Jak funkcjonuje KSE

 

 

Planowanie pracy systemu

Podstawą zapewnienia bezpiecznej i efektywnej ekonomicznie pracy systemu elektroenergetycznego jest odpowiednie planowanie jego pracy w różnych horyzontach czasowych. Priorytetem jest pokrycie zapotrzebowania odbiorców na moc i energię elektryczną, uwzględniając uwarunkowania pracy sieci i jednostek wytwórczych oraz wymagania bezpieczeństwa pracy systemu. Podczas planowania strony podażowej mocy należy uwzględnić konieczność zapewnienia wymaganej nadwyżki mocy ponad zapotrzebowanie odbiorców na moc – tzw. rezerw mocy. Rezerwa mocy jest niezbędna, aby system był przygotowany na wypadek awarii skutkującej ubytkiem mocy wytwórczych (w tym wyłączeń elementów sieciowych i/lub jednostek wytwórczych), jak i na nieoczekiwany wzrost zapotrzebowania na moc przez odbiorców. Praca systemu elektroenergetycznego jest planowana w taki sposób, aby żadna pojedyncza awaria nie doprowadziła do przeciążeń elementów sieciowych ani nie spowodowała naruszenia żadnego innego kryterium bezpiecznej pracy systemu, takiego jak wymagane poziomy napięcia, częstotliwość, dopuszczalne obciążenie elementów sieciowych, itd. Powyższe określa się jako „kryterium N-1”, będące podstawą planowania pracy systemów elektroenergetycznych na całym świecie. Naruszenie kryterium N-1 wiąże się z ryzykiem wystąpienia zdarzeń awaryjnych, które mogą skutkować kolejnych ryzykiem niekontrolowanych, kaskadowych wyłączeń awaryjnych elementów systemu prowadzących do przerw w zasilaniu odbiorców. Dynamika zjawisk fizycznych w sytuacji wyłączeń awaryjnych jest na tyle wysoka, iż możliwość reakcji przez Operatora na rozwój wypadków jest bardzo ograniczona. Stąd tak istotne jest odpowiednie planowanie pracy sieci i zasobów wytwórczych z odpowiednim marginesem bezpieczeństwa.

 

Planowanie pracy systemu w różnych horyzontach czasowych

W ramach planowania pracy systemu, Operator weryfikuje bilans mocy na każdy horyzont planowania niezależnie, sprawdzając czy jest możliwe zrównoważenie produkcji energii elektrycznej z zapotrzebowaniem odbiorców na tę energię, przy zapewnieniu wymaganej nadwyżki mocy. Poziom nadwyżki mocy dla analizowanego horyzontu jest swego rodzaju probierzem krytyczności przyszłej sytuacji bilansowej. 
 

W dłuższym horyzoncie czasowym Operator sporządza plany wieloletnie oceniające wystarczalność generacji rozumianą jako zdolność do pokrycia zapotrzebowanie na energię elektryczną przy uwzględnieniu wymaganej nadwyżki mocy, oraz dotyczące planowania rozwoju sieci przesyłowej celem dostosowania jej do rosnącego zapotrzebowania odbiorców na energię elektryczną oraz oczekiwanych przyłączeń nowych źródeł wytwarzania. Informacje zawarte w tych planach są istotną przesłanką dla oceny potrzeb inwestycji w nowe moce wytwórcze.  

W horyzoncie średnioterminowym, tj. od 2 dni do 5 lat do przodu, Operator ocenia spodziewaną wystarczalność generacji uwzględniając prognozowane poziomy zapotrzebowania oraz zgłaszane przez grupy energetyczne plany remontów jednostek wytwórczych. Informacje te mają istotne znaczenie dla uczestników rynku do oceny ryzyka materializacji napiętej sytuacji bilansowej, a co za tym idzie okresów wysokich cen energii elektrycznej na rynku. Uczestnicy rynku mogą odpowiednio do tych informacji dostosować swoje plany dotyczące remontów jednostek wytwórczych oraz zapotrzebowanie na moc w przypadku sterowanych odbiorów. Do przygotowania planów w horyzoncie średnioterminowym wykorzystuje się między innymi dane historyczne o zapotrzebowaniu odbiorców na energie elektryczną, prognozy pogody, informacje o planach dotyczących oddawania bądź wyłączania z eksploatacji jednostek wytwórczych, oraz wspomniane harmonogramy remontów.

