającymi tezę o obniżaniu się jakości w wyniku wprowadzenia regulacji typu pułapu cenowego, przy jednoczesnym braku odpowiednich przepisów w sprawie regulacji jakości4). Stymulatory jakości mogą przyczyniać się do tego, że obniżka kosztów nie odbywa się w sposób przyczyniający się do pogorszenia jakości
usług. Jest to szczególnie ważne z tego powodu, że niektóre komponenty jakości wymagają długiego czasu
na przywrócenie ich do poziomu sprzed okresu pogorszenia tej jakości. Z tego powodu regulacja jakości powinna być wprowadzona w momencie przeprowadzenia restrukturyzacji lub przeglądu regulacyjnego cen,
co pozwoli uniknąć sytuacji nieoczekiwanego pogorszenia jakości usług.
Ze względów przedstawionych wyżej system regulacji opartej na analizie wyników5) często generuje stymulatory poprawy jakości nawet wówczas, gdy wprowadzona wcześniej regulacja typu cenowego nie zawierała żadnych mechanizmów promowania jakości. W niektórych krajach, takich jak np. Hiszpania i Portugalia, regulacją jakości zajmują się organy rządowe; z kolei w innych krajach za regulację jakości odpowiedzialne są niezależne urzędy regulacji.
1.3. Zasady i mechanizmy regulacji jakości
Teoria ekonomii zakłada, że doskonałe stymulatory poprawy jakości uruchamiane są wówczas, gdy ceny
w sposób ciągły dostosowywane są do poziomu jakości świadczonych usług. Teoretycznie rezultat taki można osiągnąć poprzez włączenie do formuły pułapu cenowego odpowiedniego parametru, reagującego na
zmiany poziomu jakości6). Jednak rozwiązanie takie nie jest możliwe w odniesieniu do wszystkich istotnych
czynników decydujących o jakości7) oraz nie gwarantuje konsumentom utrzymywania minimalnego poziomu jakości usług. W konsekwencji organy regulacyjne stosują szereg różnych mechanizmów. Do najczęściej
stosowanych należą:
• publikowanie porównawczych wskaźników jakości osiąganych przez spółki lub konkurencja porównawcza w celu stymulowania konkurencyjnych zachowań. Konkurencja porównawcza wymaga jasnych
i szczegółowych zasad w odniesieniu do metod pomiaru jakości i gromadzenia danych;
• ogólne i gwarantowane standardy jakości;
• stosowanie sankcji ekonomicznych w przypadku nieprzestrzegania norm jakości. Płatności karne powinny być na tyle wysokie, aby skutecznie zachęcały do utrzymywania odpowiedniego poziomu jakości.
Płatności karne mogą być przekazywane odbiorcom lub gromadzone na specjalnym funduszu, wykorzystywanym do finansowania programów promowania jakości;
• stosowanie innych sankcji, takich jak pisemne ostrzeżenia, zmiany w koncesjach lub cofnięcie koncesji;
• obniżenie stawek taryfowych lub inne kary typu ekonomicznego zmniejszające przychody lub zyski
spółek elektroenergetycznych. Możliwa jest modyfikacja systemu cenotwórstwa przez wprowadzenie do
formuły określania pułapu cen specjalnego parametru Q (z systemu regulacji opartego na analizie wyników)
obejmującego różne czynniki związane z jakością, wskaźniki satysfakcji konsumentów lub wskaźniki bezpieczeństwa i ochrony zdrowia pracowników8),
• wprowadzenie bodźców zachęcających do stopniowej poprawy jakości.
4) Por. rozdział 4 w pracy L. Rovizziego i D. Thompsona, The Regulation of Product Quality in the Public Utilities, w: M. Bishop, J.Kay,
C. Mayer (red.), „The Regulatory Challenge”, Oxford University Press, Oxford, New York, 1995.
5) Regulacja oparta na analizie wyników polega na stosowaniu mechanizmu cenotwórstwa zmierzającego do łączenia określonych korzyści (zwykle zysku) z oczekiwanymi wynikami lub celami. W systemie tym stanowienie taryf lub ich części składowych (stawek) na
dany okres dokonywane jest na podstawie zewnętrznych wskaźników, a nie kosztów działalności przedsiębiorstwa.
6) Por. np. J. Vickers i G. Yarrow, Privatization: An Economic Analysis, Cambridge University Press, 1988.
7) Por. V. Foster, Non-price issues in utility regulation: performance standards and social considerations, Lecture to the International Training Program on Utility Regulation and Strategies, PURC, University of Florida, czerwiec 1999.
8) Wskaźniki satysfakcji konsumentów oraz bezpieczeństwa i ochrony zdrowia pracowników są wykorzystywane lub projektowane
w niektórych stanach USA.
11
Regulacja jakości dostaw powinna koncentrować się na tych czynnikach jakości usług, które:
• mają istotne znaczenie dla konsumentów,
• znajdują się w polu oddziaływania przedsiębiorstwa,
• są mierzalne na potrzeby regulacji.
Aspekty jakości dostaw ważne dla konsumentów mogą być przedmiotem pomiaru w ramach prowadzonych przeglądów satysfakcji z jakości oraz zbierania informacji na temat wymagań jakościowych oczekiwanych przez różne kategorie odbiorców.
Głównym problemem jest egzekwowanie odpowiedzialności za handlową jakość dostaw, ciągłość dostaw
i jakość napięcia, ponieważ poziom jakości dla konsumentów energii elektrycznej zależy od zachowań wielu
uczestników gry rynkowej. Organy regulacyjne powinny jednoznacznie rozgraniczać odpowiedzialność wszystkich uczestników za jakość dostaw oraz stosować w stosunku do nich odpowiednie instrumenty.
Pomiar jakości dostaw może odbywać się na poziomie lokalnym lub krajowym. Pomiarów tych dokonują na ogół regulowane spółki elektroenergetyczne, podczas gdy organy regulacyjne ustalają zasady pomiaru
oraz kontrolują przestrzeganie procedur pomiarowych.
Nowoczesne strategie regulacji jakości koncentrują się na wynikach lub skutkach występujących
u odbiorców końcowych, a nie na kosztach lub nakładach. Organy regulacyjne nie powinny ingerować
w rozwiązania techniczne ani w decyzje inwestycyjne. Jeśli jakość dostaw można zmierzyć, to właśnie na
niej powinien koncentrować się organ regulacyjny. W tym przypadku dostawca usług może czerpać korzyści z obniżki kosztów uzyskanej z poprawy zarządzania jakością. W konsekwencji zarządzanie jakością staje się strategicznym problemem dostawców energii elektrycznej.
Standardy jakości powinny odzwierciedlać preferencje i potrzeby odbiorców oraz ich gotowość do płacenia za wysoką jakość. Gotowość konsumentów do opłacania dobrej jakości można oszacować, lecz szacunki te różnią się znacznie w zależności od przyjętej metodologii9).
Regulacja jakości polega zwykle na poszukiwaniu racjonalnej równowagi między kosztami i korzyściami, na podstawie informacji dostępnych organom regulacyjnym. Należy przy tym pamiętać, że koszty są na
ogół zróżnicowane w przekroju spółek i obszarów geograficznych, podobnie jak korzyści poszczególnych
użytkowników energii elektrycznej. Regulacja jakości powinna być systematycznie monitorowana oraz analizowana. Standardy jakości w razie potrzeby powinny być periodycznie modyfikowane. Opłaty karne i mechanizmy zachęt powinny być także przedmiotem analiz równocześnie z regulacyjnymi przeglądami cen.
1.4. Regulacja jakości i konkurencja
W przemyśle elektroenergetycznym w miejsce monopoli wkracza konkurencja. Przesył i dystrybucja
energii elektrycznej pozostają naturalnymi monopolami, natomiast wytwarzanie i sprzedaż (obrót) mogą być
otwarte na konkurencję. Dyrektywa 96/92 Rady i Parlamentu Europejskiego z 19 grudnia 1996 roku w sprawie wspólnych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej przyspieszyła liberalizację handlu z tzw.
uprawnionymi odbiorcami. W niektórych krajach europejskich wszyscy odbiorcy mogą wybierać własnych
dostawców energii elektrycznej lub będą mieli prawo to robić w ciągu kilku lat.
Dyrektywa stanowi, że „(...) państwa członkowskie w interesie ogólnogospodarczym mogą nałożyć
na przedsiębiorstwa sektora elektroenergetycznego obowiązki o charakterze użyteczności publicznej
w zakresie bezpieczeństwa, włączając w to bezpieczeństwo dostaw, ciągłość zasilania, jakość i ceny oraz
ochronę środowiska. Obowiązki te powinny być jednoznacznie zdefiniowane, przejrzyste, nie dyskryminujące oraz poddające się weryfikacji (...)” (art. 3 ust. 2). W przeszłości regulacja na podstawie wyników
była stosowana wobec zintegrowanych pionowo przedsiębiorstw elektroenergetycznych. Obecnie
w okresie przechodzenia do konkurencji detalicznej należy zrezygnować z regulacji wytwarzania, ukierunkowanej na poprawę wyników eksploatacyjnych elektrowni, i objąć regulacją działalność przesyłową
i dystrybucyjną w zakresie jakości usług i planowania rozwoju według metody najniższych kosztów10).
W niektórych krajach europejskich liberalizacja i regulacja oparta na wynikach zostały wprowadzone
9) Problem ten jest szeroko dyskutowany przez ekonomistów zajmujących się ochroną środowiska, którzy próbują wykorzystywać takie metody, jak ceny „przyjemności”, wycena nieprzewidzianych zdarzeń itp. do szacowania wartości szkód wyrządzonych środowisku lub zasobom naturalnym w celu ułatwienia podejmowania decyzji przez odpowiednie organa.
10) Problemy regulacji opartej na wynikach są rozważane w: B. Biewald i inni, Performance-Based Regulation in Restructured Electric Industry, Raport dla NARUC, Waszyngton, listopad 1997.
12
równocześnie. Regulacja jakości usług przesyłowych i dystrybucyjnych może ulec zmianie po otwarciu
na konkurencję rynku energii elektrycznej.
Według Komisji Europejskiej „Wszędzie tam, gdzie wprowadzono liberalizację, zwłaszcza na szczeblu
odbiorcy indywidualnego, doświadczenie pokazuje, że standardy jakości muszą ulec poprawie z dwóch powodów. Po pierwsze, udzielanie koncesji na sprzedaż energii elektrycznej jest zawsze powiązane z określonymi warunkami. Niektóre z tych warunków dotyczą dotrzymywania minimum standardów usług. Krajowe organy regulacyjne rokrocznie zwiększają wymagania w zakresie tych standardów. Po drugie, skoro
standardy usług stanowią ważny składnik konkurencyjności przedsiębiorstwa elektroenergetycznego, konkurencja prowadzi do dalszej poprawy standardów jakości. Dotyczy to przede wszystkim realizacji standardów na poziomie wyższym niż minimalny, określonym przez organ regulacyjny lub rząd. Tak więc podwójnym celem regulacji prawnych w Europie w zakresie stopniowej liberalizacji przemysłu elektroenergetycznego i gazownictwa jest obniżka cen oraz utrzymanie, a nawet poprawa jakości usług o charakterze powszechnym. Doświadczenie wskazuje, że tam gdzie wdraża się odpowiednie mechanizmy regulacyjne,
usługi o charakterze powszechnym nie tylko nie są zagrożone, lecz w warunkach rynkowej konkurencji mogą się pomyślnie rozwijać”11.
Wszędzie tam, gdzie konkurencja wypiera monopole, konkurencja pod względem jakości powinna zastąpić regulację jakości. Całkowite zaprzestanie regulacji przez organy regulacyjne nie jest jednak możliwe, ponieważ jedynie niektóre parametry dotyczące jakości są negocjowane indywidualnie, a pozostałe mają powszechne zastosowanie. Ponadto niektóre czynniki kształtujące jakość są powiązane z bezpieczeństwem dostaw lub mogą oddziaływać niekorzystnie na środowisko naturalne. Z tego powodu obowiązki o charakterze publicznym mogą odgrywać istotną rolę.
Wreszcie konkurencja pod względem jakości wymaga przestrzegania zasady przejrzystości i porównywalności informacji. Organ regulacyjny może ułatwiać konsumentom wybór dostawcy poprzez zwiększanie zakresu informacji, udostępnianych przez organizacje odpowiadające za jakość usług świadczonych konsumentom.
1.5. Zakres i struktura raportu
Jakość handlowa usług, ciągłość dostaw i jakość napięcia są przedmiotem rozważań w rozdziałach 2,3
i 4. Każdy z tych rozdziałów zawiera opis istotnych czynników jakości, wstępną analizę porównawczą rzeczywistego poziomu jakości, standardy jakości stosowane przez organy regulacyjne oraz porównawczą prezentację systemów regulacyjnych i krajowych strategii jakości. Wpływ liberalizacji na problematykę regulacji jakości omawiany jest tam, gdzie ma to istotne znaczenie.
Rozdział 5 zawiera wnioski opracowane przez Grupę Roboczą w kontekście czterech celów postawionych przed Grupą, a także sugestie co do dalszych działań.
W załączniku nr 1 przedstawiono podstawowe dane statystyczne krajowych systemów elektroenergetycznych. Tabele porównawcze standardów jakości są prezentowane w załącznikach nr 2, 3 i 4 odpowiednio
w odniesieniu do jakości handlowej, ciągłości dostaw i jakości napięcia. Załącznik nr 5 informuje o aktualnych badaniach nad wagą, jaką konsumenci przywiązują do jakości.
II. REGULACJA HANDLOWEJ JAKOŚCI DOSTAW
2.1. Główne składniki jakości handlowej
Jakość handlowa dostaw jest bezpośrednio związana z transakcjami lub kontaktami spółki elektroenergetycznej ze swoimi odbiorcami. Transakcje te dotyczą nie tylko sprzedaży energii elektrycznej, ale również innych kontaktów lub transakcji między przedsiębiorstwami a ich obecnymi i nowymi klientami. Zanim rozpocznie się realizacja dostaw energii ma miejsce kilka kontaktów między potencjalnym klientem
i przedsiębiorstwem. Te pierwsze i następne kontakty lub transakcje w trakcie trwania umowy mogą być
okazją określenia odpowiednich wymagań jakościowych, które z kolei determinują działalność przedsiębiorstwa elektroenergetycznego.
11 Komunikat
Komisji Europejskiej na temat: Services of general interest in Europe, COM/2000/0580 final, wrzesień 2000, Załącznik 1.
13
Kontakty handlowe między przedsiębiorstwem elektroenergetycznym i odbiorcą można sklasyfikować
następująco:
• Kontakty związane z warunkami dostawy, np. informacje o przyłączeniu do sieci oraz cenach realizacji dostaw. Transakcje te mają miejsce jeszcze przed wejściem w życie umowy o dostawie energii elektrycznej.
• Transakcje dokonywane w czasie obowiązywania umowy, dotyczące bezpośrednio nabywanego
produktu, takie jak wystawienie i zapłacenie rachunku, rozpatrywanie i załatwianie skarg i uwag klientów. Transakcje te można podzielić na transakcje powtarzające się regularnie oraz transakcje okazjonalne. Do transakcji regularnych należy odczytywanie liczników i fakturowanie (wystawianie rachunków).
Niektóre kontakty między przedsiębiorstwem i jego klientem są tylko sporadyczne i zachodzą w przypadku zgłaszania przez odbiorcę uwag, skarg lub wniosków. Jakość tych kontaktów lub transakcji można mierzyć czasem trwania załatwienia określonej sprawy, sposobem jej załatwienia lub rozstrzygnięcia
oraz satysfakcją klienta.
W tabeli 2.1 zestawiono niektóre transakcje związane ze standardami jakości dostaw, występujące w niektórych krajach.
Główne transakcje między przedsiębiorstwem i klientami
Transakcje przed dostawą
Tabela 2.1
Transakcje w czasie realizacji umowy
Transakcje regularne
Transakcje okazjonalne
• przyłączenie do sieci
(przyłącze i licznik)
• dokładność szacowania
rachunków
• reakcja na brak napięcia
z winy dostawcy
(uszkodzenie bezpiecznika
należącego do dostawcy)
• określenie opłat*
• odczyty liczników
• skargi na napięcie
• realizacja prac
przyłączeniowych*
• usługi centrum obsługi
klienta
• problemy z licznikami
• łączność telefoniczna
• skargi na opłaty i płatności
• planowanie spotkań
• odpowiedzi na zgłoszenia
klientów
• odpowiedzi na listy klientów
• szacowanie opłat*
• realizacja zleconych robót
*odnosi się do obu rodzajów transakcji
Kompletny wykaz stosowanych obecnie standardów w poszczególnych krajach przedstawiono w załączniku nr 2.
Pokazuje on, że w każdym państwie największa liczba standardów jakości jest związana z transakcjami
okazjonalnymi zawieranymi w czasie realizacji umowy o dostawę energii.
2.2. Strategie zapewniające i stymulujące jakość handlową
Analiza informacji otrzymanych z sześciu krajów pokazuje, że istnieją podobieństwa w regulacji jakości
usług. Rysunek na stronie 15 ilustruje sześć aspektów regulacji jakości usług, odgrywających istotną rolę
w zapewnieniu jakości handlowej.
14
Standardy
Przepisy i kodeksy
Płatności karne
Strategie
zapewniające i promujące
jakość handlową
Procedury prawne
i rozstrzyganie sporów
Informacje
Uczestnictwo
odbiorców
Przepisy i kodeksy
Do regulowania jakości handlowej wykorzystuje się w poszczególnych krajach w różnym stopniu przepisy i kodeksy. Organy regulacyjne są odpowiedzialne za ich publikowanie w Wielkiej Brytanii, Holandii,
Norwegii i we Włoszech. W Portugalii i Hiszpanii należy to do kompetencji rządu, a organy regulacyjne mają obowiązek weryfikowania stosowania tych przepisów.
Ogólne zasady zawierania umów na dostawy energii elektrycznej precyzują prawa i obowiązki, których
przestrzeganie zapewnia odpowiedni poziom jakości handlowej. W Hiszpanii, Portugali, Wielkiej Brytanii
i we Włoszech ogólne warunki umów dostawy regulują zasady fakturowania, odczytywania liczników, kontroli pobieranej mocy, płatności i rozliczeń, wnoszenia skarg i rozstrzygania sporów. Natomiast w Holandii
i Norwegii przedmiotem regulacji są przede wszystkim umowy dotyczące dostępu do sieci.
Standardy
Stosowanie standardów dotyczących wyników działalności jest wskazane, aby zapewnić odbiorcom dostaw minimalny poziom jakości usługi. We wszystkich badanych krajach, z wyjątkiem Norwegii, podstawą
regulacji jakości handlowej jest stanowienie odpowiednich standardów.
Tabela 2.2. przedstawia informacje o rodzajach standardów stosowanych w wybranych krajach.
Standardy jakości handlowej
Tabela 2.2
Standardy gwarantowane
i ogólne
Włochy, Portugalia, Hiszpania, Wielka Brytania
Zalecenia
Holandia
Ogólne wymagania
Norwegia
Definicje różnych standardów i porównawczą analizę standardów jakości handlowej przedstawiono
w punkcie 2.3.
Płatności karne
W przypadku niedotrzymania gwarantowanych standardów jakości spółki elektroenergetyczne powinny
dokonywać płatności karnych na rzecz odbiorców. Wielkość tych płatności w czterech krajach, stosujących
gwarantowane standardy, przedstawiono w punkcie 2.4.
15
System informacji
Informowanie konsumentów stanowi istotny aspekt jakości handlowej. Rozpowszechnianie informacji jest ważnym czynnikiem promowania jakości usług. Pomimo bardzo różnych rozwiązań w zakresie regulacji informowanie konsumentów jest w centrum zainteresowania wszystkich krajów objętych badaniem.
Przekazywanie informacji odbywa się za pośrednictwem ulotek, prasy, internetu oraz druków dostarczanych razem z rachunkami za energię elektryczną. W Norwegii i Hiszpanii obowiązują przepisy określające minimalny zakres informacji, jaki powinien być wyszczególniony na rachunkach. Dla przykładu
może to dotyczyć informacji o wielkości zużycia energii elektrycznej w ostatnich 12 miesiącach, a także
o przeciętnych dziennych wydatkach na energię. Przedsiębiorstwa elektroenergetyczne często przekazują również inne informacje mogące zainteresować konsumentów energii elektrycznej.
Uczestnictwo odbiorców
Kontakty odbiorców ze spółkami elektroenergetycznymi stanowią ważny czynnik kształtowania jakości we wszystkich sześciu krajach. Strategie zachęcające odbiorców do takich kontaktów mogą polegać m.in. na:
• udostępnianiu różnych środków do kontaktowania się z przedsiębiorstwem (centra obsługi klienta,
infolinie itp.),
• określaniu w standardach czasu, w którym musi być udzielona odpowiedź na zgłoszoną reklamację lub
prośbę o informację,
• aktywnym uczestnictwie organizacji konsumenckich w procesie regulacji sektora elektroenergetycznego.
W Wielkiej Brytanii aktywną i ważną rolę w rozpatrywaniu skarg i uwag odbiorców odgrywają komitety
konsumentów gazu i energii elektrycznej. W Portugalii i Hiszpanii stowarzyszenia konsumentów są reprezentowane w radach konsultacyjnych organów regulacji.
