ZARZĄDZANIE W ELEKTROENERGETYCE 

 

WALDEMAR KAMRAT 
Elbud Gdańsk Holding S.A. 
Politechnika Gdańska 

 

WSPOMAGANIE ZARZĄDZANIA INFRASTRUKTURĄ SIECIOWĄ                           

W ELEKTROENERGETYCE 

 

Procesy zarządzania elektroenergetyczną infrastrukturą sieciową opierają się na rozwiązywaniu 

niezliczonej ilości problemów. Konieczne jest podejmowanie decyzji na różnych szczeblach i na 
podstawie znacznej ilości danych. Decyzje te muszą być wzajemnie koordynowane. Pozyskanie 

potrzebnych w danej chwili i aktualnych danych z ogromu informacji wymaga więc zastosowania 
technik komputerowych. Sprzyja temu coraz szybszy rozwój i upowszechnienie systemów 
informatycznych. 

Rozwój i zastosowanie systemów informatycznych w elektroenergetyce jest zarówno źródłem 

istotnej zależności sektora od systemów informatycznych, jak i rosnącego zapotrzebowania na 

technologie informatyczne adekwatne do potrzeb gospodarki. Współzależność ta jest prawdziwa tylko 
w tych przypadkach, gdy narzędzia informatyczne nie są traktowane jako jeszcze jedna inicjatywa, 
ale jako sposób na gruntowne przeobrażenie charakteru prowadzonej działalności. Powyższym 

problemom jest poświęcona dalsza część pracy.    

 

PROCESY ZARZĄDZANIA INFRASTRUKTURĄ SIECIOWĄ 

 
Racjonalne zarządzanie elektroenergetyczną infrastrukturą sieciową wymaga posiadania 

aktualnych baz danych o zasobach budowlanych, uzbrojeniu technicznym i uwarunkowaniach 

terenowo-geodezyjnych w zakresie zarządzania majątkiem sieciowym.  

Powyższym wymaganiom są w stanie sprostać jedynie komputerowe systemy geograficznej 

informacji przestrzennej (GIS), które powinny stanowić podstawę wyjściową do racjonalnych działań 

w zakresie zarządzania. Technika komputerowa wprowadziła bowiem nową jakość w tej dziedzinie, 
dokonując znacznego przełomu w zakresie wydajności zasobów informacji o terenie, możliwości ich 
integracji, jak              i przestrzennej lokalizacji danych. Oczywistością stała się zatem możliwość 

wykorzystania geograficznych systemów informacji przestrzennej jako narzędzi wspomagających 
zarządzanie infrastrukturą, a nawet szerzej – zarządzania energią. 

Procesy zarządzania infrastrukturą elektroenergetyczną, ogólnie rozumiane jako kompleksowe 

sterowanie i nadzór, wymagają dostarczania odpowiedniej liczby informacji i pomiarów z wielu, 
bardzo często oddalonych punktów sieci czy miejsc procesu technologicznego.  

Efektywne zarządzanie w rozległych układach takich jak sieci elektroenergetyczne, wymaga 

możliwości sterowania urządzeniami z jednego centralnego punktu dyspozytorskiego. Konieczne jest 
to zwłaszcza w stanach awaryjnych, gdzie szybka interwencja operatora może zapobiec zniszczeniom 

oraz ograniczyć przerwy dla odbiorców w dostawie energii elektrycznej. Ogólnie ujmując, na proces 
zarządzania energią między innymi powinny składać się [2]: 

•cykliczny odczyt i przetwarzanie danych na jednostki fizyczne, 

•kontrola przekroczeń i ograniczeń technologicznych, 
•kontrola przekroczeń dopuszczalnej szybkości zmian parametrów, 
•zapamiętywanie trendu, historii zmian parametrów, 

•wykonywanie obliczeń średnich itp., 
•wizualizacja bieżących wartości parametrów technologicznych i przebiegu zmian, 

•generowanie komunikatów alarmowych informacyjnych, 
•rejestracja zdarzeń i parametrów, 

•raportowanie (stanów alarmowych i ostrzeżeń), 

•regulacja, 
•zdalne sterowanie. 
 

Aby procesy zarządzania energią były efektywne, koniecznością staje się wykorzystywanie 

narzędzi informatycznych. Takimi narzędziami informatycznymi wspomagającymi procesy 

zarządzania energią  są aplikacje systemów SCADA (ang. Supervisory Control And Data Acquisition). 
Realizują one funkcje nadrzędnego sterowania, wizualizacji, monitorowania, gromadzenia danych, 
przez co pozwalają na pełną realizację procesów zarządzania energią. 

Z powyżej wymienionych powodów widać,  że wykorzystywanie narzędzi informatycznych jest 

koniecznością dla racjonalnego zarządzania energią. 

 

SYSTEMY GEOGRAFICZNEJ INFORMACJI PRZESTRZENNEJ 

 
Rozwój gospodarczy wymaga pełnej i aktualnej informacji przestrzennej. Od historycznych 

czasów informacja była przechowywana w postaci analogowej, tzn. klasycznych map, z naniesioną na 

nie lokalizacją obiektów oraz dokumentów, zawierających zestaw informacji opisujących dany obiekt. 
Dostępność do danych tej postaci była jednak utrudniona. Powodem tego była konieczność ich 
odszukiwania niejednokrotnie w obszernych archiwach. Aby dane te znalazły się we właściwym 

miejscu                i  czasie  tworzone  są Systemy Informacji Przestrzennej (SIT – w literaturze światowej 
LIS). Systemy te stanowią podstawę działania administracji państwa, władzy samorządowej, 

przedsiębiorstw, są   narzędziem do podejmowania decyzji o charakterze prawnym, administracyjnym 
i gospodarczym oraz pomocą w planowaniu i rozwoju. Technika komputerowa stworzyła nową jakość 
w tej dziedzinie, bowiem wzrosła wydajność tych systemów i możliwość ich integracji. 

Ukoronowaniem działań w tym zakresie jest powstanie Systemu Informacji Geograficznej (GIS), 
którego elementarną właściwością jest przestrzenna lokalizacja danych. Oznacza to, że na podstawie 
danych o systemie można precyzyjnie określić położenie zewidencjonowanego obiektu terenowego, a 

wraz z nim usytuować przestrzennie wybrany zestaw informacji opisujących ten obiekt. Wachlarz 
zastosowań systemu GIS jest szeroki. Oczywista jest możliwość wykorzystania takiego systemu do 
zarządzania siecią elektroenergetyczną, do planowania jej optymalnego rozwoju, a ogólnie mówiąc do 

wspomagania realizacji podstawowej funkcji zarządzania majątkiem sieciowym. 

 

Wdrożenie systemu GIS jest procesem długotrwałym i kosztownym, gdyż całe przedsięwzięcie 

opiera się na zgromadzeniu zasobów informacji graficzno-opisowych dotyczących obiektów, które 
mają być objęte systemem. Podaje się,  że koszt uzyskania danych stanowi  około 80 % kosztów 

całego przedsięwzięcia [3]. 

Przy opracowywaniu wymagań jakie winien spełniać system GIS, przyjmuje się,  że systemem 

muszą zostać objęte wszystkie typy urządzeń, dla których istotną cechą jest lokalizacja i połączenie z 

innymi urządzeniami. Dotyczy to wszystkich rodzajów sieci. Istotne jest prowadzenie w systemie 
różnych, lecz powiązanych ze sobą warstw, przy czym warstwa rzeczywistości geograficznej jest 
odwzorowana                          w odpowiedniej formie kartograficznej wraz z warstwą schematów i 

połączeń ideowych. Wymagane jest zachowanie połączeń i relacji między obiektami w poszczególnych 
warstwach tak, aby zmiany zachodzące            w jednej warstwie były odzwierciedlane w drugiej. System 

powinien mieć następujące właściwości takie jak [3]: 

 
• posiadanie modułu umożliwiającego pozyskiwanie i aktualizację danych, 

• selektywny wybór treści do wyświetlania, 
• dobieranie  środków prezentacji map w zależności od tematyki, skali wyświetlania i wartości 

przedstawianych zjawisk oraz możliwość definiowania kategorii zmian przedstawiania, 

• selekcjonowanie i wyszukiwanie obiektów na podstawie ich cech, 
• analizy przestrzenne i sieciowe przy użyciu standardu wyrażeń SQL i operatorów 

przestrzennych, 

• tworzenie i modyfikacja zależności topologicznych między obiektami, 
• mechanizmy przeprowadzania tzw. transakcji długoterminowych we wszystkich fazach budowy 

systemu (projekt, tworzenie i eksploatacja), w celu umożliwienia prowadzenia oddzielnych projektów 

równocześnie z zabezpieczeniem udostępniania wersji projektowych innym użytkownikom, 
zatwierdzania tych wersji i wprowadzania ich do użycia, 

• dopasowanie adresów, tzw. geokodowanie (proces, dzięki któremu na mapie można ulokować 

obiekt na podstawie adresu), 

• możliwość prowadzenia warstwy geograficznej sprzężonej interaktywnie ze schematami, 

• wyposażenie w rozbudowane środowisko do rozwijania aplikacji, 
• połączenie z zewnętrzną bazą danych i współpraca z aplikacjami zewnętrznymi, 
• wymiana danych z innymi systemami (eksport / import) z możliwością definiowania struktur 

danych i formatów użytkownika, 

• współpraca z systemami zarządzania ruchem (SCADA), 

• bogate możliwości tworzenia raportów i ich prezentacja w popularnych środowiskach np. MS 

Office,  

• możliwość integracji w ramach systemu zarządzania informacją (MIS – ang. Management 

Information System), 

• dynamiczne wyświetlanie danych na mapie w czasie rzeczywistym, 
• technika dołączania obiektów multimedialnych. 

 

Zadania, jakim może sprostać Geograficzny System Informacji przy zastosowaniu go w elektro-

energetyce to: 

• możliwość wprowadzania danych, 
• zarządzanie danymi, tzn. szybki dostęp do dowolnej informacji o dowolnym urządzeniu, 
• wymiana danych z innymi zakładami (np. ciepłownictwo, gazownictwo, wodociągi, geodezja 

itp.), 

• wspomaganie dyspozycji ruchu (współpraca z systemami SCADA), 

• wspomaganie eksploatacji sieci, 
• analiza awaryjności, 
• obliczenia inżynierskie, 

• planowanie rozwoju sieci, 
• informacja o klientach, 
• prace dla celów prawnych, 

• zarządzanie majątkiem. 

  

Istnieje wiele rozwiązań systemów geograficznej informacji przestrzennej. Niejednokrotnie 

elektroenergetyka tworzy je we własnym zakresie według własnych potrzeb. Jednym z częściej 
spotykanych i efektywnych systemów geograficznej informacji przestrzennej jest nowoczesny system 

SICAD (ang. Siemens Nixdorf Computer Aided Design), zaprojektowany przez firmę SIEMENS 
NIXDORF dla celów informacyjnych, dokumentacyjnych oraz planowania i statystyk. SICAD od 
początku był rozwijany w bliskiej współpracy z użytkownikami przemysłu energetycznego, dlatego w 

Europie i na świecie SICAD jest jednym z przodujących systemów informacyjnych, a w Niemczech, 
skąd się wywodzi, zajmuje 50 % rynku [4]. W związku z powyższym system ten został wybrany w celu 
bliższego scharakteryzowania. 

 

System SICAD zapewnia wygodne i szybkie tworzenie, aktualizowanie i analizę planów oraz 

dodatkowe opisy techniczne (tzw. dane niegraficzne lub opisowe), które mogą być dołączane do 

planów obrazujących np. infrastrukturę techniczną. Jednolitość cyfrowego systemu informacji 
wykonanego                 w formie modularnej powoduje, że jest on bardzo przyjazny użytkownikowi, 
oferuje szerokie możliwości aktualizowania oraz pełny zakres funkcji kartograficznych, przez co 

odpowiada na jego praktyczne zapotrzebowanie. Użytkownik nawet nie posiadający szczegółowej 
wiedzy w zakresie obsługi programów GIS jest w stanie bardzo szybko opanować pracę w SICAD-zie. 
Menu digitizera oraz procedury (makra) umożliwiają użytkownikowi dodatkową pomoc.  

Dokumentacja geograficzna oraz system informacyjny utworzony w SICAD-zie spełniają pewne 

podstawowe wymagania, a mianowicie [5]: 

• stanowią funkcjonalną, logiczną i rzeczywistą reprezentację struktury sieci, 

• zapewniają trwałe i niezawodne przechowywanie danych, występujących w strukturze sieci, 
• zapewniają pełną integrację informacji graficznych z opisowymi. 

 
Do zarządzania, analizy i sterowania wszystkimi elementami geometrycznymi i danymi 

alfanumerycznymi SICAD wykorzystuje geograficzną bazę danych (GDB) relatywnie do danego 

obszaru użytecznego. Geograficzna baza danych zwykle definiowana jest jako obszar prostokątny. 

SICAD umożliwia jednorodne i kompleksowe planowanie, gdyż generuje spójny zestaw planów 

wyposażonych w powiązania logiczne. Geograficzna baza danych może być stosowana do 

uzupełniania danych graficznych, poprzez dodanie do nich danych opisowych, co obrazuje rys.1. 

 

Punkt zasilania 
HA 
Miasto 
Ulica 
Nr budynku 
Rok wybudowania 
Ogrzewanie elektr. 
. 
. 
. 

Miasto 
OR 
Miasto 
X

1

 

Y

1

 

X

2

 

Y

2

 

. 
. 
. 

Miernik 
ZA 
Miernik nr 
Odczyt 
Klienta nr  
Typ 
Instalacja 
. 
. 
. 

Klient 
KU 
Klient nr 
Miasto 
Ulica 
Nr budynku 
Wartość znam. 
mocy 
. 
. 

Ulica 
ST 
Miasto 
Ulica 
Kod 
. 
. 
. 

NAYY 5*120 

Rys. 1. Przykład połączeń danych graficznych z opisowymi 

Rys. 2. Struktura komórkowa geograficznej bazy danych 

4879 

6 

488

0 

10 

488

1 

11

488

2 

8

4878 

19 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Dane opisowe mogą być przywoływane i listowane poprzez różnorodne zapytania. Umożliwia to 

selekcję danych opisowych i wskazuje, które należą do danego obiektu geometrycznego. Możliwe jest 

też wywołanie odwrotne, tzn. dane opisowe połączone z pojedynczymi elementami graficznymi mogą 
być przywoływane poprzez wskazanie myszką danego obiektu geometrycznego na ekranie monitora. 

 

Połączenie logiczne pozwala obu typom danych na porównywanie i aktualizację, która zapewnia 

wewnętrzną zgodność danych z systemem informacyjnym. Dane niegraficzne mogą być prezentowane             

w zależności od budowy programu użytkowego w różny sposób i niezależnie od elementów 
graficznych. 

 

 Wielkość geograficznej bazy danych jest zależna od obszaru, jaki opisuje i od gęstości zawartych 

w niej informacji. Z tego względu SICAD realizuje funkcję przetwarzania, która automatycznie dzieli 
całe obszary geograficznej bazy danych GDB na komórki (rys.2.). Taka struktura ma wiele zalet, a 

mianowicie [5]: 

• czas dostępu do danych jest znacznie przyspieszony, niezależnie od rozmiaru bazy danych 

GDB, 

• praca na możliwie najmniejszych obszarach, oznaczająca krótki czas reakcji, który przyczynia 

się do obniżki kosztów całego systemu, 

• zapytania o dane opisowe są przyspieszane dzięki wyszczególnieniu ich geograficznego 

określenia, 

• mniejsze obszary map są szczególnie elastyczne i wygodne w operowaniu, 

• wyjście graficzne na ploter może być w pełni zoptymalizowane.  

 

 

 

 

 

 

 

 

Rys. 3. Przykład zastosowania warstw 

GDB

 

Warstwa dla planu 

istniejącej sieci 

Warstwa dla planu 

generalnego sieci  Warstwa dla schematu 

ideowego sieci 

113 

113 

20 kV 

113 

20 kV 

20 kV 

1 kV 

1 kV 

Stacja

Stacja

Stacja

Nr 113 
Data 1999 
Typ   KSU 
. 
. 
. 

Cechy systemu SICAD to: 

• możliwość rozproszonego przechowywania i zarządzania danymi w sieciach komputerowych za 

pomocą platformy obsługującej protokoły TCP/IP, 

• możliwość instalacji w różnych systemach operacyjnych, 

• współpraca z relacyjnymi bazami danych, jak np. : Informix, Oracle, 
• łatwość tworzenia i przystosowywania aplikacji do potrzeb klienta, 

• bardzo bogaty zestaw funkcji kartograficznych, 
• możliwość współpracy z innymi systemami CAD/CAM, 
• możliwość tworzenia złożonych struktur z elementów graficznych. 

 
System geograficznej informacji przestrzennej SICAD umożliwia definiowanie różnego rodzaju 

grafiki z informacjami w zakresie różnych dziedzin. Dla celów przetwarzania graficznego mogą być 

one wzajemnie na siebie nakładane. System posiada pełny zestaw praw dostępu i zabezpieczeń 
informacji w postaci haseł uprawniających do dostępu do określonych plików. Dodatkowo oferuje 
wiele funkcji, przeznaczonych do zapewnienia dokładności zgodności danych, a mianowicie [5]: 

• zapis zmienionych danych, 
• wymagania identyfikacji hasła przed dokonaniem zmian danych, 
• automatyczne blokowanie danych w czasie wykonywania na nich zmiany, 

• zabezpieczenia danych, 
• wyjście zapisanych danych w postaci pliku tekstowego, 

• wymiana danych graficznych i opisowych z innymi użytkownikami SICAD-a i innymi 

systemami, 

• blokowanie pewnych plików w celu ich modyfikacji, 

• automatyczna weryfikacja dokładności i zgodności danych, 
• kompleksowe testy i funkcje korekcyjne. 
 

Istotną zaletą systemu SICAD jest fakt, iż jego geograficzna baza danych GDB może być 

podłączana do innych baz danych, a także w zależności od dostępnej struktury do bazy GBD można 
podłączyć inne bazy danych, co umożliwia wymianę danych między firmami, w których są dostępne 

wszystkie aktualnie    zgodne dane. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Możliwość integracji dodatkowych danych opisowych z różnorodnymi dokumentami i planami 

jest bardzo użyteczna przy tworzeniu sieciowego systemu informacyjnego między innymi dla potrzeb 
zarządzania majątkiem sieciowym. SICAD bowiem spełnia te wymagania poprzez zastosowanie 

warstw (rys. 3.), gdyż umożliwia integrację do 256 różnych warstw. 

 
Z punktu widzenia graficznego jedna warstwa jest niezależna od drugiej i mogą one być 

nakładane jedna na drugą. Przykładowo, jedna warstwa to mapa podstawowa ze wszystkimi 
szczegółami mapy sytuacyjnej, na którą można nałożyć warstwę w postaci sieci energetycznej 

niskiego napięcia. Następnie można dołączyć warstwę informacyjną w postaci sieci średniego 

napięcia itp. Elementy graficzne na pojedynczych planach, np. transformatory lub szyny zbiorcze, 
mogą być bezpośrednio lub pośrednio połączone z rekordami niegraficznymi w innych warstwach. 

 

System SICAD w tworzonym w nim technicznym sieciowym systemie informacji, odzwierciedla 

rzeczywiste elementy struktury sieci (linie zasilające, węzły sieciowe, osprzęt dla linii zasilających 

oraz stacji rozdzielczych, itp.). Żeby to zrealizować, system oferuje [5]: 

• odwzorowanie elementów sieci, obiektów sieci z takimi własnościami jak np. typ przewodu, 

materiał, przekrój poprzeczny przewodu, rok położenia przewodu, itp., 

• składanie różnych elementów sieci, sekcji sieci do formy liniowej w sensie interpretowanym 

jako logika sieciowa, 

• reprezentację stanów obwodów, położenia wyłączników włącznie ze wszystkimi podłączonymi 

elementami sieci i liniami zasilającymi, 

• możliwość kontroli w ujęciu graficznym linii przesyłowych i węzłów (połączenia, ilość linii, typ 

linii), co oznacza, że od momentu ostatecznego stworzenia systemu informacji jest gwarantowana 

duża dokładność zarejestrowanych elementów sieci, 

• modyfikacje logicznej i graficznej reprezentacji stanów obwodów, położenia wyłączników, 
• połączenie elementów sieci z rekordami niegraficznymi, co pozwala na stworzenie jakby 

przewodnika po sieci i umożliwia szybkie odnalezienie danego elementu poprzez bazę danych, 

• definiowanie standardowych symboli, które umożliwiają przedstawienie w sposób czytelny 

elementów sieci, także w zależności od dziedziny zastosowania.   

 
Logicznie zbudowana w SICAD-zie sieć cyfrowa pozwala na otrzymanie szybkich odpowiedzi na 

wiele rodzajów pytań. Przykładowo system ten dysponuje szybkimi i bezpiecznymi metodami 
wyznaczania: 

• odległości między punktami obwodu sieciowego, 

• wartości statycznych, ukazujących ilości poszczególnych elementów sieci wybranych przez ich 

wskazanie, 

• wykazów wszystkich połączonych ze sobą elementów sieci od zadanego podanego punktu 

początkowego. 

 

W procesach zarządzania majątkiem sieciowym istnieje potrzeba generowania dużej liczby 

planów poglądowych i ciągłej ich aktualizacji. Oczywiście plany te mogą zawierać dużo mniej 
informacji niż szczegółowe plany sieciowe ze względu na swoją skalę i potrzeby przejrzystości. System 

SICAD umożliwia to dzięki zastosowaniu automatycznej generalizacji graficznej. Program dokonujący 
generalizacji umożliwia wygładzanie linii, rozdzielanie lub łączenie linii równoległych, manipulację 
symbolami stacji           i ich środowiskiem, przesuwanie wycinków tekstów i selekcję potrzebnych 

elementów [5]. 