W horyzoncie krótkoterminowym, tj. w planowaniu dobowym i bieżącym, operator przygotowuje plany pracy systemu uwzględniając aktualne informacje o planowanym stanie systemu, tj. zgłaszane przez uczestników rynku umowy sprzedaży energii, grafiki pracy bloków, plany wymiany międzysystemowej z krajami sąsiadującymi oraz prognozę generacji odnawialnej. Plany pracy w horyzoncie krótkoterminowym są na bieżąco aktualizowane, uwzględniając najnowsze informacje o aktywności uczestników rynku, tj. zawierane przez nich na rynku hurtowym transakcje oraz oferty bilansujące przekazane do Operatora zarządzającego rynkiem bilansującym.

W czasie rzeczywistym zarządzanie pracą systemu jest zadaniem realizowanym przez służby dyspozytorskie, które na bieżąco reagują na zdarzenia w systemie, takie jak wyłączenia elementów sieciowych lub jednostek wytwórczych, lub rozbieżności między prognozowanymi (oczekiwanymi), a faktycznymi warunkami pracy systemu takimi jak zapotrzebowanie lub generacja odnawialna. Kluczową rolę odgrywa tu krajowa dyspozycja mocy KDM, koordynująca obszarowe dyspozycje mocy ODM wspomagane przez służby dyspozytorskie operatorów systemów dystrybucyjnych.    

 

PLANOWANIE PRACY SYSTEMU
 

 

Pod najwyższym napięciem, odc. 7: Konrad Purchała o bilansowaniu systemu elektroenergetycznego
 

 

Rola uczestników rynku podczas bilansowania systemu

Podstawowym narzędziem bilansowania systemu są mechanizmy rynkowe, czyli dokonywany przez uczestników rynku zakup i sprzedaż energii elektrycznej na rynku hurtowym. Import energii do Polski jest bezpośrednio uzależniony od warunków rynkowych i wsparcie krajowego bilansu mocy przez import ma miejsce wyłącznie wtedy, gdy energia z importu jest oferowana po niższej cenie niż energia krajowa. Na zaingerowanym europejskim rynku energii elektrycznej poziomy wymiany handlowej między poszczególnymi krajami wynikają w sposób automatyczny z relacji cen między nimi, ustalanych w ramach prowadzonych przez giełdy energii procesów rynku dnia następnego (market coupling) lub rynku dnia bieżącego (XBID). W przypadku, gdy w wyniku działania opisanych wyżej mechanizmów rynkowych Operator identyfikuje brak   wymaganego poziomu rezerwy mocy  w systemie, jest on  jest zobowiązany podjąć wszelkie możliwe działania dla jej odtworzenia.

 

Narzędzia dla poprawy bilansu mocy będące w gestii operatora

Działania podejmowane przez Operatora w przypadku niewystarczającej nadwyżki mocy:

 

Narzędzia ostatniej szansy dla zbilansowania systemu – operatywna redukcja zapotrzebowania

W przypadku gdy opisane powyżej działania nie umożliwią zbilansowania systemu poprzez zapewnienie pokrycia zapotrzebowania odbiorców na energię elektryczną przy uwzględnieniu wymaganego poziomu rezerw mocy, Operator jest zobowiązany do przeciwdziałania zagrożeniu bezpieczeństwa pracy KSE poprzez zbilansowanie systemu za pomocą działań nadzwyczajnych przewidzianych w sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, tj. dokonując ingerencji w zapotrzebowanie odbiorców:

 

 

ŚRODKI, KTÓRYMI DYSPONUJE OPERATOR

 

W jaki sposób odbiorcy mogą wesprzeć bilansowanie systemu?

