Rola operatora systemu przesyłowego

Rola operatora systemu przesyłowego w świetle obowiązujących regulacji prawnych w aspekcie bezpieczeństwa energetycznego kraju
W artykule przedstawiono analizę i ocenę możliwości i skuteczności
dotychczasowych regulacji prawnych dla zapewnienia bezpieczeństwa
energetycznego w odniesieniu do operatora systemu
przesyłowego realizowaną w ramach projektu badawczego zamawianego
nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo elektroenergetyczne
kraju” przez konsorcjum politechnik: Gdańskiej, Śląskiej,
Warszawskiej i Wrocławskiej.
Regulacje prawne dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego
zawarte w ustawie Prawo energetyczne mają charakter wielopłaszczyznowy
i dotyczą m.in. operatora systemu przesyłowego. W
artykule przedstawiono analizę i ocenę uregulowań prawnych w
aspekcie bezpieczeństwa energetycznego dla operatora systemu
przesyłowego oraz zaproponowano rozwiązania legislacyjne w
celu poprawy istniejącego stanu.
Słowa kluczowe:
bezpieczeństwo energetyczne kraju, energetyka,
system elektroenergetyczny, operator systemu
przesyłowego, prawo, rynek energii elektrycznej


Kontekst
Bezpieczeństwo energetyczne kraju jest stanem jego gospodarki
umożliwiającym pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania
odbiorców na energię w sposób technicznie i ekonomicznie
uzasadniony przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska.
Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju – obok wzrostu
konkurencyjności gospodarki i jej efektywności energetycznej
oraz ochrony środowiska – stanowi podstawowy cel polityki energetycznej
państwa. Dlatego też jest zawsze jednym z celów strategicznych
wprowadzania krajowych regulacji prawnych.
Regulacje dotyczące bezpieczeństwa energetycznego kraju zawarte
są głównie w najważniejszej dla funkcjonowania sektora
elektroenergetycznego w Polsce ustawie Prawo energetyczne.
Ma ona kluczowe znaczenie w aspekcie bezpieczeństwa energetycznego
kraju. Z ustawą Prawo energetyczne związane są szczegółowe
akty wykonawcze, w formie rozporządzeń, opracowane
przez ministra gospodarki lub Radę Ministrów, wśród których
znajduje się grupa rozporządzeń szczególnie istotna w aspekcie
bezpieczeństwa energetycznego kraju. Do grupy tej należą m.in.:
rozporządzenie systemowe [R1], rozporządzenia taryfowe [R2]
i [R3], rozporządzenie dotyczące ograniczeń w dostarczaniu i poborze
energii elektrycznej [R4] oraz inne rozporządzenia. Przy
czym najważniejszym aktem wykonawczym do ustawy Prawo energetyczne
jest rozporządzenie systemowe.
Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące koncesjonowaną
działalność operatora systemu przesyłowego w świetle prawa
krajowego zajmuje się przesyłaniem energii elektrycznej i jest
odpowiedzialne: za ruch sieciowy w systemie przesyłowym, bieżące
i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu,
eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę
sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi
(art. 3 [U1]). Powszechnie takie przedsiębiorstwo okre-
ELEKTRO NERGETYKA nr 1 / 2009
P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y 44
ślane jest mianem operatora systemu przesyłowego (w skrócie OSP).
W kraju operatorem systemu przesyłowego (OSP) jest spółka ze
100 – proc. udziałem Skarbu Państwa — PSE Operator, posiadająca
koncesję na wykonywanie tej działalności do 1 lipca 2014 r. Ma ona
w pełni warunki do skutecznego zarządzania systemem przesyłowym
na terenie kraju w sposób ekonomicznie efektywny i zapewniający
bezpieczeństwo energetyczne kraju.
Spółka PSE Operator została utworzona w 2004 r. w ramach programu
restrukturyzacji spółki PSE S.A. w celu przejęcia od niej
działalności w zakresie związanym z pełnieniem funkcji operatora
systemu przesyłowego. Powstanie PSE Operator w znacznej
mierze zdeterminowane było koniecznością wypełnienia wymogów
określonych w dyrektywie [D1] nakazującej oddzielenie działalności
operatorskiej od pozostałych rodzajów działalności. Spółka
PSE Operator uzyskała 15 kwietnia 2004 r. koncesję na przesyłanie
energii elektrycznej na obszarze Rzeczypospolitej Polskiej, a
decyzją prezesa URE z 28 lipca 2004 r. została wyznaczona operatorem
systemu przesyłowego. Pierwotnie PSE Operator była spółką
funkcjonującą w strukturach PSE S.A., tzn. działała w ramach
przedsiębiorstwa pionowo zintegrowanego. W roku 2007 spółka
uległa dalszym przekształceniom, w wyniku czego zaczęła działać
w formie spółki akcyjnej, której jedynym akcjonariuszem jest
Skarb Państwa. Wypełniła tym samym ustawowe wymogi statusu
prawnego dla operatora systemu przesyłowego (art. 9k [U1]). Decyzją
prezesa URE z 24 grudnia 2007 spółka PSE Operator S.A.
została wyznaczona operatorem systemu przesyłowego na obszarze
Rzeczypospolitej Polskiej na okres od 1 stycznia 2008 r. do
1 lipca 2014 r.
Podstawowe zadania i obowiązki operatora
systemu przesyłowego
Operator systemu przesyłowego to najważniejszy podmiot w zakresie
bezpieczeństwa energetycznego kraju. Jego zakres odpowiedzialności
jest bardzo szeroki i w znacznym stopniu obejmuje elementy
związane bezpośrednio lub pośrednio z bezpieczeństwem
energetycznym kraju. Przy czym szczególnie istotne pod tym kątem
są wymienione poniżej punkty 1–9.
