Prawne regulacje dotyczące operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) i operatorów systemów przesyłowych (OSP) są kluczowe dla stabilnego funkcjonowania polskiego i europejskiego rynku energii. Wprowadzane rozporządzenia i wytyczne mają na celu zapewnienie bezpieczeństwa dostaw, efektywnego wykorzystania infrastruktury oraz wysokiej jakości usług. Wśród nich szczególne znaczenie ma Rozporządzenie Komisji (UE) 2017/1485, znane jako Wytyczne SO GL.
Rozporządzenie Komisji (UE) 2017/1485 (SO GL) i jego znaczenie
Kontekst i publikacja
W dniu 25 sierpnia 2017 r. w Dzienniku Urzędowym UE opublikowane zostało Rozporządzenie Komisji (UE) 2017/1485 z dnia 2 sierpnia 2017 r. ustanawiające wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej (Dz.U. UE L 220/1), określane jako SO GL (od angielskiej nazwy System Operation Guideline). Wytyczne te weszły w życie w 20 dni po publikacji, czyli 14 września 2017 r.
SO GL stanowią jeden z aktów z grupy wytycznych i kodeksów sieci, opracowywanych w następstwie wdrożenia tzw. Trzeciego Pakietu Energetycznego, w szczególności Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej.
Zakres i adresaci Wytycznych SO GL
Wytyczne SO GL określają wymagania mające na celu zapewnienie bezpieczeństwa pracy, utrzymania poziomów częstotliwości oraz efektywnego wykorzystania połączonego systemu i zasobów. Ich adresatami są:
- Operatorzy systemów przesyłowych (OSP)
- Operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD)
- Istniejące i nowe jednostki wytwórcze typu B, C i D w rozumieniu Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci.
- Istniejące i nowe instalacje odbiorcze przyłączone do systemu przesyłowego, w rozumieniu Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1388 z dnia 17 sierpnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący przyłączenia odbioru.
- Istniejące i nowe instalacje HVDC w rozumieniu Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1447 z dnia 26 sierpnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci określający wymogi dotyczące przyłączenia do sieci systemów wysokiego napięcia prądu stałego oraz modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego.
Na poziomie europejskim, wytyczne SO GL łączą i ujednolicają postanowienia zawarte w wytycznych dotyczących:
- Operational Security (NC OS) - w zakresie bezpieczeństwa pracy systemu / bezpieczeństwa ruchowego.
- Operational Planning & Scheduling (OP&S) - w zakresie planowania operacyjnego oraz grafikowania.
- Load-Frequency Control & Reserves (LFC&R) - w zakresie regulacji mocy i częstotliwości oraz rezerw operacyjnych.
Implementacja SO GL w Polsce
Za opracowanie i wdrożenie wytycznych w polskim porządku prawnym odpowiedzialny był Operator Systemu Przesyłowego Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (PSE S.A.), a projekt ten został zaakceptowany przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE).
Wydana zgodnie z art. 40 ust. 6 Rozporządzenia SOGL Decyzja Prezesa URE z dnia 21 stycznia 2019 r. znak DRR.WAR.7128.2.2018.BPe definiuje kluczowe role, wymagania i zakresy obowiązków OSP, operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, operatorów zamkniętych systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz znaczących użytkowników sieci.
W praktyce, Wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej (SOGL) wprowadziły od 1 stycznia 2021 roku nowe obowiązki dla znaczących użytkowników sieci (ang. Significant Grid Users, SGU). Wszystkie jednostki wytwórcze typu B, C i D, do których zalicza się wszystkie moduły wytwarzania energii (MWE), których wartość mocy zainstalowanej źródła wytwarzania energii elektrycznej jest większa lub równa 0,2 MW, muszą przesyłać prognozę wytwarzania energii elektrycznej z uwzględnieniem potrzeb własnych i planowanych przestojów na kilka dni w przód. Dane te wytwórcy zobowiązani są wysyłać do operatora sieci, do którego podłączona jest ich instalacja, czyli do Operatora Sieci Dystrybucyjnej lub Operatora Sieci Przesyłowej.
Procesy wymiany i zarządzania danymi strukturalnymi, planistycznymi i czasu rzeczywistego określone w SOGL zostały zaimplementowane Kartą aktualizacji IRiESP nr CK/12/2020 - Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci z dnia 10 marca 2020 r. W punkcie 4.3.4.10 IRiESP zawarto istotne z punktu widzenia analiz informacje planistyczne dotyczące stosowanych przez OSP rezerw mocy.