Rozstrzyganie sporów
Tabela 2.3
Organy regulacyjne
Kraj
Włochy
Mediacje
postępowanie
pojednawcze
(rozjemcze)
Arbitraż
tak
tak
Prawo
rozstrzygania
tak
Inne podmioty
• Ośrodki arbitrażu i mediacji
• Sądy
16
Holandia
nie
nie
nie
• Krajowe Komitety
ds. Rozstrzygania Sporów
• Urząd ds. Konkurencji
Norwegia
tak
nie
tak
• Ośrodki arbitrażu prowadzone
przez Norweskie Stowarzyszenie
Elektryczne razem z organizacjami
konsumenckimi
Portugalia
tak
nie
nie
• Stowarzyszenia konsumenckie
• Ośrodki arbitrażu
• Generalna Dyrekcja Energetyki
• Sądy
Hiszpania
nie
nie
nie
• Rządy lokalne
Wlk. Brytania
tak
nie
tak
• Komitety Odbiorców Gazu
i Energii Elektrycznej
Procedury prawne i rozstrzyganie sporów
Rozstrzyganie sporów jest ważnym zagadnieniem zarówno dla przedsiębiorstw elektroenergetycznych,
jak i odbiorców. W tabeli 2.3 przedstawiono rozwiązania regulacyjne stosowane w trakcie rozpatrywania
i rozstrzygania sporów i konfliktów. W procesie tym uczestniczą obok organów regulacyjnych również inne podmioty prawne.
Organy regulacyjne czterech krajów, poza Holandią i Hiszpanią, mają określone uprawnienia w rozstrzyganiu sporów.
Wprawdzie procedury mediacyjne i postępowanie rozjemcze, jako nadzwyczajne mechanizmy, są stosowane w czterech krajach, to z kolei arbitraż prowadzi tylko włoski organ regulacyjny.
W Wielkiej Brytanii, we Włoszech i Norwegii ograny regulacyjne mają uprawnienia do rozstrzygania sporów między odbiorcami i przedsiębiorstwami elektroenergetycznymi.
W Holandii i Norwegii spory w sektorze elektroenergetycznym rozstrzygają specjalne ośrodki utworzone przez stowarzyszenia konsumentów i przedsiębiorstwa elektroenergetyczne. Należy również
zwrócić uwagę na rolę, jaką w rozstrzyganiu sporów w Wielkiej Brytanii odgrywają Komitety Odbiorców
Gazu i Energii Elektrycznej.
2.3. Standardy jakości handlowej
We Włoszech, w Portugalii, Hiszpanii i Wielkiej Brytanii występują dwa rodzaje standardów:
• Standardy gwarantowane, określające minimalny poziom jakości usług w indywidualnych przypadkach. W razie niedotrzymania tych standardów przedsiębiorstwo elektroenergetyczne musi zapłacić ustaloną stałą kwotę danemu odbiorcy.
Definicja gwarantowanych standardów zawiera następujące elementy:
1) rodzaj usługi (np. szacunek opłat),
2) wymagany poziom jakości działania – zwykle z określonym czasem odpowiedzi (np. w ciągu 5 dni roboczych),
3) kwota płatności karnej, przysługująca odbiorcy, który nie otrzymał usługi na wymaganym poziomie
(np. 20 EUR).
• Standardy ogólne, dotyczące tych rodzajów usług, których nie można indywidualnie zagwarantować
odbiorcom, a które przedsiębiorstwa elektroenergetyczne mają obowiązek utrzymywać na określonym poziomie. Standardy ogólne nie są powiązane z płatnościami karnymi, lecz odgrywają podstawową rolę w monitorowaniu i promowaniu jakości usług.
Standardy ogólne określa się w następujący sposób:
1) rodzaj usługi (np. przyłączenie budynku nowego odbiorcy do elektrycznej sieci dystrybucyjnej),
2) minimalny poziom usługi (zwykle w procentach) osiągany w określonym przedziale czasu (np. 90 procent przyłączeń powinno być zrealizowane w ciągu 20 dni roboczych).
W Holandii stosuje się standardy w formie zaleceń. Dotyczą one tylko pierwszych dwóch elementów standardów gwarantowanych. Określają one minimalny poziom jakości usług w stosunku do poszczególnych odbiorców, lecz nie przewidują stosowania płatności karnych w razie ich niedotrzymania.
W Norwegii jakość usług handlowych jest uregulowana w koncesjach spółek dystrybucyjnych. Obowiązki w tym zakresie są określone bardzo ogólnie, tj. odmiennie od sposobu przedstawionego wyżej w odniesieniu do usług handlowych.
Tylko w Wielkiej Brytanii i we Włoszech obowiązują standardy jakości usług. W Portugalii, zatwierdzony ostatnio Kodeks Jakości Usług, ma wejść w życie 1 stycznia 2001 roku. Natomiast w Hiszpanii mają
być wkrótce opublikowane regulacje dotyczące jakości usług. Jak już wspomniano wyżej, w Norwegii nie
stosuje się standardów jakości handlowej, a z kolei w Holandii mają one tylko charakter zaleceń.
Informacje zawarte w załączniku nr 2 w ujęciu syntetycznym przedstawia wykres na następnej stronie.
17
Rys. 2.1. Liczba ogólnych i gwarantowanych standardów
12
10
8
6
4
2
0
Włochy
ogólne standardy
Portugalia
Hiszpania
Wielka Brytania
gwarantowane standardy
We Włoszech i Portugalii występuje więcej standardów ogólnych niż gwarantowanych, podczas gdy
w Hiszpanii i Wielkiej Brytanii jest odwrotna sytuacja. W Wielkiej Brytanii obowiązuje najwięcej standardów
(19), w tym jedenaście gwarantowanych i osiem ogólnych.
Rodzaje usług objętych gwarantowanymi standardami są zróżnicowane w poszczególnych krajach. Składa się na to kilka przyczyn:
• znaczenie usług dla odbiorców; jakość usług szczególnie ważnych dla odbiorców powinna być uregulowana w gwarantowanych standardach, skojarzonych z odpowiednimi płatnościami karnymi;
• wymóg dotrzymywania standardów; w przypadkach, w których przestrzeganie standardów wykracza
poza możliwości oddziaływania przedsiębiorstwa, nie jest celowe stosowanie standardów gwarantowanych;
• dysponowanie informacjami o aktualnym poziomie jakości usług; trudno bowiem byłoby projektować
gwarantowane standardy bez posiadania dokładnych informacji o rzeczywistej jakości usług;
• przeciwdziałanie oportunistycznym postawom i zachowaniom odbiorców oraz przedsiębiorstw elektroenergetycznych;
• początkowy okres wprowadzania regulacji; często stosuje się mniej skomplikowane systemy regulacyjne z mniejszą liczbą standardów.
Niektóre standardy handlowej jakości są również przedmiotem rozważań w analizie ciągłości dostaw
(por. załącznik 3). Standardy dotyczące „czasu przywrócenia zasilania po przerwie z winy dostawcy” lub
„przywrócenie zasilania po zaistnieniu awarii” odgrywają istotną rolę w ocenie handlowej jakości usług oraz
ciągłości dostawy.
Porównania handlowej jakości usług między krajami są trudne z następujących powodów:
• brak informacji o aktualnym poziomie handlowej jakości usług (dostępne są tylko częściowe dane
z Wielkiej Brytanii i Włoch);
• nieporównywalność warunków środowiskowych, co oznacza, że wyniki w zakresie jakości mogą być
obciążone czynnikami geograficznymi i klimatycznymi;
• odmienne rozwiązania prawne i regulacyjne;
• różna organizacja i struktura rynków – liczba i rodzaje spółek elektroenergetycznych;
• niejednakowy stopień liberalizacji rynków;
• opieranie obecnie obowiązujących standardów przede wszystkim na danych i parametrach historycznych (np. we Włoszech obecne standardy zostały opracowane w celu zastąpienia standardów określonych
w dokumencie „Carte dei Servici”, który stracił ważność. W tej sytuacji nowe standardy jakości często kształtowane są na podstawie poprzedniej praktyki i osiąganych wyników).
• różne definiowanie standardów w poszczególnych krajach (patrz załącznik nr 2).
Brak informacji o rzeczywistym poziomie handlowej jakości usług stanowi przeszkodę w porównywaniu wyników osiąganych w różnych krajach. Wszystkie porównania prezentowane w niniejszym rozdziale zostały sporządzone na podstawie publikowanych standardów, a nie rzeczywistych wyników w zakresie jakości handlowej usług.
Chociaż standardy nie zawsze są bezpośrednio porównywalne, to jednak w poniższej tabeli przedstawiono osiem standardów (gwarantowanych i o charakterze zaleceń) stosowanych przynajmniej w trzech krajach. Kompletny wykaz standardów stosowanych w poszczególnych krajach zawiera załącznik nr 2.
18
Wymagany czas „przywrócenia zasilania po odłączeniu wskutek niepłacenia rachunków” wynosi jeden
dzień kalendarzowy we Włoszech i Hiszpanii i jeden dzień roboczy w Portugalii.
Dane w tabeli 2.4 ilustrują zróżnicowane wymagania w zakresie pozostałych siedmiu stosowanych w badanych krajach gwarantowanych standardów. W niektórych krajach (np. w Hiszpanii) ustalono odmienne
standardy w zależności od wielkości odbioru energii elektrycznej lub kompleksowości usługi (por. załącznik nr 2). W prezentowanych danych dla wszystkich krajów przyjęto najlepsze wartości wskaźników jakości wymaganych przez obowiązujące standardy (gwarantowane i zalecane).
Najbardziej powszechne standardy (gwarantowane i zalecane)
Standard
Włochy(1)
Ponowne zasilanie po
niepłaceniu rachunków
Holandia(2)
Tabela 2.4
Portugalia(3)
Hiszpania(4)
*
*
*
Zasilanie po przerwie z winy
dostawcy
*
Planowanie spotkań
*
Szacunek opłat
*
Wielka
Brytania(1)
*
*
*
*
*
*
Problemy z licznikami
*
*
*
*
Skargi dotyczące płatności
*
*
*
*
*
*
*
*
Wykonawstwo prac
*
Pierwsze przyłączenie
*
(1)
(2)
(3)
stosowane standardy
proponowane zalecenia
(4)
*
standardy obowiązujące od 2001 r.
proponowane standardy gwarantowane
W odniesieniu do standardu „przywrócenie dostawy po przerwie z winy dostawcy” najostrzejsza norma
czasu (2 godziny) występuje w Holandii, a najmniej mobilizująca w Portugalii (4 godziny).
Organizacja wizyt u odbiorców wykazuje mniejsze rozpiętości czasowe w obowiązujących standardach.
Czas, w którym należy zaplanować wizytę u odbiorcy na jego życzenie, wynosi 3 godziny we Włoszech
i w Portugalii. W Wielkiej Brytanii spółka elektroenergetyczna musi proponować spotkania u odbiorców rano lub po południu albo w ciągu 2 godzin od zgłoszenia takiego życzenia przez odbiorcę.
Rys. 2.2. Porównanie standardów jakości handlowej (1)
Godziny
5
4
Portugalia
Wielka Brytania*
3
Wielka Brytania
Włochy
Portugalia
2
Holandia
Zasilanie po przerwie
z winy dostawcy
Planowanie spotkań
z odbiorcami
*Spółki elektroenergetyczne mają obowiązek proponować spotkania przed południem
lub po południu albo dwie godziny po zgłoszeniu takiej potrzeby.
19
Dni robocze
25
Portugalia
20
Włochy
15
Holandia
10
Hiszpania
Wielka Brytania
5
Szacunek opłat za proste
prace na niskim napięciu
Hiszpania
Wielka Brytania
Problemy pomiarowe
Wielka Brytania i Hiszpania stosują znacznie ostrzejsze standardy w zakresie udzielania odpowiedzi na
pytania lub skargi dotyczące opłat i płatności, rozstrzygania problemów związanych z pomiarami oraz kalkulacji odpłatności za drobne prace instalacyjne. We Włoszech i Portugalii obowiązują mniej napięte standardy jakościowe.
Dni robocze
20
Portugalia
Włochy
15
10
5
Holandia
Hiszpania
Wielka Brytania
Hiszpania
Włochy
Hiszpania
Holandia
Wielka
Brytania
0
Pytania dotyczące
opłat i płatności
Wykonawstwo
drobnych prac
na niskim napięciu
(zasilanie i licznik)
2.4. Płatności karne
Płatności karne spełniają następujące główne funkcje:
• są dla odbiorców pewną formą kompensaty z tytułu niedotrzymania przez przedsiębiorstwo elektroenergetyczne wymaganego poziomu jakości usługi (standardy gwarantowane),
• upewniają odbiorców, że standardy jakości skutecznie spełniają swoją funkcję,
• karzą przedsiębiorstwa elektroenergetyczne za złą działalność i stymulują poprawę jakości świadczonych usług.
Płatności na rzecz odbiorców z tytułu niedotrzymywania gwarantowanych standardów różnią się w poszczególnych krajach. Można to zauważyć na wykresie 2.5, który ilustruje różnicę, jaka dzieli Portugalię od
pozostałych krajów. Wszystkie wartości są nominowane w euro.
20
Rys. 2.5. Płatności karne dotyczące odbiorców na niskim napięciu (EUR)
Włochy
25,8
Portugalia
15
Hiszpania (1)
30
32,4
Wielka Brytania (2)
0
10
20
30
40
P
(1) Płatności karne mogą wynosić 5000 PTS (~30 EUR) lub 10 % wartości rachunku
(2) Najczęściej stosowana płatność karna wynosi 20 GBP (~32,4 EUR). W dwóch gwarantowanych standardach występują odmienne
płatności karne (40 i 50 GBP).
W zakresie realizacji płatności karnych występują również różnice (por. tabela 2.5). We Włoszech, w Hiszpanii oraz w odniesieniu do niektórych standardów w Wielkiej Brytanii płatności karne realizowane są
automatycznie. W stosunku do pozostałych standardów w Wielkiej Brytanii oraz wszystkich gwarantowanych standardów w Portugalii, w przypadku niedotrzymania danego standardu odbiorcy muszą zwrócić się
z żądaniem otrzymania płatności kompensacyjnej. W Holandii nie określono jeszcze formy realizacji płatności karnych.
Płatności karne
Tabela 2.5
Realizowane automatycznie
Włochy, Portugalia, Hiszpania, Wielka Brytania *
Realizowane na żądanie
Portugalia, Wielka Brytania*
*Niektóre płatności realizowane są automatycznie, pozostałe na żądanie.
2.5. Efekty liberalizacji
Komisja Europejska przewiduje, że do 2005 roku większość rynków energii elektrycznej Europy Zachodniej będzie w pełni otwarta dla konkurencji. Sześć krajów analizowanych w niniejszym opracowaniu znajduje się na różnych etapach liberalizacji rynku.
Wpływ liberalizacji na jakość usług handlowych nie był jeszcze przedmiotem szczegółowych badań. Regulacja jakości handlowej w krajach o wyższym stopniu liberalizacji rynku wydaje się opierać na założeniu,
iż jakość usług handlowych, świadczonych odbiorcom uprawnionym, będzie pozostawiona działaniu mechanizmów rynkowych. Rysuje się tendencja stanowienia standardów jakości tylko dla usług o charakterze
monopolistycznym.
Liberalizacja wykazała, że istotne znaczenie mają:
• pozbawiony dyskryminacji dostęp do sieci,
• zachowania uczestników dominujących na rynku,
• koszt i czas związany z przeniesieniem się do nowego dostawcy,
• techniki sprzedaży bezpośrednio u klienta.
W sytuacji, gdy spółka afiliowana, zajmująca się sprzedażą detaliczną, prowadzi działalność tylko na
obszarze danego przedsiębiorstwa elektroenergetycznego, możliwe są dwa rozwiązania w kontekście regulacyjnym:
21
• przedsiębiorstwo elektroenergetyczne, zarządzające systemem dystrybucyjnym (sieć), musi zapewnić
detalicznym konkurentom dostęp do własnej sieci i kontakt z ich odbiorcami,
• zasady i procedury funkcjonowania rynku powinny zapewnić równe traktowanie przez dane przedsiębiorstwo elektroenergetyczne wszystkich konkurentów oraz identyczne traktowanie własnej stowarzyszonej
spółki, zajmującej się sprzedażą detaliczną energii elektrycznej.
2.6. Specjalne wymagania odbiorców
Odbiorców zgłaszających specjalne wymagania można podzielić na następujące grupy:
• odbiorców zgłaszających zapotrzebowanie na usługi o wyższej jakości,
• odbiorców wrażliwych ekonomicznie, do których zalicza się osoby starsze i niepełnosprawne, odbiorców o bardzo niskich dochodach itp. We Włoszech i Portugalii problemy związane z tą grupą odbiorców załatwiane są poza elektroenergetyką. W Wielkiej Brytanii kategoria odbiorców wrażliwych, obejmuje osoby
starsze i odbiorców o bardzo niskich dochodach. Ta kategoria odbiorców jest obsługiwana przez przedsiębiorstwo elektroenergetyczne.
Pierwsza grupa odbiorców może uzyskać zaspokojenie swoich potrzeb w ramach rynku konkurencyjnego. Natomiast potrzeby drugiej grupy odbiorców powinny być uwzględnione w systemie regulacji, dzięki
czemu będzie zagwarantowany odpowiedni poziom jakości świadczonych im usług.
Rosnąca konkurencja między dostawcami energii elektrycznej sprzyja indywidualizacji jakości usług, stosownie do specyficznych potrzeb i oczekiwań odbiorców. Indywidualne potrzeby odbiorców mogą być bowiem zaspokojone dzięki umowom, swobodnie negocjowanym przez dostawców i odbiorców.
Instrumenty regulacyjne, stosowane w odniesieniu do tzw. odbiorców wrażliwych ekonomicznie, różnią
się znacznie w poszczególnych krajach. W Hiszpanii, Holandii i Norwegii nie ma żadnych specjalnych regulacji prawnych. Natomiast w Wielkiej Brytanii, Portugalii i we Włoszech nałożono na przedsiębiorstwa elektroenergetyczne specjalne obowiązki w zakresie ochrony tych odbiorców.
III. REGULACJA CIĄGŁOŚCI DOSTAW
3.1. Główne aspekty ciągłości dostaw
Ciągłość dostaw jest problemem złożonym. Niektórych przerw w dostawie energii elektrycznej nie da
się uniknąć i dlatego pojawiły się różne metody pomiaru ciągłości dostaw. Konsumenci energii elektrycznej charakteryzują się zróżnicowaną wrażliwością na przerwy w dostawach. Według spółek dystrybucyjnych koszty pomiaru i kontroli tych przerw różnią się znacznie w zależności od specyfiki przerwy, poziomu napięcia i dostępnych technologii (w tym również w zakresie telekomunikacji i zdalnych systemów
sterowania). Z tych względów organy regulacyjne zmuszone były selektywnie traktować różne aspekty
ciągłości dostaw.
Do głównych cech charakteryzujących ciągłość dostaw należą:
• Rodzaj przerw w dostawie: przerwy planowe i nieplanowe. Badania satysfakcji odbiorców wykazały,
że cenią oni sobie dokładne informowanie o planowanych przerwach w dostawie. Planowe przerwy w dostawach, o których odbiorcy zostali we właściwy sposób zawiadomieni, są oceniane jako mniej dolegliwe. Planowe przerwy w dostawach, o których odbiorcy nie zostali powiadomieni, powinny być traktowane jako przerwy nieplanowe.
• Czas trwania poszczególnych przerw: przerwy krótko- i długotrwałe. Europejska norma EN 50160 określa, że przerwą długotrwałą jest brak dostawy energii elektrycznej, trwający dłużej niż trzy minuty. Wszystkie przerwy nie przekraczające trzech minut zalicza się do przerw krótkich. W niektórych krajach bardzo
krótkie przerwy w dostawie, dzięki działaniu automatyki systemów powtórnego załączania oraz trwające nie
dłużej niż kilka sekund, zalicza się do tzw. przerw przemijających. Krótkie i przemijające przerwy mogą również powodować uszkodzenia urządzeń. Nagłe spadki i zaniki napięcia mogą także powodować szkody, ale
nie są zaliczane do przerw w zasilaniu. Są natomiast traktowane jako komponent jakości napięcia, co jest
przedmiotem rozważań w rozdziale 4.