Operator systemu przesyłowego jest odpowiedzialny w świetle
art. 9c u. 2 [U1] za:
1. bezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznej poprzez zapewnienie
bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego
i odpowiedniej zdolności przesyłowej w sieci przesyłowej;
2. prowadzenie ruchu sieciowego w sieci przesyłowej w sposób
efektywny, przy zachowaniu wymaganej niezawodności dostarczania
energii elektrycznej i jakości jej dostarczania oraz, we współpracy
z operatorami systemów dystrybucyjnych, koordynowanie
prowadzenia ruchu sieciowego w koordynowanej sieci 110 kV;
3. eksploatację, konserwację i remonty sieci, instalacji i urządzeń,
wraz z połączeniami z innymi systemami elektroenergetycznymi,
w sposób gwarantujący niezawodność funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego;
4. zapewnienie długoterminowej zdolności systemu elektroenergetycznego
w celu zaspokajania uzasadnionych potrzeb w zakresie
przesyłania energii elektrycznej w obrocie krajowym i transgranicznym,
w tym w zakresie rozbudowy sieci przesyłowej, a tam
gdzie ma to zastosowanie, rozbudowy połączeń z innymi systemami
elektroenergetycznymi;
5. współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych
lub przedsiębiorstwami energetycznymi w celu niezawodnego
i efektywnego funkcjonowania systemów elektroenergetycznych
oraz skoordynowania ich rozwoju;
6. dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do
sieci przesyłowej oraz jednostek wytwórczych o mocy osiągalnej
równej 50 MW lub wyższej, przyłączonych do koordynowanej sieci
110 kV, uwzględniając umowy z użytkownikami systemu przesyłowego
oraz techniczne ograniczenia w tym systemie;
7. zarządzanie zdolnościami przesyłowymi połączeń z innymi systemami
elektroenergetycznymi;
8. zakup usług systemowych niezbędnych do prawidłowego funkcjonowania
systemu elektroenergetycznego, niezawodności pracy
tego systemu i utrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej;
9. bilansowanie systemu elektroenergetycznego, w tym równoważenie
bieżącego zapotrzebowania na energię elektryczną z dosta45
wami tej energii w Krajowym Systemie Energetycznym, zarządzanie
ograniczeniami systemowymi oraz prowadzenie z użytkownikami
tego systemu związanych z tym rozliczeń;
10. prowadzenie centralnego mechanizmu bilansowania handlowego;
11. zarządzanie przepływami energii elektrycznej w systemie
elektroenergetycznym przesyłowym w sposób skoordynowany
z innymi połączonymi systemami elektroenergetycznymi oraz, we
współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych, w koordynowanej
sieci 110 kV; z uwzględnieniem technicznych ograniczeń
w tym systemie;
12. zakup energii elektrycznej w celu pokrywania strat powstałych
w sieci przesyłowej podczas przesyłania energii elektrycznej tą
siecią oraz stosowanie przejrzystych i niedyskryminacyjnych procedur
rynkowych przy zakupie tej energii;
13. dostarczanie użytkownikom sieci i operatorom innych systemów
elektroenergetycznych, z którymi system przesyłowy jest
połączony, informacji o warunkach świadczenia usług przesyłania
energii elektrycznej, w tym dotyczących realizacji obrotu transgranicznego
oraz zarządzania siecią i bilansowania energii elektrycznej,
niezbędnych do uzyskania dostępu do sieci przesyłowej
i korzystania z tej sieci;
14. opracowywanie planów działania na wypadek zagrożenia wystąpienia
awarii o znacznych rozmiarach w systemie elektroenergetycznym
oraz odbudowy tego systemu po wystąpieniu awarii;
15. realizację ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej, wprowadzonych
zgodnie z przepisami wydanymi w rozporządzeniu [R4];
16. opracowywanie normalnego układu pracy sieci przesyłowej
oraz, we współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych,
normalnego układu pracy sieci dla koordynowanej sieci 110 kV.
Operator systemu przesyłowego ma obowiązek w perspektywie
krótko– i długoterminowej utrzymywania zdolności urządzeń, instalacji
i sieci do realizacji zaopatrzenia w energię w sposób ciągły
i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących wymagań jakościowych
(art. 4 [U1]). Szczególny nacisk w tym zakresie położono na
spełnianie przez operatora technicznych warunków dostarczania
energii określonych w przepisach wykonawczych (rozporządzeniach)
oraz w odrębnych przepisach i koncesji (art. 7 u. 4 [U1]).
Ponadto taki operator zobowiązany jest do zapewnienia wszystkim
odbiorcom na zasadzie równoprawnego traktowania świadczenia
usług przesyłania energii elektrycznej na podstawie stosownej
umowy, na zasadach i w zakresie określonych w ustawie [U1].
Obowiązek utrzymywania zdolności urządzeń, instalacji i sieci do
realizacji zaopatrzenia w energię w sposób ciągły i niezawodny
wiąże się szczególnie z:
• właściwym prowadzeniem ruchu w sieci,
• dbaniem o właściwy stan infrastruktury sieciowej (eksploatacja,
konserwacja, remonty),
• dbaniem o rozbudowę sieci przesyłowej i połączeń międzysystemowych,
• dostosowaniem infrastruktury sieciowej do zmieniającego się
lokalizacyjnie i strukturalnie zapotrzebowania na energię elektryczną
i miejsc jej wytwarzania.
Realizacja wymienionych podstawowych zadań i obowiązków operatora
związanych z bezpieczeństwem funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego lub bezpieczeństwem dostaw jest monitorowana
i sprawdzana przez prezesa URE. W związku z tym
operator systemu przesyłowego jest zobowiązany do wykonywania
sprawozdań i przekazywania wymaganych przez prezesa
URE informacji. Ponadto OSP przekazuje wymagane informacje
administracji rządowej. Szczególnie ważna jest informacja za
poprzedni rok kalendarzowy o realizacji zadań w zakresie bezpieczeństwa
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,
przekazywana ministrowi gospodarki do 31 marca każdego roku.
Bezpieczeństwo
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego
wymaga określenia m.in. warunków współpracy pomiędzy operatorami
systemów elektroenergetycznych w zakresie prowadzenia
ruchu sieciowego, zarządzania przepływami i dysponowania mocą
jednostek wytwórczych oraz postępowania w sytuacjach awaryjnych.
Główną rolę w tym zakresie odgrywa operator systemu przesyłowego
(§ 32 [R1]). Określa m.in. układy pracy koordynowanej
sieci 110 kV oraz sposób współpracy w zakresie planowania i prowadzenia
ruchu w tej sieci. Ponadto określa sposób współpracy
w zakresie: planowania technicznych możliwości zaspokojenia
zapotrzebowania na energię elektryczną w systemie elektroenergetycznym,
opracowywania planów zapobiegania i usuwania awaP
r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y 46
rii i zagrożeń bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego
i możliwości odbudowy systemu, planowania rozwoju sieci oraz
sporządzania planów rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego
i przyszłego zapotrzebowania na energię na obszarze swojego
działania itp.
W świetle § 33 [R1] OSP współpracuje z operatorami systemów
dystrybucyjnych w zakresie niezbędnym do zapewnienia: bezpieczeństwa
systemu elektroenergetycznego, ciągłości i niezawodności
dostarczania energii elektrycznej, wymaganych parametrów
technicznych energii elektrycznej oraz odpowiedniej zdolności do
przesyłania tej energii w sieci, a także mocy źródeł energii elektrycznej.
Zakres współpracy, obok wymienionych wcześniej elementów,
obejmuje m.in. planowanie rozwoju sieci, opracowywanie
planów rozwoju, koordynację likwidowania awarii w sieci 110 kV.
Operator systemu przesyłowego zapewnia również wzajemną
współpracę z wytwórcami, których jednostki wytwórcze są przyłączone
do sieci przesyłowej i koordynowanej sieci 110 kV, w zakresie
niezbędnym dla bezpiecznego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego
oraz zapewnienia mocy źródeł energii elektrycznej.
W świetle § 34 [R1] OSP m.in. określa: wymagania techniczne
dla jednostek wytwórczych, sposób zgłaszania nowych lub zmienionych
parametrów technicznych jednostek wytwórczych, sposób
uzgadniania planowych postojów związanych z remontem jednostek
wytwórczych oraz zgłaszania ubytków mocy, zasady dysponowania
mocą, zasady synchronizacji i odstawiania jednostek wytwórczych,
sposób współpracy w zakresie opracowywania planów zapobiegania
i usuwania awarii oraz zagrożeń bezpiecznej pracy KSE itp.
Plany działania na wypadek wystąpienia awarii
w KSE
Zapewnienie bezpieczeństwa dostaw ze strony operatora systemu
przesyłowego i operatorów systemów dystrybucyjnych wymaga
opracowania planów działania na wypadek wystąpienia awarii w
KSE oraz procedur postępowania służb dyspozytorskich w przypadku
zagrożenia wystąpienia lub wystąpienia awarii w KSE oraz
odbudowy tego systemu po wystąpieniu tej awarii (§ 35 [R1]). Procedury
postępowania służb dyspozytorskich określają w takim
przypadku m.in.: podział kompetencji pomiędzy poszczególnymi
służbami dyspozytorskimi; rodzaje działań ruchowych wykonywanych
w poszczególnych fazach występowania awarii w KSE i
odbudowy tego systemu lub jego części po wystąpieniu tej awarii;
sposób zbierania danych technicznych niezbędnych do odbudowy
krajowego systemu elektroenergetycznego lub jego części po wystąpieniu
awarii w KSE; sposób wprowadzania okresowych ograniczeń
dopuszczalnych obciążeń mocą czynną pracujących jednostek
wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD); możliwości
techniczne wyłączenia urządzeń należących do odbiorców w celu
ograniczenia awarii w KSE itp.