 
Zarejestrowanie sieci zasilającej w systemie informacyjnym oznacza dostępność do informacji 

niezbędnych do jej obliczeń. Program SINCAL (ang. Siemens Nixdorf Network Calculations) został 
zaprojektowany dla celów obliczeniowych oraz planowania sieci zasilających [5]. Moduły programu 
SINCAL pozwalają praktycznie na symulację wszystkich rodzajów sieci zasilających. SINCAL 

umożliwia statyczną i dynamiczną symulację procesów nie tylko dla sieci elektroenergetycznych. 
Zintegrowany moduł SICAD/SINCAL generuje dane wejściowe do obliczeń sieci i przekazuje je do 
programu SINCAL w celu obliczeń. Moduł integracyjny pozwala na przeprowadzenie obliczeń dla 

części oraz dla całości konfiguracji sieci. Dla celów planowania i zarządzania istnieje także możliwość 
rozszerzenia sieci, a także  dane                            z  SICAD-a  mogą być zmieniane za pomocą programu 

SINCAL, przykładowo modyfikacja topologii sieci. 

 

PROBLEMATYKA I UWARUNKOWANIA TECHNICZNO-ORGANIZACYJNE 

WPROWADZENIA GEOGRAFICZNYCH SYSTEMÓW INFORMACJI                                    

W ELEKTROENERGETYCE 

 

Z reguły w każdym zakładzie sektora elektroenergetyki znajduje się Wydział Dokumentacji. 

Celem jego jest gromadzenie, przetwarzanie i udostępnianie dokumentacji sieci WN, SN, nn bądź 
sieci  światłowodowej dla celów eksploatacyjnych i planistycznych. Gromadzenie dokumentacji 

polegało dawniej na odpowiednim zorganizowaniu i prowadzeniu systemu archiwizacji danych, 

tworzonych metodą tradycyjną w postaci map i schematów kreślonych na papierze oraz danych 

opisowych także papierowych. Taka inwentaryzacja zbiorcza urządzeń elektroenergetycznych nie była 
i nie jest wydajna, ponieważ nie ma powiązania tych wszystkich informacji. Z powodu dużego 
zagęszczenia obiektów na mapach geodezyjnych przydatność tych map przy prowadzeniu 

szczegółowej dokumentacji eksploatacyjnej sieci,           a także w procesach planowania i 
zarządzania była raczej niewielka. Systemy GIS wprowadzają nową jakość w tej dziedzinie, dokonując 

znacznego przełomu w zakresie wydajności zasobów informacji o terenie, możliwości ich integracji, 
jak i przestrzennej lokalizacji danych. 

Z procesem wprowadzania systemów geograficznej informacji przestrzennej w elektroenergetyce 

wiąże się jednak wiele problemów technicznych i uwarunkowań techniczno-organizacyjnych. 
Przykładowo, gdy operator systemu przesyłowego lub zakład energetyczny zdecydują się na 
wdrożenie systemu, to powinni zdawać sobie sprawę, że jest to długotrwały i kosztowny proces, który 

pociąga za sobą konieczność odpowiedniego rozłożenia w czasie prowadzonych działań, dokonywania 
wyborów odpowiedniego oprogramowania i sprzętu.  

 

Jednym z pierwszych wyborów, jakich powinien dokonać inwestor, to wybór odpowiedniego 

oprogramowania, który spełni wszystkie oczekiwania pokładane w wprowadzanym systemie 
geograficznej informacji. Następnie należy podjąć decyzję, co do sposobu realizacji przedsięwzięcia, 

które opiera się na przetwarzaniu danych z archiwum do postaci numerycznej. Zadanie to może 
zostać wykonane w oparciu          o własnych, odpowiednio przeszkolonych pracowników lub może 

być zlecone firmie zewnętrznej zajmującej się tworzeniem systemów GIS. Niezależnie od tego, jaki 
sposób realizacji zostanie wybrany, należy podjąć prace w celu informatyzacji Wydziału 
Dokumentacji jak i przeszkolenia pracowników, mających obsługiwać nowy system. Wymieniona 

informatyzacja Wydziału Dokumentacji nie opiera się tylko na zakupie komputerów mających 
obsługiwać oprogramowanie systemu, lecz także drukarek, plotera wielkoformatowego oraz 
wielkoformatowego zestawu powielającego, składającego się ze skanera                  i kserokopiarki 

sterowanych komputerowo. 

 
System Geograficznej Informacji Przestrzennej składa się z reguły z następujących warstw 

tematycznych, takich jak: 

• szczegółowy plan sytuacyjny, 

• szczegółowy plan sieci uzbrojenia terenu, 
• podział na arkusze planów sytuacyjnych, 
• poglądowy plan linii elektroenergetycznej, 

• poglądowy plan podziału administracyjnego. 
 
Utworzenie powyższych warstw wymaga skompletowania wszystkich potrzebnych informacji, 

dotyczących obszaru obejmowanego systemem. Szczegółowy plan sytuacyjny powstaje przez 
digitalizację wielkoskalowych map geodezyjnych (map zasadniczych i ewidencyjnych w skalach od 
1:500 do 1:5000). Mapy te można uzyskać w Wojewódzkich Ośrodkach Dokumentacji Geodezyjnej i 

Kartograficznej. Na szczegółowy plan sytuacyjny składa się dokumentacja dotycząca: 

• przedstawienia granic i numeracji działek ewidencyjnych z przyporządkowaniem ich do 

właściwego obrębu geodezyjnego i jednostki podziału administracyjnego kraju, 

• przedstawienia przebiegu granic użytków gruntowych, 
• przedstawienia budynków, dróg i innych obiektów infrastruktury technicznej, 

• przedstawienia wybranych elementów rzeźby terenu. 

Dla obiektu „działka ewidencyjna” można uzyskać dane o właścicielu danej nieruchomości. 
Na szczegółowy plan sieci uzbrojenia terenu składa się dokumentacja dotycząca: 

• przedstawienia przebiegu linii elektroenergetycznej będącej przedmiotem opracowania, 
• przedstawienia przebiegu innych sieci uzbrojenia terenu znajdujących się w granicach strefy 

opracowywania. 

 
Przedmiotowe informacje należy przenieść z teczek z archiwum wraz z danymi opisowymi 

dotyczącymi np.: typu sieci, rodzaju sieci, numeracją  słupów, itp.. Nie zawsze jednak dostępne 
informacje są aktualne, należy więc je zweryfikować ze stanem aktualnym. 

Podział na arkusze planów sytuacyjnych umożliwia późniejsze wygodne drukowanie żądanych 

danych i ich wyszukiwanie. Do każdego arkusza przypisuje się informacje opisowe o danym odcinku 
linii                 np.: zakres prezentowanych przęseł, jednostki podziału administracyjnego będące w 
zakresie arkusza stan aktualności danych. 

 

Gdy operacji przetwarzania informacji do postaci numerycznej systemu GIS dokonują 

pracownicy Wydziału Dokumentacji, nie zachodzi konieczność weryfikacji poprawności 
odwzorowania, która ma jednak miejsce, gdy powyższe czynności wykonuje firma z zewnątrz. 

 

NARZĘDZIA POMOCNE W TWORZENIU SYSTEMÓW GEOGRAFICZNEJ 

INFORMACJI PRZESTRZENNEJ 

 
W opinii autora niniejszej pracy proces wprowadzania systemów GIS w elektroenergetyce nie 

powinien być długotrwały ani zbyt kosztowny. Wiąże się on z koniecznością digitalizacji tradycyjnych 
map geodezyjnych oraz nanoszeniem na nie infrastruktury sieciowej.  

 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Często archiwalne plany przebiegu linii elektroenergetycznych są niekompletne i mało dokładne, 

przez co wymagają aktualizacji. Wiąże się z tym konieczność przeprowadzania oględzin terenowych, 
co spowalnia procedury inwentaryzacji. 

Aby temu zapobiec, stosuje się narzędzia pomocnicze, które pozwalają znacząco przyśpieszyć 

żmudną inwentaryzację.  

Takim narzędziem jest system FLI-MAP [8,9], który upraszcza i przyspiesza tworzenie systemów 

GIS. FLI-MAP (ang. Fast Laser Imaging and Mapping Airborne Platform) składa się z helikoptera 
wyposażonego w laser skanujący, który może pomierzyć długość ponad 225 km dziennie (fot. 1.). 

 Lecąc na wysokości 20 – 225 m z prędkością 40 – 80 km/h system lokalizuje średnio 10 – 20 

punktów na m

2

. Ten wysoki wskaźnik zagęszczenia punktów pozwala na określenie dokładnej i 

wiarygodnej pozycji    i wysokości urządzeń, podstacji, słupów i innych obiektów w skanowanym 
korytarzu. Ponadto jest możliwe wykrycie zwisu przewodów, stanu technicznego istniejących linii 

albo przeszukanie terenu pod kątem zlokalizowania nowych linii [8,9]. 

 
FLI-MAP integruje kinematyczny system GPS, laser skanujący oraz Bezwładnościowy System 

Integracji (INS) i cyfrowy obraz w kompletną przenośną platformę pomiarową. Dzięki użyciu 
zaawansowanej kinematycznej technologii GPS, może zostać osiągnięta relatywna dokładność 
dokonywanych pomiarów 3 – 6 cm (absolutna: 7 – 10 cm) bez względu na warunki środowiskowe 

bądź też brak pozwolenia wstępu na każdą posiadłość [8]. 

 

FLI-MAP jest wyposażony w dwie (o wysokiej rozdzielczości) kolorowe cyfrowe kamery S-VHS. 

Jedna  z kamer patrząca w dół nagrywa w każdej chwili tę samą część terenu, którą skanuje laser. 
Precyzyjny czas UTC jest zapisywany wraz z każdą klatką filmu, co zapewnia dokładne powiązanie z 

danymi laserowymi. Wiadomości (komunikaty) pilotów i operatora systemu są zapisywane na ścieżce 

Fot. 1. FLI-MAP według [8] 

audio taśmy w celu archiwizacji i pomocy w interpretacji obrazu. Dokładność ustalania pozycji w 

systemie FLI-MAP zapewniają dwa umieszczone na helikopterze odbiorniki GPS oraz wiele 
naziemnych stacji GPS. Odbiorniki satelitarne Omnistar są wykorzystywane do ułatwiania pilotowi 
helikoptera dokładnej nawigacji w czasie rzeczywistym wzdłuż wcześniej ustalonej trasy przelotu [8].  

 
Laser skanujący jest bezpiecznym dla oczu człowieka, bezodbiciowym odległościomierzem 

(dalmierzem) zdolnym do wykonywania pomiarów w zakresie odległości 15 – 225 m. Każdy 
zeskanowany obraz zawiera 200 uszeregowanych pomiarów. Kąt skanowania wynosi 60 stopni i w 
związku z tym szerokość skanowanego pasa terenu jest prawie równa wysokości samolotu ponad 

ziemią. Operacyjnie laser skanuje w tempie 60 razy na sekundę, co 12 000 punktów na sekundę [8]. 

 
System FLI-MAP nakierowuje i prowadzi pilota wzdłuż ustalonego planu linii lotu, używając 

pulpitu  świetlnego do wykazania odchylenia od kursu zarówno poziomego, jak i pionowego. Kurs 
poziomy jest określony przez system pozycjonowania i nawigacji, a kurs pionowy – przez laser 
skanujący.  

Komputer, obsługujący system pracujący w powietrzu, to wiele połączonych, opartych na 

technologii Intela komputerów PC, które zapewniają sterowanie danymi z powietrza oraz kontrolę i 
przebieg nawigacji. Pomiary takie jak: pozornie wyrównane GPS i nośnik fazowy, nagrania skanów 

laserowych przedstawione w czasie rzeczywistym są przechowywane na przenośnych nośnikach 
danych. 

 
Jako że system FLI-MAP jest systemem modularnym, może być zamontowany w różnych typach 

helikopterów. Z tego powodu system ten jest podzielony na dwie główne części, a mianowicie 

platformę        z czujnikami i system komputerowy. Platforma jest zamontowana do standardowych 
punktów podłączeniowych (cargo) na zewnątrz helikoptera. Platforma ta zawiera laser, kamerę wideo 
oraz dwa specjalnie zaprojektowane wysięgniki, na których zamocowane są anteny GPS. Zestaw 

komputerowy zawiera wszystkie urządzenia potrzebne do zbierania i przetwarzania danych, takie jak 
odbiorniki  GPS                        i  Omnistar,  magnetowidy,  tablicę komputerową i urządzenia do 
magazynowania danych. System komputerowy jest umieszczony wewnątrz helikoptera i jest 

połączony z platformą z czujnikami poprzez rdzeń centralny [8,9]. 

 

Na koniec każdego dnia gromadzenia danych, ścieżka lotu helikoptera jest wstępnie 

przetwarzana, sprawdzana i formatowana w specjalny plik wraz z informacją o nastawieniu 
platformy. Podczas wstępnego przetwarzania, dane są sprawdzane na różne sposoby tak, aby 

upewnić się,  że odczyty są zadowalające i że nie powstały  żadne luki w pomiarach. Odpowiednia 
pozioma projekcja mapy, pionowe parametry modelowe i pożądane jednostki są wybierane. Specjalne 
oprogramowanie jest używane do przeliczenia dokładnych wektorów ze wszystkich stacji bazowych 

do helikoptera.  

 
Ażeby obliczyć współrzędne X,Y,Z z odczytów laserowych z GPS, platformy i danych laserowych, 

jak również wydobyć  użyteczne informacje z tych danych systemu FLI-MAP, należy użyć 
oprogramowania FLIP7 (działający pod Microsoft Windows 95 lub NT 4.0). To specjalistyczne 

oprogramowanie komputerowe łączy pozycję helikoptera i informacje dodatkowe z danymi 
laserowymi i obrazem wideo. FLIP7 zapewnia pełną kompatybilność z systemem CAD (Komputerowe 
Wspomaganie Projektowania). FLIP7 wraz z innym programem (nazywanym VcrController), 

kontroluje kod czasowy VCR, który pozwala użytkownikowi skoordynować obrazy wideo z 
przetworzonymi danymi laserowymi w celu uzyskania pełnej prezentacji multimedialnej 
pomierzonego terenu. FLIP7 jest również pomocny w przeglądaniu i weryfikowaniu obrazu wideo, 

pozwalając zgromadzić dodatkowe informacje z obrazu o wysokiej rozdzielczości. 

Wizualizacja prawie 625 000 punktów danych na kilometr może zostać wykonana na kilka 

sposobów, które umożliwiają szybką i dokładną interpretację a mianowicie: 

• „Kolor wysokości (wzniesienia, spiętrzenia)” – punkty laserowe zostaną wyświetlone jako 

kolorowy wzór i w ten sposób, że obiekty i cechy, które mają pionowe uwypuklenie, są  łatwo 

zauważalne, 

• „Kolor intensywności” – różne materiały mogą mieć różną intensywność odbicia tak więc 

obiekty            i cechy, które mają małe pionowe uwypuklenie albo żadnego, są łatwo interpretowane 

przez zmianę intensywności. 

 
FLIP7 używa kilku specjalnych filtrów w celu zredukowania oryginalnych danych w bardziej 

nadający się do obróbki zestaw punktów. Niektóre z filtrów zawartych w programie FLIP7 to: filtr 

ziemny (odnoszący się do gruntu), filtr przewodów, filtr słupów, filtr linii. Powyższe filtry są używane 

do tematycznego pogrupowania danych laserowych i pozwalają na przeglądanie i eksportowanie 
każdego tematu z osobna. Różne trójwymiarowe programy mogą być  używane do dalszej analizy 
danych takich jak ziemia, przewody i słupy, które to elementy są wykorzystywane przez 

oprogramowanie inżynieryjne nazywane PLS-CADD, rozpowszechniane przez Power Line Systems, do 
analiz i projektowania [8]. 

 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

FLIP7 pokazuje dane laserowe na różne sposoby, pozwalając użytkownikowi uzyskać 

trójwymiarową informację o pozycji jakiegokolwiek obiektu albo cechy przedstawionej w danych. 

FLIP7 obsługuje pojedyncze punkty i wielosegmentowe polilinie, które mogą być zdefiniowane jako 
obiekty rysunku i może pomieścić nieograniczoną ilość obiektów rysunkowych. Nieograniczona ilość 

warstw może być zdefiniowana i oznaczona własnym kolorem. 

 
FLIP7 umożliwia również przypisywanie danym graficznym informacji niegraficznych. Każda 

warstwa zawiera obiekty rysunkowe, które składają się z punktów, polilinii lub zbiorów punktów i 
polilinii. Każda klasa obiektów może mieć swój własny, zdefiniowany przez użytkownika, 
nieograniczony zbiór atrybutów, które mogą mieć nieograniczone ilości zdefiniowanych wartości. 

Kiedy użytkownik „wyciąga” punkt na danej warstwie, pojawia się okno dialogowe z bazą danych do 
wypełnienia np. pojawi się tabela danych zawierająca: „Numer słupa”, „Typ słupa”, „Typ izolatora”, 
„Konfiguracja izolatora” itp. Predefiniowane wartości dla „Typ izolatora” jak „Ceramiczny”, 

„Polimerowy”, „Inny” mogą zostać wybrane z listy wybo-   rów [8]. 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Obiekty rysunkowe i ich atrybuty mogą być importowane do FLIP7 lub eksportowane do 

trójwymiarowego programu, dzięki wykorzystaniu formatu AutoCAD DXF lub prostego, elastycznego 
definiowanego przez użytkownika formatu tekstowego ASCII. Przykładem takiego oprogramowania 

są: PLS-CADD Power Line System do analizowania i projektowania linii transmisyjnych i Track 

Fot. 2. Wizualizacja danych laserowych według [8] 

Rys. 4. Prezentacja trójwymiarowa linii oraz profil linii według [8] 

Maintenance Management System (system zarządzania i utrzymywania linii) produkowany przez 

Optram dla danych, służących efektywnemu zarządzaniu liniami elektroenergetycznymi. 

 
Przykładem zastosowania systemu FLI-MAP jest zinwentaryzowanie około 1000 km linii 

wysokiego napięcia należących do Nuon, największego zakładu energetycznego w Holandii [9]. 
Ponieważ linie przesyłowe z długimi przęsłami są trudne do odwzorowania za pomocą metod 

konwencjonalnych (są drogie i czasochłonne), podjęto decyzję o użyciu laserowego wysokościowego 
systemu  FLI-MAP.  Decyzja                                    o  przeprowadzeniu  pomiarów  przy  użyciu nowej techniki 
wynikała z możliwości szybkiego dostarczenia końcowych danych, gdyż FLI-MAP był w stanie 

dostarczyć potrzebne dane w ciągu kilku dni, a nie miesięcy. 

Operacja trwała 4,5 dnia i zaowocowała pomiarami 1000 km linii wysokiego napięcia, 

uzyskanymi dzięki FLI-MAP [9]. 

W projekcie Nuon wymagane były następujące dane: 
• pozycje 3731 słupów i 67 podstacji, 
• wysokość każdego słupa, 

• dodatkowe atrybuty (numer słupa i linii), 
• profil podłużny wzdłuż linii centralnej z dwoma punktami na metr, 
• plik DXF zawierający profil obejmujący numer słupa narysowany w poprawnym miejscu w 

profilu. 

 

Z powodu kilku problemów startowych wynikających z faktu, iż po raz pierwszy wymagane były 

powyższe dane, cały proces digitalizacji linii został ukończony w ciągu czterech tygodni. 

Ograniczenia tradycyjnych technik mapowania korytarzowego zniknęły przy zastosowaniu FLI-

MAP, ponieważ  zapewnia  on  unikalną metodę pomiarów długich korytarzy poprzez zbieranie 
dokładnych danych w precyzyjny, wiarygodny, efektywny kosztowo i szybki sposób. Laserowe 
obrazowanie i szeregowanie danych, zintegrowane z kinematycznym GPS i cyfrowym obrazem wideo, 

pozwoliło firmie Nuon zdobyć cenną inwentaryzację 1000 km linii wysokiego napięcia w ciągu kilku 
tygodni (zamiast miesięcy)                                       i z  dokładnością porównywalną do tradycyjnych metod 
pomiarowych [9]. 

Przy zastosowaniu tradycyjnych metod pomiarowych zebranie takiego samego zasobu danych, 

zawierającego miliony punktów {X,Y,Z} tworzących profil podłużny, potrzeba wielu lat. Nawet gdyby 

profil podłużny składał się z jednego punktu na 100 metrów (zamiast dwóch na metr), ukończenie 
pomiarów zajęłoby kilka miesięcy. 

Dane laserowe i obraz wideo z obu kamer mogą zapewnić informacje dla innych aplikacji, takich 

jak identyfikacja obiektów (budynki, drzewa itp.), które mogą zagrażać linii elektroenergetycznej i 
określenie zwisu istniejących przewodów. Obraz wideo może być także wykorzystany do ustalenia 
aktualnej sytuacji w czasie pomiarów, stanowiąc dowody w prawnych konfliktach wynikłych z 

nielegalnej działalności budowlanej prowadzonej wzdłuż linii energetycznej. 

 

ZAKOŃCZENIE 

 
Systemy informatyczne w coraz większym stopniu determinują nie tylko sposób postrzegania 

operatora systemu przesyłowego (PSE) i przedsiębiorstw elektroenergetycznych przez klientów, 

pracowników, partnerów i inwestorów, ale także postrzegania ich produktów, usług i sposobów 
działania.  

Jednym z podstawowych wyzwań stojącym przed elektroenergetyką jest potrzeba integracji 

wszystkich elementów prowadzonej działalności w systemie informatycznym, co umożliwia swobodny 
transfer, przetwarzanie i prezentację danych. Aby sprostać potrzebom chwili należałoby dążyć do 
szerokiej implementacji nowoczesnych narzędzi informatycznych w krajowej elektroenergetyce [5]. 

 

LITERAURA 

[1]  Bryńczak P.: Współczesne narzędzia informatyczne w procesie planowania i zarządzania energią,  Praca 

dyplomowa magisterska, Politechnika Gdańska, 2001. 