Zaspokajanie potrzeb odbiorców energii elektrycznej jest głównym celem działalności sektora elektroenergetycznego.  Zapotrzebowanie systemu jest bezpośrednią pochodną zapotrzebowania odbiorców, a jego szczyty przypadają dokładnie wtedy, kiedy odbiorcy zużywają największą ilość energii elektrycznej. Zapotrzebowanie odbiorców jest więc zmienne w czasie, zależnie od cyklu aktywności ludzkiej dzień-noc, a także cyklu dni roboczych i wolnych od pracy. Istotnym czynnikiem są także warunki pogodowe, co można zaobserwować na przykładzie średnich przebiegów zapotrzebowania KSE dla poszczególnych pór roku, pokazanych na rysunku poniżej. Warto podkreślić, że przebiegi zapotrzebowania dla konkretnego dnia mogą istotnie odbiegać od wartości średnich, szczególnie w przypadku występowania bardzo wysokich lub bardzo niskich temperatur. Takie sytuacje są chlebem powszednim planistów, którzy starają się antycypować i odpowiednio planować zasoby wytwórcze KSE. Dodatkowym wyzwaniem jest zmiana zachowań odbiorców energii w odpowiedzi na taryfy dynamiczne, czy też rosnąca aktywność prosumentów, którzy rozliczając nadprodukcję energii ze źródeł fotowoltaicznych powiększają swoje zużycie energii w innych okresach roku, m.in. w okresach  szczytowego zapotrzebowania systemu.

Potrzeby systemu elektroenergetycznego w zakresie wymaganych mocy wytwórczych oraz w zakresie rozbudowy sieci elektroenergetycznych są wymiarowane przez szczyty zapotrzebowania.  Okres szczytowego zapotrzebowania jest jednak zazwyczaj ograniczony w czasie. Przykładowo, w naszej szerokości geograficznej w okresie wiosenno-jesiennym szczyty zapotrzebowania trwają zaledwie ok. 1 godziny i przypadają na wieczór w okolicach godziny 20:00. Szczyt poranny w tym okresie jest niższy, ale znacznie bardziej rozciągnięty w czasie. Zimą szczyty zapotrzebowania także przypadają na godziny wieczorne, są jednak bardziej rozciągnięte w czasie niż jesienią i znacznie wyższe niż w pozostałych okresach roku. Latem szczyt zapotrzebowania przypada w okolicach południa. Zapotrzebowanie jest w dużej mierze uzależnione od warunków podłogowych – ekstremalnie wysokie lub ekstremalnie niskie temperatury natychmiast znajdują swoje odzwierciedleniu w skokach zapotrzebowania.

Wysokie zapotrzebowanie przekłada się bezpośrednio na wysokie koszty dostaw energii elektrycznej. Odbiorcy mają więc zachęty aby podjąć działanie celem przesunięcia swojego zapotrzebowania na okresy poza szczytem zapotrzebowania. Najlepszym narzędziem do tego są tzw. taryfy dynamiczne, czyli rozliczanie poboru energii elektrycznej po cenie uzależnionej od pory dnia. Mogą to być taryfy dwustrefowe, gdzie rozróżnienie ceny pobieranej energii dotyczy wyłącznie okresów szczytu lub poza szczytem, ale mogą to być także taryfy wielostrefowe lub wręcz bezpośrednio uzależnione od hurtowych cen energii elektrycznej na giełdzie. Takie rozwiązanie jest bardzo rozpowszechnione w krajach skandynawskich i coraz popularniejsze w Europie. W przypadku cen wielostrefowych odbiorca ma dokładną informację o cenach po jakiej jego zapotrzebowanie zostanie rozliczone w danym okresie czasu i może do nich dostosować swoje potrzeby energetyczne, optymalizując w ten sposób rachunek za energie elektryczną. Takie działanie po stronie odbiorców będzie miało pozytywny wpływ na bilans systemu, poprawiając bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej. Racjonalne korzystanie z energii elektrycznej i unikanie poboru w okresach szczytów zapotrzebowania pozwoli także na ograniczenie emisji CO2. W sytuacji bardzo napiętego bilansu pracują wszystkie dostępne moce wytwórcze, w tym także te najmniej efektywne, generujące najwięcej CO2 i produkujące najdroższą energię. Mechanizmy rynkowe powodują, że to właśnie te najmniej efektywne i najdroższe elektrownie będą wyznaczały cenę rozliczeniową energii elektrycznej w danej godzinie. Dlatego też odpowiednie dostosowanie swojego zapotrzebowania jest najlepszym sposobem na racjonalizację kosztów energii elektrycznej oraz zmniejszenie skutków środowiskowych. To samo dotyczy szeroko pojętej efektywności energetycznej.

