docRynek ograniczony
download 
Reklamacja Transkrypt
Rynek ograniczony
PRZESY£ Elektryczna Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Z działalności Towarzystwa Paragraf w sieci Pakiet 2030 Zarządzanie ryzykiem Energetycy niezłomnie chronią infrastrukturę ICOLIM po 22 latach ponownie na Węgrzech Eliminacja spadków napięć na końcach linii nn Mirosław Duda: Rynek ograniczony Wydarzenia w branży 2/2014 DYSTRYBUCJA ISSN 1897-3833 Biuletyn Branżowy KLIENT W NUMERZE 6 ROZMOWA MIESIĄCA Wywiad z dr. Mirosławem Dudą, ekspertem w dziedzinie energetyki 9Z DZIAŁALNOŚCI PTPiREE RYNEK I REGULACJE Pakiet 2030 10 13 Zarządzanie ryzykiem 15 Zawieranie umowy o świadczenie usług dystrybucji w toku zmiany sprzedawcy 17 Energetycy niezłomnie chronią infrastrukturę 19 Paragraf w sieci TECHNIKA I TECHNOLOGIE ICOLIM pod 22 latach 21 ponownie na Węgrzech 24 Eliminacja spadków napięć na końcach linii nn WYDARZENIA Warsztaty dla dziennikarzy 25 – element kampanii PTPiREE na temat inteligentnych sieci 29Wydarzenia w branży 30 FELIETON 31 TERMINARZ DYSTRYBUCJA PRZESY£ Elektryczna 2/2014 KLIENT ISSN 1897-3833 Biuletyn Branżowy Drugie w tym roku spotkanie na łamach „Energii Elektrycznej” rozpoczynamy od analitycznego spojrzenia na rynek energii, zachodzące na nim procesy oraz pożądane kierunki zmian i rozwoju. Naszym gościem jest dr Mirosław Duda, ekspert w dziedzinie energetyki, będący współtwórcą ustawy Prawo energetyczne z 1997 roku. Ów przełomowy na swe czasy akt prawny budził w naszym środowisku nadzieje, że stanie się kamieniem węgielnym nowoczesnej i silnej energetyki. Obecnie, po 17 latach od uchwalenia ustawy, energetyka znajduje się w innym miejscu. Polska jest członkiem Unii Europejskiej i wyzwania – zarówno w dziedzinie wytwarzania, dystrybucji, jak i relacji rynkowych – znacznie się zmieniły. Warto poświęcić kilka chwil na refleksję. Spojrzenie przekrojowe na te obszary w kontekście dążeń do stworzenia konkurencyjnego rynku energii wydają się ważne, konfrontujące nasze wizje i plany z realną oceną sytuacji branży. Z pewnością jednym z elementów silnie rzutujących na kierunki rozwoju naszego sektora będzie unijna polityka klimatyczno-energetyczna. Przedstawione przez Komisję Europejską propozycje na lata 2020-2030 omawiamy w dziale Rynek i regulacje. 40-procentowa redukcja CO2 i 27-procentowy udział OZE w konsumpcji energii wydają się – przynajmniej w warunkach polskiej gospodarki – założeniami bardzo ambitnymi. Można by rzec – by płynnie przejść do kolejnego poruszanego przez nas tematu – są planami obarczonymi dużym ryzykiem. O zarządzaniu ryzykiem w procesie inwestycyjnym piszemy bowiem w kolejnym artykule, przywołującym doświadczenia Enei Operator. Pozostając jeszcze w obszarze spraw związanych z rynkiem, pozwolę sobie zwrócić uwagę Czytelników na tekst poświęcony zapisom Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci, obowiązującym od 1 stycznia u operatorów systemów dystrybucyjnych skupionych w PTPiREE. Szczegółowo omawiamy w nim temat zawierania umów o świadczenie usług dystrybucji w trakcie zmiany sprzedawcy energii elektrycznej. W dziale technicznym przypominamy historię konferencji ICOLIM, która – podobnie jak pierwsza edycja – w tym roku odbywać się będzie na Węgrzech. PTPiREE od lat towarzyszy temu wydarzeniu. Planujemy także m.in. organizację grupowego wyjazdu do Budapesztu dla naszych członków i sympatyków. Wśród aktualności piszemy o warsztatach dla dziennikarzy organizowanych w ramach kampanii PTPiREE na rzecz inteligentnych sieci oraz o zaangażowaniu naszego Towarzystwa w prace Fundacji Niezłomni, której celem jest ochrona infrastruktury, m.in. energetycznej. Zapraszam do lektury! 4INFORMACJE ZE SPÓŁEK Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Z działalności Towarzystwa Biuletyn Branżowy „Energia Elektryczna” – miesięcznik Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej Paragraf w sieci Wydarzenia w branży Pakiet 2030 Zarządzanie ryzykiem Redaguje zespół: Andrzej Pazda (redaktor naczelny), Piotr Begier (zastępca redaktora naczelnego), Małgorzata Władczyk (sekretarz redakcji), Aleksandra Rakowska (redaktor – dział techniczny), Sebastian Brzozowski, Marzanna Kierzkowska Adres redakcji: ul. Wołyńska 22, 60-637 Poznań, tel. 61 84-60-200, faks 61 84-60-209, e-mail: [email protected] www.e-elektryczna.pl Wydawca: Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, Andrzej Pazda (dyrektor Biura PTPiREE), ul. Wołyńska 22, 60-637 Poznań, tel. 61 84-60-200, faks 61 84-60-209, e-mail: [email protected], www.ptpiree.pl ISSN 1897-3833 Opracowanie graficzne, skład, łamanie i druk: Media i Rynek, ul. Polna 20/204, 62-800 Kalisz Redakcja nie odpowiada za treść reklam i ogłoszeń. Redakcja nie zwraca nadesłanych materiałów oraz zastrzega sobie prawo skracania i adiustacji tekstów oraz zmianę ich tytułów. Nakład: 1000 egzemplarzy Data zamknięcia numeru: 7 lutego 2014 r. Energetycy niezłomnie chronią infrastrukturę ICOLIM po 22 latach ponownie na Węgrzech Zdjęcie: archiwum Zdjęcie: Julia Sheveloff Szanowni Państwo! Eliminacja spadków napięć na końcach linii nn Mirosław Duda: Rynek ograniczony Na okładce: dr Mirosław Duda, ekspert w dziedzinie energetyki luty 2014 ENERGIA elektryczna l 3 INFORMACJE ZE SPÓŁEK Silesia przyłączona do PSE Jubileuszowe sympozjum SEP Zdjęcie: SEP P olskie Sieci Energetyczne (PSE) zawarły umowę z Eko Energia Polska o przyłączenie farmy wiatrowej (FW) „Silesia”. Podpisano ją 24 stycznia br. w Konstancinie-Jeziornej. FW „Silesia” o mocy 225 MW zostanie przyłączona do rozdzielni 220 kV w stacji elektroenergetycznej 400/220/110 kV Wielopole. Jej turbiny będą znajdować się w gminach Polska Cerekiew i Pawłowiczki w województwie opolskim. Przyłączenie o mocy zainstalowanej 115 MW oraz 110 MW nastąpi w dwóch etapach: we wrześniu i listopadzie 2018 r. Według Henryka Majchrzaka, prezesa PSE, budowa FW „Silesia” i jej przyłączenie do sieci przesyłowej to kolejny krok do osiągnięcia celów określonych w „Polityce energetycznej Polski do 2030 r.”, związanych z rozwojem odnawialnych źródeł energii. n W jubileuszowym spotkaniu uczestniczyło ponad 140 gości z blisko 50 firm O ddział Kaliski SEP już po raz 10 był gospodarzem sympozjum technicznego pt. „Nowoczesne rozwiązania w budownictwie sieciowym”, nad którym patronat sprawuje Energa-Operator SA Oddział w Kaliszu. W tegorocznym, jubileuszowym spotkaniu obradowało ponad 140 uczestników z blisko 50 firm. Wygłoszono 6 referatów: „Tendencje rozwojowe linii kablowych”, „Przyłączenie mikroźródeł do sieci dystrybucyjnej”, „Wybrane zagadnienia zarządzania nowoczesną siecią dystrybucji energii elektrycznej”, „Schyłek izolacji SF6 w rozdzielnicach rozdziału wtórnego SN”, „Wymagania normy PN-EN 1090 dla producentów stalowych konstrukcji energetycznych”, „Jakie parametry techniczne potwierdzają certyfikaty zgodności rozdzielnic nn?”. Na stoiskach wystawowych zaprezentowało się 13 firm, a 10 przedstawiło swoje osiągnięcia i zakres działalności podczas wygłaszanych prelekcji. n PSE i samorządy Bezpieczeństwo energetyczne P Dokument obejmuje takie przedsięwzięcia jak: rozbudowa stacji 220/110 kV Glinki, budowa linii 220 kV od stacji Pomorzany do nacięcia linii Krajnik – Glinki, rozbudowa stacji 110 kV Pomorzany o rozdzielnię 220 kV, przebudowa linii 220 kV Krajnik – Glinki, modernizacja linii 220 kV Morzyczyn – Police w celu do- Zdjęcie: PSE olskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE), marszałek województwa pomorskiego, wojewoda pomorski oraz przedstawiciele lokalnych samorządów 21 stycznia br. podpisali „List intencyjny o współpracy w zakresie budowy elektroenergetycznych stacji i linii przesyłowych na terenie województwa zachodniopomorskiego”. List intencyjny otwiera drogę do nowych inwestycji w północno-zachodniej części Polski 4 l ENERGIA elektryczna luty 2014 stosowania do zwiększonych przesyłów mocy, rozbudowa i modernizacja stacji 220/400 kV Krajnik, budowa linii 400 kV Baczyna – Krajnik, budowa linii 220 kV Glinki – Recław, rozbudowa stacji Recław o rozdzielnię 220 kV, uruchomienie na napięciu 220 kV linii relacji Morzyczyn – Recław, instalacja przesuwników fazowych na linii 400 kV Krajnik – Vierraden. – Inwestycje w północno-zachodniej części Polski stanowią bardzo ważny element strategii rozbudowy polskiej sieci przesyłowej. Pozwolą one na budowę drugiej pętli zasilającej węzeł szczeciński, w skład której będą wchodzić stacje: Krajnik, Pomorzany, Glinki, Recław i Morzyczyn. Dzięki temu poprawi się niezawodność dostaw energii elektrycznej i bezpieczeństwo aglomeracji szczecińskiej oraz zminimalizuje ryzyko występowania awarii systemowych – twierdzi Henryk Majchrzak, prezes PSE. n INFORMACJE ZE SPÓŁEK PGE organizatorem Lubelskie Forum Energetyczne Z organizowane przez PGE Dystrybucja I Lubelskie Forum Energetyczne zgromadziło ok. 100 uczestników, wśród których – obok energetyków – znaleźli się starostowie, wójtowie, burmistrzowie i prezydenci miast z Lubelszczyzny. Podczas konferencji podsumowano realizację działań inwestycyjnych i modernizacyjnych na terenie funkcjonowania oddziału PGE w Lublinie w ubr. Dużo uwagi poświęcono problematyce związanej z prowadzeniem inwestycji liniowych w kontekście obowiązującego prawa. Wskazywano na szczególnie istotną rolę samorządów lokalnych w procesie przygotowania inwestycji i uzyskania decyzji administracyjnych pozwalających na realizację zadania. Podobne spotkania z samorządami PGE Dystrybucja zorganizowała również w Warszawie i Łodzi. W tym roku spółka planuje kolejne we wszystkich oddziałach. n Nowa linia Enei Zdjęcie: Enea Sprawdzian w huraganie Dzięki nowej linii możliwe było zapewnienie nieprzerwanego zasilania mieszkańcom Mirosławca i okolic podczas huraganu E nea oficjalnie otworzyła nową, blisko 28-kilometrową, linię napowietrzną 110 kV relacji Mirosławiec − Czaplinek. W uroczystości wziął udział wiceminister środowiska, Stanisław Gawłowski. Pomimo tego, że otwarcie odbyło się w II połowie stycznia br., to już 15 listopada 2013 dokonano ostatnich prób związanych z wprowadzeniem linii do eksploatacji. – Chrzest bojowy przeszła niemal natychmiast, podczas huraganu Ksawery – powiedział Krzysztof Zamasz, prezes Enei. Trzeba zaznaczyć, że linia przeszła sprawdzian bez zarzutów. Dzięki niej, możliwe było zapewnienie zasilania mieszkańcom Mirosławca i okolic oraz szybsze i skuteczniejsze usuwanie spowodowanych huraganem awarii. Należy zaznaczyć, że realizowana inwestycja została dofinansowana w wysokości 5,8 mln zł z funduszy UE, w których pozyskaniu aktywnie uczestniczyło PTPiREE. Linia została wybudowana w ekspresowym tempie, bo plac budowy został przekazany 29 stycznia 2013 roku, a już 15 listopada 2013 dokonany został odbiór techniczny linii. n Energa-Operator Ułatwienia dla wykonawców B lisko 37 tys. prac związanych z rozbudową i modernizacją sieci na łączną kwotę 550 mln zł planuje zlecić Energa-Operator w 2014 r. Spółka zaprosiła do współpracy przedsiębiorstwa realizujące roboty budowlane, elektroenergetyczne oraz usługi projektowe. Również takie firmy, które nie dysponują długoletnim doświadczeniem na rynku. W Dniach Otwartych, zorganizowanych w styczniu we wszystkich oddziałach spółki, udział wzięło ponad 660 przedsiębiorców. – Celem naszej akcji jest budowa konkurencyjnego rynku usług budowlano-energetycznych, dotychczas w znacznym stopniu zarezerwowanych dla spółek z grup energetycznych – powiedział Robert Świerzyński, wiceprezes Energa-Operator. – Stąd zaproszenie do współpracy skierowaliśmy również do podmiotów, których pracownicy dysponują stosownymi uprawnieniami i szkoleniami, ale które nie mają doświadczenia w realizacji podobnych prac. Umożliwimy im współpracę, ale także otoczymy większym nadzorem. Aby przedsiębiorcy nie musieli poświęcać czasu na kompletowanie stosownej dokumentacji przy każdym postępowaniu, Energa-Operator stworzyła w ubr. Rejestr Kwalifikowanych Wykonawców (RKW). Obecność w rejestrze gwarantuje m.in.: uproszczenie i przyspieszenie formalnych procesów udzielania zamówień, otrzymywanie bieżących informacji o planowanych inwestycjach, uczestnictwo w jasnych i konkurencyjnych procedurach przetargowych, możliwość otrzymania referencji jako kwalifikowany wykonawca. RKW umożliwia również samodopuszczanie się do pracy, a w przyszłości zaoferuje uproszczone procedury odbiorowe. n Projekt współfinansowany przez Unię Europejską z Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego w ramach Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa Zachodniopomorskiego na lata 2007-2013 Informacje ze spółek opracowała Marzanna Kierzkowska luty 2014 ENERGIA elektryczna l 5 ROZMOWA MIESIĄCA Rynek ograniczony Wywiad z dr. Mirosławem Dudą, ekspertem w dziedzinie energetyki. Rezultaty internetowego wyszukiwania po wpisaniu hasła „dr Mirosław Duda” określają Pana jako autora projektu pierwszych rynkowych „Założeń polityki energetycznej Polski do 2010 r.”, współautora projektu ustawy Prawo energetyczne (Pe) z 1997 r., eksperta w dziedzinie rozwiązań rynkowych w energetyce. Zacznę więc trochę prowokująco: W 2014 r. mamy w Polsce rynek, czy... trochę rynku energii elektrycznej? Nadal nie mamy w pełni działającego rynku konkurencyjnego, ale liczba uczestników rynku, czyli odbiorców korzystających z