[2] Bućko P., Augusiak A.: Analiza możliwości zastosowania układu sterowania i nadzoru systemu 

ciepłowniczego             w Gnieźnie. Narodowa Agencja Poszanowania Energii S.A. grudzień 2000. 

[3] Kujszczyk-Bożentowicz M.: System geograficznej informacji przestrzennej (GIS) w STOEN. Konferencja 

Naukowo-   -Techniczna w Jachrance, 7 – 8 października 1999. 

[4] Materiały informacyjne firmy SIEMENS NIXDORF „SICAD from Siemens Nixdorf GIS for your business”. 

[5] ELBUD  Gdańsk Holding SA – Pracownia Map Numerycznych: Geograficzne systemy informacji dla 

energetyki. SICAD/open jako system do zarządzania dokumentacją sieci energetycznych. 

[6] Prawo energetyczne – Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. 
[7] Kamrat W.: Metodologia oceny efektywności inwestowania na lokalnym rynku energii. Seria Monografie, nr 5,      

Wyd. PG., Gdańsk 1999. 

[8] Materiały prezentacyjne „System FLI-MAP” firmy

 

Fugro-Inpark B.V. dostępne na stronie internetowej 

www.fugro-inpark.nl. 

[9] Article-GeoEuropeSCANING.pdf  Laser Altimetry Survey Populates GIS Database dostępny na stronie  

internetowej www.fugro-inpark.nl. 

 

ROZWÓJ ELEKTROENERGETYKI A EKOLOGIA 

 

Opracował: MIECZYSŁAW KWIATKOWSKI 
Biuro Strategii i Rozwoju 
Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA 

 

PROEKOLOGICZNE INSTRUMENTY WSPIERANIA POLITYKI 

ENERGETYCZNEJ W SEKTORZE ELEKTROENERGETYCZNYM KRAJÓW 

UBIEGAJĄCYCH SIĘ O CZŁONKOSTWO W UNII EUROPEJSKIEJ  

 
W okresie od listopada 1999 roku do czerwca 2001 roku Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA 

uczestniczyły w realizacji Projektu „Energy Policy Support for Environmental Protection in the Electricity 

Sector of Accession Countries (ENPACC)” dofinansowanego przez Komisję Europejską.  Poza  PSE  SA,              
w Projekcie z krajów ubiegających się o członkostwo w Unii Europejskiej brały udział firmy 
elektroenergetyczne Estonii i Słowenii, a także firmy z krajów należących do Unii Europejskiej – 

Wielkiej Brytanii, Finlandii i Austrii. 

Celem Projektu, przy wykorzystaniu dotychczasowych doświadczeń krajów Unii Europejskiej, było 

zbadanie współzależności pomiędzy: liberalizacją sektora elektroenergetycznego, ochroną środowiska 

oraz kreowaniem polityki energetycznej a także zaproponowanie instrumentów wspierających ochronę 
środowiska. 

Niniejsza publikacja stanowi syntetyczne opracowanie najbardziej istotnych fragmentów raportu 

końcowego z realizacji Projektu

1)

. W wykonywanie wymienionego Projektu zaangażowany był zespół 

pracowników Biura Strategii i Rozwoju PSE SA. 

Redakcja 

 

1. LIBERALIZACJA  RYNKU ELEKTROENERGETYCZNEGO – PLAN DZIAŁAŃ,            

STAN AKTUALNY, SKUTKI I TENDENCJE 

 

Liberalizacja europejskich rynków elektroenergetycznych jest częścią ogólnoświatowej tendencji 

do ograniczania bezpośredniej roli państwa w sektorze elektroenergetyki i dążenia do zwiększenia 
efektywności ekonomicznej i konkurencyjności. W Unii Europejskiej dodatkowym powodem 

 

występowania tej tendencji jest dążenie do lepszego zintegrowania państw członkowskich.  

 

1.1. Czynniki ukierunkowujące politykę liberalizacji 

 

Najważniejszym aktem legislacyjnym, ukierunkowującym europejskie rynki  elektroenergetyczne, 

jest Dyrektywa  96/92/EC W sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej, 

                                                 

1)

 Energy Policy Support for Environmental Protection in the Electricity Sector of Accession Countries 

(EnPAcc); Project supported by the European Community SYNERGY program Contract number: 4.1041/D/99-
031. Publishable final   report; 2001. 

której celem jest ustalenie wspólnych zasad produkcji, przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej 

wśród piętnastu państw członkowskich. Jako ostateczny termin transpozycji tej Dyrektywy do 
krajowego ustawodawstwa członków Unii wyznaczono dzień 19 lutego 1999 roku. Zgodnie z tą 
Dyrektywą państwa członkowskie powinny: 

•umożliwić swobodny dostęp do nie obwarowanych ograniczeniami dostaw energii elektrycznej 

30% użytkowników energii elektrycznej do 2000 roku i 33% do 2001 roku; 

•„rozdzielić” funkcjonalnie wytwarzanie, przesył i dystrybucję energii elektrycznej;  
•umożliwić niedyskryminacyjny dostęp do sieci elektroenergetycznych konsumentom mającym 

do tego prawo. 

Duże znaczenie ma również Dyrektywa W sprawie jednolitych zasad wewnętrznego rynku gazu, 

dotycząca pośrednio rynku elektroenergetycznego, ponieważ jej celem jest umożliwienie określonym 
klientom wyboru dostawcy gazu i dostępu do sieci gazociągów w Unii Europejskiej. Ostatecznym 

terminem transpozycji tej Dyrektywy do ustawodawstwa krajowego był dzień 10 sierpnia 2000 roku. 
Dyrektywa ta dopuszcza pewną swobodę w transponowaniu przepisów i nie ma tak nakazowego 
charakteru jak Dyrektywa 96/92/EC. Wymaga na przykład, aby do 2008 roku tylko jedna trzecia 

konsumentów gazu miała swobodę wyboru dostawcy. 

W chwili obecnej Dyrektywy te nie mają mocy obowiązującej w krajach ubiegających się o 

członkostwo w Unii. Jednak wszystkie kraje starające się o członkostwo w Unii rozpoczęły już proces 

restrukturyzacji swoich sektorów elektroenergetycznych tak, aby po przyłączeniu się do Unii 
Europejskiej sektory te były zgodne z Dyrektywami – tak jak tego wymaga acquis communautaire.  

Trzecim, ważnym czynnikiem ukierunkowującym politykę działania, zwłaszcza w gospodarkach 

będących na etapie przejściowym, jest proces realizacji Europejskiej Karty Energetycznej, 
zainicjowany                      w  1991  roku  przez  Komisję Europejską, jako pomoc w poprawie sytuacji 
gospodarczej krajów Europy Wschodniej. Podpisany w grudniu 1994 roku Traktat Karty 

Energetycznej ma na celu popieranie współpracy gospodarczej między Wschodem a Zachodem, przez 
określenie prawnych zabezpieczeń w takich dziedzinach jak inwestycje w sektorze energetycznym, 
tranzyt i obrót nośnikami energii. Proces realizacji Karty jest również „procesem ewolucyjnym” dla 

krajów będących na etapie przejściowym  w kierunku systemu gospodarki rynkowej. Karta została 
podpisana przez prawie wszystkie kraje europejskie, ale nie została jeszcze ratyfikowana.  

 

1.2. Perspektywy Unii Europejskiej  

 

1.2.1. Stan liberalizacji w Unii Europejskiej 

 

W końcu 2000 roku około 65% konsumentów energii elektrycznej w Unii Europejskiej może 

wybrać sobie dostawcę, czyli znacznie więcej niż przewiduje obowiązujące obecnie ustawodawstwo 

unijne (jedna trzecia konsumentów do 2003 roku). Jednakże proces liberalizacji na obszarze Unii 
Europejskiej przebiega do tej pory dość nierównomiernie. W niektórych krajach nastąpiła pełna 
liberalizacja (np. w Szwecji, Finlandii i Wielkiej Brytanii) na długo przed wydaniem Dyrektywy, 

podczas gdy w innych (np. we Francji) proces liberalizacji pozostaje nadal w tyle za wymogami 
określonymi jako minimum.  

Stopień otwarcia rynku nie jest wystarczającym wskaźnikiem faktycznych warunków rynkowych            

w krajach europejskich. Pomimo to, iż w rozumieniu prawa rynek jest w stu procentach otwarty, 
istnieje wiele innych czynników, które tłumią prawdziwą konkurencję. Na przykład, w europejskich 

sektorach elektroenergetycznych w dziedzinie dostępu do sieci, istnieją cztery formy modeli 
konkurencji – dostęp regulowany, dostęp negocjowany,  model puli konkurencyjnej i model 
pojedynczego nabywcy. Modele te różnią się  łatwością dostępu do sieci i formą konkurencji. W 

niektórych krajach nie ma specjalnego organu zajmującego się uregulowaniami w sektorze 
elektroenergetycznym (Niemcy i Luksemburg).  

W efekcie, państwa członkowskie bardzo różnią się między sobą pod względem stopnia 

rzeczywistej konkurencji. Ponadto, w różnych państwach członkowskich pewne części sektora 
elektroenergetycznego są traktowane przez rząd w sposób specjalny ze względów historycznych, 
politycznych i społecznych. Na przykład, w Niemczech sektor węglowy nadal jest w znacznym stopniu 

dotowany przez państwo. We Francji część kosztów produkcji elektrowni jądrowych jest dotowana 
przez państwo, tak więc produkcja energii elektrycznej jest tu również subsydiowana. Upłynie więc 

jeszcze dużo czasu, zanim powstanie jednolity europejski rynek elektroenergetyczny. Dodatkowy 
problem stanowi dysproporcja między stopniem otwarcia rynku w sektorze elektroenergetycznym i w 
sektorze gazowym.  

W czasie realizacji niniejszego Projektu, Komisja Europejska wyraziła zamiar przyspieszenia 

procesu liberalizacji, zakładając docelowo osiągnięcie 100% otwarcia rynku energii elektrycznej i 

rynku gazu państw członkowskich do 2005 roku. Należy się również spodziewać,  że Komisja 

Europejska wymagać  będzie, aby operatorzy sieci przesyłowych stali się w pełni niezależni od 
wytwarzania i obrotu energią elektryczną, aby państwa Unii Europejskiej miały niezależny organ 
regulacyjny  do  spraw  energetyki,                          a  ponadto  żeby zostały lepiej sprecyzowane zasady 

transgranicznego handlu energią. 

 

1.2.2. Efekty liberalizacji w Unii Europejskiej  

 

Europejski sektor elektroenergetyczny podlega obecnie gwałtownej transformacji. Liberalizacja 

nie jest jednak jedyną siłą napędową tej transformacji, gdyż działają tu również inne ważne czynniki, 
takie jak: globalizacja, wpływ rynków kapitałowych i nowych technologii, błyskawiczny rozwój 

Internetu („e-handel”), zależność rynków gazu i energii elektrycznej oraz coraz większy wpływ troski o 
środowisko przyrodnicze. Kombinacja tych różnych czynników powoduje gwałtowną transformację, 
której jesteśmy obecnie świadkami.  

Główne efekty dotychczasowej liberalizacji w Unii Europejskiej są następujące:  
•spadek cen energii elektrycznej wskutek konkurencji cenowej wśród producentów i dostawców 

energii. Na w pełni zliberalizowanych rynkach nastąpił spadek cen energii elektrycznej średnio 10 – 
12%. Taryfy opłat za energię elektryczną dla przemysłu wykazują większą tendencję spadkową niż 
taryfy opłat dla gospodarstw domowych, co świadczy o bardziej ożywionej konkurencji w dziedzinie 
dostaw dla klientów ze sfery przemysłu i o niewielkich marżach zysku na taryfach opłat dla 

gospodarstw domowych; 

•inwestycje w sektorze elektroenergetycznym stały się o wiele bardziej ryzykowne. Inwestycje  

dokonywane przez monopolistyczne przedsiębiorstwa państwowe wiązały się z niewielkim ryzykiem, 

ponieważ z uwagi na państwową  własność i kontrolę przez państwo, całe ryzyko rynkowe było 
praktycznie wyeliminowane. Jeżeli dana inwestycja okazała się nierentowna, stratami można było 
obciążyć klientów lub uzyskać rekompensaty od państwa. Ryzyko rynkowe jest kluczowym 

czynnikiem warunkującym działanie na konkurencyjnych rynkach elektroenergetycznych; 

•presja, aby zwiększyć rentowność zainwestowanych środków kapitałowych. Wynika to 

bezpośrednio            z poprzedniego punktu. Inwestorzy i pożyczkodawcy wymagają wyższych stóp 

rentowności w związku              z większym ryzykiem, jakie ponoszą przedsiębiorstwa działające na 
zliberalizowanych rynkach. W efekcie, podczas gdy poprzednio inwestowanie w sektorze 

elektroenergetycznym uważano za należące  prawie do tej samej kategorii co inwestowanie w 
obligacje państwowe, czyli „bezpieczne, ale nudne”, to obecnie akcje sektora elektroenergetycznego 
mają o wiele bardziej zmienny charakter, a ich wartość jest w znacznym stopniu zależna od 

działalności polegającej na fuzjach i przejmowaniu przedsiębiorstw; 

•zasadnicza zmiana stosunku między klientami a dostawcami energii elektrycznej.  

Przedsiębiorstwa elektroenergetyczne przekształciły się z przedsiębiorstw skoncentrowanych głównie 

na odpowiedzialności społecznej w przedsiębiorstwa o orientacji rynkowej. Chociaż obowiązki w 
zakresie świadczenia usług użyteczności publicznej nadal stanowią część udzielanych im koncesji na 
dostawy energii elektrycznej, to jednak konkurencja oznacza, że przedsiębiorstwa dostarczające 

energię elektryczną muszą przede wszystkim skoncentrować się  na  tym,  aby  zadowolić klienta, 
głównie poprzez stosowanie niskich cen. Przedsiębiorstwa elektroenergetyczne muszą wykazać się 
pomysłowością w świadczeniu dodatkowych usług, dzięki którym pozyskają nowych klientów i 

utrzymają dotychczasowych. Powstał nowy typ klienta – klient mający prawo wyboru, który 
potrzebuje określonych usług elektroenergetycznych i który będzie rozważać, którego dostawcę 
wybrać, aby zrobić jak najlepszy interes. 

 

1.2.3. Reagowanie przedsiębiorstw na liberalizację w Unii Europejskiej  

 

Przedsiębiorstwa  działające na rynku elektroenergetycznym  reagowały w różny sposób na nowe 

warunki rynkowe. Jak już wspomniano, jednym z głównych efektów liberalizacji był spadek cen 
energii elektrycznej, gdy przedsiębiorstwa zaczęły konkurować ze sobą pod względem cen. Zarysowały 
się wówczas dwie główne tendencje: 

 
•obniżanie kosztów. Na przykład, redukcja liczby zatrudnionych, unikanie nowych inwestycji, 

ograniczenie wydatków na prace badawczo-rozwojowe i na usługi z zewnątrz („outsourcing”); 

 

•fuzje i przejęcia przedsiębiorstw. 
 Powód obniżania kosztów jest oczywisty, ale dlaczego następowały fuzje i przejęcia? Po pierwsze, 

fuzje i przejęcia pozwalają przedsiębiorstwom zwiększyć swoją konkurencyjność dzięki korzyściom 
osiąganym przez zwiększenie skali produkcji. Na przykład, oddzielne systemy wystawiania faktur 

klientom w dwóch przedsiębiorstwach można zastąpić jednym, scentralizowanym systemem. 

Rewolucja w dziedzinie technologii informatycznych stwarza wiele nowych możliwości takiej właśnie 
racjonalizacji działania. 

Korzyści są większe także i na szerszą skalę, na przykład, można lepiej rozłożyć ryzyko, zyskuje 

się szerszy dostęp do taniego kapitału i można skuteczniej przeciwstawić się przejęciu przez 
konkurencję. Fuzje i przejęcia przedsiębiorstw mogą im zapewnić możliwość szybszego rozwoju. W 

sytuacji gdy ekspansja jest ograniczana stagnacją na krajowym rynku elektroenergetycznym, fuzje i 
przejęcia (często przedsiębiorstw zagranicznych) są sposobem dalszego rozwoju, osiągnięcia 
zakładanego zysku                           i usatysfakcjonowania udziałowców.  

Zmiana stosunku między klientami a dostawcami powoduje, że przedsiębiorstwa walczą o 

pozyskanie coraz mniejszych klientów, aż do poziomu wewnętrznego rynku „masowego odbiorcy”. W 
przypadku tego rynku bardzo ważnym czynnikiem staje się renoma firmy, a nowi dostawcy energii 

elektrycznej często mają z tym trudności. Pomimo obserwowanych w sektorze elektroenergetycznym 
zmian upłynie jeszcze dużo czasu, zanim dostawy energii elektrycznej przestaną być postrzegane jako 
usługi  użyteczności publicznej i zanim przestanie się je uważać za produkt konsumpcyjny z VAT’em.  

Powszechnym sposobem dotarcia do rynku masowego odbiorcy jest więc sprzedaż energii 

elektrycznej wraz z innymi produktami i usługami pod jedną wspólną marką. Przykładem może być 
oferowanie pod wspólną marką usług bankowych, sieci supermarketów, ubezpieczeń, przeprowadzek, a 

także usług w bardziej oczywisty sposób powiązanych z energią elektryczną, takich jak: usługi 
telekomunikacyjne, dostawy wody lub gazu. 

Do wzrostu konkurencji na rynku masowego odbiorcy (czyli na „rynku wewnętrznym”) przyczynia 

się stały rozwój „e-handlu”. Internet jest dla konsumentów energii elektrycznej wygodnym sposobem 
porównania różnych ofert wielu dostawców. Także i przedsiębiorstwa elektroenergetyczne mogą 

oferować niższe ceny, dzięki obniżeniu kosztów administracyjnych i możliwości równoczesnej 
sprzedaży innych usług, np. dostawy gazu. Obu stronom o wiele łatwiej jest się teraz „przestawić” na 
nowego dostawcę energii elektrycznej. Ponadto, geograficzne usytuowanie dostawcy ma obecnie 

niewielkie znaczenie.  

 

1.2.4. Tendencje rynku elektroenergetycznego Unii Europejskiej w przyszłości 

 

Na podstawie tak złożonego obrazu postępu  technologicznego,  kreowania  nowych  rynków              

i instrumentów ekonomicznych, można przewidzieć, jakie tendencje wystąpią na europejskim rynku 
elektroenergetycznym w przyszłości. Zdania są podzielone, ale wielu ekspertów przewiduje, że: 

 – w zakresie wytwarzania energii elektrycznej: 

•okres eksploatacji istniejących obecnie i działających na szeroką skalę elektrowni opalanych 

węglem  i elektrowni jądrowych zostanie przedłużony dzięki ich modernizacji, zaś nowych, dużych w 

skali elektrowni, powstanie w Europie niewiele; 

•wzrastać  będzie wykorzystanie gazu ziemnego, a wytwarzanie energii będzie coraz bardziej 

rozłożone na wiele elektrowni. Dzięki ustawodawstwu oraz systemom bodźców Unii Europejskiej i 
państw członkowskich, wzrośnie udział energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych oraz              
z elektrociepłowni;  

•mogą być stosowane międzynarodowe lub krajowe instrumenty polityki, polegające na 

ograniczaniu emisji gazów cieplarnianych lub na obciążaniu kosztami za emisję tych gazów – na 
przykład szersze stosowanie podatków węglowych, dobrowolne zawieranie porozumień o ograniczeniu 

emisji lub różne systemy handlu zezwoleniami na emisję, które spowodują ograniczenie emisji gazów 
cieplarnianych. 

– w zakresie popytu na energię elektryczną: 

•coraz więcej konsumentów energii elektrycznej będzie potrzebować wysokiej jakości dostaw 

energii do zasilania systemów komputerowych; 

•obrót detaliczny energią elektryczną stanie się odrębną dziedziną działalności gospodarczej. 

Rynek detaliczny ulegnie segmentacji, przy czym główna linia podziału przebiegać  będzie między 
rynkiem odbiorców przemysłowych, a rynkiem masowego odbiorcy. Rynek masowego odbiorcy 

zdominowany zostanie przez wieloasortymentowe przedsiębiorstwa handlu detalicznego, które w 
coraz większym stopniu korzystać będą z Internetu w swoich kontaktach z klientami.; 

•więcej będzie usług typu „poza licznikiem”, zwłaszcza dla odbiorców przemysłowych z sektora 

przemysłowego. Przedsiębiorstwa zaczną prawdopodobnie oferować więcej usług energetycznych, nie 
tylko zwykłych dostaw energii – również takich jak usługi grzewcze i oświetleniowe, czyli staną się 
Przedsiębiorstwami Usług Energetycznych (ESCO – Energy Service Companies). Stworzy to na rynku 

możliwość osiągnięcia większej efektywności energetycznej, a wytwarzanie energii zostanie rozłożone 
na wiele przedsiębiorstw.  

– w zakresie działalności przedsiębiorstwa elektroenergetycznego: 

•rynek energii elektrycznej podzieli się na oligopol dużych wielonarodowych przedsiębiorstw 

elektroenergetycznych, dla których energia elektryczna będzie tylko jedną z dziedzin ich szerokiej 
działalności, oraz na mniejsze przedsiębiorstwa wykorzystujące nisze rynkowe, które będą mogły 
korzystać z możliwości rynkowych bardziej efektywnie niż większe przedsiębiorstwa; 

•narzędzia zarządzania ryzykiem finansowym będą odgrywać coraz większą rolę w zarządzaniu 

całym ryzykiem związanym z prowadzeniem działalności gospodarczej. Pojawią się bardziej 

skomplikowane finansowe usługi i produkty dla przemysłu elektroenergetycznego, np. stosowanie 
rachunku różniczkowego w odniesieniu do warunków atmosferycznych, w celu zabezpieczenia się 
przed ryzykiem związanym ze  zmianami pogodowymi; 

•wzrośnie handel transgraniczny, aczkolwiek w sensie fizycznym handel może być ograniczany 

możliwościami przesyłowymi sieci; 

•działalność w sferze przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej stanie się częścią szerszej, 

„sieciowej” działalności, polegającej na tym, że przedsiębiorstwa elektroenergetyczne będą miały 
udziały w innych dziedzinach przesyłu i telekomunikacji. 