Na bazie pozyskanych danych strukturalnych OSP buduje modele KSE wykorzystywane w procesie planowania koordynacyjnego oraz w procesie bieżącego zarządzania pracą KSE. W dniu 25 marca 2025 r. opublikowano komunikat OSP i OSD w sprawie obowiązku zgłaszania planów pracy oraz monitorowania ich poprawności, nawiązujący do art. 40 ust. 5 SO GL dla modułów wytwarzania energii typu B, C i D.
Rola i obowiązki Operatora Systemu Przesyłowego (OSP)
Bezpieczna i ekonomiczna praca systemu elektroenergetycznego to efekt dysponowania szeregiem narzędzi oraz podejmowania nieustających działań. Za pracę polskiego systemu elektroenergetycznego odpowiada Krajowa Dyspozycja Mocy (KDM), tzw. służba dyspozytorska PSE, sterująca systemem centralnie.
Współpraca i koordynacja
Służby dyspozytorskie OSP współpracują bezpośrednio ze służbami dyspozytorskimi OSD (Centralne Dyspozycje Mocy, Oddziałowe Centra Dyspozytorskie) oraz służbami ruchowymi przedsiębiorstw zajmujących się wytwarzaniem energii elektrycznej (Dyżurny Inżynier Ruchu Elektrowni - DIRE). Współpraca ta prowadzona jest zgodnie z Instrukcją Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
Współdziałanie OSP z operatorami systemów przesyłowych krajów sąsiednich w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego odbywa się zgodnie z zasadami opisanymi w kodeksach sieciowych ENTSO-E/UCTE oraz warunkami określonymi w umowach dwustronnych.
Bilansowanie zapotrzebowania na moc
W celu zapewnienia zdolności wytwórczych, niezbędnych do pokrycia zapotrzebowania, jako operator systemu przesyłowego PSE realizuje proces planowania koordynacyjnego dla różnych horyzontów czasowych. Plany koordynacyjne mają za zadanie umożliwić dotrzymanie wymaganych w założonym okresie poziomów nadwyżek mocy dostępnej ponad prognozowane zapotrzebowanie.
Narzędzia wykorzystywane do bilansowania zapotrzebowania na moc obejmują:
- Skorzystanie z elektrowni szczytowo-pompowych - zdolnych do przepompowania wody do wyżej położonego zbiornika, a następnie jej zrzutu do niżej położonego zbiornika, wytwarzając w ten sposób energię elektryczną.
- Skorzystanie z usługi „praca w przeciążeniu” - możliwość dodatkowego dociążenia tych jednostek wytwórczych, które są w stanie zwiększyć poziom wytwarzanej mocy ponad moc znamionową.
- Ogłoszenie okresu przywołania na rynku mocy - w przypadku ryzyka niedotrzymania wymaganej nadwyżki mocy, ogłaszany jest tzw. okres przywołania.
W przypadku, gdy powyższe działania nie umożliwią zbilansowania systemu, Operator jest zobowiązany do przeciwdziałania zagrożeniu bezpieczeństwa pracy systemu poprzez jego zbilansowanie za pomocą działań nadzwyczajnych, przewidzianych w sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, tj. wprowadzenie ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, czyli ogłoszenie tzw. stopni zasilania. Podmioty zobowiązane do redukcji poboru energii oraz wymagana skala redukcji opisane są w aktualizowanym corocznie Planie wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej zatwierdzanym przez Prezesa URE. Operator ma możliwość ogłoszenia takich ograniczeń na okres nie dłuższy niż 72 godziny. Dłuższe obowiązywanie ograniczeń wymaga rozporządzenia Rady Ministrów. Możliwe jest również zmniejszenie zapotrzebowania przez awaryjne wyłączenia odbiorców, w trybie planowym w sposób rotacyjny lub w trybie awaryjnym w reakcji na bieżącą sytuację w systemie.
Wskaźniki niezawodności pracy systemu
Dla oceny niezawodności pracy systemu i ciągłości zasilania kalkulowane są specjalne wskaźniki, w tym:
- ENS (Energy Not Supplied) - wskaźnik energii elektrycznej niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny, wyrażony w MWh na rok, stanowiący sumę iloczynów mocy niedostarczonej wskutek przerwy i czasu jej trwania.