możliwości wyboru sprzedawcy w ramach zasady TPA, z każdym rokiem jest większa. W 2012 r. sprzedaż energii odbiorcom końcowym w ramach TPA wyniosła już 47 TWh, co stanowiło ok. 38,5 proc. sprzedaży całkowitej i 51,6 proc. sprzedaży odbiorcom poza gospodarstwami domowymi, dla których sprzedaż energii jest nadal regulowana. Dla porównania w 2008 r. sprzedaż w ramach TPA wynosiła tylko 15,3 TWh. Z czego wynika niedostatek rynku, o którym mówimy? Jest wiele przyczyn, które ograniczają zakres rynku konkurencyjnego energii elektrycznej. Jedną z nich jest nadal utrzymywana regulacja cen energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych. Ostatnia nowelizacja Pe zawiera wreszcie przepisy regulujące wysokość i sposób przyznawania od 1 stycznia 2014 r. przez gminy dodatku energetycznego odbiorcom wrażliwym. Likwiduje to jedną z barier całkowitego uwolnienia rynku energii elektrycznej. Brak tych przepisów był bowiem wskazywany przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE) jako podstawowa przyczyna opóźniania 6 l ENERGIA elektryczna luty 2014 decyzji regulatora o zwolnieniu przedsiębiorstw obrotu z obowiązku przedkładania regulatorowi taryf na energię dla odbiorców domowych. Istotnym czynnikiem, powstrzymującym wielu odbiorców przed skorzystaniem w pełni z rynku konkurencyjnego, są nadal skomplikowane procedury zmiany sprzedawcy mimo wysiłków Ministerstwa Gospodarki (MG), URE oraz PTPiREE w kierunku ich ujednolicenia i uproszczenia. Poza tym, nie można w pełni korzystać z możliwości, jakie daje rynek w skali europejskiej lub chociaż regionalnej. Są one bardzo ograniczone przepustowościami połączeń międzysystemowych, które może wystarczają do współpracy operacyjnej w sytuacjach awaryjnych, ale do współpracy rynkowej już nie. W tym zakresie potrzebne są inwestycje, które wymagają finansowania ze środków scentralizowanych, z czym zawsze są kłopoty. Inną przyczyną ograniczonych możliwości rozwoju rynku konkurencyjnego jest zwiększający się udział energii dotowanej ze środków publicznych, zarówno u nas, jak i w całej Unii, co wynika ze wspólnotowej polityki klimatycznej. Gwałtowny rozwój wytwarzania energii w niestabilnych źródłach wiatrowych i fotowoltaicznych w Niemczech spowodował kłopoty w systemach energetycznych tego kraju i również u nas. Radykalne remedium na te trudności to opanowanie i wdrożenie instalacji akumulacji energii, co zlikwiduje negatywny wpływ na rynek niestabilnej produkcji odnawialnych źródeł energii (OZE). W Polsce na ograniczenie rynku konkurencyjnego wpływają jeszcze pewne specyficzne cechy strukturalne naszej energetyki, jak dominacja węgla i duży udział kogeneracji, w której produkcja energii elektrycznej w większości jest sztywno związana z zapotrzebowaniem na ciepło scentralizowane. Ogólnie w Polsce stosunkowo niskie tempo rozwoju rynku konkurencyjnego energii jest konsekwencją trwającego nadal okresu transformacji rynkowej energetyki, czego wyrazem jest m. in. odkładanie decyzji o uwolnieniu cen energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych i generalne obawy odbiorców przed podejmowaniem ryzyka rynkowego. Czy wobec doświadczeń z wdrażaniem rynku energii elektrycznej, nie tylko w naszym kraju, nadal jest Pan Doktor jego zwolennikiem? Jestem nadal jego zwolennikiem w racjonalnym zakresie. Nie jestem „oszołomem” rynkowym. Rynek konkurencyjny energii jest tylko sposobem uzyskiwania przez odbiorców możliwie niskich cen energii w warunkach, które czynią mechanizmy konkurencji skutecznymi. Chodzi przede wszystkim o niezbędne rezerwy potencjału dostaw, aby można je było wykorzystywać w różnych i zmieniających się warunkach rynkowych. Niezbędne są również odpowiednie rezerwy mocy przesyłowych sieci, aby można było realizować transakcje rynkowe pomiędzy uczestnikami rynku położonymi w różnych lokalizacjach systemu. Należy jednak uświadomić sobie, że rynek tylko energii nie daje wystarczających impulsów do tworzenia tych rezerw, zwłaszcza przy wzrastającym zapotrzebowaniu na energię. Uczestnicy rynku tylko energii, jaki obecnie dominuje w Europie, są nastawieni na krótkoterminowe obniżanie kosztów, aby być konkurencyjnymi na rynku. To nie sprzyja inwestycjom w nowe źródła energii, o czym przekonują się kraje z rozwiniętymi systemami rynków tylko energii. Z tego względu w coraz większej liczbie państw zaczynają być tworzone rynki dualne: energii i mocy. Jest to ważne nie tylko ze względu na potrzeby rynku, ale przede wszystkim ze względu na bezpieczeństwo dostaw. Taka sytuacja wytworzyła się obecnie w Polsce w związku z przewidywanymi w latach 2015-2018 brakami mocy dyspozycyjnej w systemie. Zgodnie z raportem MG, w 2015 r. deficyt mocy dyspozycyjnej w systemie w szczycie zimowym ma wynieść ok. 95 MW, w 2016 r. – ok. 800 MW, a w 2017 r. ok. 1100 MW. Braki mocy dyspozycyjnej w szczycie letnim mają wynieść odpowiednio: 520, 680 i 30 MW. Wynika to z bilansu mocy przewidzianej do wycofania z systemu oraz mocy, która ma być uruchomiona w źródłach obecnie budowanych. Według danych PSE, do końca 2015 r. zostanie wycofanych 3816 MW, a do końca 2020 r. – 5782 MW, przede wszystkim w wyniku wdrożenia dyrektywy IED o emisjach przemysłowych. Z kolei przez najbliższe 2 lata nie będą oddane do eksploatacji żadne duże źródła wytwórcze. Dopiero w połowie 2015 r. może zostać uruchomiony blok gazowo-parowy w Stalowej Woli (ok. 450 MW), a kilka miesięcy później – blok gazowo-parowy we Włocławku (ok. 460 MW). Niezależnie od działań doraźnych w celu ograniczenia przewidywanych deficytów mocy potrzebna będzie korekta mechanizmów rynku, aby wprowadzić płatności za oferowaną moc w systemie. Takie prace są obecnie już prowadzone. Połączenia transgraniczne z sąsiednimi systemami elektroenergetycznymi mają zdolność przesyłową ok. 8 GW. Wiadomo, że godziny szczytu obciążeniowego u Niemców i u Czechów nie pokrywają się z naszymi. Czy wobec tego alarmistyczne informacje o grożącym w najbliższych latach deficycie mocy w elektrowniach nie są głosem lobbystów z wytwarzania? Czy zamiast budowy bloków energetycznych nie byłoby racjonalniej postawić na rozwój sieci przesyłowych, w tym łączących z innymi krajami? Potrzebne jest jedno i drugie. Jednak priorytet powinna mieć wystarczalność krajowych źródeł wytwarzania, co zresztą jest zalecane w polityce unijnej w zakresie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Nie powinno się uzależniać długofalowego bezpieczeństwa energetycznego naszego kraju od rozwoju czy struktury obciążenia systemów ościennych. Połączenia międzysystemowe są potrzebne przede wszystkim do rozwoju rynku. Zdjęcie: archiwum ARE ROZMOWA MIESIĄCA Dr Mirosław Duda, ekspert w dziedzinie energetyki Prawo energetyczne z 1997 r. wydawało się aktem nowoczesnym w skali europejskiej, umożliwiającym prowadzenie konkurencji w sektorze elektroenergetycznym. Teraz, po 17 latach od wejścia w życie, dokładnej liczby nowelizacji nie sposób szybko zliczyć, było ich ok. 60. Czy jako współautorowi ustawy w pierwszej wersji nie jest Panu żal, że teraz w Pe wpisanych jest więcej obowiązków biurokratycznych dla uczestników rynku niż warunków do rozwoju energetyki? Niestety, jest to konsekwencja, po pierwsze, przepisów nowej Konstytucji RP, zgodnie z którymi wszystkie obowiązki materialne powinny się znaleźć bezpośrednio w ustawie, a w rozporządzeniach wykonawczych tylko przepisy proceduralne i to na podstawie wyraźnie sprecyzowanych upoważnień ustawowych. Po drugie, akcesja Polski do Unii Europejskiej spowodowała konieczność implementacji wszystkich dyrektyw do naszego prawa, które ulegały dość częstym zmianom i zawierały coraz więcej obowiązków sprawozdawczych. Przepisy unijne nakładają wiele obowiązków na państwa członkowskie, np. w zakresie rozwoju OZE i efektywności energetycznej z szerokim zakresem kontroli ich wykonania. U nas te obowiązki rozdzielono na przedsiębiorstwa energetyczne, uruchamiając dodatkowe obszary kontroli i sprawozdawczości w kraju, co skomplikowało ustawę i uczyniło prawo mniej przejrzystym. Zapowiedziano sformułowanie kolejnego dokumentu rządowego „Polityka energetyczna Polski”, obejmującego okres do 2050 r. Jednak dotychczas przy podejmowaniu decyzji nie zawsze kierowano się zapisami zawartymi w poprzedniej „Polityce...”. Dlaczego tak się działo? Jest to wynik powielania praktyk Komisji Europejskiej (KE), która dąży do objęcia zasięgiem swojej kontroli nie tylko coraz większych obszarów regulacji bieżącej, ale i coraz dłuższych okresów. Mam obawy, abyśmy się nie luty 2014 ENERGIA elektryczna l 7 ROZMOWA MIESIĄCA udławili tym rozszerzającym się ciągle zakresem kontroli i sterowania. Na szczęście, ostatnie dokumenty unijne w sprawie polityki klimatyczno-energetycznej ze stycznia tego roku wskazują na bardziej elastyczne podejście KE. Wiele uwagi poświęca się obecnie – moim zdaniem słusznie – wykorzystaniu energii odnawialnej, w tym również do produkcji energii elektrycznej. Jednak jej wytwarzanie nie w każdym czasie i w każdym miejscu jest racjonalne. Czy nie powinno się opracować perspektywicznego podziału produkcji i konsumpcji energii stosownie do pierwotnych nośników lub sposobów ich przetwarzania (tzw. miksu energetycznego). Podjęte próby jego określenia dotyczą całego terytorium Rzeczypospolitej, a to wydaje się zbyt ogólne. Jakikolwiek podział produkcji energii elektrycznej a priori był możliwy tylko w gospodarce centralnie sterowanej. W warunkach rynkowych ten podział wynika z mechanizmów rynkowych, ale państwo ma tutaj możliwości ingerowania, poprzez stanowienie prawa umożliwiającego stosowanie dofinansowania ze środków publicznych rozwoju preferowanych politycznie kierunków technologicznych. Ta ingerencja nie powinna jednak zwiększać nadmiernie kosztów wytwarzania energii w całym systemie, aby nie zakłócić zrównoważonego rozwoju, czyli kompromisu pomiędzy finansowaniem potrzeb bieżących i przyszłych. Do określenia optymalnego zakresu tej ingerencji powinny służyć prognozy struktury źródeł o najmniejszych zdyskontowanych kosztach wytwarzania energii – w okresie, który obejmują – uwzględniające projekcje dostępności i kosztów poszczególnych rodzajów energii pierwotnej. Podmioty działające na prawidłowo funkcjonującym rynku, poprzez swoją politykę inwestycyjną i eksploatacyjną, spowodują ukształtowanie się optymalnej struktury źródeł wytwarzania. Od lat jest Pan promotorem idei zbudowania w Polsce elektrowni jądrowych. Czy można poprosić o kilka argumentów za jej powstaniem? Z tym promotorem to chyba przesada. Staram się tylko wykazywać, 8 l ENERGIA elektryczna luty 2014 że energetyka jądrowa jest racjonalną technologią energetyczną i mieści się w strukturze źródeł o najmniejszych kosztach wytwarzania, mimo wysokich nakładów inwestycyjnych. To się uzyskuje dzięki niskiemu udziałowi kosztów paliwa w całkowitych kosztach wytwarzania (maksimum do 15 proc., w porównaniu do udziału kosztów paliwa w elektrowniach węglowych, które wynoszą ok. 50 proc.) oraz braku opłat za uprawnienia do emisji CO2. Dotychczasowy jej rozwój wynikał z konieczności sięgnięcia po duże zasoby energii jądrowej w związku z wyczerpywaniem się paliw organicznych i ograniczonych możliwości wykorzystania energii odnawialnej po racjonalnych kosztach. Konieczność ograniczenia emisji gazów cieplarnianych jest dodatkowym argumentem za rozwojem energetyki jądrowej, która ich nie emituje. Uwzględnienie tych efektów i internalizacja kosztów zewnętrznych, powodowanych przez zanieczyszczenia otoczenia spalaniem paliw organicznych, czynią energetykę jądrową konkurencyjną w porównaniu do energetyki konwencjonalnej. Należy jednak wyraźnie stwierdzić, że przy obecnych parametrach ekonomicznych elektrownie jądrowe nie będą konkurencyjne w odniesieniu do węglowych, jeśli ceny uprawnień do emisji CO2 będą kształtować się poniżej 10 euro za tonę wyemitowanego dwutlenku węgla. To nam chyba jednak nie grozi w świetle polityki klimatycznej UE. Z punktu widzenia zagrożenia dla ludności i otoczenia, elektrownie jądrowe są również konkurencyjne. Wpływ elektrowni jądrowych, przy ich normalnej eksploatacji, na poziom promieniowania w okolicy jest tak mały, że najczęściej nie daje się go wykryć bezpośrednimi pomiarami. Z kolei, jeśli na spokojnie oceni się zagrożenie skutkami potencjalnych awarii, to też okaże się, że energetyka jądrowa stwarza znacznie mniejsze ryzyko w porównaniu do innych technologii energetycznych – nawet po uwzględnieniu skutków Czarnobyla i Fukushimy. W kosztach wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych (EJ) istotną pozycją, która na ogół nie jest specyfikowana, jest koszt nieracjonalnego strachu przed energetyką jądrową. Sprowadza się on przede wszystkim do kosztów wydłużenia procedur uzgadniania lokalizacji EJ, uzyskiwania koncesji, kosztów zwiększonego ryzyka regulacyjnego i ostatecznie kosztów ewentualnego odstąpienia od eksploatacji i budowy EJ oraz budowy źródeł alternatywnych. Koszt strachu wpływa przede wszystkim na całkowite nakłady inwestycyjne, zwłaszcza na koszt kapitału, który jest istotnym parametrem konkurencyjności EJ. Strach jest kategorią psychologiczną, ale rzeczywistą i wymierną w kosztach wytwarzania energii. Łatwo można nakręcać spiralę strachu wszelkiego rodzaju demagogią. Należy jednak uczciwie o tym