Operator systemu przesyłowego opracowuje i corocznie aktualizuje
po uzgodnieniu z prezesem URE plan wprowadzania ograniczeń
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej opracowany na podstawie
rozporządzenia [R4].
Operator systemu przesyłowego odgrywa też kluczową rolę w zapobieganiu
i usuwaniu awarii i zagrożeń bezpiecznej pracy KSE.
Bilansowanie systemu elektroenergetycznego
Ciągłość dostawy energii elektrycznej opisuje zdolność sieci elektroenergetycznej
do zapewnienia dostawy tej energii o określonej
jakości i niezawodności. Zdolność ta związana jest m.in. z działaniami
operatora systemu takimi jak: bilansowanie w każdej godzinie
doby popytu i podaży energii elektrycznej czy świadczenie
usług systemowych.
KSE jest bilansowany przez operatora systemu przesyłowego.
Przy realizacji bilansowania operator bierze pod uwagę: zrównoważenie
zapotrzebowania na energię elektryczną i jej wytwarzanie,
ograniczenia sieciowe dostarczania energii elektrycznej,
parametry techniczne jednostek wytwórczych oraz złożone oferty
bilansujące (§ 19 p. 1 [R1]). Oferty te są przekazywane operatorowi
systemu przesyłowego przez wytwórców posiadających jednostki
wytwórcze centralnie dysponowane (JWCD) i dotyczą każdej godziny
doby, na którą jest przygotowywany plan pracy tego systemu.
Rozliczenia wynikające z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej
i pobranej z systemu są realizowane przez: operatora
systemu przesyłowego w sieci przesyłowej oraz właściwego opera47
tora systemu dystrybucyjnego w sieci dystrybucyjnej (§ 20 p. 1 [R1]).
Operator systemu przesyłowego, w celu zapewnienia bezpieczeństwa
funkcjonowania systemu przesyłowego oraz realizacji
umów sprzedaży organizuje rynek bilansujący, a w jego ramach:
sporządza plan produkcji i przepływów energii elektrycznej;
w dniu dostarczania energii elektrycznej, realizując plan produkcji
i przepływów energii elektrycznej bilansuje produkcję energii
elektrycznej z rzeczywistym poborem tej energii; po dniu, w którym
dostarczana była energia elektryczna, dokonuje rozliczeń
wymiany tej energii pomiędzy uczestnikami rynku bilansującego.
Operator systemu przesyłowego sporządza plan produkcji
i przepływów energii elektrycznej na podstawie: prognozowanego
zapotrzebowania na energię elektryczną w systemie elektroenergetycznym,
zgłoszeń grafików obciążeń i umów sprzedaży,
ofert bilansujących, dostępnych rezerw mocy oraz usług systemowych,
przepływów energii elektrycznej między KSE i systemami
zagranicznymi, ustalonych zgodnie z procedurami obowiązującymi
w wymianie międzynarodowej, zidentyfikowanych ograniczeń w
zakresie realizacji dostarczania energii elektrycznej wynikających
z warunków pracy sieci i przyłączonych jednostek wytwórczych.
Operator systemu przesyłowego udostępnia stronom umów
sprzedaży prognozowane dane dotyczące stanu i wymagań systemu
elektroenergetycznego.
Planowanie rozwoju sieci elektroenergetycznej
Planowanie rozwoju sieci przez operatora systemu przesyłowego
stanowi bardzo ważny obowiązek operatora w wymiarze ekonomicznym
i w kontekście bezpieczeństwa energetycznego. Właściwe
opracowanie planu rozwoju stanowi, po jego uzgodnieniu
i zatwierdzeniu przez prezesa URE, podstawę do uwzględniania
w stawkach opłat za usługi kosztów wynikających z planowanych
inwestycji. Jedynie bowiem koszty inwestycji modernizacyjnych
i rozwojowych w infrastrukturze sieciowej ujętych w tym planie
mogą być traktowane jako koszty uzasadnione i stanowić podstawę
do kalkulacji stawek opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji
przez operatora (§ 12 p. 1 [R2]).
Operator systemu przesyłowego opracowuje dla obszaru swojego
działania plany rozwoju, o horyzoncie czasowym obejmującym minimum
trzy lata w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego
zapotrzebowania na energię (art. 16 u. 1 [U1]).
Opracowane przez operatora plany rozwoju obejmują:
• przewidywany zakres dostarczania energii elektrycznej;
• przedsięwzięcia w zakresie modernizacji, rozbudowy albo budowy
sieci oraz ewentualnych nowych źródeł energii elektrycznej
(w tym źródeł odnawialnych);
• przedsięwzięcia w zakresie modernizacji, rozbudowy lub budowy
połączeń z systemami elektroenergetycznymi innych państw;
• przedsięwzięcia racjonalizujące zużycie paliw i energii u odbiorców;
• przewidywany sposób finansowania inwestycji;
• przewidywane przychody niezbędne do realizacji planów;
• przewidywany harmonogram realizacji inwestycji.
Nadrzędną zasadą przy opracowywaniu tych planów w sferze
ekonomicznej jest minimalizacja nakładów i kosztów ponoszonych
przez operatora systemu (art. 16. u.4 [U1]). Nakłady i koszty na
realizację inwestycji ujętych w opracowanym planie, które poniesie
operator systemu, nie mogą powodować w poszczególnych latach
nadmiernego wzrostu cen i stawek opłat za energię elektryczną
przy zapewnieniu ciągłości, niezawodności i jakości dostaw.
Operator systemu przesyłowego jest zobowiązany do opracowania
planu rozwoju oraz skoordynowania rozwoju sieci przesyłowej
i sieci 110 kV.
Skoordynowanie rozwoju systemów elektroenergetycznych oraz
opracowanie planów rozwoju sieci przesyłowej, koordynowanej
sieci 110 kV i dystrybucyjnej wymaga dokonania wielu uzgodnień
pomiędzy operatorami systemów dystrybucyjnych a operatorem
systemu przesyłowego w zakresie planu przedsięwzięć inwestycyjnych
w sieciach, które wymagają skoordynowanych działań inwestycyjnych.
Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej
Operator systemu przesyłowego na mocy delegacji zawartej
w ustawie Prawo energetyczne opracował instrukcję ruchu
i eksploatacji sieci przesyłowej [I1, I3] (art. 9g u. 1 [U1]). Instrukcja
ta określa szczegółowe warunki korzystania z sieci przesyłowej
przez użytkowników systemu oraz warunki i sposób prowadzenia
ELEKTRO NERGETYKA nr 1 / 2009
P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y 48
ruchu, eksploatacji oraz planowania rozwoju tych sieci. Ma charakter
nadrzędny w stosunku do instrukcji ruchu i eksploatacji
sieci dystrybucyjnych opracowanych przez operatorów systemów
dystrybucyjnych.
Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej jest w założeniu
dokumentem o charakterze techniczno-ekonomicznym, określającym
prawa i obowiązki użytkowników sieci przesyłowej.