- AIT (Average Interruption Time) - wskaźnik średniego czasu trwania przerwy w systemie przesyłowym elektroenergetycznym.
- WCDG - wskaźnik ciągłości dostaw energii elektrycznej, określający ilość energii elektrycznej niedostarczonej do odbiorców usług przesyłania w ciągu roku, z uwzględnieniem zarówno planowych, jak i nieplanowych przerw.
Wskaźniki ENS i AIT są kalkulowane dla grupy miejsc dostarczania, do której zalicza się odbiorców końcowych oraz OSD elektroenergetycznych posiadających jedno miejsce dostarczania z sieci przesyłowej. Utrzymywanie się wartości wskaźników ENS i AIT na niskim poziomie wpływa pozytywnie na zaufanie odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej. Ograniczenie liczby i długości planowanych przerw w dostawach energii elektrycznej do odbiorców wynika m.in. z wdrożenia systemu optymalizacji harmonogramu prac remontowo-eksploatacyjnych elementów sieci przesyłowej zasilających odbiorców.
PSE realizują wyłączenia w przypadku przerw planowanych w terminach uzgadnianych z odbiorcami - przeważnie w okresach braku poboru energii deklarowanego przez odbiorców. Dzięki temu w okresach wyłączeń odbiorcy dostosowują swoje zapotrzebowanie lub korzystają z innych metod zaopatrzenia w energię elektryczną (np. z sieci OSD).
W roku 2022 zarejestrowano jedną przerwę awaryjną, która spowodowała brak napięcia u odbiorcy. Jej przyczyną było doziemienie na linii zasilającej odbiorcę spowodowane wyładowaniem atmosferycznym podczas burzy. Całkowity czas trwania przerwy wyniósł 4 godz. W 2019 r. odnotowano jedną przerwę awaryjną skutkującą brakiem zasilania odbiorcy. Przerwa trwała ok. 36 godzin i była spowodowana samoczynnym wyłączeniem linii 110 kV. W 2017 r. wystąpiła jedna przerwa awaryjna, która skutkowała ok. 3-godzinną przerwą w dostawie energii do jednego z odbiorców zasilanych z sieci przesyłowej. Przerwa była spowodowana awaryjnym, manualnym wyłączeniem linii zasilających. Przyczyną wyłączenia zasilania odbiorcy było wejście postronnej osoby na słup linii 220 kV. W 2021 r. miał miejsce wzrost wartości wskaźników ENS i AIT w stosunku do lat poprzednich, wynikający z planowanej, znacznie dłuższej niż w poprzednich latach przerwy dla jednego z odbiorców zasilanych z sieci przesyłowej, spowodowanej szerokim zakresem prac realizowanych przez OSP (rozbudowa i modernizacja pola autotransformatora w rozdzielni 110 kV).
Wskaźnik strat energii elektrycznej w procesie przesyłania
Proces przesyłu energii elektrycznej nierozerwalnie związany jest ze stratami, które pomniejszają ilość energii elektrycznej dostarczanej do odbiorców. Głównym czynnikiem powodującym pomniejszenie przesyłanej energii elektrycznej są straty techniczne, wywoływane przez zjawiska fizyczne zachodzące podczas przesyłu energii elektrycznej przez infrastrukturę przesyłową. Do strat technicznych zaliczają się straty prądowe (podłużne) oraz straty napięciowe (poprzeczne). Ich wielkość jest zależna od wielu czynników, z których najważniejszymi są wielkość i zmienność generacji, lokalizacje źródeł wytwórczych oraz zapotrzebowanie podmiotów przyłączonych do sieci, a także wielkość i kierunki wymiany transgranicznej.
W roku 2023 nastąpiła stabilizacja warunków cenowych na rynkach surowców w Europie, co spowodowało zmniejszenie różnic cen energii elektrycznej pomiędzy krajami, a tym samym - ograniczenie przepływów transgranicznych. Efektem tego było zmniejszenie wolumenu strat w sieci przesyłowej do poziomu obserwowanego przed rokiem 2022. W sieciach należących do OSP w ostatnich latach, tj. do roku 2021 włącznie, współczynnik strat był niski i malał z każdym rokiem. W roku 2022 ilość strat wzrosła, a razem z nią współczynnik strat, głównie z powodu znacznie większej niż w poprzednich latach zmienności przepływów energii za sprawą zmiennych przepływów transgranicznych (zarówno wielkości, jak i kierunków przepływów). Powyższe zjawisko było skutkiem rozwijających się mechanizmów europejskiego jednolitego rynku energii elektrycznej oraz nietypowych warunków na rynku energii w 2022 roku.