mówić. Aktywność Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej koncentruje się na działalności sieciowej. Na co, w kontekście zapisów „Polityki energetycznej Polski”, jego członkowie powinni zwrócić szczególną uwagę? Myślę, że nadal niezbędny jest rozwój i unowocześnienie sieci przesyłowej, stosownie do przewidywanego zapotrzebowania na moc, oraz skoordynowany rozwój sieci dystrybucyjnej. Niezbędna jest budowa nowych połączeń międzysystemowych w celu poprawy warunków działania rynku i bezpieczeństwa dostaw. Do istotnych zadań należałoby zaliczyć budowę przesuwników fazowych na granicy z Niemcami, aby opanować przepływy kołowe, wynikające z nadmiernego rozwoju niestabilnych OZE w tym kraju. Mam jednak wątpliwości, czy nie stawiamy sobie zbyt ambitnych celów w zakresie rozwoju tzw. sieci inteligentnych. Do rozważenia jest problem źródeł szczytowych, które byłyby własnością PSE, jako operatora systemu. Te źródła powinny być traktowane jako źródła mocy i nie powinny funkcjonować na rynku energii. Chyba że będzie utworzony rynek mocy. One powinny być zarządzane bezpośrednio przez operatora systemu, również właścicielsko, zwłaszcza w sytuacjach awaryjnych. Dziękuję za rozmowę. Rozmawiał Piotr Begier Z DZIAŁALNOŚCI PTPiREE Spotkanie o BHP Zespół ds. Dobrych Praktyk 30 stycznia w Urzędzie Komunikacji Elektronicznej w Warszawie odbyło się kolejne spotkanie Zespołu ds. Dobrych Praktyk, działającego przy „Memorandum w sprawie ograniczenia zjawiska kradzieży infrastruktury”. Doprecyzowano plany działania zespołu w 2014 r. Kontynuowano prace nad utworzeniem bazy informacji o kradzieżach. Rozważano możliwość uczestnictwa przedstawicieli Memorandum w konferencjach w celu proponowania działań podejmowanych w jego ramach oraz działania w ramach rządowego programu „Razem bezpieczniej”. Zespół ds. EAZ 5 lutego br. w Poznaniu, realizując wcześniej ustalony harmonogram, spotkał się Zespół PTPiREE ds. EAZ. Omawiano opracowanie pt. „Kryteria oceny przyłączania odnawialnych źródeł energii do sieci elektroenergetycznych średnich napięć”. Doprecyzowano plan pracy na 2014 r. Zdjęcie: Johan Swanepoel, Stoclib 24 stycznia br. w Ministerstwie Gospodarki odbyło się spotkanie branżowe poświęcone problemom wynikającym z wdrożenia rozporządzenia Ministra Gospodarki z 28 marca 2013 r. w sprawie bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach energetycznych. Zapoznano się z prezentacjami poświęconymi tej tematyce oraz z propozycjami rozwiązań PTPiREE, TGPE, SEP oraz UDT. Obecnie niektóre z obowiązujących przepisów stwarzają problemy interpretacyjne. Podjęto decyzję o powołaniu zespołu doradczego przy Ministrze Gospodarki. Zadaniem tego gremium będzie przygotowanie propozycji zmian, doprecyzowanie przepisów oraz monitoring ich funkcjonowania w praktyce. Do pracy zespołu zgłoszeni zostali przedstawiciele PTPiREE. Zespół PTPiREE oraz PSEW Podczas posiedzenia Zespołu omawiano między innymi zagadnienia związane ze zmianą lokalizacji działek pod farmy wiatrowe w umowie o przyłączenie 14 stycznia br. w Warszawie odbyło się kolejne spotkanie zespołu przedstawicieli Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej oraz Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej. Kontynuowano opracowywanie dokumentu „Harmonogram przyłączenia” oraz omawiano zagadnienia związane ze zmianą lokalizacji działek pod farmy wiatrowe w umowie o przyłączenie, etapowością realizacji dużych projektów i dostosowania pozostałych elementów umowy o przyłączenie do zmian wynikających z ustawy Prawo energetyczne. Kolejne spotkanie zespołu odbyło się na 4 lutego br. w Poznaniu. Handel uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych W styczniu br. kontynuowano prace nad poddanym w grudniu 2013 r. przez Ministerstwo Środowiska (MŚ) konsultacjom społecznym i uzgodnieniom międzyresortowym „Projektem ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych”. Stanowisko PTPiREE przesłano do MŚ w wyznaczonym terminie, tj. 10 stycznia br. Prowadzono także korespondencję w tej sprawie z Głównym Inspektorem Nadzoru Budowlanego (GINB). W jej wyniku potwierdzono zbieżność negatywnej opinii PTPiREE oraz GINB dotyczącej zaprezentowanych w dokumencie przepisów, nakładających na organy nadzoru budowlanego dodatkowy obowiązek przeprowadzania okresowych kontroli realizacji inwestycji objętych Krajowym Planem Inwestycyjnym. Obrady Zarządu PTPiREE 16 stycznia br. obradował Zarząd Towarzystwa. Omawiano m.in. zagadnienia związane z regulacją w elektroenergetyce, wdrażaniem systemów opomiarowania licznikami ze zdalnym odczytem oraz niektóre uwarunkowania prawne działania OSD i OSP. W grupie spraw wewnątrzorganizacyjnych uzgodniono założenia do planu oraz przyjęto budżet na 2014 r. Podjęto decyzję o zwołaniu na 13 lutego br. XXI Zgromadzenia Krajowego Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej. XXI Zgromadzenie Krajowe PTPiREE 13 lutego br. odbędzie się w Warszawie XXI Zgromadzenie Krajowe Towarzystwa. W porządku obrad przewidziano jeden punkt: uzupełnienie składu Zarządu. Potrzeba wynikła z przystąpienia do PTPiREE w końcu ubr. PGE Dystrybucja SA. n luty 2014 ENERGIA elektryczna l 9 RYNEK I REGULACJE Pakiet 2030 Komisja Europejska zaproponowała cele polityki klimatycznej na 2030 r., które dla jednych są ambitne, a dla innych w ogóle. Natomiast wszyscy czekają na odpowiedź, czy – i ewentualnie, w jakim stopniu – zostaną one zaakceptowane przez przywódców państw Unii Europejskiej, mimo braku globalnego porozumienia klimatycznego na czas po 2020 r. i ledwie kilka miesięcy przed wyborami do Parlamentu Europejskiego. Ireneusz Chojnacki Na sygnały niezadowolenia z propozycji KE ocenianych jako niewystarczające. Instytut na rzecz Ekorozwoju podał, że z Białej Księgi wynika, że gdyby obecnej polityki klimatycznej nie zmieniać to w 2030 roku redukcja emisji gazów cieplarnianych wyniosłaby 32 proc., a udział OZE wyniósłby 24 proc. – Organizacje ekologiczne skłaniają się ku określeniu celów dla Unii Europejskiej na rok 2030 na poziomie 55 proc. redukcji emisji gazów cieplarnianych, 45 proc. udziału energetyki odnawialnej, 40 proc. w zakresie efektywności energetycznej – powiedział dr Andrzej Kassenberg, prezes Instytutu na rzecz Ekorozwoju. przedstawienie przez Komisję Europejską (KE) propozycji celów unijnej polityki klimatyczno-energetycznej na lata 2020-2030 czekano z pewnym napięciem, bo KE kończącej się w październiku br. kadencji zawsze prezentowała duże ambicje w tym zakresie. Patrząc z tego punktu widzenia, można powiedzieć, że raczej nie zawiodła. Zaproponowane przez nią przyjęcie celu obniżenia emisji gazów cieplarnianych Poważny niepokój budzi w UE o 40 proc. poniżej poziomu propozycja podwyższenia celu z 1990 r., wobec 20 proc. celu do redukcji emisji CO2 2020 r., to poprzeczka ustawiana dość wysoko. Cel osiągnięcia do poziomu 40 proc. co najmniej 27 proc. udziału odDla polskiej energetyki nawialnych źródeł energii (OZE) w finalnej konsumpcji energii oznaczać to będzie w 2030 r. w skali UE to też może być zmniejszenie podaży wyzwanie, ale głównie polityczne. uprawnień do emisji, – Ustalony na 2030 r. ambitny cel 40 proc. redukcji gazów cieplarniawzrost ich cen, nych jest najbardziej racjonalnym a zatem pogarszającą się pod względem kosztów, przełomowym osiągnięciem w naszym rentowność przede wszystkim dążeniu do gospodarki niskoemiistniejących aktywów syjnej. A cel dotyczący co najmniej wytwórczych 27 proc. udziału energii ze źródeł odnawialnych stanowi ważny syopartych na spalaniu węgla. gnał i oznacza stabilność dla inweWytwarzanie storów, wzrost zielonego zatrudnienia i zwiększenie bezpieczeństwa energii elektrycznej dostaw energii – przekonywał José opartej na gazie ziemnym Manuel Barroso, przewodniczący zastąpi wytwarzanie Komisji Europejskiej. Ze strony organizacji ekologiczoparte na węglu. nych i branży OZE płyną z kolei 10 l ENERGIA elektryczna luty 2014 Najwięksi za 40-procentową redukcją CO2 Centralnym elementem polityki UE w zakresie energii i klimatu na 2030 r. ma być zaproponowana przez KE 40-procentowa redukcja emisji poniżej poziomu z 1990 r. Cel ten ma być osiągnięty wyłącznie za pomocą środków wewnętrznych. Roczna redukcja mieszcząca się w „pułapie” dotyczącym emisji w sektorach objętych EU ETS miałaby wzrosnąć z 1,74 proc. obecnie do 2,2 proc. po 2020 r. (43-procentowa redukcja w sektorach ETS wobec 2005 r.). Natomiast emisje z sektorów nie objętych EU ETS miałyby zostać ograniczone o 30 proc. poniżej poziomu z 2005 r. i w tym obszarze, tj. poza EU ETS, zadania redukcyjne miałyby zostać rozdzielone pomiędzy państwa członkowskie. Zapewne, podobnie jak to było w odniesieniu do celów na 2020 r., z uwzględnieniem możliwości konkretnych państw. KE przyznaje, że w krajach o PKB poniżej średniej dla UE możliwości redukcji CO2 są wprawdzie duże, ale i koszty wysokie. Zdjęcie: Stoclib RYNEK I REGULACJE 27-procentowy cel OZE jest na razie postulatem politycznym Zaproponowany przez KE poziom redukcji emisji gazów cieplarnianych nie był niespodzianką o tyle, że krótko przed ogłoszeniem „Pakietu 2030” wiadomo było, iż największe kraje UE, czyli Niemcy, Francja, Wielka Brytania i Włochy, popierają 40-procentowy cel redukcji emisji CO2 do 2030 r. To było zbieżne z analizami KE, która w Zielonej Księdze stwierdziła, że aby osiągnąć redukcję emisji gazów cieplarnianych o 80-95 proc. do 2050 r. to – „zgodnie z uzgodnionym na szczeblu międzynarodowym celem utrzymania ocieplenia atmosferycznego na poziomie poniżej 2°C” – emisje gazów cieplarnianych w UE musiałyby zostać zmniejszone do 2030 r. o 40 proc. Prawdopodobnie to stanowisko wspomnianych czterech krajów przesądziło o tym, że KE zdecydowała się zaproponować 40-procentową redukcję CO2 do 2030 r. Strategia rekomendowana przez Polskę sprowadza się do tego, żeby poczekać na rozwiązania globalne w zakresie walki ze zmianami klimatu i dopiero w nie wpisać cele UE. Pierwsze komentarze dotyczące propozycji redukcji CO2 o 40 proc. do 2030 r. płynące z polskiej energetyki wskazują na zaniepokojenie branży propozycją KE. – Poważny niepokój budzi jednak propozycja podwyższenia celu redukcji emisji CO2 do poziomu 40 proc. Dla polskiej energetyki oznaczać to będzie zmniejszenie podaży uprawnień do emisji, wzrost ich cen, a zatem pogarszającą się rentowność przede wszystkim istniejących aktywów wytwórczych opartych na spalaniu węgla. Wytwarzanie energii elektrycznej opartej na gazie ziemnym zastąpi wytwarzanie oparte na węglu – ocenił Polski Komitet Energii Elektrycznej (PKEE). Tu trzeba dodać, że wśród głównych elementów polityki do 2030 r. KE zaproponowała m.in. reformę EU ETS. Według wyjaśnień uzyskanych w KE, jako jedyna ma charakter propozycji legislacyjnej. KE w ramach reformy EU ETS proponuje ustanowić – jak to nazywa – „rezerwę stabilności rynkowej”, która ma zacząć funkcjonować od 2021 r. Rezerwa miałaby rozwiązać problem nadwyżki uprawnień do emisji CO2, która powstała w ostatnich latach, a w jej rezultacie ceny CO2 utrzymują się na niskim poziomie. W sumie idzie o to samo, co w przypadku innych ostatnich propozycji KE dotyczących zmian w EU ETS, czyli o wzrost cen uprawnień do emisji CO2. W propozycji dotyczącej utworzenia rezerwy uprawnień do emisji CO2 nie idzie jednak, jak słychać z KE, o trwałe wycofanie z rynku jakiejś części uprawnień do emisji, a o uzyskanie możliwości wpływania na liczbę uprawnień do emisji w obrocie. Zakłada się, że powstanie możliwość zdejmowania z rynku lub wprowadzania nań uprawnień do emisji CO2 w ilości nie mniejszej niż 100 mln. Ponieważ także po 2020 r. ma być utrzymana luty 2014 ENERGIA elektryczna l 11 RYNEK I REGULACJE zasada, że sprzedającym uprawnienia na aukcjach są państwa to decyzja o zmniejszeniu lub zwiększeniu podaży wiązałaby się z proporcjonalnym zmniejszeniem przydziału uprawnień państwom. Cel 27 proc. OZE na razie polityczny Druga zasadnicza propozycja KE w zakresie polityki klimatyczno-energetycznej do 2030 r. to ustanowienie celu co najmniej 27-procentowego udziału energii z OZE w konsumpcji energii na całym obszarze UE. Ten cel nie jest przypadkowy, bo – jak wyjaśnia KE – jest optymalny dla scenariusza 40 proc. redukcji CO2. W ocenie KE, cel dotyczący energii ze źródeł odnawialnych obowiązujący na całym obszarze UE jest niezbędny do prowadzenia dalszych inwestycji w tym sektorze, ale nie zostanie on narzucony w formie celów krajowych za pośrednictwem przepisów UE. KE wskazuje, że w przypadku celu OZE „pozostawiono państwom członkowskim swobodę w zakresie przekształcenia systemu energetycznego w sposób najlepiej dostosowany do krajowych preferencji i okoliczności”. W praktyce oznacza to, że aby postulowany cel 27 proc. osiągnąć to poszczególne państwa członkowskie musiałyby przyjąć cele OZE składające się na te 27 proc. Jak to zrobić? Zdaniem KE, osiągnięcie celu OZE będzie zapewnione poprzez nowy system zarządzania oparty na krajowych planach energetycznych, które są nową propozycją. Plany te mają być przygotowane przez państwa członkowskie w oparciu o przyszłe wytyczne KE, która ocenia, że współpraca między KE a państwami członkowskimi sprawi, że „plany krajowe będą wystarczająco ambitne, a także spójne i zgodne w czasie”. Na razie, jak słychać nawet w samej KE, oznacza to tyle, że 