Instrukcja ta zawiera m.in. istotne z punktu widzenia bezpieczeństwa
funkcjonowania systemu postanowienia określające:
• zasady przyłączania urządzeń wytwórczych, sieci dystrybucyjnych,
urządzeń odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych
oraz linii bezpośrednich;
• wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci wraz z niezbędną
infrastrukturą pomocniczą;
• zasady współpracy pomiędzy operatorami systemów elektroenergetycznych,
w tym w zakresie koordynowanej sieci 110 kV;
• zasady i procedury przekazywania informacji pomiędzy przedsiębiorstwami
energetycznymi oraz pomiędzy przedsiębiorstwami
energetycznymi a odbiorcami;
• kryteria bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego;
• parametry jakościowe energii elektrycznej i standardy jakościowe
obsługi użytkowników systemu (art. 9g u. 4 [U1]).
Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej (w skrócie IRiESP)
składa się z dwóch części:
• ogólnej zawierającej warunki korzystania, prowadzenia ruchu,
eksploatacji i planowania rozwoju sieci przesyłowej,
• szczegółowej zawierającej bilansowanie systemu i zarządzanie
ograniczeniami systemowymi (art. 9g u. 6 [U1]).
W części ogólnej instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej
są określone procedury i sposób wykonywania czynności związanych
z ruchem sieciowym i eksploatacją sieci, które obejmują:
• parametry techniczne sieci;
• wymagania techniczne sieci, urządzeń i instalacji przyłączonych
do sieci;
• sposób i procedury przyłączania i odłączania od sieci instalacji
i innych sieci;
• zakres przeprowadzania okresowych przeglądów i kontroli stanu
technicznego sieci oraz przyłączonych do niej urządzeń, instalacji
i innych sieci;
• sposób postępowania w przypadku wystąpienia zagrożeń ciągłości
dostarczania energii elektrycznej lub wystąpienia awarii
w systemie elektroenergetycznym;
• procedury wprowadzania przerw i ograniczeń w dostarczaniu
energii elektrycznej;
• sposób prowadzenia ruchu sieciowego (m.in. programowanie
pracy sieci, prowadzenie dokumentacji ruchu sieciowego, zakres
współpracy ruchowej i eksploatacyjnej z przyłączonymi do sieci
instalacjami, urządzeniami i innymi sieciami);
• planowanie rozwoju sieci i współpracy;
• systemy i formy zbierania, przekazywania i wymiany informacji
(§ 29 p. 1 [R1]).
W części szczegółowej instrukcji [I3] przedstawiono m.in. warunki,
jakie muszą być spełnione w zakresie bilansowania systemu
i zarządzania ograniczeniami systemowymi, procedury zarządzania
ograniczeniami systemowymi, w tym sposób rozliczania kosztów
tych ograniczeń oraz sposób postępowania w stanach zagrożenia
bezpieczeństwa zaopatrzenia w energię elektryczną. Część
ta została zatwierdzona przez prezesa URE, ponieważ dotyczy
bardzo ważnych procedur i regulaminów.
Ruch sieciowy i eksploatacja sieci przesyłowej powinny się odbywać
się zgodnie z instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej
opracowaną i udostępnianą przez OSP (§ 16 [R1]).
Ponadto plany remontów i wyłączeń z ruchu urządzeń, instalacji
i sieci w zakresie, w jakim mają wpływ na ruch i eksploatację sieci
przesyłowej i koordynowanej sieci 110 kV, wymagają uzgodnienia
z operatorem systemu przesyłowego (§ 17 [R1]).
Standardy techniczne w systemie elektroenergetycznym
Operator systemu przesyłowego jest najważniejszym podmiotem
w aspekcie bezpieczeństwa energetycznego kraju. Jego rola jest
kluczowa i powinna ulec wzmocnieniu w celu skutecznej i efektywnej
realizacji zadań i obowiązków w obszarze bezpieczeństwa
funkcjonowania KSE. Wymaga to dodatkowych uregulowań
49
w ustawie Prawo energetyczne. Uregulowania te powinny objąć
wszystkie podmioty mające wpływ na bezpieczeństwo dostaw energii
elektrycznej w zakresie odpowiedzialności za wystarczalność
wytwarzania i konieczność przestrzegania standardów technicznych.
W związku z tym w ustawie Prawo energetyczne z jednej
strony należy precyzyjnie zdefiniować, kto jest odpowiedzialny
za wystarczalność wytwarzania, a kto ustanawia standardy techniczne
i egzekwuje ich przestrzeganie. W zakresie wystarczalności
wytwarzania należy określić środki i tryb podejmowania działań
w celu wywiązania się z tego zadania. Sfera standardów technicznych
powinna być całkowicie w gestii OSP.
Operator systemu przesyłowego powinien ustanawiać obowiązujące
standardy techniczne. Standardy te muszą być przestrzegane
przez wszystkich użytkowników KSE: operatorów, wytwórców
i odbiorców. Nieprzestrzeganie standardów technicznych powinno
podlegać sankcjom, dzięki którym OSP będzie mógł skutecznie
egzekwować od wszystkich podmiotów przyłączonych do sieci spełnienie
wymagań niezbędnych do zapewnienia bezpiecznej pracy
systemu. Rodzajem tych sankcji mogą być np. kary nakładane na
wniosek OSP przez prezesa URE na przedsiębiorstwa energetyczne
lub na odbiorców.
Bardzo ważne jest określenie odpowiedzialności użytkowników
systemu za stosowanie się do instrukcji ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej oraz zakresu jej regulacji. Instrukcja ruchu i eksploatacji
sieci jest w założeniu dokumentem o charakterze techniczno-
ekonomicznym, zawierającym zasady dostępu i korzystania
z sieci, ustalane przez operatora zarządzającego pracą sieci i odpowiedzialnego
za integralność systemu. Instrukcja określa prawa
i obowiązki użytkowników sieci. Przy czym właściwe wypełnianie
nałożonych obowiązków przez użytkowników wpływa w sposób zasadniczy
na bezpieczeństwo funkcjonowania KSE. Nieprzestrzeganie
przez użytkownika obowiązków określonych w instrukcji
ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej powinno podlegać określonym
sankcjom. Rodzajem tych sankcji mogą być, jak w poprzednim
przypadku, kary nakładane na wniosek OSP przez prezesa URE
na użytkowników sieci za niestosowanie się do przepisów zawartych
w IRiESP.
Wymaga to nowelizacji ustawy Prawo energetyczne i wprowadzenia
postanowień określających odpowiedzialność użytkowników
systemu przesyłowego za stosowanie się do instrukcji ruchu
i eksploatacji sieci przesyłowej.
Postanowienia zawarte w instrukcji ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej powinny być uwzględnione w instrukcjach ruchu
i eksploatacji sieci dystrybucyjnej opracowanych przez operatorów
systemów dystrybucyjnych, w części ogólnej i w odniesieniu
do bilansowania systemu dystrybucyjnego i zarządzania ograniczeniami
systemowymi. Wymaga to więc rozszerzenia obowiązku
uwzględnienia postanowień IRiESP, poprzez doprecyzowanie
przepisu zawartego w art. 9g u. 5 ustawy Prawo energetyczne.
Infrastruktura sieciowa
Podstawowe zadania i obowiązki operatora systemu przesyłowego
zostały sformułowane w ustawie Prawo energetyczne. Ich
właściwe wypełnianie jest monitorowane i sprawdzane przez prezesa
URE. Niewłaściwa realizacja tych zadań i niewywiązywanie się
z ustawowych obowiązków może skutkować nałożeniem kar finansowych
na operatora przez prezesa URE, a w skrajnym przypadku —
cofnięciem koncesji. Ta ostatnia ewentualność w odniesieniu do operatora
systemu przesyłowego jest jednak tylko hipotetyczna, bowiem
minister skarbu w drodze nadzoru właścicielskiego może wymusić
wypełnianie w sposób właściwy jego zadań i obowiązków (PSE Operator
jest spółką akcyjną ze 100-proc. udziałem Skarbu Państwa).