22
Główne czynniki kształtujące ciągłość dostaw w sieciach dystrybucyjnych
Kraj
Przerwy planowe
i nieplanowe
Przerwy krótkoi długotrwałe
Tabela 3.1
Poziomy
napięcia
Wskaźniki częstości
i czasu trwania przerw
rejestracja przerw na
wszystkich poziomach napięcia; regulacja tylko
w odniesieniu do odbiorców na MV/LV (w przyszłości także w odniesieniu do odbiorców na HV)
stosuje się oba rodzaje
wskaźników; obecnie
regulacja tylko w odniesieniu do wskaźnika
CML, w przyszłości regulacja w odniesieniu
do wskaźnika częstości
Włochy
rejestrowane są oba ro- rejestracja obu rodzajów
dzaje przerw; przed- przerw, regulacja tylko
miotem regulacji są tylko przerw długotrwałych
przerwy nieplanowe
Holandia
rejestrowane są tylko rejestracja tylko przerw rejestracja przerw na obecnie dostępne tylko
wszystkich poziomach wskaźniki CML
przerwy nieplanowe
długotrwałych
napięcia
Norwegia
prowadzona jest rejestracja oraz zamierza się
wprowadzić regulację
obu rodzajów przerw
Portugalia
rejestracja i regulacja prze- rejestracja tylko przerw
rw planowych i nieplano- długotrwałych (obecnie
wych od 2001 roku
>1’), od 2001 roku regulacja tylko przerw długotrwałych >3’
rejestracja przerw tylko
na napięciu powyżej
1 kV; proponowana regulacja w odniesieniu
do wszystkich kategorii
odbiorców (HV/MV/LV)
obecnie dostępne tylko
wskaźniki czasu trwania
wszystkich przerw dłuższych niż 1’ (TIEPI); regulacja od 2002 roku
w odniesieniu do wskaźników TIEPI, CML i CI
Hiszpania
rejestrowane są oba ro- rejestracja i regulacja
dzaje przerw; proponuje tylko przerw długotrwasię regulować tylko prze- łych
rwy nieplanowe
rejestracja przerw tylko
na napięciu powyżej
1 kV; proponowana regulacja w odniesieniu do
wszystkich odbiorców
(HV/MV/LV)
obecnie dostępne tylko
wskaźniki czasu trwania
(TIEPI); proponowana
regulacja wskaźników
CML i CI
Wielka
Brytania
rejestracja i regulacja rejestracja i regulacja
obecnie tylko przerw
obu rodzajów przerw
długotrwałych >1’; krótkotrwałe
wyłączenia
(> 1’’) będą rejestrowane w przyszłości
rejestracja przerw na
wszystkich poziomach
napięcia; obecnie regulacja w odniesieniu do
(HV/MV/LV)
obecnie dostępne zarówno wskaźniki dotyczące liczby przerw (CI)
jak i czasu ich trwania
(CML)
proponuje się wprowadzenie rejestracji i regulacji tylko przerw długotrwałych
rejestracja przerw i pro- obecnie dostępne tylko
ponowana regulacja tyl- wskaźniki CML
ko na napięciu powyżej
1 kV
Uwagi:
CI – liczba przerw w roku w przeliczeniu na odbiorcę (odpowiednik SAIFI – wskaźnika przeciętnej systemowej częstości przerw).
CML – liczba minut przerw w przeliczeniu na odbiorcę (odpowiednik SAIDI - systemowego wskaźnika przeciętnego trwania
przerw).
TIEPI – liczba godzin przerw w roku ważona mocą zainstalowaną transformatora, przeznaczonego do zasilania odbiorcy na średnim
napięciu, a w Hiszpanii – mocą zamówioną przez odbiorcę na średnim napięciu (MV).
• Zakłócenia na różnych poziomach napięcia oraz inne przyczyny. Zakłócenia te mogą wystąpić na
niskim, średnim lub wysokim napięciu. Przerwy w dostawie energii elektrycznej do odbiorców końcowych mogą mieć źródło na wszystkich poziomach napięć systemu elektroenergetycznego. Odbiorcy
przyłączeni do sieci niskiego napięcia (LV < 1 kV) są narażeni na przerwy w wyniku zakłóceń w sieci
niskiego, średniego (MV) i wysokiego napięcia (HV) oraz w sieci przesyłowej. Odbiorcom przyłączonym do sieci średniego napięcia nie zagrażają przerwy w dostawie spowodowane zakłóceniami w sieci niskiego napięcia. Natomiast odbiorcom końcowym przyłączonym do sieci wysokiego napięcia lub
sieci przesyłowej nie zagrażają przerwy w dostawie dzięki odpowiedniemu zaprojektowaniu konfiguracji tych sieci.
23
• Wskaźniki charakteryzujące ciągłość zasilania: liczba i czas trwania wyłączeń. Skumulowany roczny
czas trwania przerw w przeliczeniu na odbiorcę, określany jako liczba minut przerw w przeliczeniu na
odbiorcę (CML), i systemowy wskaźnik przeciętnego czasu trwania przerw (SAIDI) wskazują długość
okresu, w którym w danym roku nie była dostarczana odbiorcom energia elektryczna (przeciętnie w przeliczeniu na odbiorcę). Liczba wyłączeń odbiorców w ciągu roku mierzona jest wskaźnikiem liczby przerw
na odbiorcę (CI) lub wskaźnikiem przeciętnej systemowej częstości przerw (SAIH). Ten ostatni wskaźnik
informuje, ile razy w ciągu roku nie była dostarczana energia elektryczna. Niektórzy odbiorcy są bardziej
wrażliwi na łączny czas trwania przerw, inni natomiast na częstość przerw w dostawie energii elektrycznej. Ilość nie dostarczonej energii elektrycznej (ENS), skorelowana z liczbą minut przerw na odbiorcę
(CML), jest dobrym wskaźnikiem jakości ciągłości dostaw, ponieważ uwzględnia wielkość wyłączonej i nie
dostarczonej mocy.
Syntetyczny wynik analizy porównawczej możliwości pomiarowych i aktualnych systemów regulacji,
w kontekście przedstawionych wyżej charakterystyk ciągłości dostaw, przedstawiono w tabeli 3.1 w odniesieniu do przerw występujących głównie w sieciach dystrybucyjnych.
Dane porównawcze w tabeli 3.1 pokazują, iż organy regulacyjne na ogół zaczęły wdrażać rozwiązania
dotyczące długotrwałych przerw w dostawach do odbiorców zasilanych z niskiego napięcia, traktując oddzielnie przerwy planowe i nieplanowe. W kilku krajach dostępne są dane dotyczące liczby i czasu trwania planowych i nieplanowych wyłączeń, niezbędne do obliczania poszczególnych wskaźników. Jednak
wybór tych wskaźników do analizy jest zróżnicowany w zależności od państwa. W wielu krajach przerwy
krótkotrwałe (i niekiedy również przemijające) są lub będą rejestrowane.
3.2. Analiza porównawcza rzeczywistej ciągłości dostaw
Z uwagi na stosowanie w krajach Unii Europejskiej różnych metod pomiarowych dostępne dane dotyczące rzeczywistej ciągłości dostaw nie zawsze są porównywalne. Pomimo to można próbować dokonać
analizy porównawczej, przy jednoczesnym przyjęciu odpowiednich założeń:
• zakres porównań powinien być zawężony do nieplanowych przerw, trwających dużej niż 3’ (uwaga:
w Wielkiej Brytanii i Portugalii ten sam termin jest używany w stosunku do wyłączeń, trwających dłużej
niż 1’). Spośród sześciu krajów tylko Portugalia nie dysponuje oddzielnymi danymi dotyczącymi planowych i nieplanowych przerw;
• w kilku krajach dostępne dane dotyczą przerw na wszystkich poziomach napięć, podczas gdy w innych
(Norwegia, Hiszpania i Portugalia) rejestrowane są przerwy w dostawach, występujące w sieciach o napięciu powyżej 1 kV. Dlatego kraje te w analizie porównawczej wypadają korzystniej;
• najważniejszą sprawą jest definiowanie wskaźników ciągłości dostaw w sposób nie zawsze zapewniający porównywalność. Wskaźniki ciągłości są wyliczane jako wskaźniki przeciętne ważone. Główna różnica
polega na tym, że w Wielkiej Brytanii, we Włoszech, Norwegii i Holandii wskaźniki ciągłości ważone są liczbą odbiorców, natomiast w Hiszpanii i Portugalii niedostarczoną wskutek przerw mocą elektryczną. W ujęciu ogólnym wskaźniki ciągłości ważone niedostarczoną mocą zapewniają lepszą porównywalność niż analogiczne wskaźniki ważone liczbą odbiorców, ponieważ u wielkich odbiorców przerwy na ogół występują
rzadziej i trwają krócej w porównaniu z odbiorcami drobnymi12).
W tabelach 3.2 A, 3.2 B i 3.3. przedstawiono rzeczywiste dane dotyczące ciągłości w odniesieniu do długotrwałych nieplanowych przerw w dostawie. Jeżeli nie zaznaczono inaczej, wszystkie liczby dotyczą
odbiorców zasilanych z sieci niskiego napięcia oraz długotrwałych przerw (ponad 3’) na wszystkich poziomach napięcia, bez względu na ich przyczyny (łącznie z przerwami spowodowanymi czynnikami losowymi).
W tabelach przedstawiono dane dotyczące sześciu krajów, których przedstawiciele uczestniczyli w pracach
Grupy Roboczej, i Szwecji, gdzie organ regulacyjny (STEM) gromadzi dane dotyczące ciągłości zaczerpnięte
z otrzymywanych raportów rocznych wszystkich lokalnych, koncesjonowanych przedsiębiorstw sieciowych,
a także Francji (dane publikowane przez EdF13)).
12) Dla Włoch możliwe było porównanie dwóch serii wskaźników ciągłości, ważonych liczbą odbiorców i nie dostarczoną mocą, w okresie 1996 – 1999. Porównanie to wykazało, że wskaźniki ciągłości ważone liczbą odbiorców są o około 20 procent niższe niż analogiczne wskaźniki ważone wyliczone na podstawie niedostarczonej mocy, przy pozostałych równych warunkach.
13) Grupa Robocza dziękuje Alainowi Douletowi i Jean-Paulowi Horsonowi z EdF za życzliwą współpracę.
24
Roczny przeciętny czas trwania przerw w krajach stosujących wskaźniki
ważone liczbą odbiorców
Przeciętna liczba minut na odbiorcę w roku
Kraj
Włochy (1)
Holandia (2)
Norwegia
W. Brytania
Szwecja
Francja (3)
Tabela 3.2 A
1996
1997
1998
272
26
170
72
209
18
205
75
79
56
196
21
130
70
66
46
74
1999
191
25
180
63
152
57 (3)
(1) dotyczy tylko firmy ENEL (93 % odbiorców na niskim napięciu); dane 1999 r. przed weryfikacją
(2) tylko przerwy w sieci o napięciu ponad 1 kV
(3) dla roku 1999 wyłączono przerwy spowodowane burzami i huraganami
Roczny przeciętny czas trwania przerw w krajach stosujących wskaźniki ważone mocą
Przeciętna liczba godzin w roku
Kraj
Hiszpania (1)
Portugalia (2)
Tabela 3.2 B
1996
1997
1998
1999
2,66
6,30
2,79
9,40
2,11
8,33
2,61
6,08
(1) tylko przerwy w sieciach o napięciu powyżej 1 kV
(2) tylko przerwy w sieci powyżej 1 kV; włączono przerwy planowe; dane dla lat 1996 – 1998 dotyczą tylko jednego regionu Portugalii (Lizbony i Doliny Tagu); dane dla 1999 r. dotyczą całej lądowej Portugalii (bez wysp przybrzeżnych)
Liczba przerw na odbiorcę na niskim napięciu w krajach stosujących
wskaźniki ważone liczbą odbiorców
Przeciętna liczba przerw na odbiorcę w roku
Kraj
Włochy (1)
Holandia
Wielka Brytania (2)
Szwecja
Francja
Tabela 3.3.
1996
1997
1998
1999
4,80
0,14
0,82
4,60
0,10
0,82
4,30
1,31
4,10
0,11
0,73
0,70
1,22
3,80
0,14
0,77
1,20
1,26
1,60
(1) dotyczy tylko firmy ENEL (93% odbiorców na niskim napięciu; dane dotyczą roku 1999 przed weryfikacją)
(2) łącznie z przerwami trwającymi dłużej niż 1’
W większości krajów niektóre dane dotyczące przerw są dostępne tylko w układzie regionalnym lub
administracyjnym (np. prowincje). We Włoszech i Hiszpanii dane te są gromadzone oddzielnie dla określonych obszarów geograficznych. Do klasyfikacji geograficznych obszarów stosuje się w obu krajach różne kryteria. Poza Holandią, we wszystkich krajach występują istotne różnice między dostępnym danymi
dotyczącymi poszczególnych regionów lub obszarów. We Włoszech i Hiszpanii klasyfikacja geograficzna
umożliwia wyjaśnienie różnic między regionami.
25
3.3. Strategie zapewniające i stymulujące ciągłość dostaw
Organy regulacyjne dążą do realizacji dwóch głównych celów: zapewnienia każdemu odbiorcy przynajmniej minimalnego poziomu ciągłości zasilania oraz stymulowania poprawy jakości funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Te dwa cele są w pewnym stopniu autonomiczne, jednakże powinny być rozpatrywane łącznie. W tej kwestii istnieją dwa podejścia:
• od strony jakości dostaw, co oznacza koncentrację uwagi na zapewnieniu każdemu odbiorcy ciągłości dostawy energii elektrycznej oraz stanowienie standardów ciągłości w celu uniknięcia przerw przekraczających pewną wartość progową (np. maksymalny czas trwania przerwy). Wymaga to odpowiedniej rejestracji tych przerw na poziomie zasilania odbiorcy. Można to względnie łatwo realizować na poziomie
wysokiego i średniego napięcia, natomiast znacznie trudniej na niskim napięciu;
• od strony jakości funkcjonowania systemu, co sprowadza się do utrzymywania ogólnej ciągłości
na odpowiednim poziomie i dokonywania pomiarów przeciętnej wielkości przerw w zasilaniu. Nie wymaga to rejestrowania przerw w odniesieniu do poszczególnych odbiorców. Regulacja polega w tej sytuacji na stanowieniu ogólnych standardów w celu utrzymywania przeciętnej jakości ciągłości zasilania
na danym obszarze.
Organy regulacyjne poszczególnych krajów stosują w praktyce oba podejścia, lecz sposób, w jaki to
robią, jest bardzo różny. Na przykład we Włoszech i Norwegii rozpoczęto od jakości funkcjonowania
systemu elektroenergetycznego, przy czym Włochy zmierzają do pomiaru jakości ciągłości dostaw
przynajmniej w odniesieniu do wielkich odbiorców energii elektrycznej. W Wielkiej Brytanii regulacje
ciągłości dostaw rozpoczęto od gwarantowanych standardów jakości dostaw oraz ogólnych standardów
jakości systemu. Obecnie trwają tam prace nad standardami stymulującymi poprawę jakości zasilania
w odniesieniu do poszczególnych odbiorców. W Hiszpanii i Portugalii nowe regulacje zmierzają do połączenia obu procedur regulacyjnych (chociaż hiszpański rząd dotychczas nie zatwierdził rozwiązań
proponowanych przez organ regulacyjny). W Holandii monitoruje się systemową ciągłość zasilania,
jednak porównawcze wskaźniki nie są obligatoryjne (zalecenia). Gwarantowane standardy dotyczące
ciągłości zasilania mają być wprowadzone w przyszłości. Liberalizacja rynków energii elektrycznej
stwarza nowe możliwości w zakresie stosowania obu rodzajów mechanizmów regulacyjnych, co omawia się w punkcie 3.6.
W decyzjach dotyczących regulacji ciągłości dostaw i stanowienia standardów organy regulacyjne powinny brać pod uwagę poniższe kwestie:
• pomiar przerw w dostawach; możliwe jest stosowanie różnych mierników ciągłości i jak wykazano w poprzednim punkcie, spółki elektroenergetyczne stosują różne metody pomiaru nawet wówczas, gdy posługują się takim samym wskaźnikiem oceny ciągłości dostaw; zgodność/spójność metod
pomiaru stosowanych przez poszczególne przedsiębiorstwa jest głównym warunkiem regulacji ciągłości dostaw;
• odpowiedzialność za przerwy; niektóre przerwy w zasilaniu nie są wyłącznym rezultatem działalności
spółki dystrybucyjnej. Przerwy te mogą być spowodowane również przez samych odbiorców, strony trzecie
lub innych operatorów systemu;
• wpływ trudnych warunków pogodowych oraz tzw. czynników losowych; niektóre przerwy w zasilaniu powodowane są czynnikami atmosferycznymi, takimi jak burze z wyładowaniami elektrycznymi, silne
wiatry, intensywne opady śniegu itp. Warunki i czynniki kształtujące pogodę mogą różnić się w skali roku
oraz w przekroju regionalnym. Jednak ekstremalne warunki atmosferyczne, często zwane „losowymi” lub
„siłą wyższą”, zdarzają się rzadko i można spotkać się z poglądem, że nie ma przesłanek ekonomicznych,
aby uwzględniać je w projektowaniu sieci w celu uodpornienia jej na takie zdarzenia. W konsekwencji
przyjmuje się, że przerwy spowodowane działaniem „siły wyższej” nie powinny być brane pod uwagę przy
stanowieniu standardów ciągłości;
• różnice regionalne i odmienne struktury sieci; linie napowietrzne są tańsze, lecz bardziej narażone
na uszkodzenia niż kable podziemne. Z kolei kable podziemne są często ekonomicznie uzasadnione tylko w przypadku odpowiedniej powierzchniowej gęstości obciążenia. Z tych względów organy regulacyjne dokonują podziału terytorium na podstawie wskaźników gęstości powierzchniowej odbiorców i/lub
obciążenia.
Przedstawione wyżej problemy są w różny sposób traktowane przez organy regulacyjne krajów Unii
Europejskiej. Utrudnia to analizę porównawczą standardów ciągłości zasilania, ponieważ wskaźniki
26
charakteryzujące jakość ciągłości nie zawsze są porównywalne. Na przykład nie jest powszechne
uwzględnianie różnic spowodowanych czynnikami geograficznymi czy regionalnymi: w niektórych krajach (Włochy, Hiszpania) wskaźniki ciągłości uwzględniają gęstość zaludnienia, lecz stosowane są inne
kryteria klasyfikacji. W innych bierze się pod uwagę zagęszczenie odbiorców (Portugalia) bądź gęstość
powierzchniową obciążenia (Norwegia). W pozostałych krajach nie stosuje się klasyfikacji wskaźników
ciągłości zasilania według kryteriów geograficznych. Problemy te są znane organom regulacyjnym,
o czym świadczy propozycja wprowadzenia klasyfikacji wskaźników ciągłości na podstawie charakterystyk sieci elektrycznych (Wielka Brytania).
3.4. Standardy ciągłości dostaw
W sześciu porównywanych krajach występują cztery główne rodzaje standardów ciągłości dostaw, stosowane lub przewidywane do wdrożenia:
• standardy indywidualne dotyczące odbiorcy; ten rodzaj standardu ciągłości ma na celu ochronę danego odbiorcy przed przerwami zasilania dłuższymi niż określona wartość progowa lub ograniczenie liczby
przerw w ciągu roku. Gwarantowane standardy ciągłości są obecnie stosowane tylko w Wielkiej Brytanii
(maksymalna długość przerwy: 18 godzin). Standardy określające maksymalny roczny wskaźnik przerw
i maksymalny łączny czas ich trwania w roku ma być wprowadzony w Portugalii w roku 2001. Jest prawdopodobne, że indywidualne standardy ciągłości dostaw będą wprowadzone w przyszłości w pozostałych krajach (Włochy, Holandia, Hiszpania);
• standardy uśrednione; ten rodzaj standardu ciągłości dostaw jest stosowany w celu stymulowania
poprawy jakości zasilania na określonym obszarze. Nie gwarantuje on jednak poszczególnym odbiorcom
na danym terenie odpowiedniej ciągłości dostaw energii elektrycznej. Krajowe standardy ciągłości opracowano we Włoszech i Holandii, lecz obecnie mają one tylko charakter zaleceń. Obligatoryjne standardy
wprowadzono już we Włoszech w odniesieniu do niektórych stref. Podobne rozwiązania mają być wprowadzone w 2001 r. w Portugalii, a w przyszłości również w Hiszpanii;
• standardy poprawy ciągłości w okresie roku; ten rodzaj standardów ciągłości dostawy ukierunkowany
jest na stymulowanie poprawy działalności spółek elektroenergetycznych. Standardy te są na ogół zróżnicowane w zależności od wyjściowego poziomu ciągłości oraz kształtowania się tych wielkości w przeszłości. We Włoszech wskaźniki poprawy ciągłości zasilania wahają się w przedziale od 0 do 16 % zależnie od
poziomu wyjściowego; mają one obligatoryjny charakter i powiązane są z płatnościami karnymi lub korzyściami dla spółek dystrybucyjnych. W Wielkiej Brytanii standardy poprawy ciągłości są uwzględniane
w przeglądach regulacyjnych cen;
• wskaźniki udziału odbiorców o najgorszym poziomie ciągłości dostaw; jest to odmienny sposób oddziaływania na poprawę ciągłości dostaw. Polega on na określaniu maksymalnego procentu odbiorców
w danym roku, w odniesieniu do których standardy ciągłości nie zostały dotrzymane. Tego rodzaju standardy mają być wkrótce wprowadzone w Wielkiej Brytanii i we Włoszech.
W tabeli 3.4. zestawiono podstawowe standardy ciągłości, obowiązujące lub projektowane w sześciu
krajach. Załącznik nr 3 zawiera bardziej szczegółowe dane oraz informacje o metodach pomiaru ciągłości dostaw.
Organy regulacyjne stosują różne rodzaje standardów ciągłości w zależności od realizowanych
przez nie celów. Standardy indywidualne i wskaźniki udziału odbiorców o pogorszonej ciągłości dostaw
przybierają często formę standardów gwarantowanych. Wymagają one jednak indywidualnych pomiarów przerw w zasilaniu odbiorców, co może być trudne i kosztowne. Standardy uśrednione i roczne
standardy poprawy ciągłości lepiej stymulują utrzymanie i poprawę ciągłości zasilania odbiorców i dlatego są wykorzystywane do eliminowania rozpiętości w jakości zasilania między regionami.