27-procentowy cel OZE jest na razie postulatem politycznym, a jeśli zostanie przyjęty to czeka nas „ciekawa dyskusja” o tym, jak go zrealizować. PKEE uważa, że odejście od wyznaczania obligatoryjnych celów dla poszczególnych krajów członkowskich na rzecz ustanowienia wspólnego celu udziału OZE w miksie energetycznym UE potencjalnie otwiera możliwość rozłożenia celu unijnego na wszystkie państwa członkowskie w różnym stopniu – w zależności od ich ekonomicznych i geograficznych uwarunkowań. – Dzięki temu kraje dysponujące większym potencjałem do rozwoju OZE, wnosiłyby większy wkład do realizacji celu, a państwa takie jak Polska, które ze względu na silne uzależnienie od węgla i wysokie koszty zmiany technologii, zainteresowane są wprowadzaniem zmian w wolniejszym 12 l ENERGIA elektryczna luty 2014 tempie, mogłyby zaangażować się w rozwój OZE na niższym, ale społecznie i biznesowo akceptowalnym poziomie. Stąd zaproponowane przez KE rozwiązanie w zakresie OZE w ocenie PKEE stanowi pozytywną korektę wcześniej proponowanych rozwiązań i dodatkowo stanowi impuls do rozwoju najtańszych technologii odnawialnych, co jest korzystne dla energetyki konwencjonalnej – uważa PKEE. Z kolei branża energetyki wiatrowej generalnie uważająca, że 27 proc. cel OZE w skali UE jest mało ambitny, zdaje się tym obawiać tego, że to każdy kraj będzie miał za zadanie określić swój wkład w realizację celu OZE, ale nie będzie on wiążący i w rzeczywistości może to oznaczać rezygnację niektórych krajów z transformacji gospodarki w kierunku niskoemisyjnej. – Niepewność regulacyjna w obecnych uwarunkowaniach europejskich, nie jest już zwykłym urzędniczym niedbalstwem, to zagrożenie dla bezpieczeństwa energetycznego i naszego dobrobytu. Dzięki wiążącemu celowi OZE na 2020 r. dynamicznie zaczęła rozwijać się w Polsce energetyka odnawialna oraz sektory z nią bezpośrednio powiązane. Wiążący cel na 2030 utrzymałyby ten trend i pozwoliłyby wykorzystać potencjał OZE, głównie w regionach wysokiego ubóstwa energetycznego – uważa Wojciech Cetnarski, prezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej W przypadku efektywności energetycznej KE w zasadzie nic nowego nie zaproponowała. Wskazała jedynie, że rola efektywności energetycznej w ramach polityki opracowanej na 2030 r. będzie nadal rozważana w trakcie przeglądu dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej. Ma on zostać ukończony pod koniec 2014 r. Trudno zatem przesądzić, czy zrobi to obecna KE, której kadencja wygasa z końcem października, czy może już KE w nowym składzie. W każdym razie warto wziąć pod uwagę, że we wspomnianych wcześniej krajowych planach energetycznych państw członkowskich efektywność energetyczna ma być uwzględniana. O losie propozycji klimatyczno-energetycznych KE mają zadecydować szefowie państw członkowskich UE podczas posiedzenia Rady Europejskiej, która odbędzie się 20 i 21 marca br. w Brukseli. KE chciałaby, żeby UE do końca 2014 r. uzgodniła zobowiązanie do 40-procentowej redukcji, bo – jej zdaniem – UE powinna podjąć takie zobowiązanie na początku 2015 r., w ramach międzynarodowych negocjacji w sprawie nowej umowy dotyczącej klimatu, które powinny zakończyć się w Paryżu pod koniec 2015 r. n O losie propozycji klimatyczno-energetycznych KE mają zadecydować szefowie państw członkowskich UE podczas posiedzenia Rady Europejskiej, która odbędzie się 20 i 21 marca br. w Brukseli. KE chciałaby, żeby UE do końca 2014 r. uzgodniła zobowiązanie do 40-procentowej redukcji, bo – jej zdaniem – UE powinna podjąć takie zobowiązanie na początku 2015 r., w ramach międzynarodowych negocjacji w sprawie nowej umowy dotyczącej klimatu, które powinny zakończyć się w Paryżu pod koniec 2015 r. Autor jest dziennikarzem miesięcznika „Nowy Przemysł” i portalu wnp.pl RYNEK I REGULACJE Skuteczna realizacja projektów inwestycyjnych Zarządzanie ryzykiem Struktura wiekowa sieci przesyłowych i dystrybucyjnych nie jest korzystna. Majątek sieciowy w polskiej energetyce jest w dużej części zdekapitalizowany. Sieci przesyłowe i dystrybucyjne wymagają ogromnych inwestycji, które – w szczególności – umożliwią przyłączenie generacji rozproszonej oraz poprawią wskaźniki niezawodności, obecnie nawet kilkukrotnie wyższe od wyników dobrych przedsiębiorstw europejskich. Krzysztof Hajdrowski Katarzyna Tomczak ENEA OPERATOR SP. Z O.O. P lanowany od 2016 r. nowy system taryfowania operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) zakłada jakościowe podejście do uzgadnianych stawek opłat i preferowanie tych OSD, które będą w największym stopniu inwestowały w podniesienie jakości świadczonych usług. Tak istotna zmiana podejścia do realizacji planów inwestycyjnych wymusza wprowadzenie nowego, metodycznego podejścia do realizacji projektów sieciowych. Wdrożenie zasad zarządzania projektami w OSD wymiernie przyczynia się do realizacji projektów w ramach założonego czasu i budżetu, osiągnięcia przez projekty założonych celów biznesowych, możliwości zwiększenia zakresów realizowanych projektów w stosunku do wcześniejszych praktyk przy tych samych dostępnych zasobach, skutecznym zarządzaniu ryzykiem i zdecydowanie mniejszym odsetku projektów zakończonych niepowodzeniem lub niezrealizowanych zgodnie z założeniami. Zarządzanie przedsiębiorstwem jest ciągiem procesów decydowania i tworzenia warunków skutecznej realizacji podejmowanych decyzji. Wiąże się to zawsze z występowaniem ryzyk, rozumianych jako szanse i zagrożenia, również związane z realizowanymi projektami. W dzisiejszych czasach nie ma wątpliwości, że wdrożenie efektywnego systemu zarządzania ryzykiem niesie ze sobą wiele korzyści, m.in.: większą skuteczność, dzięki koncentracji na kwestiach istotnych z punktu widzenia realizacji celów strategicznych firmy, lepsze wykorzystanie dostępnych zasobów oraz ograniczenie zdarzeń mogących przeszkodzić w osiągnięciu założonych celów. Daje również lepsze rozpoznanie szans oraz zagrożeń i dostarcza kompleksowej informacji umożliwiającej bardziej świadome i aktywne zarządzanie firmą, a więc – w konsekwencji – wzrost jej wiarygodności, jak również poprawę relacji z interesariuszami. Etymologia pojęcia „ryzyko” wywodzi się przede wszystkim od włoskiego słowa risicare („odważyć się”). Zbliżone znaczenie mają również arabskie „risq” czy łacińskie „risicum”. Greckie „rhiza” odnosi się do niebezpieczeństw związanych z żeglowaniem w pobliżu niebezpiecznych wybrzeży. Chiński ideogram, opisujący ryzyko, składa się z dwóch części: pierwsza oznacza niebezpieczeństwo, a druga szansę, możliwość. Nawet „orientalna” interpretacja wybiega więc ponad tradycyjne, negatywne widzenie ryzyka. Zarządzanie ryzykiem w projektach inwestycyjnych realizowanych w Enea Operator określono jako system metod i działań zmierzających do obniżenia stopnia oddziaływania ryzyka na realizację projektów oraz do usprawnienia podejmowania w tym projekcie optymalnych decyzji. Szczegółowe poznanie charakteru i zakresu potencjalnego ryzyka pozwala na wskazanie działań zapobiegawczych bądź też minimalizujących jego wpływ i skutki. Jako że, pomimo podjęcia pewnych kroków, ryzyka niekiedy materializują się, w Enea Operator zarządzamy również tzw. problemami (czyli właśnie zmaterializowanymi ryzykami) – rysunek 1. Prawdopodobieństwo wystąpienia szkodliwego zdarzenia i wielkość możliwych strat jest szacowana wieloma metodami i zależy od licznych specyficznych czynników charakteryzujących daną sytuację. Ich częściowa nieznajomość i niepewność oszacowań prowadzi do tego, że w konsekwencji wiele decyzji indywidualnych lub grupowych zależy od tzw. subiektywnego postrzegania ryzyka, co może niekiedy być przyczyną zwykłych ludzkich błędów o różnych skutkach. Aby ich uniknąć, warto przeanalizować potencjalne miejsca występowania ryzyk. Praktyczne zarządzanie ryzykiem w przedsiębiorstwie napotyka wiele trudności. Zazwyczaj za bardzo ufamy własnym prognozom i oszacowaniom ryzyka, a zbyt małą wagę przykładamy do potencjalnych konsekwencji zdarzeń. Osoby, które praktycznie zarządzają ryzykiem projektowym, muszą koncentrować się – na przekór licznym indywidualnym i firmowym skłonnościom – na negatywnych aspektach działalności firmy, czyli na zagrożeniach i porażkach. Wymaga to mentalności będącej dokładnym przeciwieństwem nastawienia: „To da się zrobić”. A przecież właśnie taka postawa bywa często pożądana zarówno wśród pracowników, jak i kadry zarządzającej. Dobrze jest – pomimo licznych czynników zewnętrznych – widzieć zawsze obydwie strony medalu. W praktyce projektowej warto pogrupować ryzyka w obszary, co bardzo luty 2014 ENERGIA elektryczna l 13 RYNEK I REGULACJE ułatwi ich identyfikację i pozwoli zachować porządek rozważań. Jeśli odniesiemy się do harmonogramu projektu, powinniśmy postawić przykładowe pytania: Czy jest zagrożony termin realizacji całego przedsięwzięcia? Czy jest zagrożony termin danego etapu? W sferze budżetu zastanówmy się: Czy mam zapewnione finansowanie? Czy mogą się pojawić przesunięcia płatności? Przeanalizujmy teraz zasoby: Czy mam przydzielone zasoby i czy odpowiednio nimi gospodaruję? Czy ludzie posiadają odpowiednie kompetencje? Czy są efektywni? Czy występują konflikty w zespole? Kto podejmuje decyzję w zespole (formalną, nieformalną)? Następny obszar do rozważenia to jakość: Czy produkty mają określoną jakość? Czy są określone kryteria odbioru? Ryzyka mogą pojawić się także we współpracy z klientem oraz wykonawcą: Czy prezentuje on postawę współpracy, agresji lub sabotowania? W sferze prawnej należy rozważyć: Czy posiadam umowę, dokumentację, licencje, pozwolenia? W sferze społecznej: Czy dany projekt może wprowadzić niepokoje społeczne? Bardzo istotnym punktem powstawania ryzyk jest komunikacja i dlatego weryfikujemy: Czy ustalenia są dotrzymywane? Czy istnieje potrzeba pisemnych ustaleń, czy wystarczą ustne? Czy jest określony sposób komunikacji? Czy jest to komunikacja formalna, czy nieformalna? Czy pojawiają się konflikty i kto je rozwiązuje? Czy decydenci podejmują decyzje terminowo i czy są za nie odpowiedzialni? Zawsze też skupimy się na ryzykach technologicznych: Czy umiemy zrealizować dany projekt? Czy ktoś już to robił? Z punktu widzenia istotności dla przedsiębiorstwa, ryzyka można podzielić na operacyjne i strategiczne. W projektach inwestycyjnych realizowanych w Enea Operator sklasyfikowano je w następujących obszarach: technicznym, projektowym, ekonomicznym, zewnętrznych zależności i organizacyjnym. Założono 4 standardowe strategie zarządzania ryzykiem: unikanie, przeniesienie, łagodzenie i akceptację. Biorąc pod uwagę fakt, że pojęcie ryzyka zawsze obejmuje częstość lub prawdopodobieństwo występowania zagrożenia i konsekwencje tego zdarzenia, warto wspomnieć o wadze ryzyka. Została ona opracowana w macierzy prawdopodobieństwa wystąpienia ryzyka i jego wpływu na projekt. Niskie, średnie i wysokie prawdopodobieństwo przekłada się na poziom ryzyka określany jako: mało istotne, umiarkowanie istotne i bardzo istotne. Dla każdego ryzyka określany jest status, rejestrowany w Rejestrze Ryzyk w systemie informatycznym. Możliwe statusy to: zgłoszone, przydzielone, zamknięte, zmaterializowane i nieskuteczna obsługa. Podobnie statusy przydzielane są w Rejestrze Problemów. Oznaczone zostały jako: zgłoszony, odrzucony, przydzielony, monitorowany Nieskuteczne zarządzanie ryzykiem Materializacja ryzyka Uruchomienie zarządzania problemem Działania korygujące prowadzone na różnych szczeblach organizacji Działania skuteczne – uniknięcie konsekwencji zmaterializowanego ryzyka organizacji Rysunek 1. Ryzyko i jego materializacja 14 l ENERGIA elektryczna luty 2014 Działania nieskuteczne – nieskuteczne zarządzanie zmaterializowanym ryzykiem może być konieczność zmiany założeń projektu: zakresu, czasu Tablica 1. Najczęstsze ryzyka występujące w sieciowych projektach inwestycyjnych WN, realizowanych przez Enea Operator Ryzyko Nieuzyskanie pozwoleń PSE na wyłączenie odcinka sieci WN Warunki ochrony środowiska Znaleziska archeologiczne na terenie placu budowy W postępowaniu przetargowym: nie zgłoszenie ofert lub zgłoszenie ofert istotnie przekraczających budżet Nieuzyskanie prawa do dysponowania nieruchomością Brak zasobów do realizacji projektu Niekorzystne warunki atmosferyczne Natrafienie na niewybuchy podczas prac budowlanych Brak wystarczających środków na realizację projektu Niekorzystna interpretacja zapisów miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego i zamknięty. W tablicy 1 przedstawiono najczęściej występujące ryzyka w sieciowych projektach inwestycyjnych WN, realizowanych przez Enea Operator. Mamy naturalną tendencję do opierania naszych szacunków na łatwo dostępnych informacjach, choć wiemy, jak krótkofalowe i złudne może być bezpośrednie przekładanie wniosków płynących z niedawnej przeszłości na wysoce niepewną i trudną do przewidzenia przyszłość. Dodatkowo dajemy pierwszeństwo informacjom potwierdzającym nasze stanowisko (zazwyczaj są to informacje o sukcesach), a bagatelizujemy przesłanki, które mu zaprzeczają (z reguły zawierają doniesienia o porażkach). Ponadto obserwuje się skłonności do myślenia grupowego, które ogranicza naszą zdolność do analizowania ryzyka i przewidywania porażek. Wdrożenie jednolitego w skali organizacji podejścia do