W 2023 roku wolumen energii przesłanej siecią przesyłową wrócił do wartości zbliżonych sprzed okresu pandemii, co było efektem stabilizacji warunków rynkowych w Europie i ograniczeniem przepływów tranzytowych siecią przesyłową, jak również intensywny rozwój źródeł fotowoltaicznych w Polsce, który wpłynął na zmniejszenie produkcji u wytwórców przyłączonych do sieci przesyłowej i energii oddanej z sieci przesyłowej do sieci dystrybucyjnej. W 2023 r. straty wyniosły 1 623 845 MWh, co stanowiło 1,59 proc. całkowitej energii wprowadzonej do systemu. PSE jest - zgodnie z unijnymi regulacjami prawnymi - sygnatariuszem umowy ITC (International Transit Compensation), zawieranej pomiędzy europejskimi OSP, w ramach której dodatkowe koszty przepływów (tranzytów) energii przez daną sieć przesyłową są operatorom kompensowane.
Zapewnienie bezpieczeństwa infrastruktury krytycznej
W celu zapewnienia ochrony obiektów infrastruktury znajdującej się w dyspozycji PSE, w 2023 r. realizowano działania określone w Procedurze powoływania Zespołów Kryzysowych, informowania o sytuacji kryzysowej oraz postępowania w sytuacji zagrożeń aktami terrorystycznymi w PSE. Przedstawiciele PSE uczestniczyli również w ćwiczeniach dla operatorów infrastruktury krytycznej AMBER-2023, których organizatorem było Rządowe Centrum Bezpieczeństwa oraz Ministerstwo Klimatu i Środowiska, a także w międzynarodowych ćwiczeniach w zakresie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
Rola i obowiązki Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD)
Operator systemu dystrybucyjnego (OSD) to kluczowy uczestnik polskiego rynku energii. Podmiot ten zajmuje się dystrybucją paliw gazowych lub energii elektrycznej, a jego rola jest ściśle określona przez prawo energetyczne, zwłaszcza w Art. 3 pkt 25. OSD zarządza rozległą siecią niskich napięć i odpowiada za bezpieczne i nieprzerwane dostarczanie energii do odbiorców końcowych.
Organizacja i struktura
Działalność OSD wymaga posiadania specjalnej koncesji Prezesa URE. W Polsce działa sześciu głównych operatorów elektroenergetycznych oraz jeden operator gazowy. Długość sieci OSD liczy łącznie około 750 tysięcy kilometrów linii. Struktura własnościowa OSD jest historycznie uwarunkowana, a obecny kształt rynku jest wynikiem konsolidacji przeprowadzonej około 2010 roku. Większość operatorów stanowi część dużych grup energetycznych, np. ENERGA-Operator działa głównie w północnej Polsce, PGE Dystrybucja obsługuje największy obszar kraju, Enea Operator koncentruje się na zachodzie, a Tauron Dystrybucja dominuje na południu. Niezależnie od struktury, obowiązki OSD są identyczne dla wszystkich podmiotów.
Główne obowiązki OSD
Każdy operator jest zobligowany do zapewnienia równego traktowania użytkowników sieci. OSD łączy odbiorcę ze sprzedawcą energii - odbiorca kupuje energię od sprzedawcy, ale dostarcza ją OSD. OSD musi zapewnić dostęp do sieci każdemu podmiotowi, zarówno dużym fabrykom, jak i małym wytwórcom (np. z mikroinstalacją 8 kW PV).
Do najważniejszych zadań OSD należą:
- Obsługa przyłączeń: Operator musi przyłączyć do sieci każdego wnioskodawcę, co dotyczy zarówno nowych odbiorców, jak i wytwórców energii. Wnioski o przyłączenie instalacji fotowoltaicznych (PV) kierowane są bezpośrednio do OSD. OSD wydaje formalne warunki przyłączenia w ciągu 30 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku (dniem złożenia wniosku jest dzień wpływu do OSD). Termin ten jest ściśle regulowany prawnie. Na przykład, maksymalny czas przyłączenia instalacji 10 kW na domu jednorodzinnym to cztery miesiące. Przekroczenie terminu 30 dni na wydanie warunków może być podstawą do złożenia skargi do URE. W przypadku mikroinstalacji obowiązki OSD obejmują montaż licznika dwukierunkowego.