27
Główne rodzaje standardów ciągłości dostaw
Kraj
Standardy
indywidualne
Standardy uśrednione
(strefowe)
Tabela 3.4
Standard rocznego
wskaźnika poprawy
ciągłości
Wskaźnik udziału
odbiorców o najgorszej
ciągłości dostaw
Włochy
maksymalny czas
trwania przerw dla
odbiorców zasilanych
z sieci wysokiego
i średniego napięcia
(w przyszłości)
przeciętna liczba minut
przerw w przeliczeniu
na odbiorcę* (obecnie
są to zalecenia,
w przyszłości
obligatoryjne standardy)
minimalny roczny
wskaźnik poprawy
ciągłości w roku,
różnicowany
w zależności od
poziomu wyjściowego
(obowiązuje)
standard ogólny
(prawdopodobnie
w przyszłości)
Holandia
maksymalny czas
trwania przerw dla
wszystkich kategorii
odbiorców
w przyszłości)
przeciętna liczba minut
przerw na odbiorcę
(obecnie są to tylko
zalecenia)
brak
brak
Norwegia
brak
brak
brak
brak
Portugalia
maksymalna liczba
przerw i maksymalny
czas ich trwania (w ciągu
roku) dla wszystkich
kategorii odbiorców**
(obowiązują od 2001 r.)
standard czasu trwania brak
przerw (TIEPI od 2001
r. i SAIDI od 2002 r.)
i standard liczby przerw
(SAIFI od 2002r.)**
brak
Hiszpania
maksymalna liczba i czas
trwania przerw
w odniesieniu do
wszystkich odbiorców**
(propozycja)
maksymalny czas
trwania przerw
i maksymalna
przeciętna liczba
przerw** (propozycja)
brak
brak
Wielka
Brytania
maksymalny czas trwania przerw dla poszczególnych odbiorców
(obowiązujące)
brak
minimalny wskaźnik
poprawy ciągłości
w roku różnicowany
w zależności od
poziomu wyjściowego
i danych z przeszłości.
ogólny standard
(prawdopodobnie
w przyszłości)
Uwagi:
*Standardy różnicowane według klasyfikacji geograficznej
**Standardy różnicowane według poziomu napięcia i klasyfikacji geograficznej
28
3.5. Efekty regulacji ciągłości dostaw
Regulacja ciągłości dostaw może mieć bezpośrednie znaczenie ekonomiczne albo może przynosić
efekty pośrednie, poprzez publikowanie odpowiednich informacji. Efekty pośrednie osiąga się najczęściej dzięki publikowaniu danych porównawczych o aktualnych statystykach w zakresie ciągłości dostaw. Publikowanie tych danych już ma miejsce lub nastąpi wkrótce w sześciu analizowanych krajach,
chociaż metody realizacji tego celu są różne. I tak we Włoszech, Wielkiej Brytanii i od 2001 roku w Portugalii za publikowanie danych dotyczących ciągłości dostaw odpowiedzialny jest właściwy organ regulacyjny, podczas gdy w Holandii i Hiszpanii dane te publikują spółki elektroenergetyczne lub ich stowarzyszenia. Ponadto w Portugalii i Wielkiej Brytanii spółki elektroenergetyczne mają obowiązek publikowania rocznych raportów o jakości świadczonych usług. Przewiduje się, iż w Hiszpanii odpowiednie
dane porównawcze, dotyczące ciągłości dostaw, będzie publikowało Ministerstwo Energetyki. W Norwegii stowarzyszenie spółek elektroenergetycznych gromadzi również dane dotyczące awarii i przerw
w dostawie energii elektrycznej.
Główne aspekty ekonomiczne ciągłości dostaw przedstawiają się następująco:
• płatności karne na rzecz odbiorców; ekonomiczne skutki niedotrzymania standardów ciągłości dostaw
znajdują wyraz w płatnościach karnych realizowanych na rzecz odbiorców. Obecnie płatności karne stosowane są w Wielkiej Brytanii, a od 2001 roku będą wprowadzone w Portugalii i we Włoszech (w niektórych
rejonach) oraz planowane są w Hiszpanii i Holandii. Płatności karne na ogół dotyczą niedotrzymywania indywidualnych (gwarantowanych) standardów ciągłości, z wyjątkiem Włoch, gdzie płatności te powiązane są
z standardami strefowymi. W tym ostatnim przypadku, jeśli przeciętny poziom ciągłości dostaw ukształtował się niezgodnie z obowiązującym standardem, płatności karne przysługują wszystkim odbiorcom danej
strefy, a ich wielkość zależy od rocznego zużycia energii elektrycznej. Oznacza to, że nawet standardy strefowe mogą być standardami gwarantowanymi;
• powiązanie taryf z ciągłością zasilania; system regulacji opartej na wynikach może być realizowany
z uwzględnieniem zależności między poziomem taryf a rzeczywistą ciągłością dostaw. Taki system regulacji
stosowany jest we Włoszech od 2000 roku. Przewiduje się wprowadzenie analogicznego systemu w Norwegii od 2001 r., a w Wielkiej Brytanii od 2002 r. W dwóch wspomnianych krajach, w których stosuje się lub
będzie stosować regulacje taryf w powiązaniu z ciągłością dostaw, występują zasadniczo różne podejścia do
tego problemu:
– we Włoszech spółki elektroenergetyczne, które nie dotrzymały rocznych standardów ciągłości, muszą
realizować płatności karne. Natomiast spółki, które poprawiły ciągłość dostaw w stosunku do rocznego standardu, otrzymują odpowiednie płatności stymulacyjne. Płatności karne i stymulacyjne są proporcjonalne do
różnicy między danym standardem a rzeczywistym poziomem ciągłości dostaw w danym roku i rejonie o tej
samej gęstości powierzchniowej odbiorców. Fundusz płatności karnych i stymulacyjnych jest bilansowany
w ramach formuły pułapu cenowego typu (RPI-X+Q);
– w Norwegii począwszy od 2001 roku, dopuszczalne przychody ze sprzedaży będą korygowane przez
organ regulacyjny (NVE) o koszty energii elektrycznej niedostarczonej odbiorcom. Jeśli spółka elektroenergetyczna poprawi ciągłość dostaw, dopuszczalne przychody ulegają zwiększeniu i odwrotnie, w przypadku
pogorszenia ciągłości następuje redukcja przychodów. Koszty niedostarczonej jednej kWh są zróżnicowane
w zależności od kategorii odbiorców (odbiorcy przemysłowi i odbiorcy prowadzący gospodarstwa domowe)
oraz rodzaju przerw – planowe lub nieplanowe;
– w Wielkiej Brytanii opracowywany jest obecnie odpowiedni projekt; około 2 procent przychodów
spółek elektroenergetycznych będzie zagrożone w przypadku niedotrzymania określonych mierników jakości dostaw.
• specjalne plany poprawy jakości; w Portugalii i Hiszpanii opracowywane są specjalne programy dla
spółek elektroenergetycznych, które nie dotrzymują standardów ciągłości. Projekty tych planów, opracowane przez zainteresowane spółki, są rozpatrywane i akceptowane przez rząd, a w Hiszpanii ponadto przez
rządy regionalne oraz finansowane poprzez system taryf.
W tabeli 3.5 przedstawiono w ujęciu syntetycznym efekty ekonomiczne i pozaekonomiczne, związane
z regulacją ciągłości dostaw w sześciu analizowanych krajach.
29
Efekty regulacji ciągłości dostaw
Tabela 3.5
Efekty
nieekonomiczne
Efekty ekonomiczne
Kraj
Płatności karne
na rzecz odbiorców
Powiązanie
taryf z ciągłością
od 2001 r.
w niektórych
regionach
obowiązkowe
Włochy
Holandia
przewidywane
Norwegia
Specjalne
plany
Publikacje
porównawcze
regulator
spółki
regulator
projekt
Portugalia
od 2001 r.
od 2001 r.
regulator od 2001 r.
Hiszpania
projekt
obowiązkowe
spółki,
w przyszłości minister
Wielka Brytania
obowiązkowe
regulator
projekt
Uzupełniając informacje przedstawione w tabeli należy podkreślić, iż polityka regulacyjna zawiera pewne
stymulatory, nakierowane na redukcję przerw w dostawach. Dla przykładu można wymienić Hiszpanię, gdzie
spółki dystrybucyjne muszą kupować energię elektryczną dla swoich odbiorców taryfowych. W tym celu składają one odpowiednie zlecenia zakupu do operatora rynku. W przypadku, gdy rzeczywiste zapotrzebowanie
nie pokrywa się z planowanym i zgłoszonym, spółka dystrybucyjna musi zapłacić za powstałą różnicę. Awarie i wyłączenia sieciowe mogą powodować zwiększenie tych różnic kosztów między zapotrzebowaniem planowanym i rzeczywistym. Jest to pewna forma stymulacji utrzymywania wysokiej ciągłości dostaw.
3.6. Efekty liberalizacji
Ciągłość dostaw jest ściśle związana z działalnością przesyłową i dystrybucyjną, które nawet w liberalizowanej strukturze rynku pozostają monopolami. Pomimo to niektóre mechanizmy rynkowe mogą być również wykorzystywane do stymulowania poprawy ciągłości dostaw.
W warunkach zliberalizowanego rynku uprawnieni odbiorcy mogą zgłaszać gotowość zakupu energii
elektrycznej po cenach obejmujących niektóre indywidualnie określone lub specjalne usługi. Z kolei dostawcy mogą zawierać ze spółkami dystrybucyjnymi umowy na dostawę energii elektrycznej o specjalnych standardach ciągłości w zamian za pewne dopłaty do obowiązujących taryf. Dostawcy mogą także dążyć do pokrywania zwiększonych kosztów wyższej ciągłości w cenach finalnych dla własnych uprawnionych odbiorców. Spółki dystrybucyjne mogą z kolei mieć prawo oferowania specjalnych taryf odbiorcom taryfowym (nieuprawnionym do dostępu do sieci). Specjalne taryfy mogą być powiązane z wyższymi standardami ciągłości
dostaw w porównaniu z minimalnymi standardami ciągłości prawnie wymaganymi. W tych przypadkach zainteresowany odbiorca powinien zapłacić więcej za energię elektryczną. W niektórych krajach, np. we Włoszech, organ regulacyjny przewiduje wprowadzenie specjalnych taryf dla odbiorców taryfowych (nieuprawnionych), połączonych z świadczeniem dodatkowych usług elektroenergetycznych. Spółki dystrybucyjne
obowiązane będą oferować specjalne taryfy wolne od jakiejkolwiek dyskryminacji, przy czym taryfy te muszą być przed ich oferowaniem zatwierdzone przez organ regulacyjny.
Tego rodzaju mechanizmy rynkowe są możliwe, lecz nie są szeroko wykorzystywane w sześciu krajach,
nawet w tych, w których zliberalizowano rynek kilka lat temu, jak np. w Wielkiej Brytanii. Organy regulacyjne powinny zapewnić, aby specjalne umowy w sprawie jakości usług nie kamuflowały dyskryminacyjnych
praktyk spółek dystrybucyjnych.
3.7. Problemy realizacji i kontroli
Organy regulacyjne powinny przywiązywać wielką wagę do problemów realizacji i kontroli jakości usług
w celu zapewnienia maksymalnej porównywalności między różnymi spółkami dystrybucyjnymi oraz odpo-
30
wiednimi jednostkami operacyjnymi wewnątrz poszczególnych spółek. Do najważniejszych problemów
związanych z realizacją i kontrolą należą:
• harmonogramy i koszty wdrażania przez spółki dystrybucyjne systemów zdalnego sterowania odbiornikami lub systemów informacji o odbiorcach w ramach systemów zarządzania wyłączeniami (systemy CIS /OMS)
w celu identyfikacji i rejestracji przerw w dostawach u odbiorców zasilanych z sieci niskiego napięcia;
• zasady określania liczby odbiorców, których dotknęły przerwy w dostawie energii elektrycznej w sytuacji, gdy nie jest wymagane instalowanie systemu zarządzania wyłączeniami (OMS). W zasadach tych należy uwzględnić różnice geograficzne, metody określania przerw oraz praktykę ich usuwania;
• okresowe wewnętrzne audyty ciągłości dostaw, prowadzone przez spółki dystrybucyjne, oraz wyrywkowe (metodą reprezentacyjną) audyty prowadzone przez organy regulacyjne;
• dokładność i reprezentatywność wskaźników stosowanych w audytach oraz informowanie o decyzjach
w sprawie zastosowania sankcji;
• sankcje stosowane wobec spółek dystrybucyjnych w przypadkach wadliwego rejestrowania przerw
w zasilaniu lub nieprecyzyjnego wyliczania wskaźników ciągłości dostaw.
4. REGULACJA JAKOŚCI NAPIĘCIA
4.1. Główne charakterystyki jakości napięcia
Termin jakość napięcia lub jakość energii elektrycznej jest pojęciem obejmującym różnorodne zakłócenia
w systemie elektroenergetycznym. Jakość dostarczanej energii elektrycznej jest trudno zdefiniować i kwantyfikować. Jakość energii elektrycznej jest determinowana głównie jakością napięcia, jego wahaniami, ponieważ niemożliwe jest sterowanie prądami pobieranymi przez odbiorniki odbiorców. Jakość napięcia nie jest
tylko wynikiem działania operatora sieci elektrycznych, lecz także w pewnym zakresie zależy od wytwórców
i odbiorców energii elektrycznej. Na jakość napięcia oddziałuje wiele czynników, w tym również przerwy
w zasilaniu, które są przedmiotem oddzielnych rozważań w rozdziale 3 niniejszego raportu.
Do oceny jakości napięcia stosuje się kilka technicznych kryteriów, znajdujących wyraz w obowiązujących standardach, lecz w ostatecznym rezultacie jakość napięcia zależy bezpośrednio lub pośrednio od zdolności prawidłowego funkcjonowania odbiorników energii elektrycznej14). Jednakże poglądy odbiorcy na temat jakości energii elektrycznej są w wysokim stopniu subiektywne. Z tego względu dobra definicja jakości
napięcia powinna zawierać informacje o wpływie (lub braku takiego wpływu) tej jakości na odbiorcę.
W praktyce do oceny jakości napięcia stosuje się parametry techniczne takie jak częstotliwość oraz harmoniczne. Związane z tym zjawiska oraz kryteria i standardy przedstawiono niżej.
Zjawiska
Wprawdzie definicje spotykane w literaturze i standardy nie są w pełni współbieżne, to jednak istota zjawisk kształtujących jakość napięcia pozostaje taka sama. W systemach elektroenergetycznych do zjawisk
tych należą:
• wahania częstotliwości,
• zmiany poziomu napięcia,
• krótkotrwałe wahania napięcia (nagłe spadki i wzrosty napięcia, krótkie przerwy w zasilaniu),
• długotrwałe zmiany napięcia (obniżki lub wzrosty),
• przemijające wzrosty napięcia,
• brak równowagi napięciowej,
• harmoniczne zniekształcenia fali napięciowej (składowe interharmoniczne i składowe prądu stałego),
• układy sygnalizacyjne zasilania,
• przerwy w zasilaniu (rozdział 3).
14) R.C.Dugan
i inni, Electrical Power Systems Quality, 1996
31
W wyniku zapoznania się z dostępnymi standardami, w tym przede wszystkim z normą EN 50160,
stwierdzono, że konkretne wielkości zostały określone tylko w odniesieniu do kilku zjawisk. Dla większości
zjawisk podane są tylko wartości zalecane. Określenie odpowiedniego poziomu jakości napięcia pozostawiono natomiast użytkownikom standardów. Jest to prawdopodobnie przyczyną tego, że rzeczywiste dane dotyczące jakości napięcia nie mogą być w ogóle lub tylko w ograniczonym zakresie, wykorzystywane do celów porównawczych.
Standardy
Standardy (normy) jakości napięcia mogą być opracowane przez instytucje normalizacyjne w ramach
procedur konsensusu lub przez organy regulacyjne, po uprzednich konsultacjach.
Porównywanie standardów jakości napięcia w poszczególnych krajach wymaga takich samych kryteriów
i definicji określonych zjawisk. W tym kontekście pomocą mogą służyć międzynarodowe normy techniczne.
Niniejszy rozdział koncentruje się na normach technicznych, które mogą być wykorzystane przez organy regulacyjne do opracowania „regulacyjnych” standardów.
W skali międzynarodowej zakłócenia elektromagnetyczne w procesach i zjawiskach polegających na
przewodzeniu i radiacji klasyfikuje Międzynarodowa Komisja Elektrotechniczna (IEC). Formułuje ona również definicje w ramach normy technicznej IEC 50(161), publikowanej w Międzynarodowym Słowniku Elektrotechnicznym, w rozdziale 161 poświęconym kompatybilności elektromagnetycznej. Międzynarodowa Komisja Elektrotechniczna wydała też normę techniczną 1000-2-1 pt. „Opis otoczenia – otoczenie elektromagnetyczne zakłóceń w przewodach niskiej częstotliwości i układach sygnalizacyjnych w publicznych systemach dostaw energii elektrycznej, (EMC)”, co stwarza warunki do utrzymywania kompatybilności w zjawiskach przedstawionych w tytule.
Europejski Komitet Standaryzacji Elektrotechnicznej (CENELEC) wydał w 1999 r. normę EN 50160 „Charakterystyka napięciowa energii elektrycznej dostarczanej przez publiczne systemy dystrybucyjne” (por. załącznik
nr 3 punkt 2). W standardzie tym przedstawiono główne charakterystyki napięcia w punktach dostawy dla
odbiorców w normalnych warunkach operacyjnych. Charakterystyki te różnią się w zależności od czasu i lokalizacji punktów dostawy (zasilania) i z tego względu wymieniona wyżej norma dopuszcza możliwość przekraczania określonych charakterystyk. W przypadku niektórych charakterystyk podano tylko wielkości zalecone.
Na potrzeby niniejszego raportu przyjęto następującą definicję jakości napięcia za europejską normą
EN 50160: „Charakterystyki napięciowe dostawy energii elektrycznej obejmują: częstotliwość, poziom napięcia, zmienność i symetrię faz”.
4.2. Znaczenie jakości napięcia
Jakość napięcia jest czasami postrzegana jako trudny problem leżący tylko w sferze zainteresowań inżynierów. Dlaczego więc powinny zajmować się jakością napięcia organy regulacyjne, skoro jest to problem
czysto techniczny? Powodem jest coraz większe ekonomiczne znaczenie jakości napięcia dla odbiorców
i operatorów sieci. Koszty spowodowane brakiem jakości mogą być bardzo znaczne, zwłaszcza dla odbiorców przemysłowych. W przypadku zatrzymania linii produkcyjnej, jej ponowne uruchomienie może nastąpić po upływie kilku godzin, pociągając za sobą znaczne straty finansowe.
Jakość napięcia rozpatrywana jest zwykle w punkcie przyłączenia odbiorcy do sieci. Jednak przyczyny
wzrostu znaczenia jakości napięcia tkwią nie tylko w samym systemie elektroenergetycznym, lecz są także
ściśle związane z funkcjonowaniem urządzeń odbiorcy energii elektrycznej. Oto kilka ważnych stwierdzeń
w tym kontekście:
• urządzenia odbiorcy są wyposażone w coraz większą liczbę mikroprocesorów do sterowania i w elektroniczne urządzenia elektryczne o większej wrażliwości na zmiany jakości napięcia;
• rosnące znaczenie wysokiej efektywności energetycznej doprowadziło do zwiększenia liczby aparatury regulującej pracę silników oraz układów kondensatorowych, które generują w systemie elektroenergetycznym składowe harmoniczne;
• urządzenia i procesy produkcyjne są coraz ściślej powiązane między sobą, co czyni je bardziej wrażliwe na awarię z powodu wyłączenia jednego elementu;
32
• odbiorcy mają coraz większą świadomość znaczenia jakości napięcia i są bardziej wymagający w tej
dziedzinie.
Przedsiębiorstwa elektroenergetyczne chcą natomiast spełnić wymagania i oczekiwania odbiorców. Wraz
z wprowadzeniem konkurencji między przedsiębiorstwami elektroenergetycznym rośnie znaczenie utrzymania zaufania odbiorców.
W sytuacji, w której skutki finansowe utrzymywania właściwej jakości napięcia rzutują na kondycję ekonomiczną operatora sieci elektrycznej, jakość napięcia staje się również problemem dla organu regulacyjnego.
4.3. Obecna regulacja jakości napięcia
Międzynarodowe porównania przeprowadzane były na podstawie obecnych zasad regulacji jakości napięcia (por. tabela 4.1.). W większości krajów jakość napięcia regulowana jest w znacznym stopniu na poziomie systemu krajowego.
We Włoszech, Portugalii, Hiszpanii i Holandii regulacja prowadzona jest częściowo według zasad
określonych w normie EN 50160. W Wielkiej Brytanii stosowane są normy jakości dotyczące częstotliwości, poziomu napięcia i wymagań harmonicznych zbliżone do tego standardu. W Norwegii nie ma regulacji dotyczących napięcia.
Chociaż norma EN 50160 zawiera zalecenia w odniesieniu do większości zjawisk, to jednak ma ona
zastosowanie tylko do napięć nie przekraczających 35 kV. Dla wyższych napięć nie ma żadnych standardów. W Holandii, Portugalii i we Włoszech niektóre zasady normy EN 50160 rozszerzono na napięcie
50 kV i wyższe.