zarządzania ryzykami projektowymi pozwala zneutralizować naturalne skłonności pracowników i kadry zarządzającej do tego, by widzieć świat takim, jakim chcieliby go widzieć, a nie takim, jaki jest w rzeczywistości, czy też stanie się niebawem. Jednocześnie przyczynia się w sposób wymierny do poprawy efektywności realizacji projektów inwestycyjnych. n RYNEK I REGULACJE Zawieranie umowy o świadczenie usług dystrybucji w toku zmiany sprzedawcy 1 stycznia br. weszły w życie Instrukcje Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych (IRiESD) głównych operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) skupionych w PTPiREE. IRiESD regulują m.in. proces zmiany sprzedawcy energii. Część dotyczących go uregulowań wprowadza rozwiązania stanowiące nowość w relacjach pomiędzy operatorami a sprzedawcami i odbiorcami końcowymi. Takim novum jest zarządzanie przez OSD procesem zawierania umowy o świadczenie usług dystrybucji jako etapu zmiany sprzedawcy. Oto najciekawsze aspekty prawne tych rozwiązań. Przemysław Kałek KANCELARIA CHADBOURNE & PARKE LLP O statnia duża nowelizacja ustawy z 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Pe), która weszła w życie 11 września 2013 r. (ustawa z 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy Pe oraz niektórych innych ustaw – Dz.U. z 2013 r., poz. 984) oprócz szeregu zmian wprowadziła przepisy wzmacniające pozycję odbiorcy końcowego wobec przedsiębiorstw energetycznych. I to zarówno OSD, jak i sprzedawców. Jednym z takich przepisów jest art. 4j ust. 6 Pe nakazujący operatorowi umożliwienie odbiorcy energii elektrycznej zmianę sprzedawcy w terminie 21 dni od dnia poinformowania właściwego OSD o zawarciu przez takiego odbiorcę umowy sprzedaży lub umowy kompleksowej z nowym sprzedawcą. Na marginesie trzeba jedynie wskazać, że jest to termin wynikający z dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/UE z 13 lipca 2009 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylającej dyrektywę 2003/54/UE (art. 3 ust. 5 lit. a). OSD wobec pasywności odbiorcy w procesie zmiany sprzedawcy Obowiązek spoczywający na operatorze wydaje się oczywisty i na pierwszy rzut oka nie powinien wywoływać wątpliwości. Również termin, w jakim ma być dokonana zmiana, nie wydaje się przesadnie krótki. Jak często jednak się zdarza w realiach sektora energetycznego, z tak lakonicznego, prostego i wydaje się łatwego do zastosowania przepisu wynika szereg, często skomplikowanych konsekwencji, z którymi OSD muszą się zmierzyć. I to najczęściej odchodząc od utartych schematów. Proces zmiany sprzedawcy został bowiem tak ukształtowany w Pe, że to wyłącznie OSD są za niego odpowiedzialni (por. art. 9c ust. 3, pkt 9a, lit. e Pe). Dla zobrazowania wyzwania, jakim stało się wprowadzenie tego przepisu do Pe, można posłużyć się następującym przykładem: Odbiorca, lub upoważniony przez niego sprzedawca, informuje OSD o zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej z nowym sprzedawcą. Po otrzymaniu tego powiadomienia operator powinien rozpocząć procedurę zmiany sprzedawcy i to w sposób pozwalający na jej zakończenie w ciągu 21 dni. W procesie tym przyjęto założenie, że dotychczasowy sprzedawca nie może blokować w żaden sposób zmiany sprzedawcy, nawet jeśli ona dokonywana jest z naruszeniem łączącej go z danym odbiorcą umowy. Ułatwia to OSD działanie, eliminując z procesu podmiot, który nie jest zainteresowany utratą swojego odbiorcy. Nie są to jednak wszystkie problemy wywołane rozpoczęciem procesu zmiany sprzedawcy. W przypadku, gdy dotychczasowa umowa, którą posiadał odbiorca, była umową kompleksową, regulującą zarówno sprzedaż energii elektrycznej, jak i jej dystrybucję w ramach usługi kompleksowej, rozwiązanie jej prowadzi do wygaszenia relacji prawnej pomiędzy operatorem a odbiorcą. Z chwilą rozwiązania umowy kompleksowej, przestaje istnieć umowna podstawa prawna do świadczenia usługi dystrybucji energii przez OSD na rzecz odbiorcy. O ile umowa z nowym sprzedawcą nie jest umową kompleksową, aby taką relację nawiązać, odbiorca powinien zawrzeć z operatorem umowę o świadczenie usług dystrybucji, która weszłaby w życie najpóźniej z chwilą rozpoczęcia sprzedaży energii elektrycznej przez nowego sprzedawcę. W idealnym modelu luty 2014 ENERGIA elektryczna l 15 RYNEK I REGULACJE odbiorca, informując OSD o zawarciu nowej umowy sprzedaży niezwłocznie zawiera z operatorem umowę o świadczenie usług dystrybucji. Czyni to z własnej inicjatywy, niejako o to aktywnie zabiegając, świadomy znaczenia tej umowy dla kontynuacji dostarczania energii elektrycznej. Może to uczynić także nowy sprzedawca na podstawie upoważnienia odbiorcy. Co jednak powinien zrobić operator w sytuacji, w której proces zmiany sprzedawcy nie jest procesem modelowym, tzn. OSD został wprawdzie poinformowany o zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej (zgodnie z Pe), ale ani sprzedawca, ani odbiorca nie podejmują działań zmierzających do zawarcia umowy o świadczenie usług dystrybucji w terminie powiązanym z czasem, jaki operator ma na dokonanie zmiany sprzedawcy, tj. 21 dni. Nawet jeśli OSD wyśle do odbiorcy listem poleconym podpisany przez siebie egzemplarz umowy o świadczenie usług dystrybucji, to mało prawdopodobne, aby egzemplarz ten, podpisany przez odbiorcę, został odesłany do operatora przed upływem 21-dniowego terminu. Wobec braku uregulowania tej problematyki w Pe, pojawia się uzasadnione pytanie: jak w takiej sytuacji powinien zareagować operator? Czy wstrzymać procedurę zmiany sprzedawcy uznając, że brak umowy o świadczenie usług dystrybucji pozbawia odbiorcę możliwości realizacji umowy sprzedaży? Czy też domniemywać, że odbiorca na pewno chce korzystać z usług dystrybucji i zawrzeć umowę o świadczenie usług dystrybucji, a wyrazem tego jest zgłoszenie zmiany sprzedawcy? Żadne z tych rozwiązań nie jest doskonałe. Z jednej strony nieuzasadnione byłoby wstrzymywanie procesu zmiany sprzedawcy, a nawet wstrzymanie dostarczania energii elektrycznej, skoro wola odbiorcy wskazuje niewątpliwie na chęć dalszego korzystania z systemu elektroenergetycznego. Także dla OSD kłopotliwe, a przede wszystkim nieracjonalne byłoby wstrzymywanie procesu zmiany sprzedawcy, czy nawet inicjowanie procedury wstrzymania dostarczania energii elektrycznej, z pełną świadomością, że zaraz trzeba będzie podejmować ten proces na nowo. Z drugiej strony, świadczenie usługi dystrybucji bez uzgodnienia warunków jej realizacji z odbiorcą, 16 l ENERGIA elektryczna luty 2014 potwierdzonego poprzez podpisanie umowy zawierającej wszystkie warunki świadczenia tej usługi, jawi się również działaniem mało racjonalnym. Pomijam przy tym ewentualne zastrzeżenia, jakie do takiej procedury zgłosić mógłby Prezes Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, akcentujący od wielu lat prawo konsumenta do świadomego, a nie dorozumianego, decydowania o tym, czy i na jakich warunkach chce korzystać z usług. Model przyjęty w IRiESD W związku z brakiem uregulowania tej kwestii w Pe lub w rozporządzeniu systemowym, konieczne stało się przygotowanie mechanizmu kompromisowego, który nie hamowałby procesu zmiany sprzedawcy, ale i tworzyłby pomiędzy operatorem a odbiorcą mocną relację prawną, stanowiąca podstawę do świadczenia usługi dystrybucji od dnia przejęcia sprzedaży energii elektrycznej przez nowego sprzedawcę. Taki mechanizm został wypracowany przez operatorów (Enea Operator, EnergaOperator, Tauron Dystrybucja oraz RWE Stoen Operator) w najnowszych IRiESD w pkt. D.1. Jego koncepcja odwołuje się do ogólnych zasad Kodeksu cywilnego związanych z procedurą zawierania umów i zaakceptowania faktu, że dla zawarcia umowy o świadczenie usług dystrybucji nie jest konieczne podpisanie pełnego tekstu umowy przez obie strony. Nie jest nawet konieczne zawarcie takiej umowy w formie pisemnej, gdyż nie jest dla niej wymagana forma szczególna. W pewnych okolicznościach do zawarcia umowy dojść może poprzez złożenie przez każdą ze stron zainteresowanych zawarciem umowy odrębnych oświadczeń, z których jedno będzie ofertą, a drugie oświadczeniem o jej przyjęciu. Ważne, aby obie strony miały świadomość wszystkich istotnych warunków umowy, która w ten sposób jest zawierana. Mechanizm zaproponowany w IRiESD przewiduje, że nowy sprzedawca powiadamia operatora w imieniu odbiorcy o zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej. Jako zasadę przyjęto, że w dniu złożenia tego powiadomienia odbiorca ten powinien mieć zawartą umowę o świadczenie usług dystrybucji, albo umowę kompleksową, z nowym sprzedawcą. Jeśli jednak odbiorca nie ma zawartej umowy o świadczenie usług dystrybucji, OSD dopuszczają możliwość złożenia przez sprzedawcę, działającego w imieniu i na rzecz odbiorcy, oświadczenia woli (którego wzór jest zamieszczany na stronie internetowej operatora) obejmującego zgodę odbiorcy na zawarcie umowy o świadczenie usługi dystrybucji z OSD. Oświadczenie to wskazuje na warunki świadczenie usługi dystrybucji wynikające: nz e wzoru umowy o świadczenie usług dystrybucji zamieszczonego na stronie internetowej operatora, nz taryfy operatora oraz IRiESD oraz nd otychczasowej umowy kompleksowej lub umowy o świadczenie usług dystrybucji w zakresie warunków technicznych świadczenia usług dystrybucji, grupy taryfowej oraz okresu rozliczeniowego, o ile postanowienia umowy kompleksowej lub umowy dystrybucji w tym zakresie nie są sprzeczne z taryfą OSD oraz wzorem umowy, zamieszczonym na stronie internetowej operatora. Złożenie tego oświadczenia jest jednoznaczne z akceptacją oferty operatora, prowadzącą do zawarcia umowy o świadczenie usług dystrybucji. Jedynie dla zapewnienia odbiorcy pełnej informacji o wszystkich warunkach świadczenia usługi dystrybucji OSD przekazuje odbiorcy, za pośrednictwem sprzedawcy, potwierdzenie treści zawartej umowy o świadczenie usług dystrybucji. Podsumowanie Rozwiązanie to jest bez wątpienia doskonałym przykładem na elastyczność OSD. Jest to dobry kompromis, pozwalający na wyjście naprzeciw oczekiwaniom odbiorców i sprzedawców dotyczącym szybkości i prostoty procesu zmiany sprzedawcy, przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa prawnego operatorom. Pozytywnie należy również ocenić fakt, że Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, oceniając przedłożone przez operatorów instrukcje, zaakceptował potrzebę uregulowania tej kwestii i to w sposób równoważący interes wszystkich zainteresowanych – zgodnie zresztą z podstawową zasadą Pe, wyrażoną w art. 1 ust. 1. n RYNEK I REGULACJE Energetycy niezłomnie chronią infrastrukturę Wzrost ceny złomu w skupach metali, wysokie bezrobocie oraz stagnacja gospodarcza przyczyniają się do wzrostu przypadków kradzieży infrastruktury energetycznej. Od 2010 r. ich liczba w Polsce zwiększyła się niemal dwukrotnie. Grzegorz Kubicki FUNDACJA NIEZŁOMNI – OCHRONA INFRASTRUKTURY P roblem kradzieży i dewastacji infrastruktury energetycznej dla jednej spółki dystrybucyjnej na pierwszy rzut oka może wydać się marginalny. Jednakże patrząc na niego w skali kraju, zaczyna niepokoić. Urząd Regulacji Energetyki (URE) dostrzegł niepokojący wzrost skali zagadnienia i postanowił – wspólnie z Urzędem Komunikacji Elektronicznej oraz Urzędem Transportu Kolejowego – powołać „Memorandum przeciwdziałające kradzieżom i dewastacjom Infrastruktury”. Memorandum to ponadbranżowa inicjatywa, która połączyła przedstawicieli prawie całej branży energetycznej, kolejowej i telekomunikacyjnej. Ok. 40 tys. klientów poszkodowanych w I połowie ubr. Codziennie dochodzi do kradzieży i dewastacji infrastruktury energetycznej, branża notuje ich niepokojąco duży wzrost. W 2010 r. w Polsce stwierdzono 1452 przypadki, w 2012 r. liczba ta wyniosła już prawie 2500. Szacuje się, że 2013 r. doszło do ponad 2600 zdarzeń. Najwięcej w województwach: łódzkim, mazowieckim, śląskim i zachodniopomorskim. Przez kradzieże i dewastacje infrastruktury traci nie tylko jej zarządca, ale przede wszystkim społeczeństwo i gospodarka. Złodzieje oraz wandale ryzykują swoim życiem i narażają na niebezpieczeństwo osoby postronne. Kradzieże przekładają się także na wskaźniki jakościowe SAIDI, SAIFI, służące do oceny działalności operatora. Złodzieje tylko w 2012 r. ukradli ok. 500 transformatorów SN/nn oraz ponad 1600 km przewodów. Razem przeciw kradzieży i dewastacji infrastruktury Inicjatywę poparli, wspierając działalność Memorandum: Enea Operator Sp. z o.o., Energa-Operator SA, Tauron Dystrybucja SA, PSE SA oraz RWE Stoen Operator Sp. z o.o. Branżę energetyczną w Memorandum reprezentują przedstawiciele PTPiREE, zapewniając ochronę interesów sektora energetycznego. W ramach Memorandum powo- łano trzy zespoły zadaniowe: nZ espół Komunikacji, którego celem jest informowanie o skali kradzieży w mediach, prowadzenie dialogu ze społeczeństwem, przygotowanie kampanii informującej o skutkach kradzieży i dewastacji; nZ espół Dobrych Praktyk odpowiada za przygotowanie platformy wymiany informacji pomiędzy członkami Memorandum a organami ścigania, zbieranie i dzielenie się doświadczeniami w walce ze złodziejami oraz monitoring skali problemu w naszym kraju; nZ espół Legislacji ma monitorować powstające ustawy i rozporządzenia, reagować na niekorzystne zmiany w prawie oraz współpracować z prokuratorami i sędziami. „Memorandum w sprawie przeciwdziałania kradzieżom i dewastacji infra- WSPÓLNIE DLA POPRAWY BEZPIECZEŃSTWA liczba kradzieży straty – koszty odtworzenia (mln PLN) telekomunikacja 4 050 13,44 energetyka 1 325 7,71 797 7,2 6 172 28,35 branża kolej (dane do maja) razem luty 2014 ENERGIA elektryczna l 17 RYNEK I REGULACJE Branżę energetyczną w Memorandum reprezentują przedstawiciele PTPiREE, zapewniając ochronę interesów sektora energetycznego struktury” to inicjatywa, którą włączono do katalogu działań realizowanych w ramach rządowego programu ograniczania przestępczości i zachowań aspołecznych pod nazwą „Razem bezpieczniej”. Praca u podstaw, zaplanowana na lata Informowanie i edukowanie społeczeństwa na temat skutków kradzieży oraz dewastacji infrastruktury to główne kierunki działania Zespołu Komunikacji. Zespół przygotował strategię komunikacji, której rezultatem będzie zwiększenie wiedzy o problemie, jego skali oraz narzędziach służących jego zmniejszeniu. Planowane działania powinny także wpłynąć na instytucje państwowe oraz organy ścigania, w szczególności na zmianę postawy z roli biernego obserwatora na aktywnego uczestnika. Związane jest to z kolejnym przewidywanym skutkiem, czyli zwiększeniem wykrywalności sprawców kradzieży i dewastacji infrastruktury oraz ich surowe karanie. 