 

Rodzaje źródeł wytwórczych w KSE

Elektrownie cieplne węglowe

 

Elektrownie, w których paliwem jest węgiel kamienny lub węgiel brunatny. Elektrownie tego typu charakteryzują się umiarkowaną elastycznością m.in. z uwagi na długi czas rozruchu (ok. 8 godzin ze stanu zimnego), niską szybkość przyrostu mocy (tzw. rampa) oraz wysokimi minimami technicznymi pracy bloków (dla bloków cieplnych opalanych węglem jest to ok. 40-60% mocy znamionowej).

Łączna moc zainstalowana elektrowni węglowych w KSE wynosi 31 941 MW (stan na 01.09.2021), w tym:

  • moc jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych przez operatora systemu przesyłowego (JWCD) wynosi 24 363 MW, gdzie:
    • moc elektrowni na węgiel kamienny wynosi 16 114 MW,
    • moc elektrowni na węgiel brunatny wynosi 8 249 MW,
  • moc jednostek wytwórczych niebędących jednostkami centralnie dysponowanymi przez operatora systemu przesyłowego (nJWCD) wynosi 7 578 MW, gdzie:
    • moc elektrowni na węgiel kamienny wynosi 7 450 MW,
    • moc elektrowni na węgiel brunatny  wynosi 128 MW.

 

Elektrownie cieplne gazowe

Elektrownie cieplne, w których paliwem jest gaz ziemny. Źródła te charakteryzują się większą elastycznością w porównaniu do elektrowni węglowych, ponieważ są w stanie bardzo szybko wznowić produkcję energii elektrycznej po wyłączeniu i ponownym uruchomieniu, a czas rozruchu takich jednostek ze stanu zimnego wynosi ok 1 godz. Jednostki te mają ponadto zdolność do szybkiego przyrostu mocy generowanej i mogą charakteryzować się niskimi minimami technicznymi (zależy do od technologii danej jednostki).

Łączna moc zainstalowana elektrowni gazowych w KSE wynosi 3 017 MW (stan na 01.09.2021), w tym:

  • moc jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych przez operatora systemu przesyłowego (JWCD) wynosi 2 059 MW,
  • moc jednostek wytwórczych niebędących jednostkami centralnie dysponowanymi przez operatora systemu przesyłowego (nJWCD) wynosi  958 MW.

 

Elektrownie wodne

 

Elektrownie, w których generatory pracują dzięki przepływowi wody. Możemy wyróżnić dwa rodzaje elektrowni tego typu, tj.: elektrownie przepływowe i elektrownie szczytowo-pompowe. Szczególne znaczenie dla systemu mają elektrownie szczytowo-pompowe, które pracują tak jak magazyny energii. W momencie, gdy w systemie elektroenergetycznym jest nadmiar energii elektrycznej, jednostki te są w stanie pompować wodę do położonego wyżej (tzw. górnego) zbiornika wodnego, a następnie zrzucać ją z powrotem do zbiornika wodnego położonego niżej (tzw. dolnego), napędzając tym samym generatory i produkując energię elektryczną w momencie, gdy jest ona potrzebna.

Elektrownie wodne przepływowe nie mają możliwości magazynowania wody (i tym samym energii elektrycznej) ponieważ ulokowane są na rzekach lub zaporach wodnych, a ich generatory napędzane są bieżącą siłą nurtu wody.

Łączna moc zainstalowana elektrowni wodnych w KSE wynosi 2 499 MW (stan na 01.09.2021), w tym:

  • moc jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych przez operatora systemu przesyłowego (JWCD) wynosi 1 785 MW, gdzie:
    • elektrownie wodne szczytowo-pompowe: 1 559 MW,
    • elektrownie wodne przepływowe: 226 MW;
  • moc jednostek wytwórczych niebędących jednostkami centralnie dysponowanymi przez operatora systemu przesyłowego (nJWCD) wynosi  714 MW, gdzie:
    • elektrownie wodne szczytowo-pompowe 92 MW,
    • elektrownie wodne przepływowe  622 MW;

 

Farmy wiatrowe

 

Lądowe i morskie instalacje, których generatory są napędzane siłą wiatru. Są to źródła odnawialne, których generacja zależy od warunków atmosferycznych i w związku z tym ich pracą nie można sterować, ale można ją z umiarkowaną dokładnością prognozować. Ilość produkowanej przez farmy wiatrowe energii elektrycznej zależy od siły wiatru w danym momencie.