Dokładne szczegóły dotyczące obecnej regulacji jakości napięcia można znaleźć w załączniku nr 4. Zasadnicze wnioski z przeprowadzonej analizy porównawczej przedstawiają się następująco:
Jakość napięcia: porównanie obecnie stosowanych regulacji
Tabela 4.1
Włochy
Holandia
Norwegia
Portugalia
Hiszpania
W. Brytania
Czy jakość napięcia
jest regulowana w kraju?
tak
tak
nie
tak
tak
tak
jest regulowana
na poziomie systemu?
tak
tak
nie
tak
nie
tak
jest regulowana
indywidualnie?
tak
tak
nie
tak
tak
tak
Czy są sankcje finansowe
za niedotrzymanie
standardów?
nie
nie
nie
nie
nie
tak
jest regulowana
jednolicie w kraju?
tak
tak
tak
tak
tak
tak
regulowana jest w
układzie regionalnym?
nie
nie
nie
nie
nie
tak
Czy norma EN 50160
jest stosowana?
nie
tak
nie*
tak
tak
tak
wszystkie
22 kV
do 45 kV
do 36 kV
tak
nie
tak
tak
Jeśli tak, to do jakiego
poziomu napięcia?
jest regulowana także
na poziomie > 35 kV?
tak,
częściowo
tak
*z wyjątkiem jednego poziomu napięcia
33
• Większość krajów stosuje określone metody regulacji napięcia na poziomie krajowego systemu elektroenergetycznego. Nie stosuje się żadnych sankcji za niedotrzymanie obowiązujących standardów. Do regulacji poziomu napięcia w sieci niskiego i średniego napięcia stosuje się często pewne regulacje zawarte w normie EN 50160. W odniesieniu do wyższych napięć stosuje się tylko proste kryteria, zaczerpnięte z normy
EN 50160, takie jak określony poziom częstotliwości i napięcia.
• Chociaż w większości krajów jest stosowana pewna ograniczona liczba charakterystyk do regulacji napięcia, to jednak brak jest jednoznacznych standardów w odniesieniu do większości zjawisk składających się
na jakość napięcia.
4.4. Regulacja napięcia w przyszłości
W większości krajów ewentualny „brak jakości” ma coraz większe znaczenie. Jest więc prawdopodobne,
że zwiększać się będzie ilość aparatury pomiarowej instalowanej w sieci oraz w punktach przyłączenia do
niej odbiorców. Wymagać to będzie coraz lepszych standardów regulujących kwestie jakości napięcia. Ponieważ w wielu krajach straty finansowe, powodowane niską jakością napięcia mogą rosnąć, organy regulacyjne będą wdrażać mechanizmy ekonomiczne w celu zagwarantowania minimalnego poziomu jakości napięcia. Na szczeblu systemu elektroenergetycznego jakość napięcia może być regulowana za pomocą czynnika „Q” w formule regulacyjnej pułapu cenowego. Na poziomie lokalnym jakość napięcia może być lepiej
regulowana w inny sposób, np. za pośrednictwem umów o przyłączenie do sieci.
5. WNIOSKI
Grupa Robocza do spraw Jakości Dostaw Energii Elektrycznej składa się z przedstawicieli organów regulacyjnych Włoch, Holandii, Norwegii, Portugalii, Hiszpanii i Wielkiej Brytanii oraz reprezentanta Komisji Europejskiej. Wnioski sformułowane przez Grupę dotyczą ogólnych zasad oraz niektórych szczególnych kwestii, zgodnie z zakresem przedmiotowym zadań określonych dla Grupy Roboczej.
Członkowie Grupy zgodzili się zasadniczo co do tego, że celowe jest kontynuowanie wymiany informacji na temat rzeczywistego poziomu jakości dostaw, standardów, mechanizmów regulacyjnych i strategii
działania. Regulacja jakości odgrywa istotną rolę w systemie regulacji opartej na wynikach, która często zawiera instrumenty stymulujące poprawę jakości, zwłaszcza w tych krajach, w których regulacja cen energii
elektrycznej wprowadzona została początkowo bez żadnych mechanizmów regulacji jakości.
Jakość usług w zakresie energii elektrycznej jest złożonym problemem. Trzy główne aspekty tej jakości – jakość handlowa usług (obejmująca jakość kontaktów i transakcji z klientami, fakturowanie należności, sprawy pomiarowe oraz usługi w zakresie użytkowania energii elektrycznej), ciągłość dostaw
(liczba i czas trwania przerw w dostawie) oraz jakość napięcia (techniczne parametry i charakterystyki
dostarczanej energii elektrycznej) – były przedmiotem oddzielnych rozważań i analiz przez Grupę Roboczą. O jakości dostaw energii elektrycznej decydują różni uczestnicy systemu elektroenergetycznego, a w szczególności dystrybutorzy i dostawcy tej energii. Regulacja działalności dystrybucyjnej w odniesieniu do jakości świadczonych usług będzie prawdopodobnie kontynuowana, natomiast interwencja regulacyjna w sferze dostaw może słabnąć, w miarę jak rynki energii elektrycznej będą coraz bardziej konkurencyjne.
Grupa Robocza sformułowała wstępnie wnioski we wszystkich czterech tematach, określonych w zakresie jej działania. Należą do nich:
• analiza porównawcza strategii regulacyjnych i doświadczeń w zakresie jakości usług,
• identyfikacja wskaźników charakteryzujących jakość usług oraz wybór standardów do analiz porównawczych,
• przeprowadzenie wstępnej analizy porównawczej jakości usług,
• przedstawienie zaleceń dla organizacji międzynarodowych w sprawie analiz porównawczych jakości usług.
Wnioski dotyczące tych tematów przedstawiono kolejno na następnych stronach.
34
5.1. Porównanie strategii i doświadczeń w zakresie regulacji jakości usług
Wszystkie analizowane kraje wykazują w zasadzie podobne podejście do regulacji jakości usług. Na najwyższym poziomie tej regulacji występują standardy i rozwiązania typu zaleceń w odniesieniu do jakości
handlowej usług, ciągłości dostaw i jakości napięcia. W większości krajów stosowane standardy odnoszą się
do dwóch pierwszych kategorii jakości, natomiast nie obejmują one jakości napięcia. Istnieje uzasadnione
przekonanie, iż poszczególne kategorie odbiorców przywiązują niejednakową wagę do różnych komponentów jakości usług. Oceny jakie odbiorcy przykładają do jakości powinny wpływać na zachowania i działania
organów regulacyjnych, lecz problem ten jest nadal bardzo słabo rozpoznany.
Chociaż organy regulacyjne krajów Unii Europejskiej realizują identyczne cele główne, w tym ochronę
odbiorcy, to jednak działania w zakresie poprawy jakości usług i stosowane strategie różnią się w poszczególnych krajach. Istnieje zgodny pogląd, iż celowe jest publikowanie danych porównawczych dotyczących
jakości, które odgrywają coraz większą rolę w procesach regulacyjnych. Ważną sprawą jest, aby potrzebne
dane były jednoznacznie zdefiniowane i wiarygodne, a ich pomiar i ewidencja w spółkach elektroenergetycznych były przedmiotem weryfikacji (audytu).
5.2. Identyfikacja wskaźników jakości usług oraz wybór standardów
do celów porównawczych
W większości badanych krajów stosowane są poniższe rodzaje standardów. W Hiszpanii standardy zostały opracowane i zgłoszone jako projekt, który wejdzie w życie w najbliższym czasie.
• Standardy gwarantowane, których celem jest zapewnienie dostaw usług odbiorcom indywidualnym, są powszechnie stosowanym instrumentem, chociaż niektóre kraje wybrały różne standardy oparte na odmiennych kryteriach. I tak w Wielkiej Brytanii obowiązuje standard, określający maksymalną
długość przerw w zasilaniu na 18 godzin w odniesieniu do wszystkich odbiorców, podczas gdy w Holandii organ regulacyjny proponuje analogiczny standard na poziomie 4 godzin. We Włoszech będą stosowane standardy zróżnicowane według poziomów napięcia. Gwarantowane standardy są na ogół powiązane z sankcyjnymi płatnościami karnymi, które mogą być realizowane automatycznie, w momencie niedotrzymania danego standardu lub na wniosek zainteresowanego odbiorcy. W załącznikach do
niniejszego raportu przedstawiono gwarantowane standardy już stosowane lub przewidywane do
wprowadzenia. Osiem gwarantowanych standardów dotyczy trzech krajów, będących przedmiotem badań w ramach niniejszego raportu.
• Standardy ogólne, określające wymagania w skali całego przedsiębiorstwa elektroenergetycznego, są
użytecznym narzędziem stymulowania poprawy jakości świadczonych usług. W Holandii standardy te są
zwane „standardami zalecanymi”, a w Norwegii „ogólnymi wymaganiami”. Tego rodzaju standardy są już
lub będą stosowane we wszystkich krajach, objętych analizą porównawczą, z tym że w niektórych krajach
standardy te są powiązane z odpowiednimi efektami ekonomicznymi. We Włoszech i Portugalii stosuje się
znacznie więcej standardów ogólnych niż gwarantowanych, podczas gdy w Holandii, Hiszpanii i Wielkiej
Brytanii sytuacja jest odwrotna.
Powiązanie jakości usług, w tym przede wszystkim ciągłości dostaw, z obowiązującymi taryfami dla
odbiorców końcowych ma być wprowadzone w przyszłości w trzech krajach. Włochy wprowadziły takie
rozwiązanie w 2000 roku, Norwegia zamierza to zrobić w 2001 roku, natomiast Wielka Brytania w 2002 r.
Chociaż szczegółowe mechanizmy regulacyjne w tej dziedzinie różnią się, to jednak ich podstawą jest uzależnienie części przychodów spółek elektroenergetycznych ze sprzedaży energii elektrycznej od dotrzymania standardów jakości. W Wielkiej Brytanii ma to dotyczyć 2 procent przychodów, natomiast we Włoszech
większej ich części, a w Norwegii nie przewiduje się żadnego górnego pułapu w tym zakresie.
Powszechnie stosuje się kilka standardów jakości handlowej, które mogą być wykorzystywane jako
mierniki do porównań pomiędzy krajami. Tego rodzaju standardy przedstawiono w załączniku nr 2. Standardy ciągłości dostaw są bardziej zróżnicowane i obecnie mogą być wykorzystywane tylko do prostych
porównań działalności spółek elektroenergetycznych. Załącznik nr 3 zawiera porównawcze zestawienie
standardów ciągłości dostaw. W załączniku nr 4 przedstawiono szczegółowe informacje, dotyczące standardów jakości napięcia.
35
5.3. Wstępna analiza porównawcza
Wprawdzie wiele standardów może oczywiście służyć jako mierniki do porównań, to jednak Grupa Robocza napotkała na trudności w wykorzystaniu ich w analizie porównawczej, z powodu występujących
w praktyce różnic w definiowaniu i stosowaniu tych standardów.
Pomimo to niektóre ogólne porównania są możliwe, a ich wyniki przedstawiono w rozdziałach 2, 3 i 4
niniejszego raportu. Porównanie standardów jakości handlowej wykazało istnienie znacznych różnic w odniesieniu do poziomów jakości, określonych w niektórych standardach. I tak np. standardy dotyczące terminów odpowiedzi na zapytania i uwagi w sprawie płatności i taryf oraz wykonawstwa drobnych prac sieciowych w analizowanych krajach różnią się w stosunku 4:1. Z drugiej strony, czasy załatwiania spraw, takich
jak przywrócenie zasilania po przerwie z winy dostawcy lub planowe spotkania z odbiorcami, pozostają do
siebie w relacji znacznie niższej, na ogół 1,5 – 2:1. Żaden z badanych krajów nie ustalił standardów lub płatności karnych na poziomie wyjątkowo wysokim lub niskim w porównaniu z innymi krajami.
Standardy technicznej jakości wykazują znaczną różnorodność zarówno w zakresie ich definiowania, jak
i ewidencjonowania. Zgrubne porównania można było przeprowadzić tylko w odniesieniu do czasu trwania
przerw w dostawie energii elektrycznej. Wykazały one, że najlepsze wyniki w zakresie technicznej jakości
ma Holandia, a zaraz za nią plasuje się Wielka Brytania. Występuje ewidentna znaczna rozpiętość w poziomie ciągłości dostaw między krajami. Wpływa na to wiele czynników, takich jak gęstość zaludnienia, konfiguracja sieci elektrycznej oraz udział linii napowietrznych i kabli podziemnych. Brak było możliwości dokonania ilościowej oceny wpływu tych czynników na poziom jakości świadczonych usług.
5.4. Określenie zaleceń do przyszłej analizy porównawczej
Grupa Robocza zgodziła się, że w przyszłych, udoskonalonych analizach porównawczych ważną rolę odgrywać będą następujące czynniki:
• większa przejrzystość danych publikowanych przez spółki elektroenergetyczne i organy regulacyjne, co
powinno ułatwić określanie odpowiednich standardów przez krajowe organy regulacyjne;
• szersza wymiana informacji pomiędzy organami regulacyjnymi poprzez kontynuowanie działalności
Grupy Roboczej lub w inny sposób np. wymianę sprawozdań rocznych;
• przyjęcie przynajmniej jednego wskaźnika ciągłości dostaw w postaci liczby minut przerw w przeliczeniu na odbiorcę (łączny czas trwania przerw w relacji do odbiorcy niskiego napięcia – LV) oraz jednego wskaźnika przeciętnej rocznej liczby przerw w odniesieniu do odbiorcy LV, obliczanych jako wielkości średnie ważone liczbą odbiorców, których dotknęły te przerwy. Wskaźniki te powinny obejmować wszystkie przerwy
w zasilaniu na wszystkich poziomach napięcia, z podziałem na rodzaje przerw (planowe i nieplanowe) oraz
według czasu trwania tych przerw;
• w zakresie jakości napięcia należy doskonalić współpracę pomiędzy krajowymi organami regulacyjnymi i międzynarodowymi organizacjami standardów technicznych, w celu ułatwienia opracowania prawidłowych standardów w przyszłości;
• należy kontynuować prace nad oceną i porównywaniem czynników, które mogą oddziaływać na wyniki
badań porównawczych, zwłaszcza w odniesieniu do odpowiedzialności spółek elektroenergetycznych za jakość, oddziaływania siły wyższej, ekstremalnych warunków pogodowych oraz zróżnicowania geograficznego.
5.5. Proponowane działania
Grupa Robocza zaleca rozpatrzenie następujących przyszłych działań:
• Opublikowanie niniejszego raportu w celu pobudzenia dyskusji o regulacji jakości usług pomiędzy
Unią Europejską i organami regulacyjnymi krajów członkowskich UE oraz nie należących do Unii.
• Przedstawienie wniosków Grupy Roboczej do dyskusji na najbliższej międzynarodowej konferencji na
temat problemów regulacji.
• Zwiększenie liczby członków Grupy Roboczej przez włączenie do niej osób z innych krajów.
• Ocena czynników kształtujących wartości, jakie odbiorcy przykładają do jakości usług, w tym przede
wszystkim ciągłości dostaw.
• Analiza oddziaływania liberalizacji na standardy jakości handlowej.
• Inspirowanie przejrzystości i spójności audytów jakości usług.
• Rozważenie roli organów regulacyjnych w odniesieniu do kontraktów w sprawie jakości energii elektrycznej.
36
ZAŁĄCZNIK nr 1
PODSTAWOWE INFORMACJE DOTYCZĄCE KRAJOWYCH SYSTEMÓW
ELEKTROENERGETYCZNYCH W 1999 r.
Włochy
Holandia
Tabela 2.4
Norwegia*
Portugalia
Hiszpania
W. Brytania
195
21
200
15
450 (około)
14
Liczba odbiorców
ogółem
32 510 000
7 231 389
2 436 332
5 291 418
20 456 442
27 033 000
Liczba odbiorców
niskiego napięcia (LV)
32 400 000
7 213 105
2 436 195
5 273 278
20 390 709
brak danych
Liczba odbiorców
średniego napięcia (MV)
110 000
18 284
brak danych
18 140
65 733
brak danych
Sprzedaż energii
elektrycznej ogółem
(GWh)
188 000
70 819
71 000
28 426
128 290
276 006
Sprzedaż energii
elektrycznej na LV (GWh)
105 000
44 257
71 000
17 785
78 175
195 389
83 000
26 562
brak danych
10 641
50 115
80 617
Powierzchnia kraju (km2)
301 000
33 939
386 958
88 797
506 000
228 705
Długość linii
rozdzielczych LV+MV (km)
1 030 900
247 257
277 183
174 208
571 246
750 360
Udział napowietrznych
linii rozdzielczych w %
38
0
64
81
80
39
Udział podziemnych
linii rozdzielczych w %
62
100
35
(plus 1% linie
podmorskie)
19
20
61
Liczba spółek
dystrybucyjnych
Sprzedaż energii
elektrycznej na MV
(GWh)
*wszystkie dane dotyczą 1998 roku
37
38
INFORMACJE DODATKOWE do tabeli: krajowe systemy elektroenergetyczne
Liczba spółek
dystrybucyjnych
Włochy
Holandia
Norwegia
Portugalia
dwie największe spółki dystrybucyjne
dostarczają 94 %
energii elektrycznej
dwie największe
spółki dystrybucyjne
dostarczają prawie 50%
dwie największe
spółki dostarczają 14%
firma EDP ma 4 spółki
dystrybucyjne, a ponadto istnieje 11 małych
przedsiębiorstw dystrybucyjnych. Spółki
EDP dostarczają 99 %
energii elektrycznej.
Liczba odbiorców
łącznie na niskim
i średnim napięciu
Sprzedaż energii
elektrycznej (GWh)
łącznie ze sprzedażą na
średnim napięciu (MV)
Hiszpania
dwie największe
dostarczają 80 %
Wlk. Brytania
dwie największe
dostarczają 21 %
(odpowiednio 10,9 %
i 10,2 %).
zawiera 375 534
na niskim napięciu*)
i 374 826 na średnim
napięciu
Długość linii
rozdzielczych (km)
dotyczy tylko ENEL-u;
328 200 km linii MV
i 702 700 km linii LV
Poziomy napięcia
Niskie napięcie
poniżej 1 kV
poniżej 1 kV
poniżej 1 kV
napięcie równe lub
niższe od 1 kV
poniżej 1 kV
poniżej 1 kV
Średnie napięcie
1 – 35 kV
1 – 25 kV
11 kV i 22 kV
1 – 45 kV
1 – 36 kV
1 – 22 kV
Wysokie napięcie
35 – 150 kV
>= 25 kV
45 kV, 66 kV, 132 kV,
220 kV, 300 kV
i 420 kV
45 – 110 kV
i najwyższe napięcie
> 110 kV
> 36 kV
> 22 kV
*) dane
błędne; jak wynika z innych dostępnych materiałów liczba odbiorców na niskim napięciu w Wielkiej Brytanii wynosi około 20 mln (przyp. red.).
STANDARDY JAKOŚCI HANDLOWEJ
Włochy
Holandia
Portugalia
Hiszpania
Wlk. Brytania
Przywrócenie dostawy
po przerwie z winy
dostawcy
IS – w ciągu dwóch godzin
GS – w okresie 4 godzin;
na obszarach wiejskich
w ciągu 5 godzin
GS – w ciągu 3 godzin
w dni robocze i 4 godzin
w soboty, niedziele i święta
Ponowne przyłączenie
do sieci
IS – w ciągu 4 godzin
OS – 80 % przyłączeń
w ciągu 4 godzin
GS – w ciągu 18 godzin;
OS – 85-95% przyłączeń
w ciągu 3 godzin; 100%
w ciągu 24 godzin
GS – na niskim napięciu
w ciągu 5 dni roboczych;
na średnim napięciu
w ciągu 7 dni roboczych
OS – 90 % przyłączeń
po podpisaniu umowy
GS – w ciągu 5 dni
roboczych po podpisaniu
umowy
GS – w ciągu 2 dni dla
odbiorców indywidualnych
(domowych) i 4 dni dla
pozostałych odbiorców;
OS – 100% przyłączeń
w ciągu 30 dni dla
pierwszej grupy i 40 dni
dla drugiej grupy odbiorców
Określenie płatności za
przyłączenie
GS – na niskim napięciu
w zakresie prostych prac
OS – na niskim napięciu
95 % płatności, określonych
w odniesieniu do prostych
prac
• GS – przyłączenie nowego odbiorcy na niskim
napięciu: a) w ciągu 5 dni
dla dostawy < 15 kW,
b) w ciągu 10 dni dla
pozostałych dostaw bez
konieczności inwestycji
w stacji rozdzielczej,
c) w ciągu 20 – 30 dni dla
dostaw wymagających inwestycji w stacji rozdzielczej;
• przyłączenie nowego
odbiorcy na średnim
i wysokim napięciu:
a) w ciągu 40 dni dla
odbiorców zasilanych z sieci
1 – 66 kV,
b) w ciągu 60 dni dla
odbiorców zasilanych
z sieci o napięciu > 66 kV.
GS – w ciągu 5 dni dla
prostych prac
przyłączeniowych oraz
15 dni w przypadku prac
pozostałych.
GS - gwarantowany standard; OS – ogólny standard
IS - standard nieobligatoryjny (standard o charakterze zalecenia)
ZAŁĄCZNIK nr 2
do sieci (przyłącze
i licznik)
39
40
STANDARDY JAKOŚCI HANDLOWEJ (cd.)