18 l ENERGIA elektryczna luty 2014 Ważnym elementem prac Zespołu Komunikacji było przygotowanie marki fundacji. Fundacja będzie narzędziem wykonawczym dla prac Memorandum. „Fundacja Niezłomni – Ochrona Infrastruktury” to stworzona przez Zespół Komunikacji marka, którą zaprezentowano 10 grudnia 2013 r., podczas podpisania aktu założycielskiego Fundacji. Plany prac Zespołu Komunikacji rozpisane są na wiele lat. W 2014 r. skupi się on na przygotowaniu narzędzi informacyjnych. Pierwszym etapem prac będzie budowa strony internetowej Fundacji, która pozwoli na bieżące prezentowanie skali problemu. n WSPÓLNIE DLA POPRAWY BEZPIECZEŃSTWA Najczęściej kradzione elementy infrastruktury energetycznej: przewody i kable transformatory oraz elementy stacji energetycznych 2449 2498 1452 2010 2600* 1325 2011 2012 * Prognozowana ilość kradzieży i dewastacji na koniec 2013 roku I-VI 2013 RYNEK I REGULACJE Paragraf w sieci Rubrykę, poświęconą zagadnieniom prawnym w energetyce, redagują: mec. Katarzyna Zalewska-Wojtuś z Biura PTPiREE i mec. Przemysław Kałek z Kancelarii Chadbourne & Parke LLP Ponowna legalizacja liczników Zasiedzenie służebności w dobrej wierze Wątpliwości interpretacyjne wzbudził przepis przejściowy ustawy Prawo o miarach, zawarty w art. 29a. Stanowi on, że „przyrządy pomiarowe zalegalizowane do dnia 31 grudnia 2003 r. zgodnie z zasadami określonymi w art. 29 mogą być nadal legalizowane, lecz nie dłużej niż do dnia 31 grudnia 2013 r., o ile spełniają wymagania przepisów, na podstawie których zostały zalegalizowane’’. Literalne brzmienie tego przepisu prowadzi do wniosku, iż liczniki energii elektrycznej, zalegalizowane przed 2004 r., nie będą mogły być zalegalizowane ponownie. Okazało się jednak, że nie taka była intencja ustawodawcy. Podjęto nawet prace nad szybką nowelizacją tego przepisu. Jednak po analizie i dyskusjach uznano, że „rozporządzenia Ministra Gospodarki wydane na podstawie art. 9a ustawy Prawo o miarach w obecnym brzmieniu stanowią wystarczającą podstawę do legalizacji przyrządów pomiarowych, o których mowa w art. 27 i 29a ustawy, o ile przyrządy te spełniają wymagania określone w tych rozporządzeniach. W związku z tym nie zachodzi potrzeba zmiany przedmiotowych regulacji, a dotychczasowe prace legislacyjne w tym zakresie należy zakończyć jako bezprzedmiotowe” (fragment pisma prezesa Głównego Urzędu Miar z 22 stycznia 2014 r. adresowanego do podmiotów uprawnionych do dokonywania legalizacji). Oznacza to, że przyrządy pomiarowe zalegalizowane przed 2004 r. mogą zostać poddane legalizacji ponownej, jednak na podstawie przepisów obowiązujących aktualnie rozporządzeń. 9 stycznia br. Sąd Najwyższy (SN) w wyroku dotyczącym spółki Tauron Dystrybucja SA (sygn. akt: V GSK 87/13) orzekł, że „brak pisemnej zgody właściciela nieruchomości w dokumentacji budowy linii energetycznej nie oznacza, że takiej zgody nie było.” Spółka wnosiła o stwierdzenie przez sąd, że doszło do zasiedzenia służebności w dobrej wierze. „Zbiór praw konsumenta energii elektrycznej" zawiera m.in. podstawowe informacje o prawach przysługujących odbiorcom, obowiązkach sprzedawców i dystrybutorów, zasadach rozliczeń oraz sposobie rozpatrywania reklamacji i rozstrzygania sporów. Jest on obszerny i szczegółowy, pojawia się zatem wątpliwość, czy – jako adresowany do konsumentów – spełni swoją rolę. Być może warto byłoby ograniczyć zagadnienia dotyczące procedury przyłączenia do sieci do niezbędnego minimum, a z kolei określić podstawowe obowiązki konsumenta już korzystającego z energii elektrycznej, jak choćby związane z koniecznością dostosowania odbiorników do specyfiki pracy sieci. Przeciwstawiali się temu właściciele nieruchomości, na której posadowiona jest linia elektroenergetyczna podnosząc, że w dokumentacji brakuje pisemnej zgody rodziców jednego z nich, tj. ówczesnych właścicieli nieruchomości. Zarówno sąd I, jak i II instancji przyznał im rację, jednak SN uznał, że brak w dokumentacji pisemnej zgody nie jest jednoznaczny z tym, iż taka zgoda nie została wyrażona. Wątpliwości były o tyle uzasadnione, że od wszystkich właścicieli pozostałych nieruchomości, przez które przebiega linia, takie zgody odebrano. SN przekazał zatem sprawę do ponownego rozpoznania przez sąd niższej instancji w celu ustalenia m.in. dlaczego brak jest jedynie zgody dotyczącej nieruchomości będącej przedmiotem sporu, a także dlaczego – jeśli by przyjąć jej brak – przeprowadzono inwestycję. Zbiór praw konsumenta energii elektrycznej 15 stycznia 2014 r. na stronie internetowej Urzędu Regulacji Energetyki opublikowano „Zbiór Praw Konsumenta Energii Elektrycznej”. Dokument został opracowany we współpracy z prezesem Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, na podstawie wytycznych Komisji Europejskiej, według stanu prawnego na 2 stycznia 2014 r. Obowiązek jego opracowania wynika z art. 5 ust. 6e ustawy Prawo energetyczne, wprowadzonego 11 września 2013 r. w ramach tzw. „małego trójpaku”. Zgodnie z tym przepisem, sprzedawcy energii elektrycznej mają obowiązek luty 2014 ENERGIA elektryczna l 19 TECHNIKA I TECHNOLOGIE Zdjęcie: Stoclib Paragraf w sieci Niewykorzystane nadwyżki energii z mikroinstalacji będą nabywane przez sprzedawcę zobowiązanego, niezależnie od tego, czy instalacja ta rozpoczęła wytwarzanie energii elektrycznej przed dniem wejścia w życie ustawy, czy też nie dostarczenia swoim odbiorcom w gospodarstwach domowych kopii tego zbioru oraz zapewnienia publicznego dostępu do niego. Dokument zawiera m.in. podstawowe informacje o prawach przysługujących odbiorcom, obowiązkach sprzedawców i dystrybutorów, zasadach rozliczeń oraz sposobie rozpatrywania reklamacji i rozstrzygania sporów. Jest on obszerny i szczegółowy, pojawia się zatem wątpliwość, czy – jako adresowany do konsumentów – spełni swoją rolę. Być może warto byłoby ograniczyć zagadnienia dotyczące procedury przyłączenia do sieci do niezbędnego minimum, a z kolei określić podstawowe obowiązki konsumenta już korzystającego z energii elektrycznej, jak choćby związane z koniecznością dostosowania odbiorników do specyfiki pracy sieci. Kolejna wersja projektu ustawy o OZE 29 stycznia br. Minister Gospodarki opublikował kolejną wersję (6.1) projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii (OZE). Stanowi ona modyfikację poprzedniej wersji 20 l ENERGIA elektryczna luty 2014 ustawy z 31 grudnia 2013 r. i rozwija propozycję wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w OZE, poprzez zastąpienie dotychczasowych mechanizmów wsparcia (świadectwa pochodzenia oraz obowiązkowy zakup całej zaoferowanej energii elektrycznej przez sprzedawcę z urzędu) systemem aukcji. W jego ramach dokonywany byłby wybór OZE, z których nabywana będzie energia elektryczna przez okres nie dłuższy niż 15 lat. W celu ochrony praw nabytych inwestorów, dotychczasowy system wsparcia zostanie utrzymany przez 15 lat (lecz nie dłużej niż do 31 grudnia 2035 r.) dla instalacji OZE, które rozpoczną wytwarzanie energii elektrycznej przed dniem wejścia w życie ustawy oraz dla instalacji zmodernizowanych. Odrębnie potraktowano mikroinstalacje, w których energia elektryczna wytwarzana będzie na własne potrzeby przez osoby fizyczne. Niewykorzystane nadwyżki takiej energii będą nabywane przez sprzedawcę zobowiązanego, niezależnie od tego, czy instalacja ta rozpoczęła wytwarzanie energii elektrycznej przed dniem wejścia w życie ustawy, czy też nie. Także i w tym przypadku obowiązek trwać będzie 15 lat (lecz nie dłużej niż do 31 grudnia 2035 r.). Z punktu widzenia operatorów systemów elektroenergetycznych projekt ten nie wprowadza zasadniczych zmian do dotychczasowych propozycji. Utrzymano priorytetowe przyłączania instalacji OZE. Doprecyzowano obowiązki informacyjne związane z eksploatacją mikroinstalacji, słusznie rozszerzając je na podmioty inne niż osoby fizyczne (prosumenci), które wytwarzają energię elektryczną w mikroinstalacji w ramach swojej działalności gospodarczej. W projekcie nie zostały zawarte przepisy dotyczące inteligentnego opomiarowania. Zmiana Prawa energetycznego: kogeneracja 24 stycznia br. Sejm przyjął nowelizacje Prawa energetycznego oraz niektórych innych ustaw. Głównym ich elementem jest przedłużenie do 30 czerwca 2019 r., a faktycznie do 31 grudnia 2018 r., mechanizmu wsparcia dla wytwarzania energii w instalacjach wysokosprawnej kogeneracji, polegającego na uzyskiwaniu przez uprawnionych wytwórców świadectw pochodzenia z kogeneracji. n TECHNIKA I TECHNOLOGIE ICOLIM po 22 latach ponownie na Węgrzech Bogumił Dudek PSE INWESTYCJE S.A. Wojciech Kozubiński BIURO PTPIREE Jacek Sztukowski ENERGA OPERATOR S.A. W Budapeszcie od 21 do 23 maja 2014 r. w odbędzie się kolejna, jedenasta już, Międzynarodowa Konferencja Prac pod Napięciem ICOLIM. Jak zwykle będą liczne, ciekawe referaty obejmujące eksploatację urządzeń elektrycznych i elektroenergetycznych wszystkich poziomów napięć stosowanych w energetyce zawodowej oraz przemysłowej. Z pewnością nie zawiodą ważniejsi wystawcy. Siłą konferencji są pokazy technologii i możliwość skonfrontowania własnych wyobrażeń z praktyką brygad monterskich. Wszystko to zapewne, jak przez prawie przez ćwierć wieku, w przyjaznej atmosferze, zacieśnianiu znajomości, wymianie poglądów i koleżeńskich radach. Należy liczyć, że polscy energetycy wezmą udział w konferencji organizowanej w państwie nieodległym od naszego kraju. Węgry i Polska przystąpiły do Unii Europejskiej 1 maja 2004 r., a więc dodatkowo będzie można porównać zmiany i podzielić się spostrzeżeniami po dziesięciu latach wspólnego członkostwa w UE. Wolą pierwszego organizatora ICOLIM, dr. Béli Csikósa, było aby po 10 cyklach konferencja wróciła do jego ojczyzny. Spełnia się jego wola i choć na początku planowano ją w Balatonalmadi nad Balatonem, to ostatecznie energetycy spotkają się w stolicy Węgier. Zapewne odwiedzimy instytut, gdzie pracował Csikós, a przed którym ustawiono jego popiersie. Imię Béli Csikósa nosi także Laboratorium Wysokich Napięć na Politechnice Budapesztańskiej. Dr Csikós gościł w Polsce i przygotował kontrakt, dzięki któremu grono polskich energetyków przeszkoliło się w technice prac pod napięciem (PPN), głównie w zakresie obsługi linii napowietrznej 750 kV, choć sprzęt Spotkanie w Rzeszowie (połowa lat 80-tych): od lewej dr Béla Csikós, A. Waśko – dyr. techniczny b. ZE Rzeszów, B. Dudek, Aladar Kimpian, J. Świętoniowski – Dyr. naczelny b. ZE Rzeszów, Jozsef Meixner, J. Słodziński – tłumacz, pracownik ZE Rzeszów luty 2014 ENERGIA elektryczna l 21 TECHNIKA I TECHNOLOGIE Pokazy prac pod napięciem w 1992 roku na ICOLIM’1992 Program uzupełniali wystawcy, spotkania biznesowe i program kulturalny 22 l ENERGIA elektryczna luty 2014 wykorzystywano także do prac na liniach 400 i 220 kV. Pomysł europejskiej konferencji zrodził się po szeregu seminariach krajowych w różnych państwach. W Polsce pierwsze sympozjum PPN odbyła się w 1988 r. Rozpoczynała się szersza wymiana doświadczeń z połączeń transgranicznych w związku ze swobodniejszą budową sieci oraz współpracą w ramach połączonych systemów elektroenergetycznych wielu państw. Na procesy te nałożyły się pozytywne przemiany gospodarcze i polityczne w Europie. Kilku Węgrów, uczestników tej konferencji w Polsce, od wielu lat bierze udział w ICOLIM. Należą do nich niewątpliwie Aladar Kimpian i József Meixner. Nie sposób nie wspomnieć także eksperta węgierskiego w pracach UNIPEDE, śp. Agostona Szakonyi, który również wspierał organizację konferencji na Węgrzech. Od wielu lat stronę naszych bratanków w ICOLIM reprezentuje György Fehér z MVM, który był wieloletnim przedstawicielem swego kraju w Komitecie 78 IEC. Na łamach biuletynu „Energia Elektryczna” omawiane były wszystkie dotychczasowe konferencje ICOLIM i można do dziś przeczytać o nich w zakładce strony internetowej www.ptpiree.pl (Technika i technologie / Prace pod napięciem). Przypomnijmy, że 5 państw (Węgry, Francja, Włochy, Portugalia i