Operator systemu przesyłowego w świetle art. 4 ustawy Prawo
energetyczne ma obowiązek dbania o stan własnej infrastruktury
sieciowej, aby móc realizować zaopatrzenie w energię w sposób
ciągły i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących wymagań
jakościowych. Stanowi to ważny element bezpieczeństwa energetycznego
w ujęciu krótkoterminowym. Utrzymanie właściwego stanu
urządzeń i infrastruktury wytwórczej, przesyłowej i dystrybucyjnej
jest bowiem w świetle polityki energetycznej państwa [O2]
uznawane za horyzont operacyjny bezpieczeństwa energetycznego.
Niewłaściwa eksploatacja i zaniechanie lub ograniczanie
zabiegów konserwacyjno-remontowych infrastruktury sieciowej
przez operatora zwiększa prawdopodobieństwo powstania awarii
i pozbawienia dostaw energii odbiorców.
P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y 50
Postanowienia art. 4 ustawy Prawo energetyczne dotyczą również
bezpieczeństwa energetycznego w ujęciu długoterminowym.
Inwestycje odtworzeniowe i rozwojowe w obszarze wytwarzania,
przesyłania i dystrybucji w świetle polityki energetycznej państwa
[O2] traktowane są jako horyzont inwestycyjny bezpieczeństwa
energetycznego. Zaniedbania wynikające z braku rozbudowy sieci
przesyłowej, połączeń międzysystemowych oraz braku dostosowania
infrastruktury sieciowej do zmieniającego się lokalizacyjnie
i strukturalnie zapotrzebowania na energię elektryczną i miejsc
jej wytwarzania prowadzą do niewydolności systemu elektroenergetycznego
w przyszłości. Spółka PSE Operator ma pełną
świadomość tego faktu i prowadzi swoją politykę inwestycyjną
w sposób właściwy.
W świetle art. 11 u. 5 Dyrektywy [D1] operator systemu przesyłowego
jest zobowiązany do spełnienia minimalnych standardów
utrzymania i rozwoju systemu przesyłowego, łącznie ze zdolnością
połączeń wzajemnych. W ustawie Prawo energetyczne brakuje
określenia minimalnego pułapu inwestycji i zakresu podejmowanych
działań, poniżej którego stan infrastruktury sieciowej się
pogarsza i ogranicza możliwości wypełniania przez operatora
zaopatrzenia w energię w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu
obowiązujących wymagań jakościowych. Dlatego w ustawie
[U1] powinny się znaleźć postanowienia o zobowiązaniach OSP
w zakresie rozwoju i utrzymania sieci zgodne z określonymi i zharmonizowanymi
standardami i zasadami niezbędnymi do funkcjonowania
sieci na obszarze wewnętrznego rynku energii. Najlepiej,
aby była to implementacja zintegrowanego i skoordynowanego
systemu funkcjonowania europejskich sieci przesyłowych w postaci
Europejskiego Kodeksu Sieciowego.
Nałożenie na operatora systemu przesyłowego obowiązku spełnienia
minimalnych standardów utrzymania i rozwoju systemu
jest o tyle istotne, że w sytuacji niedoinwestowanej i przestarzałej
infrastruktury sieciowej skutkującej jej niewłaściwym stanem
technicznym kwoty bonifikat z tytułu przerw w dostawach energii
elektrycznej (regulowane rozporządzeniem taryfowym ministra
gospodarki) nie stanowią znaczącego obciążenia dla operatora
i dlatego nie mogą wpłynąć mobilizująco na realizację przez niego
programu inwestycyjnego. Niedostatecznie rozwinięte sieci
przesyłowe i dystrybucyjne stanowią natomiast główną przyczynę
niskiej jakości dostaw energii oraz mogą stanowić barierę rozwoju
gospodarczego, szczególnie dla niektórych regionów kraju.
Skuteczne wypełnianie przez operatora obowiązku spełnienia
minimalnych standardów utrzymania i rozwoju systemu wymaga
również stworzenia przez państwo odpowiednich zachęt i mechanizmów
wsparcia dla inwestycji sieciowych.
Bariery prawne i administracyjne w rozwoju
infrastruktury sieciowej
Operator systemu przesyłowego powinien mieć ułatwioną możliwość
właściwej realizacji programu modernizacji i rozbudowy infrastruktury
sieciowej. Jest to szczególnie ważne w odniesieniu do
inwestycji istotnych z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego.
Wymaga to podjęcia działań prawnych ułatwiających realizacje
inwestycji infrastrukturalnych. Obecnie bowiem istnieją bariery
administracyjne i prawne, które skutecznie ograniczają szybkość
i efektywność procesu inwestycyjnego. Ponadto utrudnione
jest pozyskiwanie terenów pod lokalizację inwestycji liniowych.
Bariery prawne dotyczą przede wszystkim kwestii lokalizacji
inwestycji, uzyskania tytułu prawnego do gruntu, licznych,
skomplikowanych i długotrwałych procedur administracyjnych.
Bariery prawne w rozwoju infrastruktury sieciowej szczególnie
dobitnie widać w odniesieniu do linii przesyłowych, których proces
budowy potrafi trwać nawet kilkanaście lat. Problem ten tkwi
w ograniczeniach natury społecznej i prawnej. Nikt nie chce mieć
linii elektroenergetycznych obok miejsca zamieszkania. Dlatego
też jest niezmiernie trudno uzyskać zgodę na tego typu inwestycje
infrastrukturalne. Każdy projekt dotyczący sieci przesyłowej ma
charakter wieloetapowy i na każdym z etapów b1ywa wielokrotnie
oprotestowany. Procedury administracyjne są bardzo czasochłonne.
Ponadto taki projekt wymaga pozyskania wielu pozwoleń,
a brak pojedynczej zgody może całkowicie zablokować inwestycję
lub znacznie ją opóźnić. Dobrą ilustrację tego stanu rzeczy, może
stanowić inwestycja budowy linii elektroenergetycznej 2 x 220 kV
+ 2 x 400 kV Ostrów-Plewiska o długości 144 km. Inwestycja ta była
51
przygotowywana od lipca 1996 r., a prace montażowo-budowlane
rozpoczęły się dopiero w maju 2003 r. [O6]. Inwestycja ta nadal nie
jest jednak w pełni zrealizowana. Do jej zakończenia konieczne
jest wybudowanie dwóch krótkich odcinków linii o łącznej długości
10,5 km [O6]. Realizacja tej inwestycji została zablokowana kilka
lat temu na skutek protestów grupy mieszkańców.
Dlatego w aktualnym stanie prawnym nie jest możliwe uruchomienie
we właściwym czasie wszystkich linii przesyłowych niezbędnych
do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.
Można co najwyżej w ciągu najbliższych pięciu lat wybudować trzy
nowe linie przesyłowe: linię 400 kV Pątnów-Plewiska, linię 400 kV
Plewiska-Ostrów oraz linię 400 kV Ostrów-Broszęcin, a potrzeby
w tym zakresie są znacznie większe [O6]. Nie jest możliwa realizacja
ważnych dla bezpieczeństwa energetycznego państwa inwestycji
w nowe połączenia na linii centrum-północ oraz nowych linii
zasilających aglomerację warszawską.
Dlatego należy szybko przyjąć rozwiązania prawne likwidujące
bariery i pozwalające na uproszczenie i przyspieszenie procesu
przygotowania i realizacji inwestycji sieciowych. Rozwiązania te
powinny zmierzać w kierunku eliminacji zbędnych wymagań, czasochłonnych
procedur i procesów administracyjnych. Kluczowe znaczenie
ma tutaj rozwiązanie prawne dotyczące uzyskiwania prawa
drogi dla inwestycji infrastrukturalnych.