- Utrzymanie ciągłości dostaw: OSD odpowiada za utrzymanie ciągłości dostaw, eksploatuje i modernizuje sieć dystrybucyjną. Prawo energetyczne nakazuje redukcję awaryjności, a planowe przerwy w dostawach nie powinny przekraczać 12 godzin rocznie. OSD powinien inwestować w nowoczesne technologie, wdrażając systemy smart grid i używając automatycznych rekonfiguratorów, które skracają czas usuwania awarii. OSD tworzy długoterminowe plany rozwoju sieci.
- Techniczne bilansowanie systemu: OSD odpowiada za techniczne bilansowanie systemu, co oznacza utrzymanie równowagi między ilością energii wprowadzaną i pobieraną. OSD musi pokrywać nieuniknione straty sieciowe, które wynikają z fizyki przesyłu energii. Dla sieci niskiego napięcia (NN) wynoszą one średnio 4-6 %. OSD kupuje energię na pokrycie tych strat, a zasady zakupu określa umowa przyłączeniowa oraz regulamin dystrybucji.
- Zapewnienie jakości dostarczanej energii: OSD musi pilnować jakości dostarczanej energii, której parametry muszą spełniać normy krajowe i europejskie. Napięcie nominalne (Un) może wahać się maksymalnie o ±10 % Un, a częstotliwość musi wynosić 50 Hz z tolerancją ±0,2 Hz. OSD musi przestrzegać standardów określonych w normie EN 50160. Operator monitoruje jakość za pomocą zaawansowanych systemów (SCADA).
Operator może odmówić przyłączenia, ale tylko w uzasadnionych przypadkach, np. jeśli brak jest wolnej mocy lub dokumentacja jest niekompletna. Każdy odbiorca ma prawo do przyłączenia w granicach technicznych sieci zgodnie z Art. 7 ust. Prawa energetycznego. W przypadku awarii należy niezwłocznie zgłosić ją do centrum dyspozytorskiego OSD.
Opłaty i nowe regulacje
Operator ma prawo pobierać opłaty dystrybucyjne za świadczone usługi. Najważniejsza jest opłata przyłączeniowa, która pokrywa koszty rozbudowy sieci. Inwestor musi uregulować tę opłatę zgodnie z taryfą OSD. Zgodnie z nowymi regulacjami UC84, opłata za wniosek wynosi 1 zł/kW. Dodatkowo wymagana jest zaliczka w wysokości 60 zł/kW. Brak zaliczki w terminie 14 dni wstrzymuje procedurę.
Nowelizacja UC84 wprowadziła kamienie milowe dla inwestorów OZE, mające na celu szybsze wykorzystanie wydanych warunków. Skrócono ważność warunków przyłączenia z dwóch lat do jednego roku. Wprowadzono także mechanizm zwrotu zaliczki - zaliczka OSD 60 zł/kW staje się zabezpieczeniem wykonania zobowiązań. W przypadku niedotrzymania terminów lub warunków, inwestor traci prawo do przyłączenia w danej lokalizacji i musi złożyć nowy wniosek.
Nowe przepisy wprowadzają mechanizm cable-poolingu, który umożliwia współdzielenie infrastruktury przyłączeniowej. Różne źródła energii, np. farma PV i magazyn energii, mogą korzystać z tego samego kabla. OSD może wyrazić zgodę na łączenie instalacji, co pozwala na zmniejszenie wymaganej mocy przyłączeniowej o 15-20 %, przynosząc znaczące oszczędności dla inwestorów. Przykładem jest farma 30 MW PV plus 6 MWh bateria magazynowa. Dzięki temu OSD może efektywniej wykorzystywać istniejącą sieć.
Operatorzy mają prawo do rekompensaty za inwestycje w sieć poprzez mechanizm RAB (Regulatory Asset Base). System RAB zapewnia stabilny zwrot z kapitału, co motywuje do modernizacji sieci i wpływa pozytywnie na jakość i bezpieczeństwo dostaw.
Opłaty przyłączeniowe są naliczane liniowo w zależności od mocy przyłączeniowej wyrażonej w kW, a stawki są waloryzowane corocznie. Nowelizacja UC84 przyspieszy inwestycje OZE, ale podnosi wymagania finansowe.