 2. WPŁYW LIBERALIZACJI NA OCHRONĘ ŚRODOWISKA 

 
Kluczowym pytaniem stawianym w czasie realizacji Projektu było:  jakie aspekty liberalizacji 

rynku elektroenergetycznego sprzyjają ochronie środowiska przyrodniczego, a jakie są dla niej 
niekorzystne?                              W  niniejszym  rozdziale  podjęto próbę określenia aspektów liberalizacji 

mających silny wpływ na działania proekologiczne. 

 

2.1. Aspekty liberalizacji, które sprzyjają ochronie środowiska   

 

Liberalizacja powinna pozwolić na większy udział w rynku ekologicznie czystych źródeł energii 

przez eliminowanie barier rynkowych, stawianych przez monopolistyczny przemysł 
elektroenergetyczny. Konsumenci mają swobodę wyboru – mogą sami decydować, kto i w jaki sposób 

będzie im dostarczać energię elektryczną, w związku z czym mogą wybierać opcje proekologiczne, 
takie jak: odnawialne źródła energii (np. poprzez tzw. „zielone” opłaty taryfowe) lub elektrociepłownie.  

W teorii, w pełni zliberalizowany rynek elektroenergetyczny nie faworyzuje żadnej gałęzi 

przemysłu ani żadnej technologii. Wszelkie dotacje zostają zlikwidowane i wszyscy mają równe 
szanse w konkurencji, w dziedzinie technologii elektroenergetycznych, dzięki czemu technologie 
czyste ekologicznie mogą uzyskać udział w rynku. Gdyby koszty związane z ochroną środowiska były 

wliczone w cenę energii elektrycznej, technologie efektywne i nie powodujące zanieczyszczenia 
środowiska powinny przynosić korzyści, ze względu na niskie koszty ochrony środowiska i niskie 
koszty paliwa. 

W praktyce, na rynku nadal jednak występuje wiele odstępstw, które chronią uczestników rynku            

o ustalonej reputacji i hamują rozwój ekologicznie czystych technologii wytwarzania energii. Ponadto, 

krótkoterminowa reakcja przemysłu na liberalizację podważa zazwyczaj pozycję proekologicznych 
producentów energii.  

 

2.2. Aspekty liberalizacji, które są niekorzystne dla ochrony środowiska 

 

Niższe ceny energii elektrycznej powinny zachęcać konsumentów do zużywania  większych ilości 

energii, dając dodatkowe obniżenie kosztów jednostkowych stałych. W rezultacie wzrastają poziomy 
emisji i zwiększa się zużycie energii pochodzącej ze źródeł pierwotnych.  

Duża konkurencja cenowa zmusza do korzystania z najtańszych  źródeł energii. W wielu 

przypadkach to właśnie w elektrowniach węglowych i jądrowych w dużej mierze umarza się koszty 

inwestycyjne,                 a kosztów ochrony środowiska lub późniejszego wycofywania urządzeń z 
eksploatacji nie wlicza się do ceny energii. Konkurencja powoduje, że  ceny rynkowe mogą być nawet 
niższe niż koszty eksploatacyjne, gdyż przedsiębiorstwa walczą o zdobycie udziału w rynku. Tylko 

bogate przedsiębiorstwa mogą sobie pozwolić na stosowanie takiej, nie mającej racji bytu, strategii 
ekonomicznej. Wzrost produkcji energii ze źródeł odnawialnych (np. nieduże elektrownie wodne) w 
Europie, zależy prawie wyłącznie od wsparcia programów rządowych. 

Wytwarzanie skojarzone energii elektrycznej i ciepła ucierpiało jeszcze bardziej, m.in. z powodu 

różnicy między stopniem rozwoju rynku gazu, a tempem otwierania rynku elektroenergetycznego. Od 
czasu liberalizacji, nastąpiło ograniczenie rozwoju tego sektora produkcji energii  elektrycznej.              

W niektórych krajach, np. w Niemczech, część elektrociepłowni stanęła przed widmem zamknięcia 
lub stała się trwale nierentowna. 

Konkurencja w sektorze elektroenergetycznym prowadzi do ograniczenia prac badawczo-

rozwojowych. Większość rządów, pod silną presją finansową, również ograniczy swoje wsparcie dla 
prac badawczo-            -rozwojowych w dziedzinie energetyki. Istnieje więc niebezpieczeństwo,  że 
rozwój technologiczny przemysłu elektroenergetycznego będzie utrudniony. 

 

2.3. Czy liberalizacja ma dobry, czy zły wpływ na ochronę środowiska? 

 

Nie wydaje się, aby istniała silna zależność między zachodzącym obecnie procesem liberalizacji              

a ochroną  środowiska. W niektórych krajach, np. w Wielkiej Brytanii, ochrona środowiska uległa 
wyraźnej poprawie, głównie dzięki „rzuceniu się” na gaz i wzrostowi wydajności elektrowni jądrowych, 
chociaż mogłoby to nastąpić nawet bez liberalizacji rynku. Natomiast liberalizacja w Niemczech, 

patrz: poprzedni punkt, wpływa niekorzystnie na rynek przyjaznych dla środowiska technologii 
wytwarzania energii elektrycznej i w rezultacie coraz szerzej stosowane są tam technologie 
powodujące większe zanieczyszczenie środowiska.   

Jak już wspomniano, Europie jest jeszcze daleko do stworzenia jednolitego rynku elektro-

energetycznego, wolnego od poważnych wypaczeń. Nawet na zliberalizowanych rynkach elektro-
energetycznych cykl gospodarczy trwa tak długo (tzn. okres opracowania projektu, okres amortyzacji 

inwestycji itp.), że upłynie kilka lat, a może nawet kilka dziesiątków lat, zanim staną się widoczne 
efekty długoterminowe.  

Ponadto, na zliberalizowanych rynkach istnieje jeszcze wiele innych metod i mechanizmów 

ochrony  środowiska, które można odpowiednio zastosować, takich jak np. zbywalne instrumenty 
ekonomiczne, omówione w rozdziale 4. Ekologiczne, zewnętrzne czynniki produkcji zwykle nie są 

uwzględniane w cenach energii elektrycznej, a więc środowisko jest zbyt nisko szacowane na rynku. 

 

2.4. Reakcje przedsiębiorstw na regulacyjne czynniki proekologiczne  

 

Przedsiębiorstwa działają w złożonym środowisku gospodarczym, na które mają wpływ czynniki 

ustawodawcze, polityczne, finansowe i handlowe. Nie można z góry przewidzieć, jakie opcje powiodą 
się przy maksymalizacji ochrony środowiska na zliberalizowanych rynkach elektroenergetycznych. 

Niemniej jednak, niektórzy eksperci zwracają uwagę na różne sposoby reagowania przedsiębiorstw 
elektro-energetycznych na problemy środowiska przyrodniczego, które można zaobserwować  w skali 
całego świata.  Na rys. 1 przedstawiono zróżnicowanie reakcji, jakie można zaobserwować w sektorze 

elektro-energetycznym, w formie „skali” reakcji – poczynając od traktowania ochrony środowiska jako 
„zmory” dla działalności przedsiębiorstwa, aż do traktowania ochrony środowiska jako „możliwości” . 

 

 

Skala r eakcji n a och r on ę śr odowiska: 

od „zmor y” do „możliwości” 

•

 

Zaprze czać, że  
s ą

  

proble m y

 

•

 

Ign orow ać 

rozw iązan ia

 

•

 

Obe jś ć prze pis y 

•

 

Środow is ko = 

   zas oby do

 

w ykorzys tan i

•

 

Mon itorow ać

proble m y

 

•

 

Opóźn iać 

rozw iązan ia

 

•

 

P rze s trze gać

prze pis ów  

•

 

Środow is ko = 

kos zt 

•

B adać 

proble m y

 

 

Szu kać 

rozw iązań

•

P rze w idyw ać 

u s tan ow ie n ie  
prze pis ów  

•

Środow is ko =  

w ażn e

 

•

Wyś le dzić 

   proble m y

 

•

Zas tos ow ać 

  n ow ators kie

 

 rozw iązan ia

 

•

Zach ę cić do  

 w ydan ia prze pis ów

•

Środow is ko = 

 m arke tin g i 

 

  m ożliw oś ć rozw oju  
 działaln oś ci

 

„Zm ora” „Możliw oś ć” 

„Wyzw an ie ” 

„U trapie n ie ” 

Te n de n cja do su kce su ? 

 

 

Rys. 1. Możliwe reakcje przedsiębiorstw na konieczność ochrony środowiska 

 

Usytuowanie większości przedsiębiorstw na tej „skali” w dużej mierze zależy od polityki 

prowadzonej przez dane przedsiębiorstwo oraz od otoczenia ekonomicznego, w jakim dane 
przedsiębiorstwo działa. Należy jednak zaznaczyć,  że nowatorskie, wybiegające myślą daleko w 
przyszłość przedsiębiorstwa, działające w zliberalizowanym sektorze elektroenergetycznym, chętniej 

zajmują stanowisko polegające na dostrzeganiu „możliwości”, które są przedstawiane na powyższej 
skali.  

Łatwo byłoby sugerować, że wszystkie przedsiębiorstwa powinny skłaniać się ku „oświeconemu” 

postrzeganiu ochrony środowiska jako możliwości. Istnieją jednak pewne bardzo oczywiste 
niebezpieczeń-stwa związane ze zbyt postępową postawą, na przykład, ryzyko, że na kupno 

ekologicznie czystej, ale drogiej energii, żaden klient nie będzie mógł sobie pozwolić. Z drugiej strony, 
z postawą skrajnie przeciwną, czyli postrzeganiem ochrony środowiska jako „zmory”, związane są 
również pewne niebezpieczeństwa, na przykład ryzyko, że przedsiębiorstwo może nie być w stanie 

zareagować dostatecznie szybko na wzrost proekologicznej świadomości konsumentów lub na 
wprowadzenie ostrzejszych przepisów.  

Spostrzeżenia te są dość oczywiste, ale w miarę jak sektory elektroenergetyczne w krajach 

ubiegających się o członkostwo w Unii zaczynają działać na zliberalizowanych rynkach, istotne stają 
się dodatkowe czynniki. Są to: 

¾

 niski poziom działań na rzecz ochrony środowiska zagraża reputacji przedsiębiorstwa i może 

zaszkodzić jego marce. Marka przedsiębiorstwa jest jedną z jego najważniejszych wartości 
„sprzedawanych” na konkurencyjnych rynkach. Marka sama w sobie ma wartość rynkową, a 

wyrobienie sobie dobrej marki może trwać latami. Proekologiczne grupy nacisku bardzo szybko 
potrafią wykorzystać wszelkie szkody czynione środowisku przyrodniczemu przez znane firmy i 
marka tych firm może wówczas równie szybko stracić swoją wartość; 

¾

 polityka mająca na celu zachęcenie sektora elektroenergetycznego do poprawy ochrony 

środowiska stwarza nowe możliwości rynkowe. Na przykład, większość niemieckich i austriackich 
przedsiębiorstw                      w  ramach  odrębnej taryfy sprzedaje energię elektryczną jako energię 

produkowaną metodami nie zagrażającymi środowisku. Jednak niewielka liczba konsumentów chce 
płacić dodatkowo za to, że energia jest wytwarzana ze źródeł odnawialnych.   

 

3. ROLA ROZPROSZONEGO WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ 

 
Rozproszone wytwarzanie energii (DG) – określane również terminem „zdecentralizowane” – 

dotyczy wytwarzania energii elektrycznej przez małe elektrownie (zazwyczaj o mocy poniżej MW

el

) 

podłączone bezpośrednio do elektroenergetycznej  sieci dystrybucyjnej średniego lub niskiego 
napięcia. 

W rozproszonym wytwarzaniu można wykorzystywać wiele różnych technologii produkcji energii. 

Można je podzielić na technologie wykorzystujące paliwa kopalne i na technologie, w których 
wykorzystuje się  źródła odnawialne. Do ważniejszych technologii wykorzystujących paliwa kopalne 

należą technologie,  w których  stosuje się wydajne silniki tłokowe (np. silniki gazowe), mini- i 
mikroturbiny oraz ogniwa  paliwowe. W systemie DG można stosować większość technologii 

wykorzystujących odnawialne źródła energii – mogą to być, na przykład, elektrownie wiatrowe, 
elektrociepłownie wykorzystujące biomasę                              i  biogaz,  małe hydroelektrownie, ciepłownie 
wykorzystujące energię słoneczną i elektrownie wykorzystujące ogniwa fotoelektryczne. 

System DG mógłby mieć ogromne znaczenie dla przyszłej eksploatacji sieci przesyłowych. Gdyby 

małe  źródła energii elektrycznej były w stanie zaspokoić  zapotrzebowanie lokalne w okresie 
pozaszczytowym, wówczas sieci przesyłowe, na takim rynku lokalnym, mogłyby osiągnąć stan, w 

którym w pewnych okresach, w ciągu doby, nie przesyłałyby użytecznej energii elektrycznej. W 
okresach tych ich główna  rola polegałaby raczej na zapewnieniu równowagi i stabilności, niż 
dostawie energii elektrycznej

 

 jako takiej.  

 

3.1. Dlaczego rozproszone źródła energii budzą coraz większe zainteresowanie 

? 

 

Rozproszone wytwarzanie energii elektrycznej nie jest nową koncepcją. Jest ona obecna w 

przemyśle elektroenergetycznym od chwili jego powstania ponad sto lat temu. Po okresie centralizacji 

systemów elektroenergetycznych, jaki nastąpił po II wojnie światowej, rozproszone wytwarzanie 
energii (DG) znów zaczyna się coraz bardziej rozpowszechniać, głównie ze względu na ulepszoną 

technologię produkcji, niższe koszty, w porównaniu z konkurencyjnymi źródłami energii, mniejsze 
ryzyko inwestycyjne i mniejsze zanieczyszczenie środowiska. 

Postęp techniczny w dziedzinie wykorzystywania odnawialnych źródeł energii w systemie DG jest 

stymulowany dzięki rządowym programom wspierania produkcji energii ze źródeł odnawialnych. 
Tymczasem technologie „mikroenergetyczne” (zwłaszcza ogniwa paliwowe i mikroturbiny) budzą 
wzrastające zainteresowanie i przyciągają coraz większe nakłady inwestycyjne ze strony prywatnych 

przedsiębiorstw, dostrzegających w nich ogromny potencjał rynkowy. Tak więc, dzięki zachodzącym 
zmianom, przedsiębiorstwa działające w systemie DG mogą obniżyć swoje koszty i stać się bardziej 

konkurencyjnymi. 

Kolejną siłą napędową systemu DG jest fakt, że system ten może czasem reagować na potrzeby 

klienta lepiej niż dostawcy energii elektrycznej realizujący dostawy za pośrednictwem sieci 

elektroenergetycznej. Niektórzy konsumenci coraz bardziej potrzebują  dostaw energii elektrycznej 
bardzo wysokiej jakości do zasilania systemów technologii informatycznej (IT – Information 
Technology). Przerwy w dostawie energii zasilającej do systemów IT mogą mieć poważne reperkusje 
ekonomiczne. Przedsiębiorstwa tej „nowej gospodarki”, w obawie przed finansowymi stratami, jakie 

mogłyby ponieść wskutek niedoborów dostaw energii elektrycznej, wymagają niezawodności dostaw 
w co najmniej 99,9999% – co oznacza, że przerwy        w dostawie energii elektrycznej w ciągu całego 
roku nie mogą w sumie trwać więcej niż 30  sekund – czyli taki poziom niezawodności dostaw, 

któremu dostawcom energii elektrycznej trudno jest sprostać. Tak więc, wyspecjalizowane źródła 
energii mogą być jedynym sposobem, w jaki przedsiębiorstwa mogą zapewnić tak wysoki poziom 
niezawodności. Przerwy w dostawie energii w Kalifornii są dowodem na to, że  nawet                            w 

krajach o wysoce zaawansowanej gospodarce, systemy elektroenergetyczne mogą zawodzić.  

Wytwarzanie energii elektrycznej na miejscu (zwłaszcza tam, gdzie jest dostateczna ilość energii 

cieplnej, którą można wykorzystać do produkcji energii elektrycznej) też może stanowić źródło dostaw 

tańszej energii niż energia dostarczana przez elektrownie. Produkcja energii na miejscu była zawsze 
stosowana w przemyśle, obecnie jednak, wraz z pojawieniem się mniejszych i czystszych ekologicznie 

producentów energii elektrycznej, z dostaw takich mogą korzystać coraz mniejsze jednostki 
gospodarcze. Rozproszone wytwarzanie energii może stać się jeszcze bardziej ekonomiczne dzięki 
temu,  że nie będzie obciążone podatkami ekologicznymi, pobieranymi przy dostawach energii 

elektrycznej. 

W szerszym kontekście DG może przyczynić się do rozwoju regionalnego przez wprowadzenie 

zarówno działalności elektroenergetycznej, jak i gospodarczej na obszarach wiejskich. Jest to aspekt 

bardzo ważny tak w krajach Europy Środkowej i Wschodniej, jak i w innych krajach europejskich, 
ale w tych pierwszych jest on prawdopodobnie ważniejszy. Od chwili upadku centralnej gospodarki i 
zamknięcia wielu przedsiębiorstw państwowych, w krajach Europy Środkowej i Wschodniej wzrosło 

bezrobocie na obszarach wiejskich i nastąpiła znaczna migracja ludności wiejskiej do miast. Ponadto, 
w krajach tych odsetek ludności trudniących się obecnie rolnictwem jest wyższy niż w krajach Unii 
Europejskiej.  

 

3.2. Ujemne strony rozproszonego wytwarzania energii elektrycznej 

 

Zwiększenie zakresu DG w systemach elektroenergetycznych ma wiele ujemnych stron. Przede 

wszystkim są to implikacje techniczne dla sieci elektroenergetycznej. Włączenie większej liczby 
przedsiębiorstw DG  do istniejących sieci elektroenergetycznych wymagać  będzie dodatkowych 
nakładów inwestycyjnych od ich operatorów. 

Są również  prawne i handlowe implikacje dla sieci elektroenergetycznej. Równowaga podaży i 

popytu  w nowoczesnych systemach elektroenergetycznych nie zależy wyłącznie od stopnia 
zaawansowania technicznego tych systemów, ale również od ogromnej liczby rozporządzeń i 
przepisów.  Regulacje  prawne                    i  handlowe  trzeba  będzie znowelizować tak, aby umożliwić 

większe wykorzystanie DG.  

Ponieważ DG z natury rzeczy ma charakter rozproszony, oznacza to również,  że wpływ DG na 

środowisko będzie obejmować większy obszar, a tym samym większą liczbę ludzi. Projekty DG 

napotykać więc będą na wiele barier regulacyjnych, które mogą znacznie ograniczyć potencjalne 
zastosowanie DG, pomimo technicznych i ekonomicznych względów przemawiających za 

zastosowaniem DG.  

Finansowanie DG może stanowić istotną barierę. Ci, którzy zwykle finansują projekty w 

dziedzinie energetyki, wolą raczej projekty określonej wielkości (zazwyczaj rzędu 30 milionów 

dolarów), aby uzasadnić, potrzebne na projekt, nakłady z punktu widzenia oceny ryzyka, właściwej 
dbałości.etc.                                    W  związku z tym, małym projektom trudno będzie znaleźć  źródło 
finansowania.  

Ponadto występuje sprawa ryzyka technologicznego. Wiele technologii DG wymaga ulepszenia  

pod względem technicznym, a brak jest doświadczenia eksploatacyjnego w tym względzie.  

 

3.3. Zasady polityki i środki mogące wesprzeć DG 

 

3.3.1. Ocena potencjału 

 

Pierwszym krokiem określającym politykę działania, powinna być ocena potencjału różnych 

technologii DG w danym kraju zarówno pod względem technicznym, jak i rynkowym. Dokonując tej 
oceny należy określić, jakie w danym kraju będą koszty różnych technologii DG, jakie będą 

makroekonomiczne koszty          i wyniki finansowe oraz w jaki sposób różne technologie DG będą 
wpływać na środowisko naturalne.         W analizie kosztów i wyników należy uwzględnić wszystkie 
aspekty społeczno-ekonomiczne i ekologiczne. Jak wyjaśniono w poprzednim punkcie, DG może mieć 

pozytywny wpływ na lokalną gospodarkę,                   w związku z czym czynnik ten powinien być 
uwzględniony przy formułowaniu polityki – na przykład, wskazane może być  włączenie DG do 
regionalnych planów rozwoju. 

 

3.3.2. Aspekty regulacji prawnych 

 

Najważniejsze trudności jakie występują przed DG – są to tzw. bariery organizacyjne. Po 

pierwsze, jedną z najczęstszych barier stojących przed DG, są kwestie  związane z przyłączeniem do 
sieci elektroenergetycznej. Dlatego niezbędne jest ustalenie dla DG zasady współpracy z siecią, 
umożliwiającej uczciwą konkurencję w produkcji energii elektrycznej. Jest wiele szczegółowych 
kwestii, którymi trzeba się  będzie zająć, ale wprowadzenie niezbędnych zmian będzie 

prawdopodobnie wymagać znowelizowania przepisów projektowo-eksploatacyjnych, dotyczących 
dostępu do sieci, a następnie odpowiednie wytyczne dla operatorów przesyłowych sieci 
dystrybucyjnych. W tym kontekście wkład rozproszonego wytwarzania energii (DG) w wywiązywanie 

się sieci elektroenergetycznych ze swoich zadań powinien zostać dostrzeżony.  