Wymaga to nowelizacji ustawy Prawo energetyczne, w celu uproszczenia
przepisów i likwidacji barier prawnych w polskim prawie
utrudniających realizację inwestycji liniowych. Przyjęte rozwiązania
powinny być ukierunkowane na zniesienie nadmiernego
rozproszenia i skomplikowania przepisów z zakresu realizacji
kluczowych z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego
inwestycji oraz usunięcie istotnych utrudnień wynikających
z obecnych aktów prawnych.
Ponadto wprowadzenie ułatwień w realizacji inwestycji liniowych
o znaczeniu ponadlokalnym wymaga dokonania zmian w wielu aktach
prawnych: ustawie o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym
[U4], ustawie Prawo budowlane [U2], ustawie Prawo ochrony
środowiska [U3] i w ustawie o gospodarce nieruchomościami [U5].
Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym [U4] nie
uwzględnia specyfiki realizacji inwestycji o charakterze ponadlokalnym
w procesie planowania przestrzennego i ich lokalizowania.
Nowelizacje niektórych z wymienionych ustaw (np. Prawo ochrony
środowiska) są również ważne z punktu widzenia ułatwień dla
rozwoju energetyki rozproszonej (odnawialne źródła energii, jednostki
kogeneracji w małej skali) istotnej z punktu widzenia bezpieczeństwa
energetycznego.
Najlepszym rozwiązaniem jest jednak opracowanie ustawy kompleksowo
regulującej infrastrukturalne inwestycje o znaczeniu
ponadlokalnym. Problem ten bowiem dotyczy nie tylko rozbudowy
infrastruktury sieciowej przesyłowej, ale również gazowej i naftowo-
paliwowej. Ze względu na istniejące bariery prawne przedsiębiorstwa
odpowiedzialne za realizację tych inwestycji nie są
w stanie skutecznie i szybko prowadzić inwestycji istotnych dla bezpieczeństwa
państwa. W ustawie tej będzie można ponadto uregulować
m.in. kwestie pozyskiwania praw do nieruchomości, na których
zlokalizowano lub zamierza się zlokalizować infrastrukturę sieciową
przesyłową, co od dawna stanowi poważny problem dla OSP.
Wdrożenie takich rozwiązań powinno się przyczynić do ułatwienia
rozbudowy sieci przesyłowej i przede wszystkim do skrócenia jej
cyklu inwestycyjnego.
Ważne jest stworzenie możliwości powiązania rozwoju sieci
przesyłowych z rozwojem sieci autostrad i dróg ekspresowych.
Brak rozwiązań prawnych w zakresie nowych inwestycji liniowych
rzutuje na procesy modernizacji infrastruktury sieciowej
przesyłowej. Istnieje ścisły związek między budową nowych linii
przesyłowych a modernizacją istniejących. Brak nowych linii uniemożliwia
bowiem modernizację istniejących linii przesyłowych, co
stwarza dodatkowe źródło zagrożenia dla technicznej sprawności
infrastruktury przesyłowej. Ograniczeniem dla wykorzystania linii
przesyłowych są dopuszczalne standardami technicznymi obciążalności
przewodów przesyłowych oraz ich zwisy, akceptowalne
poziomem bezpieczeństwa. Wyeksploatowane linie przesyłowe wymagają
więc zwiększenia dopuszczalnej obciążalności przewodów
przy jednoczesnym podwyższeniu słupów zmniejszających zwisy.
Przy braku rozbudowanej struktury terytorialnej linii przesyłowych
w wielu miejscach taka modernizacja jest utrudniona z powodu
niemożliwości wyłączenia z eksploatacji danego odcinka linii
przesyłowej.
ELEKTRO NERGETYKA nr 1 / 2009
P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y 52
Plany koordynacyjne dostaw mocy i energii
Ważną rolę w zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw w perspektywie
krótkoterminowej spełniają roczne, miesięczne i dobowe plany koordynacyjne
dostaw mocy i energii sporządzane zgodnie z odpowiednimi
prognozami zapotrzebowania. Operator systemu przesyłowego
jako podmiot odpowiedzialny za bezpieczeństwo krótkoterminowe
musi mieć pełną możliwość prawną egzekwowania tych planów.
Zanotowano przypadki niewykonywania poleceń Krajowej Dyspozycji
Mocy, praktycznie bez możliwości wyegzekwowania prawnej odpowiedzialności
od przedsiębiorstw energetycznych za tego rodzaju
zachowania.
Niestosowanie się do poleceń KDM powinno podlegać sankcjom.
Rodzajem tych sankcji mogą być np. kary nakładane na wniosek
OSP przez prezesa URE na przedsiębiorstwa energetyczne za niewykonywanie
poleceń Krajowej Dyspozycji Mocy. Ponadto operatorowi
systemu przesyłowego należy stworzyć możliwość egzekwowania
prawnej odpowiedzialności za tego rodzaju zachowania od
przedsiębiorstw energetycznych. Dlatego w ustawie [U2] powinny
znaleźć się stosowne postanowienia w tym zakresie oraz przepisy
umożliwiające pełne egzekwowanie uzgodnionych rocznych,
miesięcznych i dobowych planów koordynacyjnych dostaw mocy
i energii. Jest to istotne w kontekście krótkoterminowego bezpieczeństwa
energetycznego kraju.
Zapobieganie i usuwanie awarii w KSE
Zapobieganie i usuwanie awarii i zagrożeń bezpiecznej pracy
Krajowego Systemu Energetycznego wymaga efektywnego współdziałania
ze strony: operatorów systemów, wytwórców i dużych
odbiorców końcowych przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym
wyższym niż 110 kV. Bardzo istotne jest w tym aspekcie opracowanie
planów działania mających zastosowanie w przypadku
wystąpienia awarii w KSE lub jego części oraz jasnych i czytelnych
procedur postępowania poszczególnych służb dyspozytorskich
w przypadku zagrożenia lub wystąpienia awarii w KSE oraz odbudowy
tego systemu po wystąpieniu tej awarii. Plany i procedury
muszą podlegać aktualizacji.
W § 35 rozporządzenia [R1] nałożono na operatorów systemów
obowiązek opracowania i aktualizacji tych planów oraz procedur
postępowania służb dyspozytorskich w przypadku zagrożenia
wystąpienia lub wystąpienia awarii w KSE oraz odbudowy tego
systemu po wystąpieniu tej awarii. Przy czym procedury postępowania
służb dyspozytorskich i ich aktualizacje opracowane przez
operatora systemu dystrybucyjnego podlegają uzgodnieniu
z operatorem systemu przesyłowego. W odniesieniu do wytwórców
i dużych odbiorców uznano natomiast jedynie, że takie procedury
postępowania powinni oni opracować i je aktualizować.
Operator systemu przesyłowego powinien nadzorować i koordynować
opracowanie i aktualizację przez przedsiębiorstwa energetyczne
planów i procedur w przypadku wystąpienia zagrożenia lub
awarii w KSE lub jego części. Obowiązek ich opracowania powinien
być rozszerzony na: wytwórców w zakresie wynikającym z opracowanych
przez operatorów planów zapobiegania i usuwania awarii
oraz zapewnienia gotowości swoich urządzeń do udziału w odbudowie
systemu elektroenergetycznego, dużych odbiorców końcowych
przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kV
oraz odbiorców niebędących odbiorcami końcowymi, jeżeli przewidziano
ich udział w odbudowie KSE lub jego części po wystąpieniu
awarii w tym systemie.