Łączna moc zainstalowana farm wiatrowych w KSE wynosi 7 070 MW (stan na 1.09.2021).

Instalacje fotowoltaiczne (PV)

 

Instalacje służące do zamiany promieniowania słonecznego w energię elektryczną. Jest to odnawialne źródło energii, którego pracą nie można sterować, ale można ją prognozować. Ilość produkowanej przez farmy fotowoltaiczne energii elektrycznej zależy m.in. od nasłonecznienia oraz temperatury w danym momencie.

Łączna moc zainstalowana instalacji fotowoltaicznych w KSE wynosi 5 498 MW (stan na 01.08.2021).

Pozostałe rodzaje źródeł wytwórczych

 

Łączna moc pozostałych rodzajów źródeł wytwórczych w KSE nie będących jednostkami centralnie dysponowanymi przez operatora systemu przesyłowego wynosi 1 180 MW (stan na 01.09.2021), w tym:

  • moc jednostek opalanych biomasą wynosi 275 MW,
  • moc jednostek opalanych olejem opałowym wynosi 747 MW,
  • moc jednostek opalanych gazem koksowniczym wynosi 158 MW.

 

Warto dodać, że skład jednostek nJWCD cieplnych węglowych i gazowych wchodzą m.in. elektrociepłownie, czyli jednostki produkujące w sposób skojarzony energię elektryczną i ciepło  oraz elektrownie przemysłowe, które wytwarzają energię elektryczną na potrzeby zakładów przemysłowych, w których jednostki te się znajdują. Produkcja energii elektrycznej przez takie elektrownie jest zazwyczaj pochodną  ich podstawowej działalności, tj. produkcji ciepła w przypadku elektrociepłowni oraz produkcji pary technologicznej w przypadku elektrowni przemysłowych. Powyższe oznacza, że możliwość dysponowania przez Operatora poziomem produkcji energii elektrycznej w takich jednostkach jest ograniczona.

Moc zainstalowana w poszczególnych źródłach energii

 

Definicje

System elektroenergetyczny

Infrastruktura elektroenergetyczna (przesyłowa i dystrybucyjna) oraz przyłączone do nich urządzenia i instalacje (wytwórcze i odbiorcze).

Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego

Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie przesyłowym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu (w tym przede wszystkim jego bilansowanie), a także eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej. Operator systemu przesyłowego nie posiada zasobów wytwórczych i nie jest aktywnym uczestnikiem rynku. Operator dokonuje w imieniu krajowych odbiorców kontraktacji tzw. usług systemowych niezbędnych do zapewnienia prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz administruje rynkiem bilansującym prowadząc centralny mechanizm bilansowania. Operator jest także współodpowiedzialny, wraz z nominowanymi operatorami rynku energii, za rozwój europejskiego rynku energii elektrycznej.

Europejski kontynentalny system elektroenergetyczny

Połączone systemy elektroenergetyczne kontynentalnych państw europejskich, pracujące synchronicznie, czyli z tą samą częstotliwością i fazą. Dla zapewnienia stabilnej i niezawodnej pracy systemu synchronicznego operatorzy poszczególnych państw współpracują ze sobą w ramach stowarzyszenia ENTSO-E.

Prowadzenie ruchu

Całość działań mających na celu utrzymanie bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego i jego integralności oraz dotrzymanie warunków umożliwiających jego pracę synchroniczną z systemami zagranicznymi, funkcjonowanie rynku energii elektrycznej, realizację transakcji handlowych, wykonywanie niezbędnych prac i remontów w elektrowniach i elementach sieci oraz utrzymanie odpowiednich parametrów jakościowych i niezawodności pracy sieci.