Hiszpania) postanowiło organizować ICOLIM co dwa lata. Sukcesy konferencji w latach 1992-2000, TECHNIKA I TECHNOLOGIE Z Polski przez Chorwację na Węgry – D. Lubera (ICOLIM’2008) przekazuje funkcję Przewodniczącego Komitetu PPN D. Vidovicowi z Chorwacji (ICOLIM’2011), który z kolei przekazuje funkcję J. Kiss z Węgier (ICOLIM’2014) organizowanych po kolei w wymienionych krajach, zachęcił także inne państwa do prezentacji swoich osiągnięć. Ciekawostką pierwszych 5 spotkań były pokazy PPN na sieci przesyłowej wykonywane przez brygadę międzynarodową. Z reguły - wymiany izolatorów w sieci o napięciu 400 kV. Pokazy te wykazywały możliwości uzgodnień standardów realizacji prac, mimo różnic w przepisach prawnych państw członkowskich reprezentantów wchodzących w skład brygady. Dziś już tak nie dziwi ujednolicanie wymagań i kwalifikacji elektryków w ramach polityki UE, zmierzającej do zapewnienia swobodnego przepływu towarów i usług, także w dziedzinie obsługi sieci elektroenergetycznych. Strona polska zorganizowała w 2008 r. ICOLIM w Toruniu. Wiele osób zapamiętało zapewne atmosferę spotkań, wystaw i pokazów oraz program towarzyszący. Należy się spodziewać, że i tym razem nie będzie czego żałować. Z Polski zgłoszono 5 referatów, z którymi będzie się można zapoznać w trakcie ICOLIM 2014. Bliższe dane o konferencji i programie na stronie internetowej organizatorów: www.icolim2014.org. Można się tam zapoznać z jej programem, sprawdzić warunki udziału, przyjrzeć się przygotowywanym atrakcjom dla uczestników i oczywiście zarejestrować. Tradycyjnie, jak przy okazji każdej konferencji ICOLIM, PTPiREE zaproponuje na nią grupowy wyjazd. n luty 2014 ENERGIA elektryczna l 23 TECHNIKA I TECHNOLOGIE Eliminacja spadków napięć na końcach linii nn W ostatnich latach zauważa się wzrost liczby odbiorców i zużycia energii elektrycznej na wsi. Problemem jest, że w większości przypadków ma on charakter sezonowy i zazwyczaj szczyt zużycia jest krótkotrwały. Powoduje to spadki napięć na końcach długich linii zasilających nn, często przekraczające dopuszczalną tolerancję. Marek Ozorowski ENSTO POL SP. Z O.O. 250 TOLERANCJA UN ± 10% Z godnie z normą PN-EN 50160, tolerancja napięcia u odbiorcy może wynosić UN±10 proc. (przez 95 proc. roku wartość średnia 10 min napięcia ma mieścić się w tym zakresie i co ważne przez 95 proc. każdego tygodnia). Zbyt niski poziom napięcia przekłada się na nieprawidłowe funkcjonowanie większości urządzeń elektronicznych, złe oświetlenie, problemy z ogrzewaniem, z pracą silników indukcyjnych itp. Typowym sposobem rozwiązywania problemu spadków napięć jest modernizacja linii polegająca na: nz większeniu przekrojów przewodów, nd obudowaniu dodatkowego toru, ns kracaniu obwodu, poprzez przeniesienie stacji transformatorowej bliżej odbiorców. Rozbudowa czy modernizacja linii jest kosztowna i często bardzo trudno uzyskać wszystkie wymagane zgody. W przypadkach, gdy spadki napięcia trwają krótko lub sezonowo i większa zdolność przesyłowa nie jest potrzebna cały czas, ekonomicznym rozwiązaniem może być zastosowanie regulatora napięcia sieci nn. Regulator napięcia sieci nn Regulator napięcia sieci nn jest urządzeniem do stabilizacji napięcia sieci nn w przypadkach spadków napięć na końcach mocno obciążonych linii zasilających. Urządzenie składa się z trzech jednofazowych autotransformatorów 24 l ENERGIA elektryczna luty 2014 Napięcie na wyjściu 240 230 220 6,7% 13,3% +10% UN -10% Wejście [V] Wyjście [V] TRYB BYPASS 210 20% 200 190 180 170 170 180 190 200 210 220 230 240 250 Napięcie na wejściu Rys.1. Charakterystyka napięciowa regulatora podnoszących napięcie o 6,7 proc., 13,3 proc. lub 20 proc., w zależności od poziomu napięcia zmierzonego na wejściu. Regulacja napięcia odbywa się przez automatyczne włączanie kolejnych sekcji uzwojenia przez elektroniczny układ regulacji napięcia, niezależnie dla każdej fazy, a zatem urządzenie również symetryzuje rozkład napięć fazowych. Do przełączania zaczepów autotransformatorów nie stosuje się łączników elektromechanicznych. Wykorzystywane są tu niezawodne łączniki tranzystorowe. Regulator napięcia włącza funkcję stabilizacji napięcia przy poziomie napięć na wejściu urządzenia w zakresie od 172 V do 222 V (rysunek 1). Czas reakcji urządzenia na obniżenie napięcia jest nastawiany fabrycznie w zakresie 300-1000 ms, co wystarczająco szybko pozwala regulować poziom napięcia, a z drugiej strony nie włącza urządzenia w przypadku krótkotrwałych zapadów napięcia, związanych z zakłóceniami przejściowymi. W związku z tym, regulator napięcia nie rozwiązuje problemów migotania światła, bowiem wynikają one ze zmian napięcia o częstotliwości kilku do kilkunastu herców o charakterze zakłóceniowym. Urządzenie pracuje całkowicie autonomicznie; zainstalowane samoczynnie kontroluje i reguluje poziomy napięć. W przypadku braku konieczności stabilizacji napięcia, na uzwojenia załączany jest by-pass i autotransformatory urządzenia nie pobierają z sieci prądu jałowego. Dzięki temu straty mocy w urządzeniu są minimalne i wynoszą ok. 10 W (zasilanie elektroniki) w przypadku braku potrzeby stabilizacji napięcia, do maksymalnie 50 W (dla urządzenia 51 kVA) przy pełnym obciążeniu i pełnym zakresie regulacji napięcia. Przy poziomie napięć niższym niż 172 V włączany jest by-pass i urządzenie nie podnosi napięcia; zakłada się, że tak niski poziom napięcia wynika z awarii sieci nn lub SN, a nie z obciążenia linii. Urządzenie zabudowano w szafce stalowej chłodzonej powietrzem (wentylacja naturalna). Trzy jednofazowe, suche autotransformatory oraz układy elektroniczne znajdują się w zamkniętej, niedostępnej dla personelu obudowie. TECHNIKA I TECHNOLOGIE Tab. 1. Statystyka napięć średnich 10 min i chwilowych w porównywanych okresach pomiarowych V1_Avg V1_Max V1_Min V2_Avg V2_Max V2_Min V3_Avg V3_Max V3_Min Rezultaty grudzień/styczeń z regulatorem max 240,4 243,6 237,5 242,7 246,7 237,0 246,3 248,8 241,8 perc 95% 236,1 238,6 232,0 236,7 240,1 231,0 240,5 243,5 236,2 avr 230,0 233,9 223,9 229,4 234,1 222,2 233,9 237,7 227,7 perc 5% 223,4 228,2 214,2 222,8 227,8 212,8 225,3 230,7 216,3 min 220,0 223,3 189,8 219,5 222,4 188,3 220,1 221,7 197,8 max 239,7 243,3 235,0 242,5 250,3 237,5 243,1 248,5 239,9 perc 95% 237,0 239,8 230,8 237,5 241,7 232,6 238,5 241,7 233,3 avr 227,5 231,6 219,8 230,4 234,7 223,4 227,3 231,9 219,9 perc 5% 217,4 222,4 206,3 220,6 226,4 210,6 214,1 220,1 203,4 min 208,7 215,1 176,8 208,8 217,2 184,5 203,5 209,1 173,2 Rezultaty październik/listopad bez regulatora Tab. 2. Statystyka odchyleń napięcia DV1[%] (VMax-Vmin) DV2[%] (VMax-Vmin) DV3[%] (VMax-Vmin) OGÓLNIE DV[%] (VMax-Vmin) Rezultaty grudzień/styczeń z regulatorem max 20,0 21,7 19,8 21,71 perc 95% 9,5 10,2 8,9 9,71 avr 4,4 5,2 4,3 4,62 perc 5% 1,6 2,4 2,0 1,99 min 0,7 0,8 1,2 0,65 Rezultaty październik/listopad bez regulatora max 24,5 21,4 27,4 27,42 perc 95% 9,5 8,8 9,3 9,26 avr 5,2 4,9 5,3 5,15 perc 5% 2,6 2,0 2,6 2,37 min 1,0 1,0 1,9 0,95 100 100% 90 90% 80 80% 70 70% 60 Częstość 60% Łączna wartość % 239,7 238,7 237,6 236,6 235,6 234,5 233,5 232,5 231,4 230,4 229,4 228,3 227,3 226,3 225,2 224,2 223,2 222,1 221,1 0% 220,1 0 219,0 10% 218,0 10 217,0 20% 215,9 20 214,9 30% 213,9 30 212,8 40% 211,8 40 210,8 50% 209,7 50 208,7 Częstość występowania Regulator napięcia sieci nn przystosowany jest do montażu na zewnątrz, bezpośrednio na słupach linii napowietrznej lub na ścianie budynku. Po zainstalowaniu nie wymaga żadnych czynności obsługowych, poza okresowymi przeglądami w celu sprawdzenia stanu zacisków na wejściu i wyjściu urządzenia, stanu bezpieczników i ograniczników przepięć oraz drożności otworów wentylacyjnych. Pod koniec ubr. dokonano testowej instalacji urządzenia. Regulator napięcia o mocy 21 kVA (3x7 kVA) zainstalowano bezpośrednio na końcu linii nn zasilającej pojedynczego odbiorcę, gdzie występowały problemy z poziomem napięcia. Dla porównania wpływu regulatora na poziom i zmienność napięcia u odbiorcy dokonano tygodniowej rejestracji poziomów napięć na przełomie października i listopada bez regulatora oraz na przełomie grudnia i stycznia z regulatorem napięcia. Rejestrowano wartości średnie 10-minutowe oraz chwilowe wartości minimalne i maksymalne poziomów napięć występujące w przedziałach uśredniania (1 tydzień – 1008 pomiarów). Ze względu na wielkość zgromadzonego materiału, w artykule zaprezentowano wybrane elementy analizy statystycznej. W tablicy 1 przedstawiono statystykę wartości średnich 10 min (V_Avg) i chwilowych (V_Max, V_Min) w porównywanych okresach pomiarowych. W tablicy 2 zaprezentowano statystykę odchyleń napięcia w porównywanych okresach pomiarowych. Zarejestrowane maksymalne i minimalne wartości oraz ich rozkłady statystyczne są mało zróżnicowane. Ogólna wartość napięcia w [V] Histogram 1. Histogram wartości napięcia fazy L1 X/XI luty 2014 ENERGIA elektryczna l 25 TECHNIKA I TECHNOLOGIE 100 100% 90 90% Częstość Łączna wartość % 80% 240,4 239,7 239,0 238,4 237,7 237,1 235,7 236,4 235,1 233,8 234,4 233,1 232,5 231,8 231,1 230,5 0% 229,8 0 229,2 10% 228,5 10 227,8 20% 227,2 20 226,5 30% 225,9 30 225,2 40% 224,6 40 223,9 50% 223,2 50 222,6 60% 221,3 60 221,9 70% 220,0 70 220,6 Częstość występowania 80 Wartość napięcia w [V] Histogram 2. Histogram wartości napięcia - L1 XII/I statystyka odchylenia napięcia wskazuje na zdecydowanie mniejsze zróżnicowanie napięć (zmian napięcia w każdym okresie pomiarowym 10 min) w okresie grudzień-styczeń w porównaniu do okresu październik-listopad, gdzie maksymalne zróżnicowanie spadło z 27,4 do 21,7 proc. czyli o 5,7 porc. Minimalne zróżnicowanie napięcia spadło z 0,95 do 0,65 proc., czyli nawet w najbardziej stabilnym okresie pomiarowym 26 l ENERGIA elektryczna luty 2014 (10-minutowym) zmiany napięcia są mniejsze w okresie grudzień-styczeń. Większa zmienność napięcia w okresie październik-listopad znajduje również potwierdzenie w rozkładzie statystycznym napięcia poszczególnych faz, który jest wyraźnie przesunięty w okresie październik-listopad w kierunku wyższych wartości napięcia w porównaniu z bardziej Gaussowskim rozkładem w okresie grudzień-styczeń (patrz: przykładowe histogramy dla fazy L1). Po zainstalowaniu regulatora napięcia zdecydowanie poprawiły się parametry napięciowe u odbiorcy: nn astąpiło zmniejszenie zróżnicowania napięć (wartości średnich 10 min) – zakres zmienności napięć wynosił od ok. 208 V (a nawet 203,5 faza L3) do ok. 242 V, a po zainstalowaniu regulatora od 220 V do ok. 242 V, nw e wszystkich okresach pomiarowych średnia 10 min napięcia praktycznie nie spadła poniżej 220 V, na nalizując wartości chwilowe napięcia – istotnie spadła ilość minimalnych wartości chwilowych mniejszych od 207 V, np. dla fazy L1 z 52 pomiarów do 5. Wskazuje to, że zarejestrowane w okresie październik-listopad minimalne wartości chwilowe w istocie były dłuższymi spadkami napięć, jednak nie na tyle długotrwałymi, by zmienić zasadniczo wartość średnią 10 min. Tylko w pięciu pomiarach w okresie grudzień-styczeń czas trwania spadku napięcia był na tyle krótki, że regulator nie zareagował. Regulator napięcia sieci nn w analizowanym przypadku spełnił w stu procentach wymagania stawiane temu urządzeniu. n WYDARZENIA Warsztaty dla dziennikarzy – element kampanii PTPiREE na temat inteligentnych sieci W Centrum Prasowym PAP w Warszawie 13 stycznia br. odbyły się warsztaty dla dziennikarzy poświęcone inteligentnym sieciom energetycznym (ISE). Prelegentami byli m.in. przedstawiciele wszystkich operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD), którzy opowiedzieli o stanie wdrożenia ISE na obszarach swoich OSD. Celem warsztatów było dostarczenie dziennikarzom niezbędnej wiedzy na temat ISE. – Skuteczne wprowadzenie inteligentnych sieci energetycznych wymaga określenia, jakie są możliwości i jakie są korzyści dla środowiska, gospodarki i dla konsumenta. Temu ma służyć to spotkanie – powiedział Andrzej Pazda, dyrektor Biura Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, otwierając posiedzenie. W wystąpieniu wprowadzającym prof. Zbigniew Hanzelka z Katedry Automatyki Napędu i Urządzeń Przemysłowych Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie, który był jednocześnie moderatorem zebrania, podkreślił, że paliwa kopalne już wkrótce przestaną zaspokajać światowe zapotrzebowanie na energię. Zanim to się jednak stanie, konieczne jest, abyśmy byli przygotowani do korzystania z innych źródeł energii i to w sposób niezagrażający środowisku naturalnemu. – Smart grid jest rozwiązaniem na akie zapotrzebowanie, na stworzenie racjonalizacji energii – zaznaczył prof. Hanzelka. Pierwsza część warsztatów, poświęcona zagadnieniom związanym z ISE, rozpoczęła się od prelekcji mec. Przemysława Kałka z PTPiREE. Omówił on podstawowe regulacje prawne dotyczące ISE w kontekście m.in. Prawa energetycznego (Pe) Spotkanie otworzył Andrzej Pazda dyrektor Biura PTPiREE (od lewej), a moderatorem warsztatów był prof. Zbigniew Hanzelka z AGH w Krakowie i ustawy o odnawialnych źródłach energii (OZE). – Obecnie mamy w Pe bardzo lakoniczne uregulowania – podsumował mec. Kałek dodając, że bardziej szczegółowe przepisy spodziewane są w kolejnych aktach energetycznych. Dalsze trzy prelekcje w tej części dotyczyły już konkretnie korzyści, jakie przyniesie