Wiele projektów DG stanowią projekty na małą skalę, realizowane przez niewielkie 

przedsiębiorstwa  o ograniczonych zasobach, dlatego złożoność procedur dostępu do sieci może 

stanowić poważną barierę dla DG. Przepisy powinny więc  w możliwie w jak największym stopniu 
ułatwić włączanie DG do sieci. Wymagać to będzie ustalenia bardziej przejrzystych i spójnych zasad, 
na podstawie których operatorzy sieci elektroenergetycznej będą współpracować z przedsiębiorstwami 

i użytkownikami DG. 

Po drugie, jak już wspomniano, procedury planowania i udzielania zezwoleń na DG mogą również 

stanowić poważną barierę, np. mogą wydłużyć okres przygotowania projektu, a w najgorszym zaś 

przypadku mogą uniemożliwić realizację każdego niemal rodzaju projektu. Ponadto, koszty 
opracowania projektu nie są proporcjonalne do wielkości projektu, są one korzystnie w przypadku 
mniejszych projektów.  

Aby zachęcić przedsiębiorstwa do rozwoju DG, przepisy powinny uwzględniać możliwość 

uproszczenia procedur planowania i wydawania zezwoleń na realizację projektów które spełniają 
określone kryteria (na przykład  wielkość projektu, obszar geograficzny lub typ projektu). 

Uproszczenie procedur planowania jest jednym z wymogów Dyrektywy Dotyczącej Odnawialnych 
Źródeł Energii, tak więc kraje ubiegające się                      o członkostwo w Unii i tak muszą poczynić 
kroki w tym kierunku. 

Z uwagi na to, że DG są zazwyczaj realizowane na szczeblu lokalnym, przepisy powinny rozważyć 

decentralizację jak najszerszych uprawnień do wydawania zezwoleń na planowanie DG. 

 

3.3.3. Aspekty rynkowe  

 

Poświadczanie, że dane przedsiębiorstwo DG wytwarza energię w sposób nie zanieczyszczający 

środowiska przyrodniczego stanowi ważny krok w rozwoju DG. Wydawanie certyfikatów na energię 
pochodzącą z ekologicznie czystych źródeł może być pod wieloma względami korzystne. Certyfikaty 

takie są formą gwarancji jakości, zachęcającą producentów energii elektrycznej do dotrzymywania 
minimum norm technicznych i proekologicznych. Ponadto automatycznie tworzą wykaz tych 

elektrowni, w danym kraju lub regionie, które produkują czystą ekologicznie energię, dzięki czemu 
rynek i decydenci określający politykę działania mogą uzyskać dokładniejsze informacje.  

Najważniejsze jest jednak to, że wystawianie takich certyfikatów może się przyczynić do 

powstania sprawnie działającego rynku ekologicznie czystej energii elektrycznej. Systemy 
wystawiania certyfikatów mogą  ułatwić dobrowolne powstawanie rynku energii wytwarzanej przez 
ekologicznie czyste technologie, ponieważ konsumenci będą wówczas mieć pewność,  że kupują 

„produkt” energetyczny, spełniający określone wymogi ekologiczne. Administracja (władze 
samorządowe) mogą stymulować takie rynki poprzez publiczne zakupy, np. przez zaopatrywanie 
budynków użyteczności publicznej w energię elektryczną sprzedawaną w ramach „zielonej” taryfy. 

Działania takie dają podwójną korzyść – stymulują rynek przez stwarzanie popytu i stanowią 

pozytywną deklarację wobec problemów ochrony środowiska. 

Przyznawanie certyfikatów na określone ilości energii elektrycznej może stworzyć podstawę dla 

powstania mechanizmów rynkowych wspierających technologie DG. Systemy certyfikatów są 

przygotowywane w wielu krajach, a ich głównym celem jest stymulacja konkurencyjnego rynku 
energii, wytwarzanej ze źródeł odnawialnych, z uwzględnieniem elektrociepłowni. Kraje Europy 

Środkowej                                      i  Wschodniej  powinny  przeanalizować działanie tych mechanizmów i 
zastanowić się nad ich zastosowaniem.  

 

3.3.4. Aspekty techniczne  

 

Wydatki na prace badawczo-rozwojowe w zakresie technologii energetycznych gwałtownie spadły 

od czasu liberalizacji, a wiele technologii DG nie jest jeszcze w pełni rozwiniętych, dlatego jest 
wskazane wyasygnowanie przez rząd funduszy na programy prac badawczo-rozwojowych nad 

obiecującymi technologiami. Ważne jest, aby mieć informację o innych programach 
międzynarodowych i tam, gdzie to jest wskazane, realizować międzynarodowe programy współpracy 

w tej dziedzinie. Można również za te same pieniądze uzyskać lepsze rezultaty, wspierając prywatne 
programy badawcze. 

 

3.3.5. Bezpośrednie środki stymulacji  

 

Decydenci określający politykę działania mogą również podjąć bardziej bezpośrednie kroki w celu 

promowania DG. W Unii Europejskiej stosuje się obecnie – z mniejszym lub większym powodzeniem – 

wiele różnych systemów wspierania DG, na przykład: 

•gwarantowane zakupy energii (subwencje uwzględnione w taryfach opłat), 
•zwolnienia od podatków (np. zwolnienie od „eko-podatku” nakładanego na wytwarzanie lub 

użytkowanie energii – zwolnienie to ma na celu „uwewnętrznienie” zewnętrznych, proekologicznych 
czynników produkcji), 

•dotacje kapitałowe na zmniejszenie kosztów inwestycyjnych przedsiębiorstw  DG.  Inwestycje              

w dziedzinie odnawialnych źródeł energii charakteryzują się wysokimi kosztami początkowymi i 
niskimi kosztami eksploatacji. Tak więc, dotacje kapitałowe mogą być skutecznym sposobem 
stymulacji rynku DG, 

•„zobowiązania” lub „kontyngenty” przewidujące wyprodukowanie lub wykorzystanie określonej 

ilości energii DG. Metodę tę można stosować w połączeniu ze stosowaniem zbywalnych instrumentów 

ekonomicznych, co pozwoli bezpośrednio wpłynąć na poziom zanieczyszczeń środowiska.  

Nie wszystkie tego rodzaju instrumenty ekonomiczne dotyczą wyłącznie technologii DG, ponieważ 

wiele z nich można stosować w odniesieniu do odnawialnych źródeł energii lub innych technologii 

wytwarzania energii elektrycznej, dostarczanej do sieci przesyłowych. 

 
Należy jednak pamiętać,  że  bezpośrednie subwencje, skuteczne przy promowaniu DG,   są 

sprzeczne                            z  zasadami  wolnego  rynku,  gdyż stanowią pewną formę zniekształcenia 
rynkowego, które nie sprzyja konkurencji, a więc są ekonomicznie nieefektywne. Mechanizmy 
rynkowe są bardziej odpowiednim środkiem dla zliberalizowanych rynków elektroenergetycznych.  

 

3.4. Strategiczne opcje dla firm elektroenergetycznych 

 

Z powodów przedstawionych w rozdz. 1.2 i 3.1, w ciągu kilku najbliższych dziesięcioleci w 

sektorach elektroenergetycznych wzrośnie prawdopodobnie liczba przedsiębiorstw DG. W obecnym 

okresie przejściowym możemy zaobserwować różne sposoby podejścia przedsiębiorstw 
elektroenergetycznych                i organów regulacyjnych do DG. Skrajne sposoby podejścia można 
scharakteryzować, przedstawiając dwa różne scenariusze. Są to: 

 

•scenariusz defensywny; 

 

Producenci energii nadal inwestują w duże, scentralizowane elektrownie cieplne. Przepisy 

dotyczące rynku są niekorzystne dla DG, gdyż  są sformułowane na potrzeby scentralizowanego 

systemu elektroenergetycznego i stwarzają niekorzystne warunki dla podłączenia DG do sieci. 
Przedsiębiorstwa zajmujące się przesyłem i dystrybucją energii popierają taki stan. Korzyści, jakie 

przynosi DG nie są uznawane ani nagradzane. Dostawcy energii nie podejmują działalności w 
zakresie usług energetycznych. Producenci urządzeń nadal udoskonalają, opracowują i sprzedają 
wyłącznie urządzenia przeznaczone do produkcji energii na dużą skalę. 

 

•scenariusz innowacyjny; 

 

 Producenci energii odchodzą od scentralizowanej produkcji na dużą skalę i starają się 

realizować projekty DG. Przedsiębiorstwa nowo wchodzące na rynek wnoszą ze sobą nowe 
technologie i nowe metody prowadzenia działalności. Przedsiębiorstwa zajmujące się dystrybucją 
energii zaczynają stosować struktury cen nagradzające korzyści płynące z DG i współpracują z 

przedsiębiorstwami DG przy opracowaniu rozwiązań dotyczących korzystania z sieci. Małe sieci 
przesyłowe stają się coraz bardziej powszechne, dzięki czemu DG może  łatwiej penetrować rynek. 

Sieci przesyłowe gazu zaczynają częściowo wypierać sieci przesyłowe energii elektrycznej przy 
przesyle dużych ilości energii. Przedsiębiorstwa elektroenergetyczne starają się znaleźć rozwiązania w 
zakresie lokalnych dostaw energii, stają się przedsiębiorstwami świadczącymi usługi energetyczne i 

oferują DG jako część swoich usług. 

 
Dzisiejsze zliberalizowane sektory elektroenergetyczne plasują się mniej więcej pośrodku  tych 

dwóch skrajności, prezentując elementy zarówno podejścia „defensywnego”, jak i „innowacyjnego”. 
Istnieje jednak prawdopodobieństwo,  że nawet w krótkoterminowej skali czasowej niektóre 
przedsiębiorstwa przyjmą innowacyjny sposób podejścia do energii elektrycznej i będą posługiwać się 

nim, aby zdobyć udział w rynku należącym do producentów wytwarzających energię przy użyciu 
tradycyjnych technologii. Tym samym powinien poprawić się ogólny poziom proekologicznego 
działania całego sektora.  

 
Należy zbadać kierunki, jakie mogą obrać różne sektory przemysłu elektroenergetycznego przy 

przechodzeniu od strategii, która jest przeciwna DG (tj. podejścia „defensywnego”), do strategii, która 
popiera DG (tj. „innowacyjnego”). W tym celu pomocne będzie zbadanie możliwych działań przemysłu 
elektroenergetycznego w funkcji dwóch zmiennych – skali czasowej (krótko- i długoterminowej) i 

reakcji strategicznej („defensywnej” i „innowacyjnej).  

Scenariusze te przedstawiono na rysunkach poniżej (rys. 1 i rys. 2) na których pokazano możliwe 

reakcje strategiczne, w rozbiciu na przedsiębiorstwa wytwarzające energię elektryczną i 

przedsiębiorstwa zajmujące się jej dystrybucją, czyli tych uczestników rynku, którzy mają największy 
wpływ na rozwój DG. 

 

 
 

 
 
 

 
 
 

 
 
 

 
 

 
 
 

 
 
 

 
 
 

 

Rys. 2. Możliwe strategiczne reakcje producentów energii elektrycznej w stosunku do DG – w skali 

krótko- i długoterminowej 

 
 
 

 
 

Innow acyjność 

Defensyw ność 

Krótkoterminow o

Długoterminow o 

Inw estują  w   duże 

„scentralizow ane” elektrow nie

 

Sprzeciw iają się now elizacji 

przepisów  dopuszczają- 

cych DG 

Technolgie       

i systemy R&D    

i DG 

P rojekty 

pilotażow e DG 

 

Przyjmują nowe kryteria 
inwestycyjne sprzyjające 
inwestycjom na mniejszą 

skalę 

Sprzeciw iają się 

zaostrzeniu norm 
proekologicznych 

 

Popierają 

„uw ew nętrznienie” 

kosztów   

zew nętrznych 

 

Dążą do zw iększenia 

produkcji na skalę ma- 

sow ą  w   dużych 

elektrow niach 

Stara się dostosow ać 

usługi energetyczne do 

potrzeb klienta, 

w spólnie z dostaw cami 

energii /detalistami 

Rew idują aktualne 

inw estycyjne plany i 

priorytety 

Strategie zarządzania 

zasobami opierające się na 

now oczesnej technologii 

informatycznej 

Tw orzy now ą, 

działającą na małą 

skalę bazę 

produkcji energii

Firma o uznanej marce 

św iadczy usługi energetyczne 

lub w ytw arza energię 

proekologicznie 

P opierają 

propozycje 

polityki 

w spierania 

DG 

Wykorzystują 

politykę 

w spierającą DG 

Starają się jak 

najdłużej 

eksploatow ać 

„scentralizow ane” 

elektrow nie 

 

Krótk ote rm in ow o

 

P rzy jm ują   s tra te g ie   o bc ią że ń   s ie c i, 

któ re  utrudnia ją   D G  do s tę p d o  s ie c i

P ro je k ty  

il t ż

D G

Sp rze c iw ia ją   s ię  no w e liza c ji 

prze p is ó w  do pu s zc za ją c y c h 

D G 

 

Re w idu ją   a ktua lne  

inw e s ty c y jne   pla ny             

i prio ry te ty  

Sta ra ją   s ię  p o ko na ć  

te c hnic zn e   b a rie ry  

u trudn ia ją c e   D G(R&D      

i pro je kty  pilo ta żo w e )

 

Inte rpre tu ją   ure g ulo w a n ia      

i prze pis y  na  k o rzy ś ć   D G 

P o pie ra ją  

„u w e w nę trznie n ie ” 

ko s ztó w   ze w nę trzn y c h 

 

 
 
 
 

 
 
 
 
 

 
 
 
 

 
 

Rys. 3. Możliwe strategiczne reakcje dystrybutorów energii elektrycznej w stosunku do DG – w skali 

krótko- i długoterminowej 

 
 

4. ROLA ZBYWALNYCH INSTRUMENTÓW EKONOMICZNYCH 

 

4.1. Podstawowe założenia zbywalnych instrumentów ekonomicznych 

 

Podstawowym powodem liberalizacji rynków elektroenergetycznych jest dążenie do poprawy 

efektywności gospodarczej przemysłu elektroenergetycznego, tzn. do obniżenia ceny energii 

elektrycznej poprzez wprowadzenie większej konkurencji do sektora wytwarzania, dystrybucji i 
dostaw energii. Oczekuje się,  że siły rynkowe pozwolą zmniejszyć koszt osiągania celów 

ekologicznych. 

Jedną z metod prowadzących do tego jest przełożenie aspektów środowiska przyrodniczego na 

język rynku przez zastosowanie zbywalnych instrumentów ekonomicznych. W praktyce oznacza to, że 

ekologiczne korzyści i brak tych korzyści (określane również mianem ekologicznych „czynników 
zewnętrznych”), którymi określający politykę działania usiłują pokierować, oblicza się za 
pośrednictwem zbywalnych towarów. Gdy dany towar zostanie już właściwie zdefiniowany, rząd może 

zastosować niezbędne środki kierujące popytem i wykorzystać siły rynkowe do zapewnienia właściwej 
ochrony  środowiska. Może to zaowocować znaczną obniżką kosztów ponoszonych przy osiąganiu 
wyznaczonych celów.  

Należy zdawać sobie sprawę z tego, że mechanizmy rynkowe stworzone wokół zbywalnych 

instrumentów ekonomicznych, są jedynie mechanizmami  służącymi osiągnięciu celów polityki 
proekologicznej. Mechanizmy takie będą miały niewielkie znaczenie, jeżeli jednocześnie nie uruchomi 

się popytu na zbywalne instrumenty ekonomiczne. To właśnie tworzenie tego popytu – przez 
określenie wielkości docelowych, zwolnienia podatkowe, wyznaczanie „kontyngentów” lub limitów 
emisji zanie-czyszczeń, lub przez wyznaczanie celów w zakresie stosowania źródeł odnawialnych – 

powinno odgrywać najważniejszą rolę przy opracowywaniu całego systemu, jeżeli mają być osiągnięte 
określone priorytety       w dziedzinie ochrony środowiska.  

Zliberalizowane rynki elektroenergetyczne stwarzają większe możliwości zastosowania tych 

instrumentów, ponieważ wielu uczestników tych rynków już prowadzi działalność na 
konkurencyjnym rynku. Ponadto mogą powstać trudności z wypracowaniem takich zasad polityki 

typu  „nakazowo-                                              -rozdzielczego”,  jak  subwencje  i  ograniczenia  obrotu,  które  nie 
naruszają prawa konkurencji, swobody prowadzenia działalności gospodarczej, zasad udzielania 
pomocy przez państwo, przepisów dotyczących ochrony konsumenta i wszelkich innych uregulowań 

związanych z rynkami europejskimi.  

 

4.2. Elastyczne mechanizmy zaproponowane w Protokole z Kioto

2)

 

 

Najbardziej znanymi, zbywalnymi instrumentami ekonomicznymi, które są obecnie w trakcie 

opracowywania, są trzy wymienione i określone w Protokole z Kioto elastyczne mechanizmy, 

zapropono-wane jako środki, dzięki którym można obniżyć koszt osiągnięcia poziomów emisji gazów 
cieplarnianych. Są to: Międzynarodowy Handel Emisjami (IET – International Emissions Trading), 
Wspólna Realizacja Projektów (JI – Joint Implementation) i Mechanizm Czystego Rozwoju (CDM – 
Clean Development Mechanism). Mechanizmy te dają jednostkom gospodarczym (przedsiębiorstwom) 

w krajach wymienionych w Załączniku 1 do Konwencji Klimatycznej możliwość inwestowania w 
redukcję emisji w innym kraju               i nabywania uzgodnionej części zezwoleń na emisję, aby móc 
wypełnić zadania lub wywiązać się                       z obowiązków dotyczących redukcji emisji w swoim 

własnym kraju.  

Inwestująca w ten sposób jednostka gospodarcza osiąga wyznaczoną jej redukcję emisji niższym 

kosztem, niż gdyby starała się to osiągnąć podejmując działania wewnętrzne, zaś kraj, w którym 

jednostka ta dokonuje inwestycji, uzyskuje nakład inwestycyjny w sektorze energetyki. Korzyści z 
takiego projektu, w najszerszym rozumieniu (tzn. w sensie rozwojowym, finansowym, redukcji emisji, 

etc.), byłyby odpowiednio podzielone między partnerów, uczestniczących w projekcie.  

Międzynarodowy Handel Emisjami (IET) oraz Wspólna Realizacja Projektów (JI) są najbardziej 

odpowiednie dla krajów ubiegających się o członkostwo w Unii, ponieważ Mechanizm Czystego 

Rozwoju (CDM) dotyczy projektów przewidzianych dla krajów rozwijających się (tj. nie wymienionych 
w Załą- czniku 1), które nie podpisały uzgodnień w sprawie redukcji emisji w ramach Protokołu z 
Kioto, a tym samym nie mają  żadnych wynikających z tego Protokołu zobowiązań traktatowych do 

obniżenia swoich poziomów emisji. Zgodnie z Protokołem z Kioto, Estonia, Słowenia i Polska 
zobowiązały się zmniejszyć swoje emisje gazów cieplarnianych – Estonia o 8% poniżej ogólnego 
poziomu emisji tych gazów względem 1989 roku, Słowenia o 8% względem 1987 roku, a Polska o 6% 

poniżej ogólnego poziomu emisji z 1988 roku. Rządy wszystkich tych trzech krajów uważają,  że 
wspólna realizacja projektów (JI) i międzynarodowy handel emisjami (IET) są środkiem do osiągnięcia 

tych celów. Jeżeli mechanizmy te zostaną odpowiednio uruchomione, JI i IET mogłyby przyczynić się 
do napływu znacznych środków inwestycyjnych do krajów ubiegających się o członkostwo w Unii, 
ponieważ, ogólnie biorąc, w krajach tych jest więcej niskonakładowych możliwości redukcji emisji niż 
w innych krajach wymienionych w Załączniku 1. 

 
Podobnie jak 15 państw członkowskich Unii Europejskiej, żadne z państw Europy Środkowej              

i Wschodniej nie ratyfikowało Protokołu z Kioto. Każde z tych trzech państw przybyło w listopadzie 
2000 roku do Hagi na 6. sesję Konferencji Stron (COP – Conference of Parties), gotowe do 
sfinalizowania Protokołu, postawiwszy sobie za cel ratyfikowanie Protokołu do 2002 roku. W 
przypadku każdego z tych trzech państw cel ten nie uległ zmianie. Wszystkie trzy państwa 

współpracują z innymi, ubiegającymi się  o członkostwo w Unii, krajami Europy Środkowej i 
Wschodniej w celu skoordynowania swojego stanowiska negocjacyjnego ze stanowiskiem Unii 

Europejskiej. Każde z nich oświadczyło,  że po ratyfikacji Protokołu                    z  Kioto  zezwoli  na 
stosowanie mechanizmów JI i IET w celu osiągnięcia redukcji poziomów emisji określonych w 
Protokole z Kioto.  

 

4.3. Handel emisjami w krajach ubiegających się o członkostwo w Unii  

 

W niektórych krajach (np. w Kanadzie, Danii i Wielkiej Brytanii) powstają wewnętrzne systemy 

handlu emisjami (ET – Emissions Trading), jako środek osiągnięcia krajowych celów w dziedzinie 

zmniejszenia poziomów emisji. Systemy te mogą, aczkolwiek nie muszą, sprzęgać się z handlem 
międzynarodowym, takimi, jaki przewidziano w  Protokole z Kioto.  