Zapotrzebowanie na moc w KSE

Suma mocy pobranej przez wszystkich odbiorców krajowych, mocy potrzeb ogólnych elektrowni, potrzeb własnych jednostek wytwórczych oraz strat sieciowych.

Bilansowanie systemu

Równoważenie produkcji energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię, przy uwzględnieniu ograniczeń systemowych. Podstawowo proces bilansowania jest realizowany przez uczestników rynku, którzy zaspokajają swoje potrzeby w zakresie energii elektrycznej dokonując jej zakupu lub sprzedaży, czy to bezpośrednio jako aktywny uczestnik rynku hurtowego energii elektrycznej czy tez działając przez pośredników, tzn. spółki obrotu i dostawców energii. W czasie rzeczywistym Operator Systemu Przesyłowego nadzoruje proces bilansowania, zapewniając że suma zapotrzebowania krajowych odbiorców energii elektrycznej jest w każdym momencie równa produkcji energii elektrycznej z uwzględnieniem importu lub eksportu. Uczestnicy rynku którzy nie zakontraktują swoich potrzeb na hurtowym rynku energii elektrycznej dokonują nieplanowego poboru energii elektrycznej lub jej nieplanowej dostawy, co jest następnie rozliczane przez operatora systemu przesyłowego w ramach centralnego mechanizmu bilansowania.

Rezerwa mocy

Wymagana nadwyżka mocy dyspozycyjnej dostępnej dla OSP ponad zapotrzebowanie do pokrycia przez elektrownie krajowe. Poziom wymaganej nadwyżki zmienia się w zależności od horyzontu planowania. Dla planowania na dobę do przodu rezerwa musi wynosić co najmniej 9 proc., dla dłuższych horyzontów jest ona wyższa aby uwzględnić zwiększone ryzyka związane z możliwymi awariami jednostek wytwórczych i błędami prognoz zapotrzebowania i generacji odnawialnej. Wymagana nadwyżka mocy dotyczy nadwyżki dodatniej, jak i nadwyżki ujemnej, tj. rezerw mocy pozwalających na zmniejszenie podaży mocy lub zwiększenie zapotrzebowania.

Minima techniczne bloków / elektrowni

Minimalna ilość mocy, z którą dana jednostka wytwórcza (blok) może pracować. Elektrownie składają się ze zbioru jednostek wytwórczych, które nierzadko są ze sobą powiązane technologicznie. Z tego względu elektrownie także charakteryzują się określonymi minimami technicznymi, precyzującymi minimalną liczbę pracujących bloków wymaganą dla zapewnienia ciągłości pracy elektrowni.

Elastyczność źródeł wytwórczych

Zdolność jednostek do zmiany ilości mocy dostarczanej do systemu. Elastyczność zależy w dużej mierze od technologii wytwarzania energii elektrycznej. Bloki węglowe charakteryzują się umiarkowaną elastycznością z uwagi m.in. na długi czas rozruchu (ok. 8 godzin ze stanu zimnego), niską szybkość przyrostu mocy (tzw. rampa) oraz wysokie minima techniczne pracy bloków (dla bloków cieplnych opalanych węglem jest to ok. 40-60% mocy znamionowej). Znacznie bardziej elastyczne są nowoczesne bloki gazowe, które są w stanie bardzo szybko wznowić produkcję po wyłączeniu i mają zdolność do szybkiego przyrostu mocy wprowadzanej do systemu. Źródła OZE charakteryzują się elastycznością wyłącznie w zakresie regulacji w dół, tzn. zmniejszania generacji, nie mając możliwości jej zwiększenia w odpowiedzi na zwiększone zapotrzebowanie systemu.

Zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej

Stan systemu elektroenergetycznego lub jego części, uniemożliwiający zapewnienie bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej lub równoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię (bilansowanie). Nie należy tego mylić z okresem zagrożenia, ogłaszanego w celu realizacji obowiązków na rynku mocy.