rozwój ISE w Polsce – dla gospodarki, środowiska i konsumentów. Przedstawili je kolejno: prof. Zbigniew Hanzelka, dr inż. Tomasz Kowalak z Centrum Koordynacji Rozwoju Inteligentnych Sieci Urzędu Regulacji Energetyki (URE) oraz Kamil Pluskwa-Dąbrowski – prezes Federacji Konsumentów. Prelegenci zwrócili uwagę na korzyści płynące z rozwoju smart grids: nd la środowiska – uruchomienie potencjału lokalnych zasobów OZE i zaktywizowanie działań na rzecz poprawy efektywności wykorzystania energii; nd la gospodarki – ograniczenie kosztownych zaburzeń w dostawach energii elektrycznej; nd la konsumentów – możliwość aktywnego wpływu na popyt energii i szansa na rozwój energetyki prosumenckiej. Kamil Pluskwa-Dąbrowski podkreślił istotną rolę działań informacyjnych we wdrażaniu ISE, przywołując przykład Włoch, gdzie ze względu na ich brak wdrożenie nie zakończyło się pełnym sukcesem. Tomasz Kowalak opowiedział o tym, jak przedstawia się rozwój ISE w naszym kraju z perspektywy regulatora, podkreślając, że smart grid otworzy Krajowy System Energetyczny na lokalne zasoby energii i umożliwi poprawę efektywnego jej wykorzystania.Tym samym może być skuteczną formą wypełniania polityki energetycznej Polski we wszystkich jej aspektach. Dlatego regulator – jak zaznaczył – aktywnie wspiera proces kształtowania ram smart grids. luty 2014 ENERGIA elektryczna l 27 WYDARZENIA Warsztaty dla dziennikarzy odbywały się w ramach kampanii informacyjnej „Inteligentne sieci – dla domu, środowiska i gospodarki” Tematem drugiej części warsztatów było inteligentne opomiarowanie. Prelekcja Roberta Masiąga z Energa-Operator skupiała się na zagadnieniach związanych z inteligentnymi licznikami. Duży nacisk jej autor położył na kwestię ochrony danych wrażliwych w systemie AMI. Z kolei Wojciech Waglowski z FleishmanHillard przedstawił wyniki badań wykonanych na zlecenie PTPiREE. Dotyczyły one m.in. akceptacji społecznej dla technologii liczników inteligentnych w Polsce oraz stanu wiedzy klientów na temat zarządzania przez nich zużyciem energii elektrycznej. Rzecznik prasowy RWE Polska, Anna Warchoł, na przykładzie wyników Programu Inteligentna Energia RWE, podjęła temat nawyków konsumenckich w użytkowaniu energii. Tę część warsztatów zakończył panel z udziałem reprezentantów poszczególnych OSD odpowiedzialnych za wdrożenie AMI w swoich spółkach. Prelegenci: Rafał Świstak z RWE Stoen Operator, Robert Masiąg z Energa-Operator, Dariusz Duda z Enea Operator, Mariusz Jurczyk z Tauron Dystrybucja SA oraz Tomasz Rozwałka z PGE Dystrybucja przedstawili stan wdrożenia i opowiedzieli o planach na przyszłość. 28 l ENERGIA elektryczna luty 2014 Ostatnią część spotkania poświęcono na dyskusję. Najwięcej pytań dziennikarzy dotyczyło planów poszczególnych OSD związanych z wdrożeniem smart meteringu. W podsumowaniu prof. Hanzelka zwrócił uwagę, że wdrażanie smart meteringu to tylko jedno z wielu działań podejmowanych przez OSD w celu rozwoju inteligentnych sieci w naszym kraju. Warsztaty dla dziennikarzy odbyły się w ramach kampanii informacyjnej „Inteligentne sieci – dla domu, środowiska i gospodarki”, którą organizuje PTPiREE we współpracy z podmiotami skupionymi w ramach Warsztatów Rynku Energetycznego (WRE). To przede wszystkim OSD, OSP, Towarzystwo Obrotu Energią oraz URE. Anna Limanowska Wystąpienia prelegentów podzielono na dwa bloki tematyczne poświęcone inteligentnym sieciom elektroenergetycznym i inteligentnemu opomiarowaniu WYDARZENIA Zdjęcie: ENEA Wydarzenia w branży Sprzedając akcje Enei, Vattenfall sfinalizował sprzedaż swoich aktywów w Polsce Finansowanie projektów energetycznych – Bank Gospodarstwa Krajowego (BGK) analizuje finansowanie co najmniej 6 projektów energetycznych na kwotę ok. 2,7 mld zł – zapowiedział prezes BGK, Dariusz Kacprzyk, podczas debaty „Inwestycje w polskiej energetyce konwencjonalnej”. W ubiegłym roku BGK podjął decyzję w sprawie finansowania inwestycji na kwotę ok. 1,8 mld zł. Dotyczyły one m.in. Tauronu i PGE. Głównym tematem debaty była ocena opłacalności budowy bloków energetycznych i sposoby jej wsparcia. Prezes Kacprzyk zapewnił, że BGK jest przygotowany do długookresowego finansowania tego typu przedsięwzięć. – Nieadekwatne byłoby udzielanie finansowania na przykład 10- czy 15-letniego do transakcji, która wymaga 30-letniego finansowania – powiedział. Zwrócił jednak uwagę, że finansowanie dłużne stanowi tylko część nakładów inwestycyjnych. Prezes poinformował, że BGK nie analizował jeszcze kwestii ewentualnego finansowania projektu budowy bloków w Elektrowni Opole, ale jest na to gotów. Przerwy w dostawach energii Energa-Operator podsumowała przerwy w zasilaniu w 2013 r. Jak podkreślono, istotny wpływ na wskaźnik SAIDI miały grudniowe awarie, spowodowane huraganem Ksawery. 32 proc. przerw w dostawie energii nastąpiło właśnie w tym czasie. Łączna przerwa w zasilaniu przypadająca na jednego klienta wyniosła w 2013 r. ok. 350 min, podczas gdy w 2012 r. było to 309 min, natomiast w 2011 r. – 600 min. Jak ocenił Marek Mazierski, dyrektor Pionu Zarządzania Majątkiem Sieciowym w Energa-Operator, huragan Ksawery spowodował ok. 114 min braku zasilania przypadających na każdego klienta przyłączonego do sieci operatora. – Wyłączywszy awarie spowodowane huraganem Ksawery, wynik za ubiegły rok kształtował się na poziomie ok. 236 min – podkreślił dyrektor i zaznaczył, że spółka wyciąga wnioski z tej sytuacji analizując, jakie przedsięwzięcia przyniosą dalszy wzrost odporności sieci na ekstremalne warunki atmosferyczne. Vattenfall sprzedał akcje Enei Szwedzka spółka sprzedała w procesie przyspieszonej budowy księgi popytu 18,67 proc. akcji Enei po 12,5 zł za papier – podano w komunikacie prasowym. Wartość transakcji wyniosła nieco ponad 1 mld zł. – Tym samym Vattenfall sfinalizował sprzedaż aktywów w Polsce – czytamy dalej. Vattenfall objął akcje Enei w ofercie publicznej spółki w 2008 r., płacąc po 20,14 zł za papier. Szwedzki koncern już dawno zdecydował o wycofaniu się z Polski. W 2011 r. sprzedał Tauronowi aktywa dystrybucyjne, a spółkę ciepłowniczą Vattenfall Heat Poland firmie PGNiG. Targi InEnerg Tak jak informowaliśmy w styczniowym wydaniu „Energii Elektrycznej”, w dniach od 4 do 6 marca br. we Wrocławiu odbędzie się pierwsza edycja Międzynarodowych Targów Innowacji Energetycznych „InEnerg 2014”. Będą one areną prezentacji i ponadregionalnej wymiany doświadczeń, innowacyjnych koncepcji oraz najnowszych technologii w zakresie OZE, rozproszonej kogeneracji i efektywności energetycznej. Niestety, w naszej styczniowej informacji błędnie podaliśmy nazwę targów, za co serdecznie przepraszamy. n luty 2014 ENERGIA elektryczna l 29 FELIETON Widziane z Wiejskiej Wykład Poproszono mnie o wygłoszenie wykładu na politechnice. Nie zastanawiałem się długo. Nawet stęskniłem się trochę za zajęciami ze studentami. Wziąłem dzień urlopu i pojechałem do Poznania. J uż sama nazwa kierunku zamawianego „Energetyka dla energicznych” zobowiązuje. Przy panującej apatii w wielu środowiskach, było dla mnie niezmiernie budujące wywołanie autentycznego zainteresowania młodych ludzi relacjami polityki i energetyki. Nikt z nimi na te tematy dotychczas nie rozmawiał. Zacząłem od zdefiniowania pojęć, które pojmowane są często opacznie. Edukacja to proces kształcenia i zdobywania wiedzy. Public Affairs należy rozumieć jako obszar Public Relations, komunikacji skierowanej na sfery polityczne, grupy rządzące i samorządy lokalne. Lobbing jest oddziaływaniem i wpływaniem na decyzje podejmowane przez organy władzy publicznej. Jest działaniem niezmiernie potrzebnym, wyłącznie legalnym, rzecznictwem interesów, które nie ma nic wspólnego z korupcją i tak zwanym „załatwiactwem”. Niestety świadome zacieranie granic między tymi pojęciami doprowadziło do deprecjacji znaczenia lobbingu w Polsce. Olbrzymia większość lobbystów woli dzisiaj działać pod płaszczykiem różnych organizacji, jako społeczni asystenci parlamentarzystów, a nawet dziennikarze. W Unii Europejskiej zawód ten cieszy się – i to całkiem słusznie – sporym uznaniem. Należy wyraźnie rozróżniać rolę polityka i doradcy. Doradca nie ma prawa decydować. Nie może lansować „jedynie słusznego” rozwiązania. Jego rolą jest pomaganie w rozstrzyganiu problemów zgodnie z najlepszą, swoją wiedzą. Nie wolno mu obrażać się, gdy decydent nie chce skorzystać z jego rad. Polityk ma pełne prawo 30 l ENERGIA elektryczna luty 2014 Należy wyraźnie rozróżniać rolę polityka i doradcy. Doradca nie ma prawa decydować. Nie może lansować „jedynie słusznego” rozwiązania. Jego rolą jest pomaganie w rozstrzyganiu problemów zgodnie z najlepszą, swoją wiedzą. Nie wolno mu obrażać się, gdy decydent nie chce skorzystać z jego rad. Polityk ma pełne prawo dokonywać wyborów w naszym imieniu. Na tym polega demokracja. Jeśli komuś to się nie podoba, to niech sam zostanie politykiem. Podsumował to pięknie Winston Churchill: „Demokracja to najgorszy ustrój, ale nie wymyślono jeszcze lepszego”. dokonywać wyborów w naszym imieniu. Na tym polega demokracja. Jeśli komuś to się nie podoba, to niech sam zostanie politykiem. Podsumował to pięknie Winston Churchill: „Demokracja to najgorszy ustrój, ale nie wymyślono jeszcze lepszego”. Zasadnicza część wykładu poświęcona była omówieniu procesu tworzenia prawa i możliwości legalnego wpływu na jego ostateczny kształt. Poczynając od inicjatywy ustawodawczej, poprzez wszystkie etapy procedowania ustaw w Sejmie i Senacie, aż po podpis Prezydenta RP i publikację ustawy. Kulisy prac sejmowych wywołały oczywiście zainteresowanie audytorium. Bezpośrednio po wykładzie dominującym przedmiotem rozmowy stały się projekty ustaw dotyczących energetyki oraz funkcjonowanie komisji i zespołów parlamentarnych. Wyraźnie dało się zauważyć potrzebę przybliżenia studentom problematyki współpracy z samorządami wojewódzkimi i gminnymi na etapie przygotowania procesu inwestycyjnego od strony formalnoprawnej. Na koniec pozwoliłem sobie na podzielenie się osobistymi poglądami na temat energetyki i tego, co wokół niej się dzieje. Wszystko w duchu 4E, tj. energia, ekonomia, ekologia i edukacja. Było też trochę o roli inżyniera, o kierunkach rozwoju i przyszłej karierze zawodowej obecnych studentów. Znaleźli się nawet tacy, z którymi do dzisiaj prowadzę mailową korespondencję. Z jednej strony, z braku czasu, jest to trochę uciążliwe. Z drugiej, sprawia satysfakcję, że coś udało mi się w tych młodych i aktywnych ludziach zaszczepić. Chyba dam się namówić na następny wykład. Andrzej Nehrebecki dr inż. Andrzej Nehrebecki jest ekspertem w PSE SA i przewodniczącym Grupy Ekspertów Parlamentarnego Zespołu ds. Energetyki. TERMINARZ n 26 marca 2014, Warszawa Szkolenie „Przygotowanie i realizacja inwestycji budowlanych” Org.: PTPiREE Inf.: Małgorzata Marciniak tel. 61 846-02-33, [email protected] n 26-27 marca 2014, Niedzica Szkolenie „Badanie ochrony przeciwporażeniowej w liniach i stacjach o napięciu powyżej 1 kV” Org.: PTPiREE Inf.: Małgorzata Marciniak tel. 61 846-02-33, [email protected] n 27-28 marca 2014, Warszawa Konferencja „Prawne i finansowe aspekty posadowienia infrastruktury sieciowej” Org.: PTPiREE Inf.: Justyna Dylińska tel. 61 846-02-32, [email protected] n 2-3 kwietnia 2014, Toruń Szkolenie „Budowa i eksploatacja urządzeń z SF6” Org.: PTPiREE Inf.: K arolina Nowińska tel. 61 846-02-15, [email protected] n1 0-11 kwietnia 2014, Białka Tatrzańska IX Konferencja „Oświetlenie drogowe – sposoby zarządzania systemami oświetlenia na terenie kraju” Org.: PTPiREE Inf.: Małgorzata Marciniak tel. 61 846-02-33, [email protected] n 24-25 kwietnia 2014, Łódź Szkolenie „Ochrona przeciwporażeniowa w urządzeniach wysokiego napięcia" Org.: PTPiREE Inf.: M ałgorzata Marciniak tel. 61 846-02-33, [email protected] n2 4-25 kwietnia 2014, Rawa Mazowiecka Szkolenie „Operatorzy Systemów Elektroenergetycznych wobec zmian ustawy Prawo energetyczne" Org.: PTPiREE Inf.: M ałgorzata Marciniak tel. 61 846-02-33, [email protected] n7 -8 maja 2014, Rawa Mazowiecka VI Konferencja Naukowo-Techniczna „Straty Energii Elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych” Org.: PTPiREE Inf.: Justyna Dylińska tel. 61 846-02-32, [email protected] n1 3-16 maja 2014, Poznań Targi EXPOPOWER Org.: Międzynarodowe Targi Poznańskie Inf.: [email protected] n1 1-12 czerwca 2014, Kołobrzeg II Konferencja „Pomiary i diagnostyka w sieciach elektroenergetycznych” Org.: PTPiREE Inf.: Karolina Nowińska tel. 61 846-02-15, [email protected] n1 6-18 września 2014, Bielsko-Biała 27. Międzynarodowe Energetyczne Targi Bielskie ENERGETAB 2014 Org.: ZIAD Bielsko-Biała SA Inf.: Agata Eckert tel. 33 813 82 40 [email protected] [email protected] n2 4 września 2014, Warszawa I Konferencja „Inteligentne sieci – konsument, rynek i środowisko” Org.: PTPiREE Inf.: Małgorzata Marciniak tel. 61 846-02-33, [email protected] n2 5-28 listopada 2014, Wisła XIII Konferencja „Systemy Informatyczne w Energetyce” SIwE’14 Org.: PTPiREE Inf.: Karolina Nowińska tel. 61 846-02-15, [email protected] Więcej informacji w terminarzu na www.ptpiree.pl Dział Szkoleń: Sebastian Brzozowski, tel. 61 846-02-31, [email protected] Biuro PTPiREE, ul. Wołyńska 22, 60-637 Poznań, tel. 61 846-02-00, fax 61 846-02-09; [email protected] luty 2014 ENERGIA elektryczna l 31