 

                                                 

2)

 W 1992 r. na Szczycie Ziemi w Rio de Janeiro podpisano Ramową Konwencję Narodów Zjednoczonych w 

sprawie zmian klimatu (ang. skrót – UNFCC). Konwencja ta m.in. zobowiązywała kraje rozwinięte i kraje z 
gospodarką                 w okresie przejściowym (wymienione w Załączniku 1 do Konwencji) do stabilizacji do 2000 
r. emisji tzw. gazów cieplarnianych na poziomie roku 1990. W grudniu 1997 r. na III Konferencji Stron 
Konwencji w Kioto przyjęto protokół do Konwencji nazwany Protokołem z Kioto. Podstawowym ustaleniem 
zawartym w tym Protokole z Kioto jest, że kraje wymienione w Załączniku 1 do Konwencji zobowiązują się do 
redukcji emisji tzw. gazów cieplarnianych do atmosfery   w latach 2008 – 2012 łącznie o 5,2 % poniżej poziomu z 
1990 roku, przy czym limity dla poszczególnych krajów zostały zróżnicowane, podobnie zresztą jak i lata, dla 
których ustalono poziom odniesienia. 

Kraj ubiegający się o członkostwo w Unii może chcieć ustanowić krajowy system handlu 

emisjami               z następujących powodów: 

•zmniejszenia krajowego kosztu osiągnięcia zgodności z postanowieniami Protokołu z Kioto; 
•przygotowania do włączenia się we wspólnotowy system po przystąpieniu do Unii Europejskiej. 

Będąc częścią szerszego europejskiego rynku, dany kraj może zmniejszyć koszty dotrzymania 
poziomów emisji ustalonych w Protokole z Kioto i korzystać z mechanizmów umożliwiających 

wewnętrzne inwestycje. Aby móc maksymalnie korzystać z tych możliwości, kraje ubiegające się o 
członkostwo w Unii powinny wypracować systemy handlu emisjami, kompatybilne z systemami 
międzynarodowymi, które będą zgodne  i skoordynowane z systemami czołowych krajów Unii 

Europejskiej; 

•przygotowania do międzynarodowego handlu emisjami zgodnie z Protokołem z Kioto, którego 

początek przewidziano na 2008 rok tak, aby osiągnąć takie same korzyści, jak po włączeniu się we 

wspólnotowy system UE, ale na jeszcze większą skalę. 

Powody opóźnień w opracowywaniu krajowych systemów handlu emisjami są następujące: 
•czekanie, aż sytuacja w danym kraju będzie bardziej sprzyjająca dla ustanowienia systemu 

handlu emisjami. Wiele krajów musi osiągnąć większy postęp w restrukturyzacji swojej gospodarki i 
skoncen-trować się na zwiększeniu efektywności działania instytucji odpowiedzialnych za ochronę 
środowiska, zanim zostanie wprowadzony w życie kompleksowy system handlu emisjami; 

•oczekiwanie, aż uzyska się większą pewność co do Protokołu z Kioto i – generalnie – 

międzynarodowej polityki w dziedzinie zmian klimatu; 

•czekanie na wytyczne UE w sprawie krajowych systemów handlu emisjami. 
 
Decyzja o wprowadzeniu krajowego systemu handlu emisjami w kraju ubiegającym się o 

członkostwo w Unii zależeć  będzie od wielu czynników. Istotną kwestią jest przewidywana wartość 
kosztów wtórnych zmniejszenia emisji w ramach krajowego systemu, w stosunku do przewidywanej 
wartości kosztów wtórnych zmniejszenia emisji w ramach systemu wspólnotowego UE lub w ramach 

szerszego, międzynarodowego systemu handlu emisjami. Do wspólnej realizacji projektów dojdzie bez 
względu na to, czy dany kraj ubiegający się o członkostwo w Unii posiada krajowy system handlu 
emisjami czy nie, jednak aby skorzystać z możliwości wewnętrznych inwestycji w ramach handlu 

emisjami, dany kraj musi najpierw ustanowić krajowy system handlu emisjami.  

4.4. Wspólna Realizacja Projektów w krajach ubiegających się o członkostwo         

w Unii  

 

Jeżeli wtórne koszty zmniejszenia emisji w krajach ubiegających się o członkostwo w Unii będą 

niższe niż w innych krajach wymienionych we wspomnianym już Załączniku 1 do Konwencji, 

wówczas Wspólna Realizacja Projektów (JI) będzie mogła stać się ważnym mechanizmem 
wprowadzania inwestycji wewnętrznych do krajów ubiegających się o członkostwo w Unii. 

Niektórzy eksperci popierają pogląd,  że JI można z łatwością zastąpić Międzynarodowym 

Handlem Emisjami. Po co więc zajmować się opracowywaniem projektów JI z udziałem krajów 
wymienionych                  w Załączniku 1, kiedy o wiele łatwiej, wygodniej i taniej byłoby handlować 
zezwoleniami na emisję                  w ramach systemu Międzynarodowego Handlu Emisjami (IET) ?  

Za JI przemawia wiele względów. Po pierwsze, JI może stanowić narzędzie transferu technologii           

i zwiększania wydajności. Handel w ramach IET umożliwia po prostu pewnym krajom sprzedaż 

posiadanego przez nie nadmiaru zezwoleń na emisję, który udało im się uzyskać szczęśliwym 
zbiegiem okoliczności, lub które udało im się zaoszczędzić przez redukcję emisji przy użyciu 
wewnętrznych zasobów. Zważywszy na szybki wzrost gospodarczy, przewidywany w niektórych 

krajach ubiegających się                                        o  członkostwo w Unii, niektóre kraje nie będą miały do 
sprzedania  żadnych tego rodzaju emisji. W wielu krajach, w których gospodarka jest w okresie 
przejściowym, mogą istnieć korzystne możliwości zreduko-wania emisji, ale kraje te nie mają 

odpowiednich technologii lub kapitału na realizację takich projektów. Natomiast dzięki JI realizacja 
takich projektów jest możliwa. Tak więc, w efekcie, JI umożliwia  krajom,                        w  których 
realizowany jest projekt, osiągnięcie dodatkowych redukcji emisji, poprzez wykorzystanie 

nowoczesnych technologii i wsparcia zagranicznych inwestorów, co w innym wypadku byłoby 
niemożliwe. Podział jednostek redukcji emisji (ERU) i innych dochodów z projektu między krajem, w 

którym projekt jest realizowany a inwestorem, pozwala osiągnąć korzyści obu stronom.  

Po drugie, JI umożliwia podjęcie inicjatywy przez sektor prywatny. Opieranie się tylko na 

Międzynarodowym Handlu Emisjami wymaga od rządu podjęcia decyzji dotyczącej alokacji redukcji 

emisji pomiędzy poszczególne sektory gospodarki. Jest mało prawdopodobne, aby mogło to prowadzić 
do rozwiązań pozwalających maksymalnie  obniżyć koszty redukcji emisji. JI umożliwia prywatnym 

przedsiębiorstwom realizację projektów redukcji emisji w każdym z krajów wymienionych w 

Załączniku 1 do Konwencji.  

Po trzecie, mechanizm JI jest bardziej zaawansowany niż Międzynarodowy Handel Emisjami 

(IET). Nadal są takie kluczowe aspekty IET, które wymagają jeszcze debaty dotyczącej polityki 

działania. Pozostałe kwestie związane z JI wydają się być  dopracowane, gdyż wiele problemów 
dotyczących polityki działania zostało już dostatecznie starannie rozpatrzonych. 

Są jeszcze inne względy przemawiające za JI, ale najważniejsze jest to, że głównym celem 

Konwencji ONZ w Sprawie Zmian Klimatycznych jest zaangażowanie Stron Konwencji w realizację 
Protokołu z Kioto oraz zbudowanie finansowych i technologicznych mostów między Północą a 
Południem, między Wschodem a Zachodem. Bez tych mostów polityka dotycząca klimatu 

prawdopodobnie nie miałaby szans powodzenia. JI i CDM  (Mechanizm Czystego Rozwoju) idą z 
duchem „budowania mostów”, a IET nie.  

 

4.5. Rekomendacje działań dotyczących Handlu Emisjami (ET) i Wspólnej 

Realizacji Projektów (JI) w krajach przystępujących do UE  

 

4.5.1. Rola administracji centralnej w dziedzinie JI i IET 

 

Zadaniem administracji centralnej jest zapewnienie jasności i poczucia pewności jednostkom 

gospodarczym, które będą podejmować działania i wypracowywać redukcje poziomu emisji gazów 
cieplarnianych. Nawet debatując nad ogólnymi zasadami polityki, rządy mogą podejmować 

odpowiednie działania – tak jak uczyniono to w Polsce – które  przyspieszą zrozumienie omawianych 
tu mechanizmów        i zapewnią krajowym jednostkom gospodarczym silniejszą pozycję do udziału w 
międzynarodowym handlu  w przyszłości. Działania takie nie muszą przecież narażać na szwank 

zasad przyszłej polityki, a ich podejmowanie jest zgodne z intencjami wszystkich trzech krajów, aby 
w końcu ratyfikować Protokół             z Kioto i zezwolić na działanie mechanizmów JI i IET. 

 

4.5.2. Opcje strategiczne sektora elektroenergetycznego w zakresie JI i ET 

 

Rozwój ET lub JI jest właściwie poza kontrolą pojedynczych przedsiębiorstw. W chwili obecnej 

mechanizmy te nie są jeszcze dostatecznie dopracowane, aby gwarantować przedsiębiorstwu,  że 

wybrana przez nie, na skalę krótkoterminową, metoda planowania lub strategia rozwoju okaże się 
właściwa. Bardziej wskazane jest raczej być na bieżąco dobrze poinformowanym o tych 
zagadnieniach, do czasu, aż wykrystalizują się jaśniejsze zasady przyszłej polityki. Niemniej jednak, 

istotne jest, aby przedsiębiorstwa dobrze zapoznały się z powstającymi rynkami handlu emisjami, a 
tym samym mogły zaplanować, w jaki sposób w pełni wykorzystać nowe możliwości i zarządzać 
związanym z tym ryzykiem. Przedsiębiorstwa mogą wziąć aktywniejszy udział w tym procesie, 

wywierając wpływ na ciała ustawodawcze, aby przyjęły nowe instrumenty rynkowe w sposób, który 
będzie  właściwie służył interesom sektora elektro-energetycznego. 

Jednym z takich działań, których podjęcie w skali kraju lub regionu mogą wziąć pod uwagę 

grupy przedsiębiorstw, jest stworzenie symulacji obrotu emisjami (przy wsparciu państwa lub 
samodzielnie), podobnej do tych, które są już realizowane zarówno w skali całej Unii Europejskiej, 
jak i w skali poszczególnych krajów. Uczestnicząc w dobrze zaplanowanych i właściwie prowadzonych 

symulacjach, przedsiębiorstwa mogą się bardzo dużo nauczyć i bliżej poznać zasady handlu 
emisjami. Symulacje tego rodzaju mogą być bardzo skutecznym sposobem uświadomienia 

przedsiębiorstwom przemysłowym i całemu społeczeństwu, na czym polega ET/JI, a ponadto, nie 
wymagają dużego nakładu kosztów, a ich uczestnicy ponoszą bardzo niewielkie ryzyko. Ponadto, 
dzięki takim symulacjom decydenci określający politykę działania mogą dowiedzieć się, jakie będą 

prawdopodobne reakcje przemysłu i wyniki ekonomiczne. 

I na koniec należy również zauważyć, że w potencjalnej ocenie inwestorów, dane przedsiębiorstwo 

elektroenergetyczne o wiele bardziej zyska na wartości w skali długoterminowej, jeżeli przyjmie 

strategię rozwijania i wykorzystywania nowych możliwości, jakie stwarza międzynarodowy rynek 
handlu emisjami             i rynki pokrewne. 

 

4.6. Zbywalne Zielone Certyfikaty 

 

Koncepcja Zbywalnych Zielonych Certyfikatów (TGC – Tradeable Green Certificates) różni się 

nieco od koncepcji mechanizmów przedstawionych w Protokole z Kioto. U podstaw tej koncepcji leży 
fakt,  że na ogólną wartość energii elektrycznej z odnawialnych źródeł składają się dwa wyraźne 

składniki.  Pierwszy                          z  nich  to  faktyczna  energia,  która  może dyktować cenę na otwartym 

rynku elektroenergetycznym. Drugim czynnikiem jest fakt, że energia ta pochodzi z odnawialnego 

źródła, innymi słowy, czynnikiem tym jest „zieloność” (tzn. „ekologiczność”) lub „proekologiczna 
korzyść”, związana z wytwarzaniem tej energii. Aby móc sprzedawać i kupować  tę proekologiczną 
korzyść energii ze źródeł odnawialnych, należy oddzielić korzyść proekologiczną od energii i stworzyć 

mechanizm rynkowy, który będzie te dwa czynniki traktować jako odrębne produkty. 

Rząd może wówczas stymulować rozwój odnawialnych źródeł energii, nakładając na 

przedsiębiorstwa elektroenergetyczne obowiązek kupowania korzyści płynących z takich źródeł lub 
stymulując konsumpcję tych korzyści za pomocą, na przykład, instrumentów fiskalnych, tzn. 
stwarzając taki popyt na certyfikaty TGC, który jest wyższy niż wielkość bieżącej produkcji energii ze 

źródeł odnawialnych. Wysokie ceny certyfikatów, spowodowane ograniczoną podażą, powinny 
przyczynić się do tego, że na rynku pojawi się energia pochodząca z nowych, odnawialnych źródeł.  

 

 Ogólne 

wady 

i 

zalety 

systemów 

TGC              

Tabela 1 

 

Zalety Wady 

•W połączeniu z obowiązkiem wykorzystywania 

odnawialnych  źródeł energii, certyfikaty TGC stanowią 
mechanizm rozwoju krajowej produkcji energii ze źródeł 
odnawialnych po najniższych kosztach i przy 
minimalnym zaburzeniu rynku elektro-energetycznego 
oraz minimalnej sprzeczności z procesem liberalizacji. 

•Dobra kompatybilność ze zliberalizowanymi 

rynkami elektroenergetycznymi. 

Sprzyjające warunki do powstania dobro-wolnego 

rynku odnawialnych źródeł energii, niezależnie od tego, 
czy jest obowiązek ich stosowania. 

•Dokładne monitorowanie produkcji energii ze 

źródeł odnawialnych. 

•Perspektywa sprzęgnięcia ze sobą systemów TGC 

różnych krajów (tzn. stworzenia handlu międzynaro-
dowego), a tym samym zmniejszenie kosztu osiągnięcia 
celów dotyczących wytwarzania energii w opierającego 
się na cyklu kombinowanym, ze źródłami odnawialnymi 
oraz perspektywa stworzenia rynków eksportowych dla 
konkurencyjnych producentów energii.  

•Brak praktycznego doświadczenia w dziedzinie 

planowania i stosowania systemu TGC. 

•Nieznany, ale potencjalnie wysoki koszt i 

skompliko-wana procedura wprowadzania systemu w 
życie, zwłaszcza w przypadku małych rynków, na 
których jest zbyt mała liczba uczestników, aby mogli oni 
wyciągnąć korzyści                 z konkurencji.    

 

Jakie są dodatnie i ujemne strony dążenia do wprowadzenia systemu TGC w kraju ubiegającym 

się            o członkostwo w Unii? Główne zalety między innymi to: 

•przygotowanie się do proponowanej Dyrektywy w Sprawie Odnawialnych Źródeł Energii. Jeżeli 

Dyrektywa ta zostanie przyjęta w swojej obecnej formie, to wymagać ona będzie, aby poszczególne 

kraje wyznaczyły sobie cel rozwoju źródeł odnawialnych i zagwarantowały,  że energia będzie 
pochodzić ze źródeł odnawialnych. Systemy TGC powinny być najtańszym sposobem spełnienia tych 
zobowiązań; 

•przygotowanie się do ewentualnego międzynarodowego handlu certyfikatami TGC. Handel 

międzynarodowy przyczynia się do wzrostu efektywności ekonomicznej systemu TGC jako całości 
(większa płynność, konkurencja, etc.), ale w poszczególnych krajach jego efekty są niejasne. Na 

przykład, jeśli dany kraj posiada potencjał pozwalający mu wejść na międzynarodowy, 
konkurencyjny rynek energii ze źródeł odnawialnych, wówczas handel międzynarodowy otworzy 
przemysłowi elektroenergetycznemu tego kraju rynki eksportowe, aczkolwiek koszt wywiązania się ze 

zobowiązań może  wzrosnąć, ponieważ krajowe ceny TGC zostaną zrównane z wyższymi cenami na 
rynku międzynarodowym. Z drugiej strony, jeżeli dany kraj ma ograniczone możliwości wytwarzania 
energii ze źródeł odnawialnych, wówczas koszty wywiązania się                    z  zobowiązań mogą ulec 

zmniejszeniu, ponieważ za granicą można będzie nabyć tańsze TGC. Niemniej jednak, aby móc w 
pełni wykorzystać możliwości, jakie stwarza handel międzynarodowy, wskazane jest wczesne 
wprowadzenie krajowego systemu TGC. Ponieważ handel międzynarodowy implikuje pewien stopień 

harmonizacji systemów TGC, najlepiej byłoby, gdyby krajowy system TGC został tak opracowany, aby 
stał się kompatybilny z zasadami handlu międzynarodowego; 

•Rozwój integracji gospodarczej. Dla Unii Europejskiej jest to bardzo ważny punkt.  
Z drugiej strony, w obecnej chwili systemy TGC mogą być nieodpowiednim rozwiązaniem dla 

krajów ubiegających się o członkostwo w Unii z następujących względów: 

•są już wprowadzone takie zasady polityki wspierania lub stymulowania produkcji energii ze 

źródeł odnawialnych, które nie pasują do systemu TGC; 

•Koszt i złożona procedura wprowadzania w życie systemu TGC; 

•Brak praktycznego doświadczenia w dziedzinie planowania i stosowania systemu TGC; 

•W niektórych przypadkach stopień liberalizacji jest tak mały, że przemawiające za certyfikatami 

TGC argumenty, dotyczące kompatybilności systemu TGC z konkurencyjnymi rynkami elektro-
energetycznymi, nie mają wielkiego znaczenia; 

•Poziom dobrowolnego popytu na energię ze źródeł odnawialnych jest tak niski, że faktycznie nie 

istnieje dobrowolny rynek zbytu na tę energię, umożliwiający wprowadzenie TGC. 

 

4.6.1. Opcje polityki działania mającej na celu rozwinięcie systemu TGC 

 

W celu rozwinięcia systemu TGC możliwe są następujące opcje dalszego działania: 
•Dokonanie przeglądu wszystkich europejskich i światowych doświadczeń w dziedzinie systemów 

TGC i szczegółowe przeanalizowanie dodatnich i ujemnych stron zastosowania takiego systemu w 

danym kraju. Dokonując wspomnianego przeglądu, należy zwrócić uwagę na tworzenie sił 
napędowych popytu drogą interwencji państwowej, na konstrukcję mechanizmu rynkowego TGC oraz 
na ograniczenia międzynarodowego handlu TGC i warunki, na jakich handel ten funkcjonuje; 

•Pomyślne wprowadzenie w życie systemów TGC wymaga zaangażowania zarówno ze strony 

administracji, jak i przemysłu. Administracja powinna uzyskać opinię przemysłu na temat systemów 

TGC, albo przez zorganizowanie małej grupy roboczej, albo przez publiczną konsultację – będzie to 
pierwszy krok w kierunku lepszego zrozumienia przez przemysł całej koncepcji systemu TGC i 
uzyskania publicznego poparcia dla tej koncepcji; 

•Aby dowiedzieć się o postępach poczynionych w innych krajach, organy administracji mogłyby 

aktywnie włączyć się w zmiany zachodzące na międzynarodowych (unijnych) rynkach TGC, na 
szczeblu międzyrządowym. Dzięki temu można nawiązać dwustronne kontakty z organami 

rządowymi państw członkowskich Unii Europejskiej lub z organami rządowymi krajów 
kandydujących do Unii, w celu omówienia współpracy nad wspólnym opracowywaniem systemów 
TGC. Organy rządowe mogłyby też,  brać udział w sesjach na tak znanym forum międzynarodowym, 

jak RECS Group (www.recs.org); 

•Po uzyskaniu akceptacji ze strony przemysłu i po wspólnym ustaleniu korzyści i zasad działania 

systemu TGC, następnym etapem jest opracowanie systemu. Wiele można się nauczyć z doświadczeń 
państw członkowskich Unii Europejskiej i innych krajów. Przy opracowywaniu systemu należy 
przede wszystkim określić podstawową infrastrukturę instytucjonalną, niezbędną do wprowadzania 

w życie systemu TGC – czyli ustalenie, jakie organy będą odpowiedzialne za akredytację producentów 
energii, wydawanie i weryfikowanie certyfikatów, prowadzenie centralnego rejestru pozwalającego 
monitorować         i sprawdzać przepływ certyfikatów, zapewnienie rynku umożliwiającego prosty i 

mało ryzykowny obrót certyfikatami TGC, a także zapewnienie mechanizmu umożliwiającego „wykup” 
lub „wycofanie z obiegu” certyfikatów TGC. Ponadto, administracja będzie musiała zwrócić szczególną 
uwagę na sposób, w jaki            w systemie TGC będą  traktowane redukcje emisji pochodzących ze 

spalania węgla (tzn. emisji gazów cieplarnianych). Jest to zagadnienie będące obecnie przedmiotem 
szczególnego zainteresowania międzynarodowej społeczności, zaangażowanej  w  sprawę TGC, a więc 

decyzja co do tego, czy certyfikaty TGC będą, czy nie będą obejmować redukcji emisji innych gazów 
cieplarnianych, ma zasadnicze znaczenie dla stworzenia „artykułu handlowego”, mogącego być 
przedmiotem szerokiej wymiany handlowej. 

 

4.6.2. Strategiczne opcje dla sektora elektroenergetycznego 

 

Rozwój systemów TGC nie następuje wyłącznie w wyniku inicjatyw rządowych. Obecnie w 

Europie mamy dwa przykłady systemów TGC, których orędownikami są raczej przedsiębiorstwa 

przemysłowe,                          a  nie  rząd. Pierwszym z nich jest duński system „zielonych etykiet”, 
ustanowiony w 1998 roku, po dobrowolnym przyjęciu przez przedsiębiorstwa zajmujące się 

dystrybucją energii, tak zwanych „zielonych”, czyli proekologicznych kontyngentów energii 
elektrycznej – był to pierwszy system TGC w Europie. Drugim przykładem jest RECS Group (zob. 
wyżej oraz zob. raport trzeciej grupy roboczej), której działania bezpośrednio dotyczą krajów 

ubiegających się o członkostwo w Unii, gdyż celem tych działań jest wprowadzenie protokołów 
międzynarodowego handlu TGC.  