EAS

ENTSO-E Awarness System, system umożliwiający ostrzeganie operatorów systemów przesyłowych w innych państwach o zakłóceniach mogących mieć wpływ na bezpieczeństwo pracy połączonych systemów elektroenergetycznych Europy. EAS ma pięć stopni: zielony (praca normalna – ang. „normal”), żółty (stan alarmowy – ang. „alert”), czerwony (stan zagrożenia – ang. „emergency”), czarny (stan zaniku napięcia – ang. „blackout”) i niebieski (stan odbudowy – ang. „restoration”).

 

Odpowiedzi na najczęściej zadawane pytania dotyczące ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej (w sytuacji ogłoszenia tzw. „stopni zasilania”)

1. Co oznaczają stopnie zasilana?

Wielkości określające poziomy ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej poprzez ograniczenie poboru mocy, ujęte w planach wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej.

Odbywa się to poprzez ograniczenie poboru mocy określone w stopniach zasilania od 11 do 20, przy czym:

Dla odbiorców, których wielkość mocy umownej została ustalona powyżej 300 kW, których ograniczenia dotyczą, wielkości mocy dla poszczególnych stopni zasilania powinny być określone w umowach o świadczenie usług przesyłania, albo dystrybucji lub w umowach kompleksowych.

Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadza Rada Ministrów w drodze rozporządzenia na wniosek ministra właściwego do spraw energii na czas oznaczony na terytorium Polski lub jego części między innymi w przypadku wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Do czasu wejście w życie powołanego rozporządzenia lecz nie dłużej niż na okres 72 godzin ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadza Operator Systemu Przesyłowego Elektroenergetycznego (PSE S.A.).
 

2. Czy sam muszę ograniczyć produkcję/ zamknąć zakład, czy też mam czekać na powiadomienie?

Czy przy 20 stopniu zasilania mamy sami redukować moc i zawiesić produkcję (ponosząc duże straty) czy mamy czekać na kontakt OSD i polecenie obniżenia zapotrzebowania na moc?

Pobór energii powinien być ograniczony przez dany podmiot indywidualnie, w zależności od ogłoszonego przez OSP na dany przedział godzinowy stopnia zasilania.

W umowie o świadczenie usług przesyłania, albo dystrybucji lub w umowie kompleksowej powinna być również określona wielkość maksymalnego ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej przyporządkowana odbiorcy w poszczególnych stopniach zasilania oraz zasady przekazywania informacji w tym zakresie.
 

3. Co stanie się jeśli nie wyłączę produkcji/ nie ograniczę zużycia energii? Czy za nie dostosowanie się do tych ograniczeń grożą mi jakieś kary? Kto nakłada kary?

Kwestię powyższą reguluje ustawa Prawo Energetyczne, która stanowi, że w okresie wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw, użytkownicy systemu, w tym odbiorcy energii elektrycznej są obowiązani do stosowania się do poleceń operatora systemu elektroenergetycznego (w tym w zakresie ograniczenia produkcji do poziomu wynikającego z wprowadzanych stopni zasilania i wielkości mocy określonych w umowie o świadczenie usług przesyłania, albo dystrybucji lub w umowie kompleksowej).

Kompetencje do nakładania kar pieniężnych ustawa Prawo Energetyczne przyznała, Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki, który ma prawo nałożyć karę pieniężną na podmioty, które:

Wysokość kary pieniężnej nie może przekroczyć 15% przychodu ukaranego przedsiębiorcy, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym. Ponadto, Prezes URE (niezależnie od kary nałożonej na przedsiębiorstwo) może nałożyć karę pieniężną na kierownika przedsiębiorstwa energetycznego, w wysokości nie większej niż 300% jego miesięcznego wynagrodzenia.
 

4. Gdzie mogę znaleźć informację, o ile powinienem zmniejszyć zużycie poboru energii?

Czy mamy stosować się do ograniczeń jeśli zużywamy 350 kW mocy.

Czy ograniczenie mocy dotyczy biurowców, z których każdy ma moc powyżej 0,3 MW?

Ograniczenia dotyczą tych podmiotów, które w umowach o świadczenie usług dystrybucji, usług przesyłania lub w umowach kompleksowych maja zakontraktowana moc umowną powyżej 300 kW, którzy nie są wyłączeni z obowiązku stosowania ograniczeń na podstawie Rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 23 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaży paliw stałych oraz w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej lub ciepła (Dz. U. z 2007r. Nr 133 poz. 924). W tych umowach powinien być również zapis dotyczący poziomu ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w przypadku konkretnych stopni zasilania wprowadzonych przez OSP oraz określony sposób przekazywania informacji.
 

