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.