Włochy
Zawiadomienie
o przerwie w dostawie
Holandia
Portugalia
IS – na niskim napięciu
z wyprzedzeniem 3 dni
roboczych, na średnim
i wysokim napięciu
z wyprzedzeniem 10 dni
roboczych
Hiszpania
OS – co najmniej na 24
godziny przed planowaną
przerwą
Wlk. Brytania
GS – z wyprzedzeniem
5-dniowym
Skargi na poziom
napięcia
OS – 90% odpowiedzi
odbiorcom na niskim
napięciu i 95 % odpowiedzi
odbiorcom na średnim
napięciu powinno być
udzielonych w ciągu 10 dni
roboczych
Problemy z licznikami
OS – 90 % odpowiedzi dla
odbiorców na niskim
napięciu i 95% odpowiedzi
dla odbiorców na średnim
napięciu w ciągu 10 dni
roboczych
IS – odpowiedź w ciągu
10 dni roboczych
GS – wizyta u odbiorcy
GS – odpowiedź odbiorcom
pobierającym < 15 kW
w ciągu 5 dni roboczych,
pozostałym odbiorcom
GS – odpowiedź odbiorcy
w ciągu 5 dni lub wizyta
u odbiorcy w ciągu 7 dni
Pytania dotyczące opłat
za przyłączenie i cen
OS – dla 90 % odbiorców
na niskim napięciu i 95 %
na średnim napięciu odpowiedź w ciągu 15 dni
roboczych
IS – odpowiedź w ciągu
10 dni roboczych
GS – odpowiedź w ciągu
20 dni roboczych
GS – odpowiedź odbiorcom
pobierającym <15 kW
pozostałym odbiorcom
5 dni
Spotkania na życzenie
odbiorców
GS – w przedziale 3 godzin
IS – w okresie 3 – 5 dni
roboczych
GS – w przedziale 3 godzin
Płatności z tytułu
niedotrzymania
standardu
GS – odpowiedź lub wizyta
u odbiorcy w ciągu 20 dni
roboczych
5 dni lub wizyta u odbiorcy
w ciągu 7 dni
GS – tego samego dnia
przed lub po południu albo
w terminie zgodnym z życzeniem odbiorcy
GS – zapłata w ciągu
10 dni
Włochy
Holandia
Portugalia
Hiszpania
Wlk. Brytania
Zgłoszenie uszkodzenia
licznika przedpłatowego
GS – naprawa lub wymiana
licznika w ciągu 3 godzin od
zgłoszenia w dni robocze
i 4 godzin w soboty,
niedziele i święta
Regulacja poziomu
napięcia
OS – dla 100 % zgłoszonych
przypadków w ciągu
6 miesięcy
Wizyty u odbiorców,
którzy zgłosili
przeniesienie licznika
w inne miejsce
GS – wchodzi w zakres
wykonawstwa prostych
prac przyłączeniowych,
przypadków w ciągu 15 dni
Wymiana licznika na
życzenie
przypadków w ciągu 10 dni
Liczba odczytów
liczników w ciągu roku
na niskim i średnim napięciu co najmniej raz w roku
Odpowiedź na listy
odbiorców
OS – w odniesieniu do
90% listów nadesłanych
przez odbiorców zasilanych na niskim napięciu
i odpowiednio 95 % na
średnim napięciu w ciągu
20 dni roboczych,
IS – w ciągu 10 dni
roboczych
90 % listów w ciągu 20 dni
roboczych
Odpowiedź na skargi
lub wnioski odbiorców
OS – w odniesieniu do 90%
skarg zgłoszonych przez
odbiorców zasilanych na
niskim napięciu i 95%
skarg od odbiorców na
średnim napięciu w ciągu
20 dni roboczych
IS – w ciągu 10 dni
roboczych
95% skarg w ciągu 20 dni
roboczych
co najmniej raz w roku
GS – co najmniej 6 razy
w roku
raz w roku
OS – na wszystkie listy
w ciągu 10 dni
GS – w odniesieniu do
skarg odbiorców pobierających <15 kV w ciągu 5 dni
roboczych, w stosunku do
pozostałych odbiorców
41
42
Włochy
Holandia
Portugalia
Hiszpania
Wykonawstwo
prostych prac
GS – w ciągu 15 dni roboczych dla odbiorców na
niskim napięciu
IS – w ciągu 3 dni roboczych dla odbiorców
zasilanych na niskim napięciu w przypadku, gdy
wykonawstwo prac nie
wymaga przerw w dostawie dla innych odbiorców;
w pozostałych przypadkach
OS – w ciągu 30 dni
roboczych w odniesieniu
do 95 % zgłoszonych prac
dla odbiorców na niskim
napięciu
GS – w odniesieniu do
nowych przyłączy odbiorców zasilanych na niskim
napięciu, bez konieczności
rozbudowy sieci, w ciągu
5 dni po zapłaceniu
należności za przyłączenie;
w przypadku konieczności
rozbudowy sieci w ciągu
30 dni po uiszczeniu
należności za przyłączenie.
Odłączenie od sieci
na życzenie odbiorcy
GS – w ciągu 5 roboczych
dni w odniesieniu do sieci
niskiego napięcia i 7 dni
roboczych w przypadku
sieci średniego napięcia
Ponowne przyłączenie
do sieci po uprzednim
odłączeniu wskutek
niepłacenia rachunków
GS – w ciągu jednego dnia
roboczego (łącznie z sobotą)
Szacunek opłat
za wykonawstwo
złożonych prac
przyłączeniowych
OS – dla 85 % wniosków
dotyczących niskiego
napięcia i 80% średniego
napięcia w ciągu 40 dni
roboczych
Wlk. Brytania
GS – w ciągu miesiąca
GS – do godziny 17.00
GS – w nieprzekraczalnym
następnego dnia roboczego terminie 24 godzin po
(dotyczy odbiorców na
zapłaceniu rachunku
niskim napięciu) lub w ciągu
8 godzin, jeśli chodzi
o pozostałych odbiorców
OS – do końca danego
dnia (dot. wszystkich
odbiorców)
Włochy
Wykonawstwo
złożonych prac
przyłączeniowych
OS – 85% prac na niskim
napięciu i 80% na średnim
napięciu w ciągu 60 dni
roboczych
Dokładność rachunków
wystawianych na pod stawie szacunków
OS – dla odbiorców na niskim napięciu, prowadzących gospodarstwa domowe, 85 % rachunków
z dokładnością do ∆ < 150%;
dla odbiorców przemysłowych na niskim napięciu
∆ < 250% (*)
Holandia
Portugalia
Hiszpania
• GS – w odniesieniu do
nowych przyłączy na niskim
napięciu:
a) w warunkach zasilania
z jednej stacji MV/LV
licząc od daty uregulowania
należności za przyłączenie;
b) w przypadku zasilania
z więcej niż jednej stacji
MV/LV w ciągu 80 dni,
licząc od daty zapłaty za
przyłączenie
• W odniesieniu do nowych
przyłączy na średnim
i wysokim napięciu:
a) dla odbiorców zasilanych z sieci 1 – 66 kV
licząc od daty zapłaty za
przyłączenie,
b) w odniesieniu do pozostałych przypadków terminy
przyłączenia zależą od złożoności prac przyłączeniowych
IS – rozpoczęcie robót
Czas oczekiwania na
obsługę w centrum
obsługi odbiorców
w ciągu 30 minut
Czas oczekiwania na
dostęp telefoniczny do
centrum obsługi
OS – dla 75 % zgłaszających
się telefonicznie odbiorców
w ciągu 60 sekund
*) ∆ = {Zużycie rzeczywiste – suma (zapłacone rachunki szacunkowe – przeciętny szacunek)}: przeciętny szacunek
Wlk. Brytania
43
44
1. CZAS TRWANIA PRZERW W PRZELICZENIU NA ODBIORCĘ I WYŁĄCZENIE
Włochy
Holandia
Portugalia
Wielka Brytania
(projekt)
(projekt)
(projekt)
• przywrócenie dostawy energii • przywrócenie dostawy energii • przywrócenie dostawy
• przywrócenie dostawy po przerwie
elektrycznej po przerwie
elektrycznej po przerwie
po przerwie spowodowanej
z winy dostawcy (bezpiecznik) w ciągu
u konkretnego odbiorcy;
spowodowanej awarią w ciągu
działaniem bezpiecznika
3 godzin w dniu roboczym i 4 godzin
maksymalny czas będzie
4 godzin
po stronie dostawcy w ciągu
w pozostałych dniach, jeśli zgłoszenie
określony (LV)
4 godzin, a na obszarach
nastąpiło w czasie godzin pracy
• Podobna sytuacja występuje
wiejskich w ciągu 5 godzin
• przywrócenie dostawy w ciągu 18 godzin
w odniesieniu do przywracania
• przywrócenie dostaw po
po przerwie spowodowanej awarią.
dostaw po przerwach
przerwie spowodowanej
• przywrócenie dostawy po przerwie
spowodowanych awarią
awarią w ciągu 4 godzin dla co
z winy dostawcy w ciągu trzech godzin
(MV i LV)
najmniej 80 % pozbawionych
powinno dotyczyć co najmniej 85 – 95%
dostawy odbiorców (MV i LV)
odbiorców; zróżnicowane procenty
dotyczą określonych spółek elektroenergetycznych; analogiczny procent
dla przerw awaryjnych likwidowanych
w ciągu 18 godzin wynosi 99%
Odbiorcy, których
dotyczą standardy
odbiorcy na niskim, średnim
i wysokim napięciu
wszyscy odbiorcy
wszyscy odbiorcy
wszyscy odbiorcy
Rodzaje standardów
i efekty
standardy gwarantowane;
płatności karne będą określone
oddzielnie i realizowane
automatycznie
analogicznie jak we Włoszech
standardy gwarantowane,
płatności karne realizowane na
wniosek odbiorcy; standard
ogólny dotyczy likwidacji przerw
spowodowanych awarią
standard gwarantowany w odniesieniu
do likwidacji przerw spowodowanych
działaniem bezpiecznika w sieci; płatności
karne realizowane na wniosek zainteresowanego odbiorcy, obecnie odbywa się to
automatycznie. Ta sama zasada obowiązuje
w odniesieniu do przerw spowodowanych
awarią. Określony procent od 85 – 95 %
i 99 % w zakresie usuwania przerw
spowodowanych awarią obowiązuje
w odniesieniu do wszystkich odbiorców
Zdarzenia nie objęte
standardami
wyłączone są zdarzenia losowe,
dokładnie zdefiniowane
brak informacji
wyłączone są zdarzenia losowe,
przerwy planowe oraz krótkie
przerwy nieplanowe
zdarzenia objęte standardem, którego
niedotrzymanie pociąga za sobą płatności
karne, są określane przez organ regulacyjny
(OFGEM); spółki elektroenergetyczne
mogą składać wnioski o wyłączenie ze
standardów nadzwyczajnych okoliczności
(te ostatnie nie są zdefiniowane).
ZAŁĄCZNIK nr 3
Standardy
2. LICZBA PRZERW W ROKU W PRZELICZENIU NA ODBIORCĘ
Portugalia
Hiszpania
Wiielka Brytania
Standardy
(projekt)
• maksymalna liczba przerw w roku u odbiorców zasilanych z sieci niskiego napięcia:
12 (strefa A), 26 (strefa B), 46 (strefa C)
• maksymalna liczba przerw w roku u odbiorców zasilanych z sieci średniego napięcia:
8 (strefa A), 20 (strefa B), 40 (strefa C)
• maksymalna liczba przerw w roku u odbiorców zasilanych z sieci wysokiego napięcia: 8
• maksymalna liczba przerw w roku u odbiorców zasilanych z sieci najwyższego napięcia: 3
• maksymalna liczba przerw w roku w
(projekt)
• maksymalna liczba przerw w roku u odbiorprzeliczeniu na odbiorcę ma być dopiero
ców zasilanych z sieci niskiego napięcia:
określona;
12 (miasta), 15 (tereny podmiejskie), 18
*to samo dotyczy procentu odbiorców,
(wsie zwarte), 24 (wsie rozproszone)
którzy w ciągu roku mogą doznać większej
• maksymalna liczba przerw w roku u odbiorliczby przerw, niż wielkość ustalona
ców zasilanych z sieci średniego napięcia:
w standardzie
8 (miasta), 12 (tereny podmiejskie), 16 (wsie
zwarte), 20 (wsie rozproszone)
• maksymalna liczba przerw na zainstalowany
kW (NIEPI): 4 (miasta), 6 (obszary podmiejskie),
10 (wsie zwarte), 15 (wsie rozproszone)
Odbiorcy, których
dotyczą standardy
wszyscy odbiorcy
odbiorcy zasilani z sieci niskiego i średniego
napięcia
wszyscy odbiorcy
Rodzaje standardów
i efekty
• gwarantowane standardy; płatności karne
za przekroczenie liczby przerw określonych
w standardzie, realizowane na wniosek
odbiorcy. Ponadto kilka standardów ogólnych
bez płatności karnych (SAIFI-MV i SAIFI-LV)
• gwarantowane standardy; płatności karne
w razie przekroczenia liczby przerw
określonych w standardzie. Standard ogólny
odnosi się do NIEPI
• gwarantowane standardy oraz opłaty karne
za ich niedotrzymanie w trakcie ustalania
• Standard ogólny dotyczy procentu
odbiorców, u których może wystąpić większa
niż określona w standardzie liczba przerw
standardami
przerwy trwające dłużej niż 3 minuty. Dalsze
wyłączenia zamieszczono w tabeli C (strona 48)
przerwy trwające dłużej niż 3 minuty.
Wyłączenia: zdarzenia losowe i przerwy
spowodowane działaniem osób trzecich
mają być zdefiniowane
*) definicje klasyfikacji stref geograficznych zamieszczono w tabeli B.
45
46
3. CZAS TRWANIA PRZERW W ROKU
Włochy
Holandia
Portugalia
Hiszpania
Standardy
(zalecenia)
w przeliczeniu na odbiorcę
30 minut (miasta), 45 minut
(obszary podmiejskie),
60 minut (wsie)
(zalecenia)
przeciętnie 20 minut
w przeliczeniu na odbiorcę
(od 1.01.2001 r.)
• maksymalna liczba godzin
przerw w roku na odbiorcę
w strefie A: 6 (LV), 4 (MV);
w strefie B: 10 (LV) i 8 (MV);
w strefie C: 25 (LV), 20 (MV)
• maksymalna liczba godzin
przerw w roku na odbiorcę
zasilanego z wysokiego
napięcia: 4, i z najwyższego
napięcia: 1
• przeciętne wartości TIEPI
(godziny przerw na kW
zainstalowanej mocy): strefa
A: 3, strefa B: 6 i strefa C: 24
(projekt)
• maksymalna liczba godzin przerw
w roku na odbiorcę w miastach: 6 (LV),
4 (MV), na terenach podmiejskich: 10
(LV), 8 (MV), wsiach zwartych: 15 (LV),
12 (MV), wsiach rozproszonych:
20 (LV), 16 (MV)
• przeciętna liczba godzin przerw
w przeliczeniu na kW mocy zainstalowanej (TIEPI): 2 (miasta), 4 (tereny
podmiejskie), 8 (wsie zwarte), 12 (wsie
rozproszone)
• 80% wartości wskaźników TIEPI (wartości które nie są osiągane przez 80 %
jednostek terenowych): 3 (miasta),
6 (obszary podmiejskie), 12 (wsie
zwarte), 18 (wsie rozproszone)
Odbiorcy, których
dotyczą standardy
odbiorcy zasilani z sieci
średniego i niskiego napięcia
wszyscy odbiorcy
wszyscy odbiorcy
odbiorcy zasilani z sieci średniego
i niskiego napięcia
Rodzaje standardów
i efekty
standardy ogólne o charakterze
zaleceń; ich wprowadzenie
w życie ma nastąpić za kilka lat
standardy ogólne o charakterze
zaleceń
• gwarantowane standardy
z płatnościami karnymi
za ich niedotrzymanie,
realizowanymi na wniosek
odbiorców
• ogólny standard
• (ponadto inne standardy
ogólne bez płatności karnych
ustalono w systemie SAIDI dla
odbiorców otrzymujących
dostawy na średnim i niskim
napięciu)
• gwarantowane standardy z płatnościami
karnymi za ich niedotrzymanie, realizowanymi na wniosek zainteresowanych
odbiorców
• ogólny standard
• ogólny standard pogorszonej jakości
standardami
zdarzenia losowe i przerwy
spowodowane działaniem stron
trzecich
przerwy trwające dłużej niż
3 minuty
Inne zdarzenia i wyłączenia
zamieszczono w tabeli C
zdarzenia losowe i przerwy spowodowane
działaniem stron trzecich
4. WSKAŹN
NIKI POPRAWY STANDARDÓW
Włochy
(obowiązujące)
Wielka Brytania
(obowiązujące)
Standardy
• minimalny wskaźnik skrócenia przerw dla
odbiorców waha się od 0 do16 % rocznie
w zależności od poziomu wyjściowego tych
przerw i powierzchniowej gęstości
odbiorców (por. tabelę A)
• wskaźnik minimum redukcji przerw
w zasilaniu, określonych w minutach na
odbiorcę, waha się od 5 do 10 % w okresie
pięciu lat
Odbiorcy, których
dotyczą standardy
odbiorców zasilanych z sieci średniego
i niskiego napięcia
Rodzaje
standardów i efekty
standard ogólny z implikacjami ekonomicznymi
(powiązanie z obowiązującą taryfą)
docelowe wskaźniki obowiązują do końca
okresu przeglądu regulacyjnego w 2005 roku
Zdarzenia nie
objęte standardami
zdarzenia losowe i przerwy spowodowane
przez strony trzecie (por. tabelę C)
nie są wyraźnie określone, lecz na podstawie
analizy statystycznej wyłącza się warunki
nadzwyczajne
A. ROCZNE WSKAŹN
NIKI POPRAWY STANDARDÓW WE WŁOSZECH
Poziom wyjściowy rocznych przerw w przeliczeniu na odbiorcę na niskim napięciu
(w minutach)
miasta
tereny podmiejskie
< 30
31 – 60
61 – 90
91 – 120
121 – 150
> 151
< 45
46 – 90
91 – 135
136- 180
181 – 270
> 271
wsie
< 60
61 – 120
121 – 180
181 – 240
241 – 360
> 361
Wymagany
wskaźnik rocznej
poprawy
(w %%)
0
5
8
10
13
16
5. POZOSTAŁE STANDARDY
Portugalia
Wielka Brytania
(obowiązujące)
Wielka Brytania
(projekt)
Standardy
minimalne wyprzedzenie
zawiadomienia o planowych
przerwach w dostawie: co
najmniej 36 godzin
minimalne wyprzedzenie zawiadomienia o planowanych
przerwach w dostawie: co
najmniej 5 dni
przywrócenie dostawy po
zawiadomieniu telefonicznym
przez odbiorcę o przerwie
w zasilaniu: czas ma być
zdefiniowany
Odbiorcy, których
dotyczą standardy
wszyscy odbiorcy
wszyscy odbiorcy
wszyscy odbiorcy
Rodzaje
standardów i efekty
określi organ regulacyjny;
płatności sankcyjne mogą być
wprowadzone przez ERSE na
podstawie regulacji prawnej
gwarantowany standard;
płatności karne realizowane
na wniosek odbiorcy
ogólne standardy
47
B. KLASYFIKACJA GEOGRAFICZNA
Portugalia
Strefa A: miejscowości o liczbie odbiorców ponad 25 tysięcy.
Strefa B: miejscowości o liczbie odbiorców ponad 5 tysięcy, ale nie więcej niż
25 tysięcy odbiorców
Strefa C: miejscowości o liczbie odbiorców poniżej 5 tysięcy
Hiszpania
Strefy miejskie: grupy odbiorców liczące ponad 20 000 odbiorców
Strefy podmiejskie: grupy odbiorców liczące ponad 2000, lecz nie więcej niż 20 000 odbiorców
Strefy wiejskie zwarte: grupy odbiorców liczące ponad 200, ale nie więcej niż 2000 odbiorców
Strefy wiejskie rozproszone: grupy odbiorców liczące poniżej 200 oraz dostawy
do pojedynczych odbiorców
Włochy
Strefy o wysokiej gęstości powierzchniowej: obszary miejskie o liczbie ponad 50 000
mieszkańców, z wyłączeniem części obszaru przez organ regulacyjny na wniosek spółki
elektroenergetycznej (*)
Strefy o średniej gęstości powierzchniowej: miejscowości liczące więcej niż 5000,
ale nie przekraczające 50 000 mieszkańców
Strefy o niskiej gęstości powierzchniowej: miejscowości o liczbie mieszkańców
poniżej 5000
(*)dotyczy to tylko większych miast, o liczbie mieszkańców ponad 50 000 (około 100 miast), w odniesieniu do których na podstawie specjalnej procedury można wyodrębnić różne
obszary w ramach tej samej miejscowości; spółki elektroenergetyczne mogą zwracać się do organu regulacyjnego z wnioskami o rozważenie wydzielenia pewnej części danej
miejscowości i zaliczenia jej do strefy o niskiej lub średniej gęstości powierzchniowej. Wniosek wymaga odpowiedniego uzasadnienia takich różnic w gęstości odbiorców.