 

Przykłady te pokazują,  że przedsiębiorstwa sektora elektroenergetycznego w krajach 

ubiegających się o członkostwo w Unii też mogą stworzyć dobrowolny rynek „zielonych” certyfikatów. 
Jeżeli przy opracowaniu takiego systemu zostaną uwzględnione uzgodnione zasady obowiązujące w 

handlu międzynarodowym, to rynek taki może być rynkiem międzynarodowym. System taki da się 
wprowadzić           w życie w stosunkowo krótkim czasie. 

 

Jest wiele wyraźnych opcji handlowych, z których mogą skorzystać przedsiębiorstwa 

wytwarzające energię ze źródeł odnawialnych w krajach ubiegających się o członkostwo w Unii. W 
miarę jak w innych krajach europejskich będą się rozwijać systemy TGC, powstawać zacznie rynek 
na certyfikaty TGC, bez względu na to, skąd pochodzą. Tam, gdzie istnieją szczególnie dobre 

możliwości wytwarzania niskim kosztem energii ze źródeł odnawialnych, można otworzyć nowe 
przedsiębiorstwo, wytwarzające energię            z certyfikatem TGC i eksportujące ją na rynek Unii 

Europejskiej. Jednak przed skorzystaniem z tej możliwości, niezbędne jest przeprowadzenie 
szczegółowej analizy ryzyka i korzyści, jakie wiązałyby się ze sprzedażą energii na rynek europejski.  

 

Dla potencjalnych producentów energii z certyfikatem TGC z krajów ubiegających się o 

członkostwo          w Unii, szczególnie jest wskazane przyłączenie się do grupy RECS, aby móc szybko 
uzyskać  informacje  na  temat  dynamiki  rynku  TGC,    zacząć badać ceny i włączyć się do wstępnej 

analizy ryzyka i korzyści.  

 

5. WNIOSKI I ZALECENIA  

 
Bez wątpienia liberalizacja stanowi potencjalne zagrożenia dla ochrony środowiska. W miarę 

postępu liberalizacji sektora elektroenergetycznego w Unii Europejskiej, byliśmy  świadkami ostrej 

konkurencji cenowej między przedsiębiorstwami, która czasami prowadziła do sztucznego zaniżenia 
cen. Są już nawet w niektórych krajach ofiary tej wojny cenowej i nie dotyczy to tylko 
elektrociepłowni, gdzie wstrzymywano się z podjęciem decyzji inwestycyjnych, a czasem nawet 

zamykano elektrociepłownie, ponieważ nie były one w stanie konkurować pod względem cen energii z 
dostawcami masowymi. Ofiarami były również przedsiębiorstwa działające w dziedzinie inwestycji w 
odnawialne źródła energii, z uwagi na trudności prowadzenia inwestycji przy bardzo niskich cenach 

detalicznych energii. Są to przykłady niekorzystnego wpływu liberalizacji na ochronę środowiska. 

 

Nie ulega jednak również  wątpliwości,  że liberalizacja daje sektorowi elektroenergetycznemu 

większą swobodę ruchu, jeśli chodzi o reagowanie na zapotrzebowanie zgłaszane przez klientów i 
przez inne czynniki, które mają wpływ na rynek. Stawianie na pierwszym miejscu zapotrzebowania 

klientów oznacza, że przedsiębiorstwa elektroenergetyczne w Unii Europejskiej w coraz większym 
stopniu wykorzystują swoje działania na rzecz ochrony środowiska jako instrument marketingowy, 
dążąc do wyrobienia sobie marki, która przyciągnie klientów i zapewni ich lojalność. Należy doceniać 

działania proekologiczne               w kształtowaniu wizerunku firmy – kształtując rynkowy wizerunek 
swojej firmy, wiele czołowych przedsiębiorstw elektroenergetycznych w Unii Europejskiej, jako 
podstawowy sposób na osiągnięcie zamierzonego celu, podejmuje właśnie działania proekologiczne. 

Należy się spodziewać, że takie same mechanizmy zaczną działać również w krajach kandydujących 
do Unii, w miarę postępu liberalizacji           i w miarę, jak konsumenci zaczną przystosowywać się do 
tego, że mają większy wybór na rynku. Może to mieć istotny wpływ na poprawę ochrony środowiska 

w średnioterminowym horyzoncie czasowym. 

 

Proekologiczne działania zliberalizowanego sektora elektroenergetycznego wywołane 

mechanizmami rynkowymi to jedna sprawa, ale działania takie nie doprowadzą do radykalnej zmiany 
na lepsze wszystkich czynników mających wpływ na środowisko przyrodnicze, co jest niezbędne, aby 

można było przeciwdziałać rosnącemu zagrożeniu globalnego ocieplenia. Rządy muszą nadal być 
odpowiedzialne za „ustalanie reguł gry”, ustalając ramy legislacyjne i zasady działania obowiązujące 
uczestników rynku.  

 
W Projekcie EnPAcc skoncentrowano się na dwóch zagadnieniach o charakterze praktycznym, 

które mogą wpłynąć na poprawę ochrony środowiska w sektorze elektroenergetycznym i które 

wymagają interwencji administracji, aby osiągnąć maksymalny efekt ich działania – było to 
zagadnienie rozproszonego wytwarzania energii (DG) i zagadnienie zbywalnych instrumentów 

rynkowych. DG polega na wykorzystaniu mniejszych elektrowni, stosunkowo mało szkodliwych dla 
środowiska, które dostarczają bezpośrednio energię elektryczną do sieci dystrybucyjnej lub nawet do 
pojedynczych domów lub innych obiektów. Zbywalne instrumenty rynkowe obejmują różne rodzaje 

zezwoleń, certyfikatów i innych tego typu „towarów”, które są wytwarzane i konsumowane w 
odpowiedzi na siły napędowe rynku i których zadaniem jest osiągnięcie celów dotyczących ochrony 
środowiska. 

 

5.1. Rozproszone wytwarzanie energii (DG) 

 

We wszystkich trzech krajach ubiegających się o członkostwo w Unii, które brały udział w 

realizacji projektu, liberalizacja rynku może stworzyć ogromne możliwości, jeśli chodzi o szersze 

stosowanie DG, poprzez umożliwienie konsumentom wyboru dostawcy energii oraz umożliwienie 
stronie trzeciej dostępu do sieci przesyłowej. W ciągu ostatnich kilku lat, w odpowiedzi na wymogi 
akcesyjne, w krajach ubiegających się o członkostwo w Unii nastąpił bardzo szybki postęp 

liberalizacji. Wkraczamy więc w nową erę, która zaowocować może wykorzystaniem wielu 
ekscytujących możliwości zastosowania DG w krajach kandydujących do Unii, jeżeli ustanowione 
zostaną ku temu właściwe warunki rozwoju.   

 
W związku z tym kraje ubiegające się o członkostwo w Unii: 
•powinny ocenić potencjalne możliwości różnych technologii DG, z technicznego i rynkowego 

punktu widzenia, oraz aby ustalić dla swojego kraju koszty i korzyści poszczególnych opcji DG, z 
uwzględnieniem aspektów społeczno-gospodarczych i ekologicznych. 

 
Aby zachęcić sektor elektroenergetyczny do wprowadzania DG w sposób zgodny z zasadami 

zliberalizowanych rynków elektroenergetycznych, niezbędne jest: 

•ustanowienie zasad dotyczących dostępu do sieci elektroenergetycznej dla przedsiębiorstw DG, 

które ułatwią konkurencję  wśród producentów energii i będą jednocześnie wyrazem docenienia 
wkładu DG we właściwe funkcjonowanie sieci; 

•ułatwienie przyłączania DG do sieci elektroenergetycznych, przez wprowadzenie (przez 

odpowiednich operatorów sieci) przejrzystych i konsekwentnych zasad dostarczania informacji 
przedsiębiorstwom  wytwarzającym energię w systemie DG i jej użytkownikom; 

•usprawnienie w możliwie jak największym stopniu procedury planowania i wydawania zezwoleń. 

 

5.2. Zbywalne instrumenty ekonomiczne 

 

Skoncentrowano się  na  dwóch,  spośród trzech, elastycznych mechanizmów wymienionych w 

Protokole z Kioto (Handel Emisjami i Wspólna Realizacja Projektów) oraz na zbywalnych, „zielonych” 
certyfikatach (TGC). Każdy z ubiegających się o członkostwo w Unii krajów, będących naszymi 

partnerami w projekcie EnPAcc, jest w innej sytuacji, jeśli chodzi o opracowanie i możliwości 
stosowania tych instrumentów. 

 

Polska, która jest zdecydowanie największa z uczestniczących w badaniu krajów (liczba ludności 

Polski jest dwadzieścia razy większa niż Estonii lub Słowenii), ma szansę stać się jednym z 
najważniejszych rynków, jeśli chodzi o Wspólną Realizację Projektów. Kraj ten ma już doświadczenie 

w dziedzinie handlu emisjami SO

x

, co mogłoby ułatwić wprowadzenie w przyszłości handlu emisjami 

CO

2

. Estonia może             z łatwością osiągnąć postawione w Kioto cele i posiada wiele możliwości 

zmniejszenia tanim kosztem emisji CO

2

. Słowenia będzie mieć trudności z osiągnięciem 

postawionych jej w Kioto celów, koncentruje się więc na działaniach na szczeblu krajowym. Zbywalne 
zielone certyfikaty mogą zainteresować kraje ubiegające się o członkostwo w Unii, ale wydaje się, że w 

chwili obecnej kraje te nie podejmują jednak żadnych konkretnych działań, zmierzających do 
opracowania systemu handlu certyfikatami TGC.  

 

Rola administracji w dziedzinie zbywalnych instrumentów ekonomicznych ma zasadnicze 

znaczenie            i powinna polegać na zapewnieniu wszystkim uczestnikom rynku, którzy będą z 
tych instrumentów korzystać, poczucia pewności oraz opracowania wyraźnych zasad działania. Za 

cel należy postawić sobie utrzymanie kosztów transakcji na minimalnym poziomie, aby  uniknąć 
nieefektywności ekonomicznej. Wymaga to konsultacji rządu z całym sektorem 

elektroenergetycznym, w celu opracowania najskuteczniejszych i najefektywniejszych mechanizmów 
rynkowych. 

 

5.3. Zalecenia ogólne 

 

W dziedzinie obu zagadnień, na których skoncentrowano Projekt, wyzwaniem będzie stworzenie 

takich ram ustawodawczych i wyznaczenie takiej polityki działania dla sektora 
elektroenergetycznego, które będą zgodne z rozwojem zliberalizowanych rynków. Wybór podejścia 

legislacyjnego, które ogranicza lub zniekształca handel i konkurencję spowoduje, że liberalizacja 
będzie niesprawna i nieefektywna,                  a potrzeby przedsiębiorstw, biorących udział w obrocie 

handlowym, będą sprzeczne z oczekiwaniami administracji. Natomiast sposoby podejścia, 

sugerowane w Projekcie, będą  zharmonizowane                                                ze  zliberalizowanym  sektorem 

elektroenergetycznym, a ponadto będą sprzyjać powstaniu jednolitego, zharmonizowanego 
europejskiego rynku energetycznego.  

 

Wyzwaniem dla poszczególnych przedsiębiorstw sektora elektroenergetycznego, w krajach 

kandydujących do Unii, będzie reagowanie na wymagania i zagrożenia związane z liberalizacją,              

z jednoczesnym uwzględnieniem aspektów proekologicznych. Taki sposób podejścia może przynieść 
przedsiębiorstwom korzyści w skali długoterminowej, gdyż dzięki temu będą one umiały lepiej 
przyciągnąć i zatrzymać przy sobie klientów, jak również maksymalnie zwiększyć swoją wartość 

rynkową w opinii potencjalnych inwestorów. Przedsiębiorstwa właściwie przygotowane do działania, 
które już zawczasu uplasują się w czołówce proekologicznej, z pewnością zdobędą wyraźną przewagę 
rynkową w skali długoterminowej.  

 
Sposoby podejścia proponowane w projekcie EnPAcc stanowić mają przykłady działań o szerokim 

profilu i stosunkowo niewielkim ryzyku, dzięki którym przedsiębiorstwa zyskają opinię 

przedsiębiorstw nowatorskich, odpowiedzialnych i przyjaznych dla środowiska.  

 
Rozwój elastycznych mechanizmów wskazanych w Protokole z Kioto jest właściwie poza kontrolą 

poszczególnych przedsiębiorstw, chociaż mogą one jednak wnieść swój wkład w ich opracowywanie 
za pośrednictwem grup roboczych i na drodze międzynarodowej współpracy. Natomiast na rozwój 

handlu zielonymi certyfikatami przedsiębiorstwa miały o wiele większy wpływ. Zainteresowane tym 
zagadnieniem przedsiębiorstwa powinny przyłączyć się do Grupy ds. Handlu Certyfikatami Energii ze 
Źródeł Odnawialnych (RECS Group) – platformy przedsiębiorstw przemysłowych, dążącej do 

ustalenia protokołu obowiązującego w międzynarodowym obrocie certyfikatami energii ze źródeł 
odnawialnych (więcej informacji na stronie: www.recs.org). Popieranie wytwarzania energii ze źródeł 
odnawialnych oraz popieranie rozwoju handlu certyfikatami takiej energii między Unią Europejską a 

krajami kandydującymi do Unii, to ekscytująca perspektywa, a jednocześnie precedensowy przykład 
przyczyniania się do powstania jednolitego europejskiego rynku energetycznego. Ponadto, może się to 
przyczynić do szybszego inwestowania w zasoby energii odnawialnej, jakie istnieją w krajach 

ubiegających się o członkostwo                  w Unii, a także do najbardziej ekonomicznie efektywnej 
ochrony środowiska przyrodniczego na całym obszarze nowej, poszerzonej Unii Europejskiej.  

 
 
 

 
 
 

 
 
 

 

AKTUALNE PROBLEMY W ELEKTROENERGETYCE* 

 

ZBIGNIEW SZCZERBA 
Politechnika Gdańska 
Katedra Systemów Elektroenergetycznych 

 

O POTRZEBIE ZMIAN ZASAD AWARYJNEGO ODCIĄŻANIA SYSTEMU 

ELEKTROENERGETYCZNEGO 

 

Stosowane obecnie zasady awaryjnego odciążania systemu elektroenergetycznego nie zapewniają 

skutecznego działania przy dużych przeciążeniach i przy przeciążeniach mocą bierną. W referacie 
podano ideę zmian tych zasad w kierunku zastosowania inteligentnych algorytmów przewidujących 

zmiany stanu systemu elektroenergetycznego. 

 

STAN OBECNY 

 
Stosowane obecnie zabezpieczenia odciążające (SCO) podejmują decyzję o odciążaniu (wyłączaniu 

grupy odbiorców) zgodnie z prostym algorytmem decyzyjnym opisanym funkcją logiczną, w której 
zmiennymi wejściowymi są częstotliwość i czas. 

 

 

(

) (

)

pi

i

t

pi

f

t

t

F

f

f

F

D

>

∧

<

=

,

 

 

 

 

 

 

 

gdzie:   D, F   – funkcje logiczne, przyjmujące wartości 0 lub 1; 
 

D 

– decyzja o wyłączeniu; 

 

f – 

częstotliwość; 

 

f

pi

 

– zadana wartość częstotliwości progu działania „i”; 

 

F

f

 = 1 dla f < f

pi

; F

f

 = 0 dla f > f

pi

; 

 

F

t

 = 1 dla t < t

pi

; F

t

 = 0 dla t > t

pi

;  

 

t

i

 

– czas, w którym f < f

pi

, czyli F

f

 = 1; 

 

t

pi

 

– zadane opóźnienie działania dla progu „i”; 

 

F

t

 = 1 dla t

i

 > t

pi

; F

t

 = 0 dla t

i

 > t

pi

. 

 
Powyższy algorytm działania może być opisany słownie: 

Decyzja o wyłączeniu następuje wtedy, gdy częstotliwość spadnie poniżej nastawionego 

progu f

pi

 w czasie przekraczającym nastawioną wartość dla danego progu – t

pi

. 

Warto podkreślić,  że – podany wyżej algorytm – wykrywa wyłącznie przeciążenia mocą czynną, 

jest nieskuteczny przy dużych przeciążeniach i nie reaguje na przeciążenia mocą bierną. 

 

PODSTAWA OPRACOWANIA NOWYCH ALGORYTMÓW 

 
Nowe algorytmy działania powinny być oparte na następujących założeniach: 
•powinny zapewniać reagowanie automatyki na przeciążenia mocą czynną i bierną, 

•automatycznie oceniać wartość przeciążenia, 
•w miarę możliwości realizować predykcję oczekiwanego stanu tj. osiągnięcia nowej wartości 

ustalonej albo lawiny częstotliwości i/lub napięcia. 

•zwiększać skuteczność działania przy dużych przeciążeniach (zmniejszać do minimum 

opóźnienie działania (zwłokę czasową). 

 

 
 

Obiektywną podstawą do opracowania nowych algorytmów działania automatyki odciążającej 

powinny być badania symulacyjne stanów nieustalonych w czasie przeciążeń. Badania symulacyjne 
powinny być  oparte  na  możliwie dokładnych modelach matematycznych elementów systemu 

elektroenergetycznego oraz układów regulacji generatorów i turbin. Powinny być symulowane 
możliwe rodzaje przeciążeń, tj.: 

 

•przeciążenie mocą czynną, 
•przeciążenie mocą bierną, 
•przeciążenie mocą czynną i mocą bierną. 

 

IDEA PREDYKCJI OCZEKIWANEGO STANU 

 

W przypadku przeciążenia mocą czynną występuje zmiana (obniżka) częstotliwości, którą opisuje 

się uogólnioną funkcją:  

)

(t

F

f

f

=

. 

Dla obrony podsystemu potrzebna jest znajomość przebiegu tej funkcji. Analiza tej funkcji w 

czasie rzeczywistym daje jednak informację spóźnioną, gdyż informacja o tym, że nastąpiło 
katastrofalne załamanie się częstotliwości jest stwierdzeniem faktu, który już wystąpił. Dla 

*Referat zaprezentowany na X Międzynarodowej Konferencji Naukowej „Aktualne Problemy w 

Elektroenergetyce”, Gdańsk–

 

Jurata, 6 – 8 czerwca 2001 roku. 

t 

F

f

(t)

 

1 

2 

3 

 

t 

F

f

(t)

 

4 

5 

6 

f 

f =f

n 

f = 0,98 f

n 

zapobiegania niepożądanym stanom konieczna jest predykcja (przewidywanie) stanu, który – z 

pewnym prawdopodobieństwem – wystąpi.  

 
Wykonane dotychczas prace [1] wykazały,  że decyzja zapobiegająca załamaniu musi być 

podejmowana jak najwcześniej. Oznacza to, że predykcja powinna być realizowana na podstawie 
analizy przebiegu funkcji F

f

(t) bezpośrednio po zakłóceniu (t = 0

+

). 

 

Wymieniona analiza wymaga: 
•Wyznaczenia chwili pojawienia się zakłócenia  t=0, niezbędnej dla uruchomienia analizy 

„bezpośrednio po zakłóceniu” czyli dla 0 < t <t

D

, gdzie: t

D

 – wymagana chwila podjęcia decyzji. 

•Niezbędnej dla predykcji – aproksymacji i ekstrapolacji, opartej na analizie przebiegu funkcji 

„bezpośrednio po zakłóceniu” czyli w przedziale 0 < t <t

D

. 

 
Jednym ze sposobów może być zastąpienie aproksymacji przez „analizę tendencji”, opartą na 

obliczaniu krzywizny funkcji. Wstępnie można stwierdzić, że: 

•Funkcja  F

f

(t)  o charakterze wklęsłym będzie miała tendencję do powrotu do wartości 

początkowej (przypadki optymistyczne – rys.1.). 

 

 

•Funkcja  F

f

(t)  o charakterze wypukłym będzie miała tendencję do oddalania się od wartości 

początkowej (przypadki pesymistyczne – rys. 2.). 

 

 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
 
 
 

Rys.1. Przypadki optymistyczne 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Rys.2. Przypadki pesymistyczne 

 
 
 
 
 

Rys. 4. Ilustracja predykcji przebiegu 

napięcia z aproksymacją paraboliczną 

t

U1

’’ 

t 

 
U

t

Un 

 

t

U2

’ 

t

Ut

’ 

U = U

n 

U =U

n

 - 

∆

I

Q 

X

d

’ 

t

D

 

U =U

n

 - 

∆

I

Q 

X

d

”

 

     przebieg rzeczywisty

  

 

 

aproksymacja

 

t

n 

t 

t

n1 

t

n1t 

t

D

 

t

nt 

 
 
 
 
 
 
 
 

 

Rys. 3. Ilustracja predykcji z aproksymacją  

 

 

t

D

 

– czas podjęcia decyzji; t

n

 – czas powrotu do wartości znamionowej; 

t

nt

 – teoretyczny czas powrotu do wartości znamionowej;  

t

n1

 – czas powrotu do wartości f = 0,98 f

n

;  

t

n1t

 – teoretyczny czas powrotu do wartości f = 0,98 f

n

. 

 

PRZECIĄŻENIE MOCĄ BIERNĄ 

 

Podobnie jak w poprzednim punkcie, w którym rozważano skutki przeciążenia mocą czynną – 

powodującego zmiany częstotliwości – przeciążenie mocą bierną powoduje zmiany napięcia. Zmiany 
napięcia, jako funkcja czasu – nie mają jednak przebiegu analogicznego jak zmiany częstotliwości.              