5. Co mam mówić moim zagranicznym udziałowcom? Czy będą komunikaty w jęz. angielskim?

Operator Sytemu Przesyłowego Elektroenergetycznego w Polsce nie przewiduje komunikatów w jęz. Angielskim. Język polski jest językiem urzędowym w RP.
 

6. Na jakiej podstawie prawnej wprowadzamy ograniczenia w poborze energii elektrycznej?

Podstawą prawną wprowadzania przez OSP ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej jest art. 11 c ust. 2 pkt. 2 Ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz.U. 2021 poz. 716, dalej „Ustawa”). Powołany przepis stanowi, że w przypadku powstania zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej OSP, po wyczerpaniu wszelkich możliwych działań mających na celu usunięcie tego zagrożenia i zapobieżenia jego negatywnym skutkom może wprowadzić ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na terytorium RP lub jego części do czasu wejścia w życie rozporządzenia Rady Ministrów wprowadzającego takie ograniczenia lecz nie dłużej niż na okres 72 godzin.

 

7. Czy muszę dostosować się do ograniczeń w poborze energii? Czy obowiązuje nas 20 stopień zasilania skoro jesteśmy firmą spożywczą?

Przepisy Rozporządzenia zawierają zakazy/wyłączenia przedmiotowe stosowania ograniczeń. W tym zakresie ograniczenia nie mogą powodować zagrożenia bezpieczeństwa osób ani uszkodzenia lub zniszczenia obiektów technologicznych. Ogólny zakaz o charakterze mieszanym (podmiotowo-przedmiotowym) odnosi się do zakłóceń w funkcjonowaniu obiektów przeznaczonych do wykonywania zadań w zakresie:

Zakazy podmiotowe stosowania ograniczeń dotyczą odbiorców energii elektrycznej, dla których wielkość mocy umownej określonej w umowach ustalona została poniżej 300 kW, oraz innych następujących podmiotów:

Zatem wyłączenie ze stosowania ograniczeń może mieć miejsce jedynie w przypadkach określonych powyżej. Jeżeli zachodzą przesłanki do zastosowania wyłączenia, to powinno to być uwzględnione w planach wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej opracowywanym przez właściwego operatora, do sieci którego Państwa przedsiębiorstwo jest przyłączone oraz odpowiednio uwzględnione w obowiązującej umowie o świadczenie usług dystrybucji albo umowie kompleksowej.
 

8. Jak długo potrwa 20 stopień zasilania? 

PSE S.A. na bieżąco monitorują pracę krajowego systemu elektroenergetycznego oraz zależnie od sytuacji w systemie mogą określić wymagane stopnie zasilania. W przypadku wprowadzenia stopni zasilania OSP dokłada starań, by ograniczenia w realizacji dostaw energii do odbiorców były możliwie jak najmniejsze. Działania OSP mają na celu przede wszystkim zapewnienie, by nie nastąpiła poważna awarią systemowa i zupełny brak dostaw energii w części lub całości kraju, co spowodowałoby katastrofalne straty dla całej gospodarki.

Komunikaty radiowe określające stopnie zasilania dla poszczególnych stref doby oraz obszar obowiązywania ograniczeń są nadawane codziennie (w czasie obowiązywania ograniczeń) na antenie Programu 1 Polskiego Radia o godz. 7.55 oraz godzinie 19.55 oraz sukcesywnie na stronie www OSP (www.pse.pl). W przypadku zróżnicowania wprowadzonych ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w stosunku do stopni zasilania ogłoszonych w komunikatach radiowych, odbiorcy są powiadamiani indywidualnie przez operatora, z którym łączy ich umowa o świadczenie usług dystrybucji albo usług przesyłania albo umowa kompleksowa, w formie pisemnej lub w sposób określony w tej umowie, albo za pomocą innego środka komunikowania się w sposób zwyczajowo przyjęty w danej miejscowości. Stosowne komunikaty aktualizujące zamieszczane są również na stronie www OSP.