C. KLASYFIKACJA ZDARZEŃ NIEZALEŻNYCH
48
Portugalia
Przy określaniu standardów, których niedotrzymanie pociąga za sobą płatności karne,
wyłącza się wszystkie przerwy spowodowane przez:
• zdarzenia losowe lub siłę wyższą
• zarządzone w interesie publicznym
• związane z realizacją usług
• podyktowane względami bezpieczeństwa
• uzgodnione z klientem
• z winy klienta
W kodeksie jakości usług następujące sytuacje i zdarzenia uważa się za równoznaczne
z działaniem „siły wyższej”:
• strajk generalny
• zarządzone w trybie ustawowym
• pożar
• trzęsienie ziemi
• powódź
• wiatry o ekstremalnej sile
• bezpośrednie uderzenie pioruna
• sabotaż
• przestępstwa kryminalne,
• celowe działanie stron trzecich
Włochy
W trakcie weryfikacji rocznych wyników poprawy standardów wyłączane są przerwy
spowodowane następującymi przyczynami:
• działaniem siły wyższej: w wyniku zarządzeń władz publicznych,
• katastrof żywiołowych
• trudnych warunków pogodowych, przekraczających normy i wymagania projektowe
• przyczynami zewnętrznymi:
– uszkodzeniami przez strony trzecie,
– przerwami spowodowanymi przez samych odbiorców,
– przerwami w dostawach ze strony krajowego systemu przesyłowego,
– przerwami w dostawach ze strony innych dystrybutorów.
Wielka Brytania
każdy przypadek niedotrzymania gwarantowanego standardu związanego z płatnościami
karnymi jest przedmiotem badania organu regulacyjnego (OFGEM); spółki
elektroenergetyczne mogą wnioskować do OFGEM o wyłączenie ze standardów
zdarzeń o charakterze nadzwyczajnym (brak definicji takich zdarzeń).
1. STANDARDY JAKOŚCI NAPIĘCIA
Włochy
Holandia
Norwegia
Portugalia
Hiszpania
Wlk. Brytania
Częstotliwość
norma EN 50160
norma EN 50160
z fc = ± 1 %
(dla 99,5 % roku)
nie jest przedmiotem
regulacji
norma EN 50160
norma EN 50160
fc = ± 1 % fn.
Poziom napięcia
norma EN 50160
norma EN 50160
z niewielkimi
modyfikacjami
22 kV, pozostałe
poziomy napięcia
nie są przedmiotem
regulacji
dla napięcia ≤ 45 kV
standard 50160;
dla napięcia > 45 kV
Uc=± 5 % Un
dla niskiego napięcia
i średniego napięcia
Uc=± 7% Un; dla
napięcia wyższego niż
średnie brak danych
dla niskiego napięcia
(230 V) Uc= +10 %
lub – 6 % Un; dla
napięć wyższych
Uc= ± 10 % Un
Fluktuacje poziomu
napięcia
norma EN 50160
norma EN 50160 dla
99,5 % czasu w ciągu
tygodnia
brak
regulacji
Uc= ± 5 %
Nagłe spadki napięcia
nie jest dotychczas
przedmiotem regulacji
norma EN 50160
regulacji
norma EN 50160; dla
napięcia > 45 kV brak
danych
brak jednoznacznego
określenia
brak jednoznacznego
określenia
Okresowe lub przemijające zwyżki napięcia
nie jest jeszcze
przedmiotem regulacji
norma EN 50160
regulacji
regulacji
brak jednoznacznego
określenia
brak jednoznacznego
określenia
Fazowa asymetria
napięcia
norma EN 50160
norma EN 50160 dla
99,5 % czasu w ciągu
tygodnia
regulacji
standard EN 50160;
wielkości zalecane:
U ≤ 2 % dla 95 % czasu
w ciągu tygodnia;
10 min RMS)
brak jednoznacznych
określeń
brak jednoznacznych
określeń
Harmoniczne zniekształcenia fali napięciowej
norma EN 50160
norma EN 50160 dla
99,5 % napięcia
w ciągu tygodnia
brak regulacji
norma EN 50160;
wartości zalecane
brak jednoznacznych
uregulowań
dla napięcia 275 kV
i 400 kV TDH < 5 %,
brak jednoznacznych
uregulowań dla
niższych napięć
Interharmoniczne
zniekształcenia napięcia
brak regulacji
brak regulacji
brak regulacji
brak regulacji
brak jednoznacznych
uregulowań
brak jednoznacznych
uregulowań
norma EN 50160
norma EN 50160
brak regulacji
brak regulacji
brak jednoznacznej
regulacji
brak jednoznacznej
regulacji
brak regulacji
brak regulacji
brak regulacji
brak regulacji
brak jednoznacznej
regulacji
brak jednoznacznej
regulacji
Obiekty prądu stałego
ZAŁĄCZNIK nr 4
Układy liniowej
sygnalizacji napięcia
nie określono wielkości nie określono wielkości
odchyleń
odchyleń
49
2. JAKOŚĆ NAPIĘCIA: TECHNICZNA NORMA EN 50160, 1999 „CHARAKTERYSTYKA NAPIĘCIOWA ENERGII
ELEKTRYCZNEJ DOSTARCZANEJ PRZEZ PUBLICZNE SYSTEMY DYSTRYBUCYJNE”
Niskie napięcie
50
Średnie napięcie
Częstotliwość
49,5 – 50,5 Hz (99,5 % czasu w ciągu roku)
lub 47 – 52 Hz przez cały rok
49,5 – 50,5 Hz (99,5 % czasu w ciągu roku)
lub 47 – 52 Hz przez cały rok
Poziom napięcia
Un ± 10 % (95 % czasu w ciągu tygodnia,
10 min RMS) Un + 10/ - 15 % (100 % czasu
w ciągu tygodnia, 10 min RMS)
Uc ± 10 % (95 % czasu w ciągu tygodnia,
10 min RMS)
Fluktuacje poziomu
napięcia
od 5 % do 10 % okresowo w ciągu dnia,
Plt ≤ 1 (95 % czasu w tygodniu)
od +4 % do +6 % okresowo w ciągu dnia,
Plt ≤ 1 (95 % czasu w tygodniu)
Asymetria
napięciowa
U - ≤ 2 % (95 % w ciągu tygodnia, 10 min
RMS); 3 % na niektórych obszarach
U - ≤ 2 % (95 % w ciągu tygodnia, 10 min
RMS); 3 % na niektórych obszarach
Harmoniczne
zniekształcenia
napięcia
U3 ≤ 5 %, U5 ≤ 6 %, U7 ≤ 5 %, U11 ≤ 3,5 %,
U13 ≤ 3 % i THD ≤ 8 % (95 % czasu w ciągu
tygodnia, 10 min R MS)
U3 ≤ 5 %, U5 ≤ 6 %, U7 ≤ 5 %, U11 ≤ 3,5 %,
U13 ≤ 3 % i THD ≤ 8 % (95 % czasu w ciągu
tygodnia, 10 min RMS)
Nagłe spadki
napięcia
zalecenie: od kilku dziesiątków do jednej
tysięcznej
zalecenie: od kilku dziesiątków do jednej
tysięcznej
Krótkotrwałe
przerwy
zalecenie: od kilkudziesięciu do kilkuset
zalecenie: od kilkudziesięciu do kilkuset
Długie przerwy
zalecenie: (dotyczy przerw dłuższych niż
3 min) roczna częstość przerw od 10 do 50
w zależności od obszaru
zalecenie: (dotyczy przerw dłuższych niż
3 min) roczna częstość przerw od 10 do 50
w zależności od obszaru
ZAŁĄCZNIK nr 5
WARTOŚĆ JAKOŚCI
Większość organów regulacyjnych docenia znaczenie jakości usług świadczonych przez przedsiębiorstwa elektroenergetyczne. Jakość usług obejmuje techniczną jakość dostawy energii elektrycznej (np. liczbę i czas trwania przerw długich) oraz jakość handlową dostawy (np. fakturowanie należności, odczytywanie liczników, informowanie odbiorców).
Głównym celem regulacji jakości usług technicznych i handlowych jest stymulowanie przedsiębiorstw
elektroenergetycznych do świadczenia usług o optymalnym poziomie jakości. Optymalny poziom jakości
wyznacza minimum kosztów inwestycyjnych i operacyjnych w stosunku do poprawy tej jakości i kosztów
ponoszonych przez odbiorców w razie obniżenia jakości usługi.
Wprawdzie wskaźniki techniczne jakości, takie jak liczba i czas występowania przerw długotrwałych, liczba minut przerw w przeliczeniu na odbiorcę, liczba przerw w roku itp. są dostępne, to jednak
w większości krajów niewiele wiadomo o wartości wyrażonej w pieniądzu, jaką odbiorcy przywiązują
do jakości dostaw energii elektrycznej. Z tego względu istotnym wyzwaniem jest określenie kosztów
ponoszonych przez odbiorców wskutek obniżenia poziomu jakości lub ocena wartości, jaką odbiorcy
wiążą z jakością.
Wartość jakości można zdefiniować jako stratę ponoszoną przez odbiorców na przykład wskutek
przerw w dostawie energii elektrycznej lub alternatywnie jako kwotę, którą odbiorca gotowy byłby zapłacić w celu uniknięcia przerwy w dostawie.
Bezpośrednie określenie wartości jakości dla odbiorcy nie jest rzeczą łatwą. Z tego powodu uwaga
koncentruje się na ocenie skutków lub strat ekonomicznych, powodowanych np. przez długotrwałe przerwy w dostawie. Należy jednak pamiętać, że kosztów powodowanych przez przerwy nie można utożsamiać z wartością jakości. Stanowią one tylko zastępczy miernik wartości jakości. Koszty przerw w dostawie różnią się w przekroju kategorii odbiorców oraz determinowane są wieloma czynnikami (uzależnieniem odbiorcy od dostaw energii elektrycznej, rodzajem i czasem występowania zakłóceń w dostawach
oraz wartością ekonomiczną działalności dotkniętej przerwami). Ponadto dany odbiorca, w zależności
od własnych preferencji, może niejednakowo oceniać wartość jakości dostaw w różnych okresach doby,
tygodnia lub roku.
Metody szacowania kosztów przerw w dostawie dla odbiorców są przedmiotem badań przypadków
i przeglądów obsługi odbiorców.
Badania przypadków opierają się na ocenie przerw w przeszłości oraz uwzględniają bezpośrednie
i pośrednie koszty przerw w dostawach, występujące u odbiorców. W wielu przypadkach badaniom takim towarzyszą przeglądy i wywiady u odbiorców.
Przegląd w postaci ankiety polega na zwróceniu się do odbiorców z prośbą o oszacowanie kosztów
i strat, jakie ponieśli lub mogliby ponieść wskutek przerw w dostawie energii elektrycznej. Koszty bezpośrednie przerw stosunkowo łatwo można określić dla odbiorców handlowych i przemysłowych.
W przeciwieństwie do tego koszty powodowane przez przerwy w dostawach dla odbiorców indywidualnych (gospodarstw domowych) są trudne do oszacowania, ponieważ wchodzą w grę czynniki subiektywne i słabo wymierne skutki, takie jak np. różne niedogodności. W niektórych przeglądach odbiorcy
byli pytani o gotowość do ponoszenia dodatkowych opłat za poprawę jakości lub alternatywnie o zgodę
na niższą jakość usługi, w zamian za niższą cenę energii elektrycznej.
Grupa Robocza sporządziła wykaz literatury na ten temat (strona 52). Dane liczbowe dotyczące kosztów przerw w dostawach dla odbiorców, które można znaleźć w wymienionych niżej pozycjach, mogą
nie mieć zastosowania w innych krajach. Oznacza to, że koszty te mogą różnić się w poszczególnych krajach. Można również przypuszczać, że koszty u odbiorców, spowodowane przerwami dostaw, uległy
zmianie w ostatniej dekadzie w wyniku zwiększenia zależności od energii elektrycznej, związanej ze
wzrostem zużycia energii elektrycznej między innymi przez komputery i sprzęt elektryczny gospodarstw
domowych.
51
Autor
52
Tytuł
Źrródło
Rok
Wydania
Unipede Group 50 (Diseq)
Economic aspects of quality of service
Unipede
1987
Munasinghe M. Sanghvi A.
Reliability of electricity supply, outage costs and value
of service: an overview
The Energy Journal t. 9
1988
Wacker G., Billinton R.
Customer cost of electric service interruptions
IEEE Proceedings, t.77 n. 6
1989
Makinen A., Partanen J.,
Lakervi E.
A practical approach for estimating future outage costs
in power distribution networks
IEEE Transactions on Power
Delivery t. 5, n. 1
1990
Unipede Group 50 (Diseq)
Quality of service and its cost. Final report
Unipede
1990
Goel L., Billinton R.
Evaluation of interrupted energy assessment rates in
distribution systems
Delivery t. 6 n.4
1991
Sullivan M., Vardell T.
Noland Suddeth B.,
Vojdani A.
Interruption costs, customer satisfaction and
expectations for service reliability
Systems t.11 n.2
1996
Kariuki K.K., Allan R. N.
Assessment of customer outage costs due to electric
service interruptions: residential sector
IEEE Proceedings, t. 143 n.2.
1996
Kariuki K.K., Allan R. N.
Evaluation of reliability worth and value of lost load
IEEE Proceedings, vol. 143 n. 2
1996
Andersson I.
Reliability level vs. costs
Willis K. G., Garrod G. D.
Electricity supply reliability. Estimating the value of lost
load
Energy Policy, t. 25 n.1
1997
Fleishman B., Eisenstat L.,
Schott G.
Emerging liability issues for the new electric power
industry
The Electricity Journal
1998
Rivier J., de la Fuente J. I.,
Gomez T., Roman J.
Power quality regulation under the new regulatory
framework of distribution systems
Proceedings of the 13 PSCC t.2
1999
Rivier J.
Calidad del servicio. Regulacion y optimizacion de
inversione
Universidad Pontificia Comillas
de Madrid
1999
CIGRE task force 380601
(chairman R. Billinton)
Methods to consider customer interruption costs in
power system analysis
CIGRE
2000
1997
Wiadomości energetyczne z różnych krajów
FD IV/2001
MISCELLANEA
W marcu br. Komisja Europejska
przedstawiła propozycje nowelizacji dyrektyw dotyczących zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej (96/92/EC)
oraz wewnętrznego rynku gazu ziemnego (98/30/EC), jak również projekt rozporządzenia w sprawie warunków dostępu do sieci w ramach transgranicznej wymiany energii elektrycznej.
Zgodnie z procesem decyzyjnym obowiązującym w UE, obejmującym trzy etapy – inicjatywę, opinię
i decyzję, kolejnym krokiem organów Unii odnośnie powyższych propozycji jest przedstawienie opinii
przez Parlament i Radę UE. Uwzględniając procedury procesu decyzyjnego, obejmujące konsultacje, zgodę, współpracę i współdecydowanie, Parlament Europejski postanowił w ramach konsultacji przeprowadzić publiczne przesłuchanie, w trakcie którego eksperci z różnych instytucji naukowych mogliby odnieść
się do stwierdzeń i pytań przedstawionych przez członków Parlamentu Europejskiego, przygotowujących
raporty, stanowiące podstawę opinii i decyzji tego organu UE. Konsultacjom tym mogą przysłuchiwać się
przedstawiciele zainteresowanych organizacji sektorowych i przedsiębiorstw energetycznych oraz pozostałych instytucji UE.
Przesłuchanie to, odnoszące się jednocześnie do trzech powyżej wspomnianych propozycji, zorganizowane zostało przez Komitet ds. Przemysłu, Handlu Zagranicznego, Badań Naukowych i Energii w siedzibie
Parlamentu Europejskiego w Brukseli w dniu 6 listopada br. Konsultacje miały przebieg dwustopniowy. Najpierw eksperci przygotowali pisemne odpowiedzi na wstępne pytania parlamentarzystówsprawozdawców,
czyli Petera Michela Mombaura, Claude’a Turmesa oraz Bernharda Rapkaya. Następnie w trakcie posiedzenia zaproszeni eksperci przedstawiali w skrócie swoje opinie oraz odpowiadali na szczegółowe pytania parlamentarzystów.
Do przedstawienia opinii, dotyczących propozycji liberalizacyjnych, zostali zaproszeni:
– David Hall, dyrektor Wydziału Badań Prywatyzacji i Usług Użyteczności Publicznej Instytutu Nauk Informatycznych i Matematycznych w Greenwich,
– Robin Simpson, dyrektor ds. projektów specjalnych Krajowej Rady Konsumentów w Londynie,
– Walter Schulz, profesor Instytutu Gospodarki Energetycznej Uniwersytetu w Kolonii,
– Leigh Hancher, profesor Wydziału Prawa na Uniwersytecie w Tilburgu (Holandia),
– Felix Matthes z EkoInstytutu w Berlinie,
– Pedro Larrea, dyrektor, Endesa (Hiszpania) – jedyny przedstawiciel przedsiębiorstw sektora energetycznego.
Pytania zadane ekspertom przez parlamentarzystów sprawozdawców przed publicznym przesłuchaniem
dotyczyły, między innymi, doświadczeń, opinii i propozycji w zakresie:
– wpływu liberalizacji na wysokość opłat za energię elektryczną,
– połączeń i przejęć przedsiębiorstw energetycznych,
– importu energii, w tym szczególnie podstaw do wprowadzenia jego ograniczeń,
– wpływu liberalizacji na ochronę środowiska,
– istnienia i funkcji regulatora, w tym też organu paneuropejskiego,
– informowania odbiorców o źródłach, z których pochodzi dostarczana im energia, w tym również zasad
wymiany informacji,
– bezpieczeństwa dostaw (w świetle kryzysu kalifornijskiego),
– równych warunków funkcjonowania (tzw. wspólna platforma handlu),
– problematyki kosztów tranzytowych (ich wysokości, alokacji, harmonizacji zasad),
– kwestii alokacji zdolności przesyłowych,
– zakresu rozdzielenia działalności w zakresie transportu energii od innych funkcji,
– warunków dostępu do sieci (w tym kwestie taryfowania),
– zarządzania ograniczonymi zdolnościami przesyłowymi,
– prowadzenia koordynacji działań na szczeblu UE.
Konsultacje Parlamentu Europejskigo w sprawie dalszej
liberalizacji rynków energii elektrycznej i gazu w UE
53
Poniżej przedstawione zostały główne tezy zawarte w materiałach opracowanych przez poszczególnych
ekspertów.
David Hall (Wielka Brytania):
Największy wpływ na wysokość opłat za energię elektryczną ma poziom cen paliw. Liberalizacja bez wątpienia prowadzi do obniżki cen energii dla dużych przedsiębiorstw oraz do redukcji mocy wytwórczych. Aby
rynek energii elektrycznej w Unii Europejskiej właściwie funkcjonował, niezbędna jest przejrzystość informacji, ujawnianych w pełnym zakresie.
W odniesieniu do wzrostu liczby połączeń i przejęć przedsiębiorstw energetycznych istotną kwestią jest
sposób, w jaki na wszystkie podmioty nałożone mogą zostać zobowiązania świadczenia usług o charakterze
użyteczności publicznej. Rolą organów unijnych w tym kontekście powinno być zagwarantowanie ochrony
sektora publicznego przed wykorzystaniem korzyści z liberalizacji wyłącznie przez podmioty prywatne
(w tym np. przez tworzone pionowo zintegrowane przedsiębiorstwa municypalne).
Istnieje niebezpieczeństwo, że możliwość stosowania ograniczeń w imporcie energii z krajów trzecich
wskutek nieprzestrzegania standardów, może być wykorzystana jako forma ochrony własnych rynków.
Problemy z zapewnieniem bezpieczeństwa dostaw energii mogą być ograniczone przez osłabienie działań zmierzających do koncentracji siły rynkowej. Należy wprowadzić pewne mechanizmy ochrony rynków
krajów kandydujących do UE, w momencie ich wejścia do Unii, gdyż w sytuacji dalszego rozwoju zliberalizowanego rynku unijnego, kraje te będą skazane na wykorzystanie sprzyjających uwarunkowań przez dominujące przedsiębiorstwa z obecnych krajów członkowskich UE.
Robin Simpson (Wielka Brytania):
Nie można jednoznacznie stwierdzić, jakie czynniki najbardziej wpłynęły na obniżkę opłat za energię
elektryczną. Efekty tej obniżki w różnym stopniu dotyczyły wielkich odbiorców przemysłowych oraz
odbiorców indywidualnych. Zamiar dalszej liberalizacji rynku elektroenergetycznego został przyjęty
z aprobatą, szczególnie w odniesieniu do propozycji otwarcia rynku dla wszystkich odbiorców najpóźniej w roku 2005, wymagań dotyczących rozdzielenia działalności oraz dalszej przejrzystości i niezależności regulacji.
Aby chronić interesy konsumentów, powinny być stosowane w praktyce pułapy cenowe, gdyż mechanizmy konkurencyjne mogą nie zadziałać na rynku tak specyficznym jak elektroenergetyczny. Ponadto argument ochrony poufnych danych handlowych nie powinien być nadużywany do ograniczania swobody przepływu informacji. Należy zlikwidować przypadki występowania subsydiowania jednych odbiorców kosztem
pozostałych, w tym szczególnie względem odbiorców indywidualnych.
Ograniczenie importu energii z krajów spoza UE z powodu nieprzestrzegania standardów ochrony
środowiska lub wymagań społecznych jest działaniem niewłaściwym i rzadko prowadzącym do poprawy w tych krajach wspomnianych standardów. Rozwój standardów ekologicznych powinien następować
poprzez zawieranie wielostronnych porozumień w sprawie ochrony środowiska oraz zastosowanie odpowiednich instrumentów handlowych. Podobne działania należy podjąć w odniesieniu do wymagań polityki społecznej.