W przypadku zmian częstotliwości – spowodowanych przeciążeniem mocą czynną – moment 
bezwładności jest stały, natomiast w przypadku zmian napięcia spowodowanych przeciążeniem mocą 
bierną, reaktancja generatora zmienia się w czasie (od wartości X

d

”, poprzez wartość X

d

’, do wartości 

X

d

). Z uwagi na bardzo małą stałą czasu T

d

” – reaktancja X

d

”, prawie natychmiast po zakłóceniu 

przechodzi w reaktancję                X

d

’. Rzeczywisty przebieg zmian napięcia w czasie – spowodowany 

przeciążeniem mocą bierną – pokazano na rys. 3.

 

 

Z rys. 2 wynika, że część napięciowa algorytmu może być niemal analogiczna do części 

częstotliwościowej, z tym że aproksymacja służąca do predykcji, powinna opierać się na analizie 
dokonywanej po praktycznym zakończeniu stanu podprzejściowego. Zakończenie stanu 

podprzejściowego występuje praktycznie po czasie t

U1

” (rys. 2.). 

 
Różnica między wartościami  t

Ut

” a t

U2

”, chociaż większa niż w przypadku rozważanym w 

poprzednim punkcie, jest niewielka i umożliwia zastosowanie podobnych metod predykcji jak w 
częstotliwościowej części algorytmu. 

 
 
 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

 
 

 

przebieg 

rzeczywisty 

   aproksymacja 

5     5           10          15         20         25       30

 0 

f

b 

t [s]  

f 

 

f

n 

  t

1 

  t

2 

a 

b

c

 
t

U1

” – umowny czas trwania stanu podprzejściowego; 

t

U2

’– rzeczywisty czas powrotu do napięcia U =U

n

 – 

∆

I

Q 

X

d

’; 

t

Ut

’– teoretyczny czas powrotu do napięcia U =U

n

 – 

∆

I

Q 

X

d

’; 

t

Un

 – rzeczywisty czas powrotu do napięcia znamionowego; 

t

D

 – czas podjęcia decyzji. 

 

IDEA NOWEGO INTELIGENTNEGO ALGORYTMU DZIAŁANIA AUTOMATYKI 

ODCIĄŻAJĄCEJ 

 
Nowy, inteligentny algorytm  działania automatyki odciążającej powinien zawierać: 

•składnik częstotliwościowy D

f

 – reagujący na przeciążenia mocą czynną i realizujący predykcję 

zmian częstotliwości; 

•składnik napięciowy D

U

 – reagujący na przeciążenia mocą bierną i realizujący predykcję zmian 

napięcia. 

Algorytm decyzyjny częstotliwościowo-napięciowy powinien mieć postać: 

.

U

f

fU

D

D

D

∨

=

 

 

Zastosowanie obu członów z predykcją zapewni odciążanie przy wszelkich przeciążeniach w 

czasie kilkakrotnie krótszym od czasów dotychczas osiąganych. 

 

ZABEZPIECZENIA PRZECIĄŻENIOWE BLOKÓW 

Stan obecny 

 

Aktualnie jednym z podstawowych zabezpieczeń technologicznych bloku jest zabezpieczenie 

podczęstotliwościowe pobudzane przy częstotliwości  f < f

b

. Występuje więc sprzeczność między 

tendencjami służb zabezpieczeń systemu elektroenergetycznego i służb zabezpieczeń 

technologicznych bloku. 

 
W krajowych elektrowniach i elektrociepłowniach, w celu maksymalnego zabezpieczenia bloków              

o bardzo wysokiej wartości, występuje dążność do nastawień: progu pobudzenia zabezpieczenia f

b

 = 

47,5 Hz bez zwłoki czasowej. 

W jednym z systemów zagranicznych nastawia się odpowiednio: f

b

 = (47,5 ÷ 48) Hz i opóźnienie             

t

i

 = (2 ÷ 3) s. 

 
Wspomnianą wyżej sprzeczność ilustruje rys. 5. Zapady częstotliwości, przekraczające 

nastawiony próg pobudzenia – t

1

 i t

2

 – w czasie dłuższym od nastawionego opóźnienia, powodują 

wyłączenie bloku ze współpracy z systemem.  

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

 

Rys. 5. Ilustracja działania SCO i podczęstotliwościowego zabezpieczenia 

 technologicznego bloku (f < f

b

) 

f – częstotliwość; t – czas; f

b 

 –  częstotliwość pobudzenia zabezpieczenia podczęstotliwościowego; 

a, b, c  – przykładowe przebiegi częstotliwości przy różnych skutecznościach  działania automatyki 

odciążającej; 

t

1

, t

2 

 – czasy pobudzenia zabezpieczenia podczęstotliwościowego odpowiednio przy przebiegach b i c. 

 
Pomimo wymienionej sprzeczności powinno się zmierzać do: 
•Przyśpieszenia działania automatyki odciążającej w celu zmniejszenia i skrócenia zapadów 

częstotliwości w czasie obrony. 

•Wynegocjowania z elektrowniami i elektrociepłowniami optymalizacji nastawień zabezpieczeń 

podczęstotliwościowych bloków z uwzględnieniem ich współdziałania z automatyką odciążającą. 

Podstawa opracowania  nowych algorytmów 

 

Proponuje się zastosowanie, znanej z techniki elektroenergetycznej automatyki 

zabezpieczeniowej, zasady stopniowania i rezerwowania zabezpieczeń. Zgodnie z tą zasadą celowe jest 

zastosowanie rezerwowego zabezpieczenia o algorytmie działania zbliżonym do zabezpieczenia 
podstawowego, lecz o charakterystyce spełniającej warunek wybiorczości.  

W przypadku koordynacji zabezpieczeń od przeciążeń systemu i bloków celowe jest więc 

zastosowanie zabezpieczeń, realizujących zbliżone lub jednakowe algorytmy działania, z doborem 
nastawień spełniającym warunek wybiorczości. 

 

WNIOSEK 

 

Zastosowanie nowych zasad awaryjnego odciążania podwyższy bezpieczeństwo pracy systemu 

elektroenergetycznego. Współczesna technika mikroprocesorowa w pełni pozwala na realizację idei 
inteligentnych algorytmów. 

 

LITERATURA 

 

[1]  Prace niepublikowane, wykonane przez Autora wspólnie ze Zbigniewem Lubośnym i Ryszardem Zajczykiem. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

AKTUALNE PROBLEMY W ELEKTROENERGETYCE* 

 

ROBERT MAŁKOWSKI 
Politechnika Gdańska 
Katedra Systemów Elektroenergetycznych 

 

ANALIZA PORÓWNAWCZA SKUTECZNOŚCI DZIAŁANIA AUTOMATYKI SCO PRZY 

RÓŻNYCH ZAŁOŻONYCH MOCACH ODCIĄŻANIA                                       DLA 

POSZCZEGÓLNYCH STOPNI ODCIĄŻANIA 

 
 

W referacie przedstawiono wyniki badań symulacyjnych stanów nieustalonych systemu, z uwzglę-

dnieniem modeli dynamicznych generatora i turbiny, charakterystyk statycznych napięciowo-               
-częstotliwościowych odbiorów oraz działania automatyki SCO, w wydzielonej części systemu 
elektroenergetycznego powstałej w wyniku awarii katastrofalnej. Wykazano na ich podstawie 

konieczność zmiany obecnego sposobu doboru mocy odciążania jak również potrzebę modyfikacji 
algorytmu działania automatyki SCO.  

 

WSTĘP 

 
Analizy awarii systemowych, jakie zaistniały w różnych systemach elektroenergetycznych, 

wielokrotnie wskazują, że jednym z głównych czynników pogłębiających szybkość rozprzestrzeniania 
się zakłóceń jest ograniczenie działania automatyki samoczynnego częstotliwościowego odciążania 
(SCO) [1].  

 
Dotychczas w KSE automatykę SCO traktowano jako ogólnosystemową, mającą na celu obronę 

systemu przed globalnym deficytem mocy. Przyjmując powyższe założenia dobrano nastawy i progi 
działania automatyki SCO jednakowe dla całego systemu. 

 

W obecnej chwili zakłada się, że obrona i odbudowa systemu będzie polegała na ratowaniu wysp, 

jakie wydzielą się po awarii katastrofalnej. Istnieje zatem możliwość podziału systemu na 
niezbilansowane wyspy, z występującym w deficytowych częściach systemu dużych przeciążeń 

pozostałych w ruchu turbozespołów. Skutkiem dużego przeciążenia turbozespołów jest szybki spadek 
częstotliwości, co przy wykorzystaniu automatyki SCO opartej jedynie na pomiarze częstotliwości i 
niewłaściwym doborze mocy odciążania, może doprowadzić do całkowitego blackoutu systemu. 

 

DOBÓR MOCY ODCIĄŻANIA 

 

Celem przeprowadzonych badań symulacyjnych była analiza skuteczności działania automatyki 

SCO dla różnych wartości mocy odciążania wyznaczonych dla poszczególnych stopni odciążania. 
Moce odciążania poszczególnych stopni automatyki SCO wyznaczono z zależności (1) przyjętej 

zgodnie z [2,3] oraz z zależności (2) przyjętej zgodnie z [4]: 

 
 

 
 

(

)

















−

⋅

−

⋅

⋅

=

∑

−

=

Σ

1

1

*

*'

*

1

k

i

i

odc

n

i

odc

n

o

b

i

odc

P

f

f

f

k

k

P

,    

 

 

 

(1)

 

(

)

















−

⋅

−

⋅

⋅

∆

+

=

∑

−

=

Σ

1

1

*

*'

*

*

1

)

1

(

k

i

i

odc

n

i

odc

n

o

i

odc

P

f

f

f

k

P

P

,  

 

 

 

(2)

 

gdzie: 

P

*odc i

  – moc odciążenia i-tego stopnia automatyki SCO; 

i

odc

f

 – częstotliwość i-tego stopnia automatyki SCO; 

k

*’o

Σ

 

– współczynnik określający w jednostkach względnych charakterystykę statyczną 

odbiorów 

k

b

 – 

współczynnik bezpieczeństwa; 

k 

– liczba stopni automatyki SCO; 

∆P

*

 – 

względna wartość deficytu mocy. 

 

Jako wariant bazowy przyjęto,  że spodziewany deficyt mocy 

75

0,

*

=

∆P

 oraz 

8

1,

*'

=

Σ

o

k

. Na tej 

podstawie wyznaczono wartości mocy odciążania dla poszczególnych stopni automatyki SCO, których 

procentowe wartości zestawiono w tabeli 1. 

 

 Procentowe wartości mocy odciążenia 

 

 

 

   Tabela 1 

 

Stopień Częstotliwość Opóźnienie WARIANTY 

*Referat zaprezentowany na X Międzynarodowej Konferencji Naukowej „Aktualne Problemy w 

Elektroenergetyce”, Gdańsk–

 

Jurata, 6 – 8 czerwca 2001 roku. 

odciążania obudzenia 

 

W1  W2

1)

 W3

2)

 

1

o

 

49,0 Hz 

0,5 s 

6,3 % 

3,6 % 

4,5 % 

2

o

 

48,7 Hz 

0,5 s 

7,7 % 

4,5 % 

5,6 % 

3

o

 

48,3 Hz 

0,5 s 

9,2 % 

5,6 % 

7,0 % 

4

o

 

48,1 Hz 

0,5 s 

9,2 % 

5,9 % 

7,4 % 

5

o

 

47,8 Hz 

0,5 s 

9,4 % 

6,4 % 

8,0 % 

6

o

 

47,0 Hz 

0,5 s 

9,2 % 

6,7 % 

8,4 % 

1)

 k

b

=1;   

2)

 k

b

=1,25 

 

MODELE MATEMATYCZNE ELEMENTÓW SYSTEMU 

 

Awaryjne spadki częstotliwości zostały wywołane w wyniku wydzielenia się niezbilansowanej 

wyspy po otwarciu wyłączników transformatorów T1 i T2 rysunek 1. 

 

Rys.1. Model systemu elektroenergetycznego przyjętego do badań symulacyjnych 

Dla elementów systemu takich jak: generatory, transformatory oraz linie energetyczne 

zastosowano standardowe modele zawarte w programie PSLF. Jako model turbiny wraz z jej układem  
regulacji zastosowano uniwersalny model turbiny opisany w pracy [5]. 

Zmiany obciążenia wywołane zmianami częstotliwości i napięcia opisują ich charakterystyki 

statyczne. Dla potrzeb symulacji, zarówno dla mocy czynnej, jak i biernej, przyjęto analogiczne 
zależności opisujące zmiany obciążenia w systemie: 

 

(

)

(

)

f

K

p

u

p

u

p

P

f

u

P

pf

n

L

∆

⋅

+

⋅

+

⋅

+

⋅

⋅

=

∆

1

)

,

(

3

2

2

1

, 

 

 

    (3) 

(

)

(

)

f

K

q

u

q

u

q

Q

f

u

Q

qf

n

L

∆

⋅

+

⋅

+

⋅

+

⋅

⋅

=

∆

1

)

,

(

3

2

2

1

, 

 

 

    (4) 

gdzie:  

P

L

,Q

L

  

– znamionowa moc czynna i bierna odbioru w węźle, 

p

1

, p

2

, p

3

 – współczynniki charakterystyki statycznej odbiorów mocy czynnej, 

q

1

, q

2

, q

3

 – współczynniki charakterystyki statycznej odbiorów mocy czynnej i biernej, 

K

pf

, K

qf

 – 

współczynnik podatności częstotliwościowej odbiorów mocy biernej, 

∆f – 

odchyłka częstotliwości wyrażona w jednostkach względnych, 

u – 

napięcie w węźle systemu wyrażone w jednostkach względnych. 

 

Do obliczeń przyjęto następujące współczynniki  p

1

=0,  p

2

=1,  p

3

=1,  K

pf

=1 oraz q

1

=4,7,  q

2

=-10, 

q

3

=6,3,  K

qf

=-2,6 opisujące charakterystyki statyczne odbiorów mocy czynnej i biernej typowe dla 

dużych aglomeracji miejskich łącznie z drobnym przemysłem [6]. 

 

a) 

 

b) 

 

Rys.2. Charakterystyki odbiorów: a) w funkcji napięcia, b) w funkcji częstotliwości 

W przypadku dużych przeciążeń mocą czynną szybkość obniżania się częstotliwości może być 

bardzo duża, stąd też jednym z głównych czynników decydującym o skuteczności procesu odciążania 
jest czas. Obecnie stosowana automatyka SCO wyłącza poszczególne odbiory z opóźnieniem 0,5 [s], 
jednakże dla             w miarę możliwości dokładnego odwzorowania rzeczywistego procesu odciążania 
nie należy zapominać                             o czasie własnym zadziałania wyłącznika (40÷80) ms oraz 
czasie własnym zadziałania przekaźnika podczęstotliwościowego około 100 ms. Dla potrzeb symulacji 
przyjęto, iż opóźnienie spowodowane przez wyżej wymienione czynniki wyniesie Top=160 ms. 

 

BILANS MOCY W WYSPIE 

 
Podstawowym zagadnieniem związanym z wydzieleniem układów wyspowych jest oszacowanie 

przybliżonego bilansu mocy przewidywanego układu wyspowego. Trudności wynikają  ze  zmiennych              
w czasie, niekiedy w znacznym stopniu, mocy generacji, a także obciążenia w przewidywanym 
układzie wyspowym. Dotyczy to w szczególności układów wielkomiejskich, w których generacja (w 

elektro-ciepłowniach) w zasadniczym stopniu zależy od pory roku (sezonu grzewczego). Zmiany w 
wytwarzaniu            w takich warunkach mogą być bardzo duże. 

 

Dla zbadania wpływu możliwej pomyłki przy oszacowaniu deficytu mocy, badania symulacyjne 

wykonano dla trzech przypadków początkowego deficytu mocy, przy czym moce odciążania dla 

każdego               z przypadków przyjęto według tabeli 1. 

Początkowe wartości mocy obciążenia przedstawiono w tabeli 2 (wartości mocy podano dla 

znamio-nowych wartości: napięcia i częstotliwości). 

 
 
                                Początkowe wartości mocy obciążenia 

        Tabela 2 

 

Moc odbiorów 

1)

 

Przypadek 

∆P

*

 

P [MW] 

Q [Mvar] 

I 0,5 

131,5  45 

II 0,75 

160,3 

58,2 

III 1,0 

180,3 

55 

1)

 Znamionowa moc czynna generatora P

gn

=90 MW 

 

WYNIKI BADAŃ SYMULACYJNYCH 

 

Poniżej przedstawiono wyniki symulacji komputerowych przeprowadzonych dla wszystkich 

omawianych wcześniej przypadków: 

 

P 

Q 

P

Q 

a) 

b)

 

Rys. 3. Przebieg częstotliwości przy nadmiernym założonym niezbilansowaniu wyspy 

przypadek I; a) z możliwością przeciążenia generatora o 10%, b) bez możliwości przeciążenia 

 

a) 

b)

 

Rys. 4. Przebieg częstotliwości przy poprawnie założonym niezbilansowaniu wyspy          

przypadek II; a) z możliwością przeciążenia generatora o 10%, b) bez możliwości przeciążenia 

a) 

b)

 

Rys. 5. Przebieg częstotliwości przy niedoszacowaniu niezbilansowania wyspy,             

przypadek III; a) z możliwością przeciążenia generatora o 10%, b) bez możliwości przeciążenia 

WNIOSKI I SPOSTRZEŻENIA 

 

Analizując przebiegi częstotliwości na rysunkach 3÷5 można zauważyć, iż zastosowanie 

automatyki SCO, dla której moc odciążania była wyznaczona z zależności (2), w każdym z 

analizowanych przypadków prowadzi do skutecznego zakończenia procesu odciążania. Proces 
odciążania przedstawiony na rys. 5b               w wariancie W1 można również uważać za udany, gdyż 
spadek częstotliwości poniżej 47,5 Hz utrzymywał się krócej niż 3 [s], a zgodnie z wymaganiami 

(DVG) UCPTE [7] odłączenie generatora od sieci ma nastąpić w przypadku obniżenia się 
częstotliwości do wartości f=47,5 Hz utrzymującego  przez  czas                              oraz  bezzwłocznie przy 

dalszym obniżaniu się częstotliwości. 

Działanie automatyki SCO w wariancie W2 pomijając przypadki przedstawione na rys.3 nie 

doprowadza do skutecznego odciążenia generatora pozostającego w wydzielonej części systemu. 

W1

W3

W2

W3

W1

W2

W3

W1

W2

W1

W3

W2

W1

W2

W3

W1

W2

W3

]

[

3 s

=

τ

Nieco lepiej swoje zadanie spełnia automatyka SCO w wariancie W3, jednakże nie zawsze można 

liczyć na jej skuteczne działanie rys. 4b, 5a, 5b. 

Innym ważnym aspektem jest ilość wyłączeń wykonanych dla skutecznego przeprowadzenia 

procesu odciążania. Porównanie wariantów W1 i W2 przedstawiono w tabeli 3. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

        Tabela 3 

 

 

 

 

 Ilość wyłączeń dokonanych w procesie  

 

 

 

 

 odciążania     

 

Wariant 

Rysunek 

W1 W3 

3a 3  4 

3b 4  5 

4a 5  6 

4b 5  N 

5a 6  N 

5b 6  N 

N – proces odciążania nieudany 

 

Jak można zauważyć w wariancie W1 uzyskaliśmy pewien „zapas” mocy możliwy do 

wykorzystania,         w przypadku wystąpienia deficytu mocy większego niż zakładany, co możemy 
obserwować na rys. 5. 

Jak już wcześniej wspomniano w przypadku dużych przeciążeń generatora mocą czynną 

szybkość obniżania się częstotliwości może być bardzo duża. Dla przypadku przestawionym na rys. 5 
początkowa wartość zmian częstotliwości wyniosła –1,5 Hz/s, co przy całkowitym założonym 

opóźnieniu równym t= 0,66 (patrz rozdz. „Bilans mocy w wyspie”) powoduje, pobudzenie trzech 
kolejnych stopni odciążania jeszcze przed wyłączeniem pierwszej grupy odbiorów. Należałoby zatem, 
uzależnić opóźnienie wyłączania, dotychczas stałe równe t

op

=0,5 [s], od szybkości obniżania się 

częstotliwości. 

Reasumując, zamieszczone w niniejszym artykule wyniki badań symulacyjnych wskazują, że dla 

zwiększenia skuteczności działania stosowanej obecnie automatyki SCO, istnieje potrzeba weryfikacji 
zarówno zależności wykorzystywanych przy wyznaczaniu mocy odciążania dla poszczególnych stopni 

automatyki SCO, jak i samego algorytmu działania. 

 

LITERATURA 

 

[1] Halawa  T.,  Zieliński Z.: Problemy związane z restytucją systemów elektroenergetycznych (na podstawie 

literatury światowej), Materiały konferencyjne APE `95, Tom III. 

[2] Zieliński Z.: Analiza dotycząca automatyki samoczynnego częstotliwościowego odciążania (SCO) w związku                   

z wymaganiami UCPTE, Praca IASE wykonana dla PSE 1993 r. 

[3] Żydanowicz J.: Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, Tom III, WNT Warszawa 1987. 
[4] Małkowski R.: Badania symulacyjne weryfikujące poprawność doboru mocy odciążania dla automatyki 

samoczynnego częstotliwościowego odciążania, Zeszyty Naukowe Politechniki Gdańskiej, Seria ELEKTRYKA, 
Gdańsk 2000. 

[5] Lubośny Z. i in.: Przygotowanie bazy danych w formacie programu PSLF dla obliczeń równowagi dynamicznej 

modelu UCPTE, praca wykonana na zlecenie PSE SA 

[6] Bogucki A. i in.: Podatność częstotliwościowa i napięciowa systemu elektroenergetycznego i jego elementów,                  

PŚ Gliwice 1983. 

[7] Das versorgungsgerechte Verhalten der thermischen Kraftwerke, Deutsche Verbundgeselschaft e.v. 

Heilderberg, Octobert 1991.