W procesie odbudowy KSE lub jego części konieczna jest ścisła
koordynacja działań operatorów systemów dystrybucyjnych OSD
z operatorem systemu przesyłowego. Decyzje podejmowane przez
OSD np. w zakresie ponownego przyłączania odbiorców powinny
być koordynowane z OSP. W przeciwnym wypadku może to pogorszyć
warunki działań operatora systemu przesyłowego zmierzających
do przywrócenia normalnej pracy systemu. Bardzo ważna jest
ponadto koordynacja procedur związanych z ponowną synchronizacją
w trakcie trwania zakłóceń.
W przypadku niewywiązania się przez przedsiębiorstwa z opracowania
i aktualizacji planów oraz procedur mających zastosowanie
w razie wystąpienia awarii w KSE operator systemu przesyłowego
powinien mieć pełną możliwość prawną egzekwowania tych planów
i procedur. Ponadto powinno podlegać to określonym sankcjom.
Tymi sankcjami mogą być np. kary nakładane na wniosek OSP przez
Prezesa URE na przedsiębiorstwa, które nie wywiązują się w tym
zakresie ze swoich obowiązków.
53
Polityka informacyjna i szkoleniowa
Bezpieczeństwo funkcjonowania systemu elektroenergetycznego
wymaga właściwej polityki informacyjnej i szkoleniowej realizowanej
przez przedsiębiorstwa energetyczne wobec swoich służb dyspozytorskich.
Wskazuje na to m.in. przebieg działań i współpracy
służb dyspozytorskich w czasie awarii systemowej w Szczecinie
w dniach 7-8 kwietnia 2008 r. [O7]. Ważne jest, aby po każdej awarii
systemowej i sieciowej operator systemu przesyłowego opracował
raport o przyczynach i skutkach tej awarii i przedstawiał zalecenia
poawaryjne do ewentualnego wykorzystania przez wszystkie
przedsiębiorstwa wytwórcze i sieciowe. Ponadto powinny zostać
wprowadzone obligatoryjne okresowe szkolenia i ćwiczenia służb
dyspozytorskich w zakresie sytuacji awaryjnych w ramach poszczególnych
przedsiębiorstw energetycznych oraz na szczeblach: ponadregionalnym
i krajowym. Program, zakres i harmonogram tych
szkoleń powinien opracować operator systemu przesyłowego.
Przy czym w ramach zajęć powinny być również prowadzone awaryjne
gry symulacyjne dla dyspozytorów ruchu.
Wymaga to znowelizowania rozporządzenia systemowego w zakresie
dodatkowego obowiązku nakładanego na OSP — opracowania
po każdej awarii systemowej i sieciowej raportu zawierającego:
przyczyny, skutki i zalecenia poawaryjne oraz wprowadzenia obligatoryjnych
szkoleń i ćwiczeń służb dyspozytorskich w zakresie
sytuacji awaryjnych.
Wnioski
Operator systemu przesyłowego to najważniejszy podmiot w zakresie
bezpieczeństwa energetycznego kraju. Jego zakres odpowiedzialności
jest bardzo szeroki i w znacznym stopniu obejmuje elementy
związane bezpośrednio lub pośrednio z bezpieczeństwem
energetycznym kraju. OSP odgrywa również kluczową rolę w zapobieganiu
i usuwaniu awarii i zagrożeń bezpiecznej pracy KSE.
Dlatego skuteczna i efektywna realizacja zadań i obowiązków operatora
w obszarze bezpieczeństwa funkcjonowania KSE wymaga
wzmocnienia jego roli.
Operator systemu przesyłowego ma obowiązek w perspektywie
krótko- i długoterminowej utrzymywania zdolności urządzeń, instalacji
i sieci do realizacji zaopatrzenia w energię w sposób ciągły
i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących wymagań jakościowych.
Jest to istotne z punktu widzenia bezpieczeństwa funkcjonowania
KSE. Niewłaściwa eksploatacja i zaniechanie lub ogranicza
-nie zabiegów konserwacyjno-remontowych infrastruktury sieciowej
przez operatora zwiększa prawdopodobieństwo powstania
awarii i pozbawienia odbiorców dostaw energii elektrycznej. Zaniedbania
wynikające z braku rozbudowy sieci przesyłowej, połączeń
międzysystemowych oraz braku dostosowania infrastruktury sieciowej
do zmieniającego się lokalizacyjnie i strukturalnie zapotrzebowania
na energię elektryczną i miejsc jej wytwarzania prowadzą
do niewydolności systemu elektroenergetycznego w przyszłości.
Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej jest najważniejszym
z punktu widzenia bezpieczeństwa funkcjonowania
systemu dokumentem opracowanym przez operatora systemu
przesyłowego. Określenie odpowiedzialności użytkowników systemu
za stosowanie się do instrukcji ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej oraz zakresu jej regulacji jest bardzo ważne. Instrukcja
określa m.in. obowiązki użytkowników sieci, których
właściwe wypełnianie wpływa w sposób zasadniczy na bezpieczeństwo
funkcjonowania KSE. Nieprzestrzeganie przez użytkownika
obowiązków określonych w instrukcji ruchu i eksploatacji
sieci przesyłowej powinno podlegać sankcjom (np. kary
nakładane na wniosek OSP przez prezesa URE na użytkowników
sieci za niestosowanie się do przepisów zawartych w IRiESP).
Uregulowania prawne powinny objąć wszystkie podmioty mające
wpływ na bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej w zakresie
odpowiedzialności za wystarczalność wytwarzania i konieczność
przestrzegania standardów technicznych.
W ustawie Prawo energetyczne z jednej strony należy precyzyjnie
zdefiniować, kto jest odpowiedzialny za wystarczalność wytwarzania,
a kto ustanawia standardy techniczne i egzekwuje ich przestrzeganie.
W zakresie wystarczalności wytwarzania należy określić
środki i tryb podejmowania działań w celu wywiązania się z tego zadania.
Operator systemu przesyłowego powinien ustanawiać obowiązujące
standardy techniczne. Standardy te muszą być przestrzgane
przez wszystkich użytkowników KSE: operatorów,
wytwórców i odbiorców. Nieprzestrzeganie standardów technicznych
powinno podlegać sankcjom, dzięki którym OSP będzie
P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y c e P r a w o w e n e r g e t y 54
mógł skutecznie egzekwować od wszystkich podmiotów przyłączonych
do sieci spełnienie wymagań niezbędnych do zapewnienia
bezpiecznej pracy systemu. W ustawie Prawo energetyczne
brakuje określenia minimalnego pułapu inwestycji i zakresu
podejmowanych działań przez operatora systemu przesyłowego,
poniżej którego stan infrastruktury sieciowej się pogarsza
i ogranicza możliwości wypełniania przez operatora zaopatrzenia
w energię w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu
obowiązujących wymagań jakościowych. Operator systemu przesyłowego
powinien być zobowiązany do rozwoju i utrzymania
sieci zgodnie z określonymi i zharmonizowanymi: standardami
i zasadami niezbędnymi do funkcjonowania sieci na obszarze
wewnętrznego rynku energii (Europejski Kodeks Sieciowy).
Operator systemu przesyłowego powinien mieć możliwość skutecznej
i szybkiej realizacji programu modernizacji i rozbudowy
infrastruktury sieciowej. Jest to szczególnie ważne w odniesieniu
do inwestycji istotnych z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego.
Wymaga to podjęcia działań prawnych ułatwiających realizację
inwestycji infrastrukturalnych., które obecnie są bardzo
utrudnione z racji istniejących barier administracyjnych i prawnych,
skutecznie ograniczających szybkość i efektywność procesu inwestycyjnego.
Bariery prawne dotyczą przede wszystkim kwestii: lokalizacji
inwestycji, uzyskania tytułu prawnego do gruntu, licznych,
skomplikowanych i długotrwałych procedur administracyjnych.