Z faktu, że większość korzyści z wprowadzenia liberalizacji uzyskali wielcy odbiorcy, mogą wyniknąć negatywne implikacje dla poziomu ochrony środowiska naturalnego, ze względu na możliwość wyeliminowania zachęt do oszczędzania energii. Zadaniem niezależnych regulatorów, którzy powinni funkcjonować
w każdym kraju członkowskim UE, jest powodowanie, aby korzyści z rosnącej konkurencji były alokowane
do wszystkich odbiorców energii. Ponadto wszyscy konsumenci energii elektrycznej powinni być informowani o źródłach dostarczanej im energii.
W ramach przejrzystości informacji otrzymywanych przez odbiorców przedsiębiorstwa energetyczne powinny udostępniać dane dotyczące ich działalności. W odniesieniu do bezpieczeństwa dostaw propozycja
dyrektywy zawiera wystarczające założenia i regulacje.
W zakresie zapewnienia równych warunków działania na wspólnym rynku, szczególną uwagę należy
zwrócić na sytuację w krajach kandydujących do UE. Obecnie zwiększa się tam bezpośredni udział w rynku
przedsiębiorstw zagranicznych, wykorzystujących przewagę z funkcjonowania w przeszłości w postaci państwowych uprzywilejowanych przedsiębiorstw monopolistycznych.
W odniesieniu do propozycji rozporządzenia w sprawie wymiany transgranicznej niezbędne jest wprowadzenie ułatwień w międzynarodowym przesyle energii elektrycznej. Ponadto niezbędne jest zapewnienie
rozdzielenia działalności operatorskiej od innych rodzajów aktywności przedsiębiorstw energetycznych.
54
Walter Schulz (Niemcy):
Spadek cen energii elektrycznej może być spowodowany różnymi czynnikami, zarówno wewnętrznymi, jak
i zewnętrznymi. Przy czym większość korzyści z liberalizacji sektora wystąpi dopiero w średnim i długim okresie,
kiedy pojawią się pozytywne rezultaty poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstw energetycznych.
Przyszłe trendy cenowe będą miały różny przebieg w poszczególnych krajach członkowskich UE, przy
czym różnice cenowe pomiędzy państwami będą się sukcesywnie zmniejszać.
Na rynkach konkurencyjnych przejrzystość cen zapewniają odpowiednie instytucje rynkowe (giełdy, stowarzyszenia, Eurostat itp.), natomiast w stosunku do działalności dystrybucyjnej i przesyłowej (monopol naturalny) niezbędny jest obowiązek publikowania przejrzystych informacji o cenach za dostęp do sieci we
wszystkich krajach członkowskich.
Zróżnicowane podejście do kwestii przejęć i połączeń przedsiębiorstw energetycznych w poszczególnych krajach członkowskich UE wynika z historycznych różnic w strukturach sektora. Przewiduje się, że
w sektorach energetycznych wykształci się oligopolistyczna struktura z kilkoma przedsiębiorstwami multinarodowymi. W sytuacji, gdy w niektórych krajach istniały w przeszłości państwowe monopole, problematyczne staje się wdrożenie struktur konkurencyjnych, nie występujących w innych sektorach.
W kontekście ograniczeń w imporcie energii elektrycznej z krajów o niższych standardach ochrony środowiska w porównaniu z UE, należy zwrócić uwagę na znaczenie międzynarodowej harmonizacji tych standardów. Dzięki temu zlikwidowane będą zakłócenia w rozwoju konkurencji w poszczególnych krajach w przypadku ponadregionalnych negatywnych oddziaływań na środowisko naturalne. Z kolei w przypadku negatywnego wpływu emisji zanieczyszczeń na środowisko naturalne jedynie w zakresie lokalnym możliwe jest zróżnicowanie standardów ekologicznych. Natomiast restrykcje importowe nie są najlepszym rozwiązaniem.
Efekty liberalizacji w kontekście oddziaływania na stan środowiska naturalnego mają charakter długofalowy i wynikają głównie z decyzji inwestycyjnych. Dodatkowo liberalizacja powinna wpłynąć na wzrost tempa rozwoju innowacji w zakresie technologii wytwarzania energii, co pośrednio wpływa na ochronę środowiska poprzez zwiększenie wydajności produkcji.
Jednocześnie rośnie znaczenie sygnałów cenowych dla konsumentów, co powinno sprzyjać dostosowywaniu się poziomów konsumpcji do zróżnicowanych, krańcowych kosztów dostaw energii elektrycznej, przy jednoczesnym wykorzystaniu zaawansowanych technologicznie urządzeń pomiarowych i telekomunikacyjnych.
Głównym celem procesu liberalizacyjnego jest zwiększenie sprawności wytwarzania i w efekcie obniżka
cen energii elektrycznej. Aby osiągnąć te cele, należy sprywatyzować państwowe monopole, usunąć prawne
ograniczenia rozwoju konkurencji, oddzielić działalność monopolistyczną od konkurencyjnej, dokonać
strukturalnych przekształceń w kierunku utworzenia hurtowych rynków energii elektrycznej, zapewnić wolny od dyskryminacji dostęp do sieci, zwiększyć zdolności przesyłowe w systemie elektroenergetycznym,
w tym połączeń międzysystemowych. Powyższe założenia wymagają jeszcze przeprowadzenia dalszych,
istotnych przeobrażeń rynkowych.
Po „fazie przejściowej”, która charakteryzujące się niewielkim doświadczeniem przedsiębiorstw i wysokim poziomem niepewności działania, w zakresie tworzenia wspólnego rynku pojawi się wkrótce „faza równowagi”, w której struktury sektora dostosują się do nowych uwarunkowań rynku konkurencyjnego w większym stopniu, a z kolei przedsiębiorstwa będą dysponować większym doświadczeniem.
W „fazie przejściowej“ dopuszczalne są rozbieżności rozwiązaniach stosowanych w poszczególnych krajach, o ile prowadzą one do większego stopnia otwarcia rynków. W efekcie poszczególne kraje borykają się
obecnie z różnymi problemami w procesie otwierania rynków, dysponując jednocześnie różnymi narzędziami rozwiązywania tych problemów. Równocześnie w pewnych obszarach powinny być stosowane jednolite
zasady, w tym przede wszystkim w odniesieniu do handlu transgranicznego. Poprzez wykorzystanie „konkurencji międzysystemowej” organy UE powinny zdecydować o najbardziej odpowiednich regulacjach prawnych dla „fazy równowagi”.
Bezpieczeństwo dostaw zależy od właściwej wielkości i zestawu zdolności wytwórczych oraz istnienia
dostatecznie rozwiniętej sieci przesyłowej łączącej źródła wytwarzania z punktami odbiorczymi, pozwalającej na międzynarodową i międzyregionalną wymianę energii elektrycznej. Liberalizacja kreuje bodźce do
ograniczenia rozwoju nadmiernych mocy wytwórczych. Z tego powodu należy monitorować poziom zdolności wytwórczych i przesyłowych w systemie. Ponadto należy wspierać rozwój połączeń międzysystemowych, gdyż może to przynieść liczne korzyści w krótkim i długim okresie.
Zakłócenia w rozwoju rynku odnoszą się między innymi do różnic w stopniu otwarcia rynków, dominującej pozycji przedsiębiorstw krajowych (z przyczyn historycznych) oraz różnic we wspieraniu rozwoju odnawialnych źródeł energii.
55
Leigh Hancher (Holandia):
Przejęcia i połączenia przedsiębiorstw energetycznych podlegają kontroli organów unijnych oraz krajowych urzędów ds. konkurencji, co powinno w wystarczającym stopniu zapobiec nadmiernej koncentracji siły rynkowej.
W odniesieniu do możliwości ograniczenia importu energii należy pamiętać, iż zapisy Karty Energetycznej uwzględniają zasady World Trade Organization (WTO) i dlatego z prawnego punktu widzenia trudno jest nałożyć wymagania dotyczące wzajemności dostępu do sieci na kraje trzecie, będące sygnatariuszami tego Traktatu. W odniesieniu do bezpieczeństwa dostaw energii, dyrektywy energetyczne w obecnej postaci nie zawierają przepisów dotyczących wdrożenia zasad pomocy państwa oraz swobodnego
przepływu towarów i usług.
Przeprowadzenie skutecznej liberalizacji rynkowej zależy w dużym stopniu od utworzenia skutecznego,
niezależnego regulatora energetyki, posiadającego odpowiednie uprawnienia. Regulator ten musi być niezależny od instytucji rządowych oraz od sektora, którego działalność kontroluje. Utworzenie paneuropejskiego regulatora jest mało prawdopodobne, głównie ze względu na ograniczoną skuteczność jego potencjalnych działań. Wiele kwestii regulacyjnych ma charakter techniczny i wymaga szczegółowej wiedzy o uwarunkowaniach lokalnych.
Odbiorcy energii powinni być informowani o możliwości oszczędzania energii i zwiększenia efektywności jej wykorzystania.
W propozycjach dyrektyw brakuje postanowień, dotyczących rozwiązania problemu eliminacji nadmiernych zdolności wytwórczych wynikającej z przyczyn ekonomicznych. Ze względu na duże różnice w cenach
energii w poszczególnych krajach UE, wymiana oraz konkurencja transgraniczna stanowią istotne źródło oddziaływań konkurencyjnych na krajową produkcję energii. Ważne są w tym kontekście jasno określone zasady transportu energii. Ponadto niezbędne jest rozdzielenie działalności operatorów (prawne i zarządcze),
stosowanie jasnych, określonych ex ante zasad i taryf z tytułu dostępu do sieci oraz zdefiniowanie jednolitych zasad alokacji wolnych zdolności przesyłowych.
Felix Christian Matthes (Niemcy):
W Niemczech wraz z postępem liberalizacji uzyskano istotny spadek cen energii elektrycznej, powiązany z obniżeniem kosztów produkcji. Na szczeblu unijnym ciągle brakuje przejrzystych informacji o cenach,
w tym szczególnie o opłatach za dostęp do sieci.
W sektorze energetycznym widoczny jest trend do tworzenia struktur pionowo zintegrowanych.
W odniesieniu do kwestii ograniczeń importu z krajów o niższych standardach istnieje jeszcze wiele wątpliwości, w tym np. określenie, czy w świetle zasad WTO dopuszczalne jest stosowanie tego typu działań
restrykcyjnych.
Wpływ liberalizacji rynków na ochronę środowiska w krótkim okresie nie jest jasno zdefiniowany. Dopiero w dłuższej perspektywie będzie można stwierdzić, jakie były efekty przekształceń rynkowych. Z tego powodu należy monitorować prowadzone inwestycje oraz wprowadzać odpowiednie mechanizmy, takie jak np. ostatnio przyjęta dyrektywa w sprawie odnawialnych źródeł energii (2001/77/EC) lub system
handlu emisjami.
W odniesieniu do zadań krajowych regulatorów należy zwrócić uwagę na zastąpienie regulacji ex post
mechanizmami regulacji ex ante. W każdym kraju członkowskim UE powinien istnieć organ monitorujący
funkcjonowanie rynku, poziom konkurencji, oraz zatwierdzający lub ustalający warunki i procedury przyłączenia i dostępu do sieci, jak również zatwierdzający lub ustalający taryfy sieciowe oraz definiujący standardy techniczne w zakresie jakości i niezawodności dostaw.
W sytuacji gdy na rynku istnieją jasne, proste i wiarygodne zasady prowadzenia transakcji handlowych
nie powinny pojawić się problemy z budową nowych mocy wytwórczych. Istotny jest tu sposób określenia,
które inwestycje są niezbędne do zapewnienia bezpieczeństwa systemu i poprawy niezawodności dostaw.
Podobne problemy odnoszą się do przypadków ograniczonych zdolności przesyłowych połączeń międzysystemowych.
Zakłócenia w rozwoju jednolitych warunków działania na rynku energetycznym w Unii Europjskiej odnoszą się do subsydiów (w tym przede wszystkim dla elektrowni jądrowych). W celu zapewnienia w pełni konkurencyjnych warunków funkcjonowania na wspólnym rynku niezbędna jest harmonizacja i zbieżność zasad
oraz warunków przyłączania i dostępu do sieci, co powinno mieć istotny wpływ na rozwój handlu transgranicznego.
Rozdzielenie działalności przesyłowej i dystrybucyjnej od działalności wytwórczej i obrotu powinno mieć
charakter prawny i funkcjonalny, a nie tylko rachunkowy.
56
Pedro Larrea (Hiszpania):
W Hiszpanii nastąpiły znaczne obniżki cen energii elektrycznej, głównie dzięki poprawie sprawności wytwarzania energii oraz częściowo w wyniku procesów liberalizacyjnych.
Istotne znaczenie dla prawidłowego funkcjonowania rynku europejskiego ma wprowadzenie przejrzystych, regulowanych oraz publikowanych opłat za dostęp do sieci, które powinny być wnoszone przez wszystkich odbiorców energii. Niezależny organ regulacji energetyki powinien zapewnić przejrzystość oraz eliminowanie praktyk dyskryminacyjnych w dostępie do sieci.
W odniesieniu do ograniczeń importu energii z krajów trzecich należy monitorować przestrzegania przez
producentów tej energii europejskich regulacji w zakresie ochrony środowiska, w celu zapobiegania przypadkom występowanie nieuczciwej konkurencji.
Liberalizacja przyczyniła się do poprawienia ochrony środowiska dzięki zwiększeniu sprawności produkcji i lepszemu wykorzystaniu zasobów energetycznych, co prowadziło w efekcie do zmniejszenia emisji zanieczyszczeń.
W każdym kraju członkowskim UE powinien funkcjonować niezależny regulator, kontrolujący dostęp
stron trzecich do sieci oraz ustanawiający przejrzyste i regulowane opłaty. Możliwe jest istnienie jednego regulatora na szczeblu unijnym, jeśli tylko jego zadania i obowiązki będą jasno określone.
Nie jest natomiast możliwe przekazywanie odbiorcom szczegółowych informacji o źródłach energii,
z których pochodzi otrzymywana przez nich energia elektryczna.
W odniesieniu do bezpieczeństwa dostaw energii interwencjonizm państwa i obowiązki z zakresu usług
o charakterze użyteczności publicznej powinny być stosowane dopiero wtedy, gdy działania samego rynku
i podmiotów na nim funkcjonujących nie przynoszą oczekiwanych rezultatów. Duże znaczenie dla rozwoju
unijnego rynku ma zagwarantowanie pełnego otwarcia krajowych rynków.
Projekt rozporządzenia dotyczącego wymiany transgranicznej przewiduje przekazanie zbyt dużego zakresu uprawnień do Komisji Europejskiej. W odniesieniu do wymiany transgranicznej powinny być stosowane jasne, przejrzyste i łatwe do zastosowania mechanizmy. W tym celu niezbędna jest współpraca na szczeblu unijnym.
***
Podczas dyskusji w czasie publicznego przesłuchania, zdominowanej przez problematykę dotyczącą sektora elektroenergetycznego, najwięcej zainteresowania i kontrowersji wzbudziły następujące kwestie:
– dominacja na rynku przejęć i połączeń oraz trendy ponownego tworzenia pionowo zintegrowanych
przedsiębiorstw,
– koncentracja multienergetyczna (jedno przedsiębiorstwo świadczy jednocześnie usługi w zakresie dostaw energii, wody itp.), oraz w zakresie wytwarzania (dominacja na rynku pojedynczych podmiotów),
– zdaniem części ekspertów nieosiąganie takich efektów liberalizacji, jakich się spodziewano, i zyskanie
większości korzyści (w tym z obniżki cen) przez wielkich odbiorców,
– wymiana i powszechne udostępnianie informacji,
– sposoby zapewnienia bezpieczeństwa i ciągłości dostaw energii,
– sytuacja krajów kandydujących do UE,
– sposoby regulacji opłat transgranicznych,
– istotny wpływ liberalizacji na poziom ochrony środowiska naturalnego.
Z powyższych stwierdzeń ekspertów można wnosić, że chociaż wiele kwestii zostało już uzgodnionych
i powszechnie zaakceptowanych w poszczególnych krajach członkowskich UE, to jednocześnie istnieje jeszcze sporo rozbieżności w określaniu celów, interesach, działaniach oraz doświadczeniach płynących
z wdrażania jednolitego rynku energii elektrycznej w UE, jak też w przewidywanych zamierzeniach dotyczących dalszego jego rozwoju.
Opracowała:
KATARZYNA KOSTRZYŃSKA
Na podstawie materiałów z
„Public Hearing on Completion of the internal
market in electricity and natural gas”,
6 listopada 2001 r.
57
Redakcja „Faktów. Dokumentów“ informuje, że na stronie
internetowej www.pse.pl
dostępne są następujące numery archiwalne:
Numer 1/1996 – Prywatyzacja elektroenergetyki Anglii i Walii
Numer 2/1996 – Rynek energii elektrycznej w Szwecji
Numer 3/1996 – Pool energii elektrycznej w Wielkiej Brytanii
Numer 4/1996 – Ocena ekonomiczna przedsięwzięcia w zakresie poprawy efektywnośći energetycznej
Numer 5/1997 – Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej w sprawie wspólnych zasad
dla wewnętrznego rynku energii elektrycznej
Numer 6/1997 – Rynek energii elektrycznej w Holandii
Numer 7/1997 – Teoria i praktyka kalkulacji kosztów krańcowych w elektroenergetyce
Numer 8/1997 – Prokonkurencyjna restrukturyzacja elektroenergetyki w stanie Pensylwania (USA)
Numer 9/1998 – Skandynawska giełda energii elektrycznej
Numer 10/1998 – Przedsiębiorstwa przesyłowe Norwegii i Szwecji
Numer 11/1998 – Nowe niemieckie prawo energetyczne
Numer 12/1999 – Detaliczny konkurencyjny rynek energii elektrycznej w Wielkiej Brytanii (problemy regulacyjne)
Numer 13/1999 – Ocena zasad funkcjonowania rynku energii elektrycznej w Anglii i Walii oraz propozycje nowych rozwiązań
Numer 14/1999 – Liberalizacja i prywatyzacja sektora energetycznego. Część I
Numer 15/1999 – Liberalizacja i prywatyzacja sektora energetycznego. Część II
Numer 16/1999 – Raport Komisji Europejskiej dotyczący wymagań harmonizacyjnych, nawiązujący do Dyrektywy 96/92/EC w sprawie jednolitych zasad dla wewnętrznego rynku energii elektrycznej
Numer 17/2000 – Energia elektryczna ze źródeł odnawialnych a wewnętrzny rynek energii elektrycznej
Numer 18/2000 – Iskrzące styki – Doskonalenie obsługi klienta i marketing na rynku detalicznym w elektroenergetyce
Numer 19/2000 – Postęp w tworzeniu wewnętrznego rynku energii elektrycznej w Unii Europejskiej
Numer 20/2000 – Niemiecki Kodeks Sieci 2000
Numer 21/2001 – Próba harmonizacji zasad kształtowania opłat w transgranicznym handlu energią elektryczną
Numer 22/2001 – Propozycja nowelizacji dyrektywy elektroenergetycznej Unii Europejskiej
Numer 23/2001 – Regionalne organizacje przesyłowe w elektroenergetyce Stanów Zjednoczonych
58
PRENUMERATA 2002
Szanowni Czytelnicy
Przyjmujemy zamówienia na prenumeratę czasopism wydawanych przez PSE SA.
Ceny w 2002 r. będą kształtować się następująco:
• Biuletyn Miesięczny
– 180 zł + VAT
• Elektroenergetyka
– 56 zł + VAT
• Fakty. Dokumenty
– 52 zł + VAT
Proponujemy Państwu również zamieszczanie na naszych łamach reklam i tekstów sponsorowanych, zgodnie z poniższym cennikiem:
okładka II
okładka III
okładka IV
1 strona (kolor) wewnątrz
1 strona (czarno-biała) wewnątrz
1 strona tekstu sponsorowanego
1 strona tekstu sponsorowanego ze zdjęciami
Cena dołączenia reklamowej wkładki
Dla klientów, którzy zamieszczą reklamę
co najmniej trzykrotnie
– 2200 zł + VAT
– 2300 zł + VAT
– 2600 zł + VAT
– 2000 zł + VAT
– 1500 zł + VAT
– 1300 zł + VAT
– 1800 zł + VAT
– 1000 zł + VAT
–
10% rabatu
Prosimy Reklamodawców, aby nadsyłane materiały reklamowe odpowiadały następującym parametrom:
– format:
– rozdzielczość
– liniatura
– spady
202 x 290 (bez spadów)
1500 dpi
150 lpi
5 mm
Warunkiem zamieszczenia reklamy jest przysłanie zamówienia z podanym numerem
NIP-u oraz upoważnienia do wystawienia faktury bez Państwa podpisu.
Nasz adres:
Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA
Biuro Zarządu
Redakcja
0 0 -4
496 Warszawa
ul. Mysia 2
59

fakty dokumenty

Transkrypt

Podobne dokumenty

REGULAMINU ZACHOWANIA SIĘ UCZNIÓW PODCZAS PRZERW

GP Next2You Teaser PL

Miejsce pracy Sklep Orsay Manufaktura Nazwa stanowiska pracy

Regulamin pobytu ucznia w szkole

V.3. Lista sprawdzająca stan bhp przy zabiegach agrotechnicznych

Wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw w dostarczaniu energii

Bezpieczeństwo w szkole - Szkoła Podstawowa im. Antoniego