Najlepszym sposobem wyeliminowania barier administracyjnych
i prawnych jest opracowanie ustawy kompleksowo regulującej infrastrukturalne
inwestycje o znaczeniu ponadlokalnym (problem
dotyczy rozbudowy infrastruktury: sieciowej przesyłowej, gazowej
i naftowo-paliwowej). Ważne jest ponadto stworzenie możliwości
powiązania rozwoju sieci przesyłowych z rozwojem sieci autostrad
i dróg ekspresowych.
Pełna i skuteczna realizacja działań z zakresu bezpieczeństwa
energetycznego przez operatora systemu przesyłowego wymaga
dokonania wielu istotnych zmian w zakresie jego obowiązków (np.
sfera standardów technicznych, obowiązek spełnienia minimalnych
standardów utrzymania i rozwoju systemu) i wyposażenia
OSP w środki i narzędzia pozwalające na ich realizację (np. odpowiedzialność
użytkowników systemu przesyłowego za stosowanie
się do instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, likwidacja
barier prawnych).
Dr inż. Waldemar Dołęga
Literatura
D y r e k t y w y U n i i E u r o p e j s k i e j
D1. Dyrektywa 2003/54/WE dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego
energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 98/30/WE (DzUrz WE L
176 z 15.07.2003).
D2. Dyrektywa 2005/89/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 18 stycznia
2006 r. dotycząca działań na rzecz zagwarantowania bezpieczeństwa
dostaw energii elektrycznej i instytucji infrastrukturalnych (DzUrz UE z
4.02.2006, L 33/22).
U s t a w y
U1. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (DzU z 2006 r.
nr 89, poz. 625, nr 104, poz. 708, nr 158, poz. 1123, nr 170, poz. 1217 oraz z
2007 r. nr 21, poz. 124, nr 52, poz. 343 i nr 115, poz. 790).
U2. Ustawa z 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane ( DzU z 1994 r., nr 89, poz.
414 z późn. zm).
U3. Ustawa z 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska (DzU z 2001 r.,
nr 62, poz. 627 z późn. zm.).
U4. Ustawa z 27 marca 2003 r. – o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym
(DzU z 2003 r., nr 80, poz. 717 z późn. zm).
U5. Ustawa z 21 sierpnia 1997 r. – o gospodarce nieruchomościami (DzU
z 1997 r., nr 115, poz. 741 z późn. zm.).
R o z p o r z ą d z e n i a
R1. Rozporządzenie ministra gospodarki z 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych
warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego
(DzU nr 93, poz. 623).
R2. Rozporządzenie ministra gospodarki z 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych
zasad kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną
(DzU nr 128, poz. 895)
R3. Rozporządzenie ministra gospodarki z 13 marca 2008 r. zmieniające
rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kalkulacji taryf oraz rozliczeń
w obrocie energią elektryczną (DzU nr 53, poz. 318).
R4. Rozporządzenie Rady Ministrów z 23 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych
zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaży paliw stałych
oraz w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej lub ciepła (DzU nr 133,
poz. 924).
I n s t r u k c j e
I1. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. Warunki korzystania,
prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci, Wersja 1.2.
PSE Operator S.A. Warszawa 2006.
55
I2. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej. Część ogólna.
EnergiaPro Grupa Tauron S.A. Wrocław 2008.
I3. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. Bilansowanie systemu
i zarządzanie ograniczeniami systemowymi, Wersja 1.2. PSE Operator
S.A. Warszawa 2006.
I4. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej. Część szczegółowa:
Bilansowanie systemu dystrybucyjnego i zarządzanie ograniczeniami
systemowymi. EnergiaPro Grupa Tauron S.A. Wrocław 2008.
P u b l i k a c j e
P1. Kasprzyk S.: Nad bezpieczeństwem energetycznym trzeba stale pracować.
Wokół Energetyki, sierpień 2007.
P2. Popczyk J.: Proponowane zmiany prawa energetycznego w zakresie
elektroenergetyki. Energetyka, wrzesień 2007.
P3. Popczyk J.: Stabilizacja bezpieczeństwa energetycznego Polski
w okresie 2008-2020 (z uwzględnieniem perspektywy 2050) za pomocą
zasobów własnych, mechanizmów rynkowych (ekonomiki) i innowacyjnych
technologii. Biuletyn URE, nr 2, marzec 2008.
O p r a c o w a n i a
O1. Dołęga W.: Analiza możliwości zastosowania środków legislacyjnych
do zapewnienia odpowiedniego bezpieczeństwa. Raporty Instytutu Energoelektryki
Politechniki Wrocławskiej Ser. Sprawozdania nr 26/2008,
Wrocław 2008.
O2. Obwieszczenie ministra gospodarki i Pracy z 1 lipca 2005 r. w sprawie
polityki energetycznej państwa do 2025 r. (DzU nr 42, poz. 562).
O3. Obwieszczenie ministra gospodarki z 15 listopada 2007 r. w sprawie
sprawozdania z wyników nadzoru nad bezpieczeństwem zaopatrzenia
w energię elektryczną (DzU nr 95, poz. 1037).
O4. Polityka energetyczna Polski do 2030 r. — Projekt opracowany przez
ministra gospodarki. Warszawa, wrzesień 2007.
O5. Program dla elektroenergetyki przyjęty przez Radę Ministrów
w 28 marca 2006 r.
O6. Raport dotyczący bezpieczeństwa sieci przesyłowych energii elektrycznej
w Polsce. Biuro Bezpieczeństwa Narodowego, Warszawa, 9 maja 2008.
O7. Raport Zespołu ds. Zbadania Przyczyn i Skutków Katastrofy Energetycznej
powołanego zarządzeniem wojewody zachodniopomorskiego nr
154/2008 z 22 kwietnia 2008 roku. Zachodniopomorski Urząd Wojewódzki
w Szczecinie, Szczecin — 30 czerwca 2008 r.
O8. Sprawozdanie z działalności prezesa URE – 2005. Biuletyn URE,
nr 3, maj 2006.
O9. Sprawozdanie z działalności prezesa URE – 2006. Biuletyn URE,
nr 3, maj 2007.
O10. Sprawozdanie z działalności prezesa URE – 2007. Biuletyn URE,
nr 3, maj 2008.
dr inż. Waldemar Dołęga jest adiunktem w Instytucie Energoelektryki
Politechniki Wrocławskiej. W swojej działalności naukowo-badawczej
i dydaktycznej zajmuje się: metodologią planowania rozwoju sieci przesyłowej,
problematyką ekonomiczno-prawną w elektroenergetyce, problematyką
bezpieczeństwa energetycznego, energetyką wiatrową, instalacjami
i urządzeniami elektroenergetycznymi oraz elektroenergetyką przemysłową.
Jest autorem lub współautorem dwóch podręczników akademickich
(Stacje elektroenergetyczne. Projektowanie instalacji elektrycznych
w obiektach przemysłowych. Zagadnienia wybrane), poradnika i skryptu
akademickiego oraz 40 innych publikacji krajowych i zagranicznych oraz
20 raportów. W ramach działalności naukowo-badawczej odbył zagraniczne
staże naukowe w Niemczech, Francji, we Włoszech, w Izraelu i na
Węgrzech oraz uczestniczył w wielu krajowych i zagranicznych projektach
badawczych (m.in. projekt badawczy zamawiany nr PBZ-MEiN-1/2/2006
„Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju”).

Ten wpis został opublikowany w kategorii Bez kategorii. Dodaj zakładkę do bezpośredniego odnośnika.

Dodaj komentarz

Twój adres email nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *