Przyłączanie i zasilanie obiektów budowlanych i budynków z sieci elektroenergetycznej

W procesie przyłączenia, dostarczenia i sprzedaży energii elektrycznej stronami są:

• podmiot ubiegający się o przyłączenie,
• przedsiębiorstwo energetyczne przyłączające do swojej sieci elektroenergetycznej,
• podmiot ubiegający się o przyłączenie na podstawie umowy o przyłączenie,
• odbiorca (nazwany odbiorcą końcowym), który kupuje energię elektryczną na swoje potrzeby,
• przedsiębiorstwo energetyczne zawierające z odbiorcą umowę sprzedaży energii elektrycznej,
• przedsiębiorstwo energetyczne zawierające z odbiorcą umowę przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej.

Przepisy regulujące wynikają z ustawy Prawo energetyczne [1] i rozporządzeń wykonawczych [2, 3, 4].

Pojęcie podmiotu ubiegającego się o przyłączenie zostało wprowadzone w rozporządzeniu przyłączeniowym [3] i powtórzone w rozporządzeniu systemowym [2]. W zakresie prezentowanego tematu podmiotami są obiekty budowlane i budynki. Podmioty te dzieli się na 6 grup. Kryteria podziału na grupy przyłączeniowe dotyczą:

• napięcia nominalnego sieci elektroenergetycznej, do której ma nastąpić przyłączenie,
• wartości mocy przyłączeniowej,
• rodzaju przyłączenia (stałe, tymczasowe, okresowe).

Podmiot ubiegający się o przyłączenie może stać się odbiorcą po przyłączeniu i zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej lub może być tylko inwestorem obiektu budowlanego i na tym zakończy relację z przedsiębiorstwem energetycznym, które dokonało przyłączenia. Przedsiębiorstwo energetyczne przyłączające do sieci i zawierające umowę o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej to przedsiębiorstwo mające koncesję na przesyłanie i/lub dystrybucję energii elektrycznej.

Jest ono operatorem systemu przesyłowego (OSP), operatorem systemu dystrybucyjnego (OSD) lub innym przedsiębiorstwem energetycznym koncesjonowanym w wymienionym zakresie. Przedsiębiorstwo obrotu zawierające umowę sprzedaży energii elektrycznej to przedsiębiorstwo mające koncesję na obrót energią elektryczną.

Przepisy

Regulacje prawne dotyczące omawianego tematu wynikają:

• z ustawy Prawo energetyczne [1], zwanej dalej ustawą,
• z rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego [2], zwanego dalej rozporządzeniem systemowym, które zastąpiło rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy w sprawie szczegółowych warunków przyłączania podmiotów do sieci elektroenergetycznych, ruchu i eksploatacji tych sieci [3], zwanego rozporządzeniem przyłączeniowym,
• z rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną [4], zwanego dalej rozporządzeniem taryfowym.

Ustawa została uchwalona 10 kwietnia 1997 r. i aktualizowana ponad 20 razy. Jest dostępny tekst jednolity datowany 4 sierpnia 2007 r. Przygotowany jest projekt kolejnej aktualizacji, o stosunkowo szerokim zakresie. Rozporządzenie przyłączeniowe było datowane po raz pierwszy 1 października 1998 r. i kilkakrotnie nowelizowane, ostatnio 20 grudnia 2004 r., a następnie zastąpione rozporządzeniem systemowym datowanym 4 maja 2007 r. Rozporządzenie taryfowe w wersji pierwotnej ma datę 3 grudnia 1998 r., a w wersji aktualnej datę 2 lipca 2007 r. jako rozporządzenie Ministra Gospodarki.

Przyłączanie do sieci elektroenergetycznej – zakres regulacji prawnych

W dziedzinie przyłączania odbiorców, zwanych na tym etapie podmiotami przyłączanymi do sieci, wymienione przepisy regulują mniej lub bardziej skutecznie następujące problemy zasadnicze:

• obowiązek przyłączenia,
• zasady finansowania nakładów na przyłączenie,
• warunki i koszty przyłączenia,
• sposób realizacji przyłączenia, W dziedzinie zasilania z sieci przepisy te regulują:
• warunki dostawy energii elektrycznej,
• procedury zawierania umów sprzedaży i umów o świadczenie usług przesyłania i dystrybucji,
• procedury ustalania kosztu dostarczanej energii,
• standardy obsługi odbiorców i jakości energii elektrycznej,
• obowiązki stron.

Sieci elektroenergetyczne

W zależności od mocy przyłączeniowej (wg [2] moc czynna planowana do pobierania lub wprowadzenia do sieci, określona w umowie o przyłączenie) i warunków lokalnych odbiorcy mogą być przyłączeni do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej. W pierwszym przypadku jest to elektroenergetyczna sieć najwyższych napięć (220 i 400 kV) lub sieć wysokiego napięcia (110 kV), co jest przypadkiem szczególnym. W drugim przypadku są to sieci wysokiego, średniego i niskiego napięcia. Za ruch sieciowy sieci przesyłowej odpowiada operator systemu przesyłowego (OSP), a sieci dystrybucyjnej – operator systemu dystrybucyjnego (OSD). Operatorzy zarządzają przypisaną im majątkowo siecią. Są nimi: PSE-Operator SA jako jedyny OSP oraz 19 OSD, w tym 14 wywodzących się z byłych 33 zakładów energetycznych po ich konsolidacji lub sprzedaży koncernom zagranicznym.

Właścicielami sieci, przyłączającymi odbiorców, mogą być też inne przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na przesył i/lub dystrybucję energii elektrycznej o liczbie odbiorców nieprzekraczającej 100 tysięcy, którzy nie wystąpili o wyznaczenie ich jako operatorów. Za ruch sieciowy w tych przedsiębiorstwach odpowiada właściwy terytorialnie OSD w zakresie swoich kompetencji, co jest zgodne z definicją sieci dystrybucyjnej według ustawy [1].

Pobierając energię elektryczną z sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej, odbiorca staje się użytkownikiem systemu elektroenergetycznego. Zgodnie z ustawą [1] przez system elektroenergetyczny rozumie się sieci elektroenergetyczne oraz przyłączone do nich urządzenia i instalacje współpracujące z siecią. Instalacją są urządzenia z układami połączeń między nimi, a siecią elektroenergetyczną są instalacje połączone i współpracujące ze sobą, przeznaczone do przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, należące do przedsiębiorstwa energetycznego.

Krajowy system elektroenergetyczny (KSE) obejmuje sieci i elektrownie na obszarze Polski i współpracuje z systemem europejskim obszaru Unii Europejskiej na zasadzie synchronicznej pracy równoległej poprzez połączenia z systemami Niemiec, Szwecji, Czech i Słowacji. Z systemem wschodnioeuropejskim KSE współpracuje wyspowo, połączeniami z Białorusią i Ukrainą. W KSE pracuje 75 elektrowni i elektrociepłowni zawodowych i przemysłowych o łącznej mocy zainstalowanej ok. 35 tys. MW. Największą elektrownią jest Bełchatów o mocy zainstalowanej 12×360 MW, tj. 4320 MW. Przystąpiono tam do budowy największego w Polsce bloku 858 MW (po istniejących w KSE blokach 500 MW). Dane liczbowe opisujące sieci elektroenergetyczne w KSE przedstawiono w tabeli 1.

Z uwagi na jednostkowy przypadek w tabeli nie zamieszczono wyłączonej trwale linii 750 kV o długości 114 km po stronie polskiej do elektrowni na Ukrainie oraz fragmentu połączenia kablowego prądu stałego 450 kV ze Szwecją.

Sieci 400, 220 i 110 kV są budowane w strukturze zamkniętej i pracują w konfiguracji zamkniętej z podziałami roboczymi. Przyłączanie odbiorców w tych sieciach wymaga wykonania ekspertyzy na temat wpływu przyłączenia na pracę sieci. W sieciach SN 91% linii stanowią linie 15 kV, 7,5% linie 20 kV, pozostałych napięć ok. 1,5%, w tym 30 kV i ok. 500 km linii do 10 kV. Sieci miejskie (MSE) różnią się w znacznym stopniu budową od sieci terenowych SN (TSE).

MSE mają strukturę zamkniętą i pracują w konfiguracji otwartej z podziałem roboczym. Zdecydowanie przeważają linie kablowe i stacje wnętrzowe parterowe, wolno stojące, 1-transformatorowe. Przyłączenie podmiotu następuje często w istniejącą pętlę, tworząc mu ukrytą rezerwę zasilania. Przy braku takiej możliwości może być tworzona nowa pętla lub jej fragment. Stosuje się również zasilanie promieniowe pojedyncze lub podwójne, w tym przy zgłoszonej potrzebie rezerwy jawnej. Należy wyjaśnić, że rezerwę zasilania jawną tworzy się na wniosek podmiotu przyłączanego do sieci, co pociąga za sobą znacznie wyższe koszty przyłączenia oraz wyższe koszty przesyłania lub dystrybucji.

TSE są budowane podstawowo jako napowietrzne w strukturze mieszanej otwarto-zamkniętej jako magistralno-rozgałęźne i pracują w konfiguracji otwartej. W magistrali (trzonie linii) wykonuje się podział roboczy. Do magistrali są przyłączone odgałęzienia I stopnia, a do nich odgałęzienia II stopnia. Stacje, prawie wyłącznie słupowe, przyłącza się odczepowo. Są nieliczne przypadki rezerwowania odgałęzień z innej linii. Przyłączenie podmiotu w sieci SN może wymagać znacznych inwestycji, szczególnie w razie potrzeby zasilania dwustronnego. 80% sieci SN pracuje z kompensacją ziemnozwarciową.

Linie nn są budowane w układzie TN-C rzadziej, w niektórych obszarach w TT. Sieci miejskie mają strukturę zamkniętą i konfigurację otwartą z podziałem roboczym. Poza centrami miast część linii jest budowana jako napowietrzna, jak ma to miejsce w sieci terenowej, która jest budowana w strukturze otwartej. Warunki techniczne przyłączenia podmiotów, w tym ewentualne trudności, mają charakter lokalny.

Trudności przyłączenia odbiorców w sieci terenowej zarówno SN, jak i nn wiążą się z problemem niedoinwestowania sieci wiejskich w dużej części kraju. Sytuacja ta jest spuścizną po niskim standardzie technicznym sieci budowanych w ramach programu powszechnej elektryfikacji kraju po II wojnie światowej i ze względu na wysokie koszty modernizacji nie została dotychczas rozwiązana.

Ważnym dokumentem dla operatorów, regulującym ich działalność, są instrukcje ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej. Instrukcję podobnego rodzaju są zobowiązane opracować dla swej instalacji również podmioty zaliczane do grup przyłączeniowych I - III i VI, przyłączone do sieci o napięciu wyższym niż 1 kV.

Przepisy wynikające z ustawy

Ustawa formułuje ogólne zasady przyłączania, w tym:

• obowiązek przyłączenia – art. 7 ust. 1: „Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych, lub energii jest obowiązane do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci z podmiotami ubiegającymi się o przyłączenie do sieci, na zasadzie równoprawnego traktowania, jeżeli istnieją techniczne i ekonomiczne warunki przyłączenia do sieci i dostarczania tych paliw lub energii, a żądający zawarcia umowy spełnia warunki przyłączenia do sieci i odbioru. Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne odmówi zawarcia umowy o przyłączenie do sieci, jest obowiązane niezwłocznie pisemnie powiadomić o odmowie jej zawarcia prezesa Urzędu Regulacji Energetyki i zainteresowany podmiot, podając przyczyny odmowy”.
• zawartość umowy o przyłączenie do sieci – art. 7 ust. 2,
• sposób realizacji przyłączenia – art. 7 ust. 5: „Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych, lub energii jest obowiązane zapewnić realizację i finansowanie budowy i rozbudowy sieci, w tym na potrzeby przyłączania podmiotów ubiegających się o przyłączenie, na warunkach określonych w przepisach wydanych na podstawie art. 9 ust. 1 - 4, 7 i 8 i art. 46 oraz w założeniach lub planach, o których mowa w art. 19 i 20” i art. 7 ust. 6: „Budowę i rozbudowę odcinków sieci służących do przyłączenia instalacji należących do podmiotów ubiegających się o przyłączenie do sieci zapewnia przedsiębiorstwo energetyczne, o którym mowa w ust. 1, umożliwiając ich wykonanie zgodnie z zasadami konkurencji także innym przedsiębiorcom zatrudniającym pracowników o odpowiednich kwalifikacjach i doświadczeniu w tym zakresie”,
• finansowanie nakładów na przyłączenie – art. 7 ust. 8: „Za przyłączenie do sieci pobiera się opłatę ustaloną na podstawie następujących zasad:

1) za przyłączenie do sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej gazowej wysokich ciśnień oraz do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV i nie wyższym niż 110 kV, z wyłączeniem przyłączenia źródeł i sieci, opłatę ustala się na podstawie jednej czwartej rzeczywistych nakładów poniesionych na realizację przyłączenia,

2) za przyłączenie do sieci dystrybucyjnej gazowej innej niż wymieniona w pkt 1, sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz sieci ciepłowniczej, z wyłączeniem przyłączenia źródeł i sieci, opłatę ustala się na podstawie stawki opłat zawartej w taryfie, kalkulowanej na podstawie jednej czwartej średniorocznych nakładów inwestycyjnych na budowę odcinków sieci służących do przyłączania tych podmiotów, określonych w planie rozwoju, o którym mowa w art. 16; stawki te mogą być kalkulowane w odniesieniu do wielkości mocy przyłączeniowej, jednostki długości odcinka sieci służącego do przyłączenia lub rodzaju tego odcinka,

3) za przyłączenie źródeł współpracujących z siecią oraz sieci przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii pobiera się opłatę ustaloną na podstawie rzeczywistych nakładów poniesionych na realizację przyłączenia, z wyłączeniem odnawialnych źródeł energii o mocy elektrycznej zainstalowanej nie wyższej niż 5 MW oraz jednostek kogeneracji o mocy elektrycznej zainstalowanej poniżej 1 MW, za których przyłączenie pobiera się połowę opłaty ustalonej na podstawie rzeczywistych kosztów”.

Do punktu 3. są zastosowane przepisy przejściowe mówiące, że:

• do 31 stycznia 2010 r. opłatę za przyłączenie OZE o mocy zainstalowanej wyższej niż 5 MW pobiera się w wysokości jednej drugiej obliczonej opłaty,
• do 31 grudnia 2011 r. opłatę za przyłączenie jednostek kogeneracji o zainstalowanej mocy elektrycznej niższej niż 5 MW pobiera się w wysokości połowy obliczonej opłaty.

Art. 7 ust. 9 precyzuje procedurę postępowania w przypadku odmowy przyłączenia ze względów ekonomicznych: „W przypadku, gdy przedsiębiorstwo energetyczne odmówi przyłączenia do sieci z powodu braku warunków ekonomicznych, o których mowa w ust. 1, a prezes Urzędu Regulacji Energetyki w terminie 2 miesięcy od dnia otrzymania powiadomienia, o którym mowa w ust. 1, nie zgłosi zastrzeżeń do odmowy, za przyłączenie do sieci przedsiębiorstwo to może pobrać opłatę w wysokości uzgodnionej z podmiotem ubiegającym się o przyłączenie w umowie o przyłączenie; przepisu ust. 8 nie stosuje się”.

Określenie warunków ekonomicznych, uzasadniających odmowę przyłączenia, jest ciągnącym się od dawna zagadnieniem, budzącym kontrowersje i nieporozumienia. Są one przedmiotem interwencji prezesa URE, którego stanowisko stanowi obowiązującą wykładnię, rozstrzygającą spory. Stanowisko to datowane 30 grudnia 2005 r. i opublikowane przy piśmie z dnia 19 lipca 2006 r. zawiera m.in. następujące stwierdzenia, które w skrócie nakreślają obowiązującą wykładnię:

• uzgodnienie przez prezesa URE planu rozwoju przedsiębiorstwa energetycznego oznacza obowiązek przyłączania odbiorców w zakresie wynikającym z zamierzeń wskazanych w tym planie,
• okolicznościami uzasadniającymi proponowanie opłaty wyższej niż ustalona w taryfie za przyłączenie do sieci są: brak planowanych inwestycji na danym obszarze w projekcie planu rozwoju, przeznaczenie danego terenu w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego na inne cele niż zabudowa wymagająca przyłączenia, negatywny wynik analizy efektywności ekonomicznej inwestycji,
• szczegółowa analiza, oparta na rachunku ekonomicznym, musi uwzględniać wszystkich odbiorców z danego terenu; w stanowisku wskazana została poprawna metoda oceny efektywności ekonomicznej inwestycji,
• ustalenie opłaty za przyłączenie wyższej niż określona w taryfie nie oznacza, że automatycznie będzie ona stanowić 100% poniesionych nakładów, lecz partycypacja podmiotu przyłączanego w tych nakładach wyniknie z rachunku,
• w odniesieniu do podmiotów zaliczonych do V grupy przyłączeniowej odmowa przyłączenia może nastąpić w wyjątkowych, incydentalnych przypadkach.

Ustawa w art. 7a określa wymagania techniczne i eksploatacyjne, jakie muszą spełniać przyłączane do sieci urządzenia, instalacje i sieci podmiotów ubiegających się o przyłączenie, w tym m.in.:

• dotrzymanie w miejscu przyłączenia parametrów jakościowych energii,
• spełnienie wymagań określonych w odrębnych przepisach, w szczególności prawa budowlanego, ochrony przeciwporażeniowej, przeciwpożarowej, systemu oceny zgodności.

Przepisy wynikające z rozporządzenia systemowego

Rozporządzenie systemowe [2] podaje definicje pojęć:

• przyłącze – odcinek lub element sieci służący do połączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, o wymaganej przez niego mocy przyłączeniowej, z pozostałą częścią sieci przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego na rzecz podmiotu przyłączanego usługę przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej,
• miejsce przyłączenia – punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią,
• miejsce dostarczania energii elektrycznej – punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne dostarcza energię elektryczną, określony w umowie,
• moc przyłączeniowa – moc czynna planowana do pobierania lub wprowadzania do sieci, określona w umowie o przyłączenie do sieci jako wartość maksymalna, wyznaczona w ciągu każdej godziny okresu rozliczeniowego, ze średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut, służąca do zaprojektowania przyłącza,
• moc umowna – moc czynna pobierana lub wprowadzana do sieci, określona w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, umowie sprzedaży energii elektrycznej albo umowie kompleksowej, jako wartość maksymalna, wyznaczona w ciągu każdej godziny okresu rozliczeniowego, ze średnich wartości tej mocy rejestrowanych w okresach 15-minutowych.

Rozporządzenie [2] określa m.in.:

• podział podmiotów na grupy przyłączeniowe,
• tryb uzgadniania przyłączenia: złożenie wniosku, określenie warunków przyłączenia, podpisanie umowy o przyłączenie, podpisanie umowy sprzedaży energii elektrycznej,
• standardy jakości energii elektrycznej,
• obowiązki stron.

Podział na grupy przyłączeniowe jest następujący:

• grupa I – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci przesyłowej,
• grupa II – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym 110 kV,
• grupa III – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, lecz niższym niż 110 kV,
• grupa IV – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz o mocy przyłączeniowej większej niż 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym niż 63 A,
• grupa V – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kW i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niż 63 A,
• grupa VI – podmioty przyłączane do sieci poprzez tymczasowe przyłącze, które będzie, na zasadach określonych w umowie, zastąpione przyłączem docelowym, lub podmioty przyłączone do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy niż rok.

Procedura przyłączania obejmuje kolejne czynności:

• złożenie przez podmiot ubiegający się o przyłączenie do odpowiedniego przedsiębiorstwa prowadzącego działalność w dziedzinie przesyłu i/lub dystrybucji wniosku o określenie warunków przyłączenia do sieci,
• wydanie przez to przedsiębiorstwo warunków przyłączenia z załączonym projektem umowy o przyłączenie,
• podpisanie umowy przez obie strony i tym samym zawarcie umowy o przyłączenie,
• realizację warunków umowy przypisanych obu stronom w pełnym zakresie, tj. wniesienie opłaty, dokonanie określonych czynności prawnych, budowa instalacji służącej przyłączeniu,
• odbiór przyłączenia, opomiarowanie instalacji, podpisanie odpowiednich umów dotyczących sprzedaży energii i świadczenia usług przesyłania lub dystrybucji.

Rozporządzenie systemowe podaje zawartość wniosku o określenie warunków przyłączenia, określa zawartość warunków, termin ich wydania i ważności. Wzory wniosku, warunków i umowy sporządza przedsiębiorstwo energetyczne. Zasadnicze informacje zawarte we wniosku dotyczą m.in.:

• identyfikacji wnioskodawcy,
• określenia mocy przyłączeniowej dla każdego miejsca dostarczania energii elektrycznej,
• parametrów technicznych, charakterystyki ruchowej i eksploatacyjnej przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I-IV,
• określenia minimalnej mocy wymaganej dla zapewnienia bezpieczeństwa osób i mienia w przypadku wprowadzenia ograniczeń podmiotom zaliczanym do grup przyłączeniowych I-III,
• wprowadzania zakłóceń przez urządzenia wnioskodawcy zaliczanego do grup przyłączeniowych I-IV.

Należy pamiętać, aby we wniosku o określenie warunków przyłączenia sprecyzować potrzeby w zakresie pewności zasilania i innych parametrów dostarczanej energii wyższych niż standardowe, co będzie uwzględnione w warunkach lub będzie przedmiotem negocjacji. Do wniosku o przyłączenie podmiotów zaliczanych do I i II grupy przyłączeniowej jest wymagane załączenie ekspertyzy wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny, a do wniosku o przyłączenie farm wiatrowych dołączenie wyciągu ze sprawozdania z badań jakości wytworzonej energii. Warunki przyłączenia określają m.in.:

• miejsce przyłączenia,
• miejsce dostarczania energii elektrycznej,
• moc przyłączeniową,
• rodzaj przyłącza,
• dane znamionowe urządzeń oraz dopuszczalne, graniczne parametry ich pracy,
• dopuszczalny poziom zmienności parametrów technicznych energii elektrycznej,
• miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego i dotyczące go wymagania,
• rodzaj i usytuowanie zabezpieczenia głównego oraz wymagania dotyczące elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej,
• dane umożliwiające określenie w miejscu przyłączenia wartości prądów zwarciowych i czasu ich wyłączenia,
• wymagany stopień skompensowania mocy biernej,
• możliwości dostarczania energii elektrycznej w warunkach odmiennych od standardowych,
• dane i informacje dotyczące sieci w celu doboru systemu ochrony od porażeń w instalacji podmiotu przyłączanego.

Warunki przyłączenia są ważne 2 lata od dnia ich wydania.

Przepisy wynikające z rozporządzenia taryfowego

Rozporządzenie taryfowe [4] określa w § 14 szczegóły kalkulowania stawek opłat za przyłączenie wynikające z art. 7 ust. 8 ustawy [1]. Między innymi w ust. 8 zawiera zapis, że dla zasilania rezerwowego opłatę za przyłączenie ustala się na podstawie rzeczywistych kosztów. Rozporządzenie jest podstawą do opracowania taryfy dla energii elektrycznej.

Podsumowanie niektórych zagadnień dotyczących przyłączenia

Sposób wykonania przyłączenia instalacji odbiorczej jest zależny od grupy przyłączeniowej, do której należy podmiot przyłączany. Dla grup I, II, III, VI i częściowo IV jest on zależny od specyfiki odbiorcy i w wyniku szczegółowej analizy zostaje zawarty w warunkach przyłączenia i umowie o przyłączenie. Dla części podmiotów zaliczonych do grupy IV oraz podmiotów grupy V sposób przyłączenia ma głównie charakter standardowy. Większość tych podmiotów stanowią inwestorzy budynków mieszkalnych, a poza tym inwestorzy drobnego przemysłu i usług. Warto zwrócić uwagę na ogólne, obowiązujące lub zalecane, zagadnienia techniczne w zakresie przyłączania instalacji w takich obiektach.

Instalacja w budynku powinna być wykonana w układzie TN-S. Zostaje ona przyłączona do sieci podstawowo w układzie TN-C, rzadziej TT. Wydzielenie układu TN-S instalacji następuje w złączu lub rozdzielnicy głównej budynku. Przyłącza napowietrzne lub kablowe w zasadzie wykonuje się w układzie, jaki ma sieć. Złącze lokalizuje się w miejscu dostępnym, dostosowanym do rodzaju przyłącza oraz konstrukcji i elewacji budynku lub w linii ogrodzenia posesji. Umieszcza się je w przygotowanej wnęce w ścianie budynku lub w szafce. Złącze wewnątrz budynku lokalizuje się we wnęce na klatce schodowej lub w zestawie z rozdzielnicą główną. Złącza w skrzynkach lub szafkach wnękowych powinny być zamykane na zamek, lub kłódkę i plombowane. Budynki średniowysokie i wyższe powinny mieć zasilanie rezerwowe z automatyką SZR przełączającą na zasilanie rezerwowe wybrane obwody administracyjne.

Warto zwrócić uwagę, że z uwagi na koszty przyłączania, które w założeniu są pokrywane przez podmiot przyłączany tylko w ¼ nakładów, inwestycje przyłączeniowe stanowią dużą pozycję, często przeważającą w planie rozwoju OSD. Wynika stąd tendencja do lokalizowania miejsca dostarczania energii i granicy własności w sposób minimalizujący inwestycje po stronie dostawcy. Linie zasilające mogą w tej sytuacji pozostawać własnością odbiorcy jako WLZ, a nie jako przyłącze dostawcy. Przy oddalonym od miejsca przyłączenia miejscu pomiaru rozliczeniowego straty w tych liniach są rejestrowane specjalnymi licznikami doliczającymi te straty na podstawie wprowadzonych parametrów linii lub są obliczane na podstawie grafiku obciążenia.

Dostarczanie energii elektrycznej – przepisy wynikające z ustawy

Warunki dostarczania energii elektrycznej określa ustawa w art. 5, z którego wynika w kolejnych ustępach, że:

• dostarczanie energii odbywa się, po uprzednim przyłączeniu do sieci na podstawie umowy sprzedaży i umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji, umowy sprzedaży, albo umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji,
• sprecyzowana jest zawartość poszczególnych umów,
• umowa sprzedaży i świadczenia usług przesyłania lub dystrybucji nazwana jest umową kompleksową,
• wybrany przez odbiorcę sprzedawca energii elektrycznej musi mieć zawartą umowę o świadczenie usług dystrybucji z operatorem systemu dystrybucyjnego, do którego sieci odbiorca ten jest przyłączony,
• projekty umów lub wprowadzania zmian w zawartych umowach powinny być niezwłocznie przesłane odbiorcy,
• sprzedawca powinien powiadomić odbiorców o podwyżce cen lub stawek opłat za dostarczaną energię elektryczną w ciągu jednego roku rozliczeniowego od dnia tej podwyżki.

W art. 5a określane są również procedury dotyczące sprzedawcy z urzędu, którym według definicji w art. 3 ustawy [1] jest przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na obrót energią elektryczną, świadczące usługi kompleksowe odbiorcom energii w gospodarstwie domowym, niekorzystającym z prawa wyboru sprzedawcy. Procedury przewidują m.in., że:

• sprzedawca z urzędu jest zobowiązany do świadczenia usługi kompleksowej i zawarcia umowy kompleksowej na zasadach równoprawnego traktowania z odbiorcą energii elektrycznej w gospodarstwie domowym, niekorzystającym z prawa wyboru sprzedawcy i przyłączonym do sieci przedsiębiorstwa energetycznego wskazanego w koncesji sprzedawcy z urzędu,
• przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej jest obowiązane do zawarcia ze sprzedawcą z urzędu umowy o świadczenie usługi przesyłania, lub dystrybucji w celu dostarczania energii odbiorcy w gospodarstwie domowym, któremu sprzedawca z urzędu jest obowiązany świadczyć usługi kompleksowe.

Zgodnie z art. 4j ustawy, od 1 lipca 2007 r. zasada dostępu strony trzeciej, zwana TPA, dotyczy wszystkich odbiorców energii elektrycznej.

Przepisy wynikające z rozporządzenia taryfowego

Zasady kalkulowania stawek opłat przesyłowych i dystrybucyjnych są określone w § 15 - 20 rozporządzenia taryfowego [4]. Zasady kalkulowania cen energii przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną są określone w § 21 - 22 tego rozporządzenia. Na tej podstawie przedsiębiorstwa energetyczne opracowują taryfy dla energii elektrycznej w pełnym zakresie swojej działalności, które podlegają zatwierdzeniu przez prezesa URE. W taryfie są ujęte również bonifikaty i upusty za niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców i parametrów technicznych energii.

Odbiorcy energii elektrycznej są podzieleni na grupy taryfowe według kryteriów określonych w § 8 ust. 1 rozporządzenia taryfowego. Opłaty za energię elektryczną obejmują opłatę za zużytą energię oraz opłatę za usługi dystrybucyjne. Obie opłaty w chwili obecnej podlegają taryfie zatwierdzonej przez prezesa URE. Opłata za zużytą energię jest wnoszona na rzecz przedsiębiorstwa obrotu, a za usługi przesyłania i dystrybucji na rzecz przedsiębiorstwa świadczącego te usługi.

Opłata za pobraną energię czynną w okresie rozliczeniowym jest sumą iloczynów cen energii w danych strefach czasowych w danej grupie taryfowej i ilości sprzedanej energii w danych strefach czasowych. Opłata dystrybucyjna zawiera składnik stały opłaty sieciowej i składnik zmienny stawki opłaty dystrybucyjnej, stanowiący sumę iloczynów składnika zmiennego stawki opłaty sieciowej, stawki jakościowej i stawki wyrównawczej opłaty systemowej przez ilość energii pobranej w poszczególnych strefach czasowych. Opłata stała zależy od mocy umownej określonej w umowie, przy czym dla grup taryfowych G ustalana jest w zł/miesiąc.

Taryfa uwzględnia niezbędne modyfikacje powyższych zasad dla grupy taryfowej R i odbiorców rozliczanych w systemie przedpłatowym. W przypadku stosowania do rozliczeń za usługę dystrybucyjną sumującego układu pomiarowo-rozliczeniowego, więc umożliwiającego rezerwowanie zasilania, stawka opłaty w części stałej ulega podwyższeniu. Wielkość współczynnika podwyższającego określa umowa sprzedaży lub umowa o świadczenie usług dystrybucyjnych, w zależności od realizowanego stopnia pewności zasilania.

Za przekroczenie w okresie rozliczeniowym mocy umownej, określonej w umowie kompleksowej lub w umowie o świadczenie usług dystrybucyjnych pobierana jest opłata stanowiąca iloczyn składnika stałego stawki sieciowej oraz sumy 10 największych nadwyżek przekroczenia mocy umownej, lub 10-krotnej maksymalnej nadwyżki mocy pobranej ponad moc umowną, jeżeli urządzenia pomiarowe nie pozwalają na zastosowanie pierwszego sposobu. Jeżeli energia jest pobierana z kilku niezależnych miejsc, opłatę za przekroczenie mocy umownej oblicza się oddzielnie dla każdego miejsca, w którym nastąpiło przekroczenie tej mocy. Za niezależne uznaje się miejsca, w których nie występuje sumowanie mocy pobranej.

Rozliczeniami za pobór energii biernej są objęci odbiorcy zasilani z sieci średniego i wysokiego napięcia, a w uzasadnionych przypadkach również niskiego napięcia, jeśli zostało to określone w warunkach przyłączenia lub w umowie. Za przekroczenie poboru mocy biernej ponad określony w umowie jest pobierana opłata określona w taryfie.

Wnioski dla odbiorcy

Z taryfy wynikają przykładowe możliwości działania odbiorcy na rzecz racjonalnej gospodarki energetycznej:

• wybór liczby przyłączy i mocy umownej dla tych przyłączy z analizą celowości opłaty taryfowej za pełne rezerwowanie każdym przyłączem lub płacenie opłaty taryfowej za przekraczanie mocy umownej na przyłączu pozostającym w układzie zasilania awaryjnego,
• wybór taryfy w zakresie stref czasowych poboru energii,
• grafikowanie obciążenia wielu odrębnych miejsc dostarczania energii elektrycznej danej organizacji gospodarczej, budżetowej lub tym podobnej, w celu optymalnego kształtowania wielkości poboru energii w poszczególnych strefach czasowych,
• dbałość o racjonalne korzystanie z energii elektrycznej w szerokim zakresie możliwości jej oszczędzania, w tym poprzez użytkowanie odbiorników o dużej efektywności energetycznej,
• racjonalna gospodarka energią bierną poprzez niedopuszczanie do jej ponadumownego poboru.

Standardy jakościowe

Wymagania jakościowe dostawy energii, ujęte w rozporządzeniu w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, są przedmiotem norm: PN-IEC 60038:1999 Napięcia znormalizowane IEC i PN-EN 50160 z 1998 r. Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych. Wymagania jakościowo są sformułowane oddzielnie dla grup przyłączeniowych I i II oraz III - V. A oto w formie skróconej postanowienia w sprawie standardów jakościowych energii, przyjęte w rozporządzeniu:

1. W sieciach niskiego napięcia wartością nominalną napięcia jest 230/400 V.
2. Wartość napięcia w miejscu dostawy nie powinna odbiegać więcej niż o ±10% od napięcia nominalnego w sieciach niskiego i średniego napięcia. Tak więc w miejscu dostawy energii z sieci niskiego napięcia jego wartość powinna mieścić się w przedziale 207 - 253 V, a w sieci 15 kV zawierać się w przedziale 13,5 - 16,5 kV. Warto jednak zwrócić uwagę na sformułowanie tego przepisu: „w każdym tygodniu, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego powinno mieścić się w przedziale ±10% napięcia znamionowego”.
3. Częstotliwość sieciowa powinna wynosić 50 Hz ±1%, tj. od 49,5 do 50,5 Hz przez 99,5% tygodnia i 50 Hz +4 - 6%, tj. od 47 do 52 Hz przez 100% tygodnia.
4. Określone są dopuszczalne parametry wahania napięcia, skutkującego migotaniem światła.
5. Określona jest dopuszczalna asymetria napięcia zasilającego, wyrażona współczynnikami niezrównoważenia, wymagającymi pomiaru składowej symetrycznej kolejności przeciwnej.
6. Dopuszczalna wartość współczynnika THD odkształcenia napięcia zasilającego wyższymi harmonicznymi wynosi do 3% dla podmiotów zaliczonych do I i II grupy przyłączeniowej i do 8% dla grup III-V. Ustalone są też dopuszczalne poziomy zawartości poszczególnych harmonicznych.
7. Dla podmiotów zaliczanych do IV i V grupy przyłączeniowej dopuszczalny czas trwania jednorazowej przerwy awaryjnej w dostarczaniu energii elektrycznej z sieci nie powinien przekroczyć 24 godzin, a łączny czas wyłączeń awaryjnych w ciągu roku 48 godzin. Dla przerw planowanych czasy te wynoszą odpowiednio 16 i 35 godzin.

Należy zwrócić uwagę na zapis dający przedsiębiorstwu energetycznemu możliwość ustalania dla poszczególnych grup przyłączeniowych dopuszczalnych poziomów zaburzeń parametrów technicznych energii elektrycznej (§ 38 ust. 4 rozporządzenia systemowego).

Obowiązki stron

Obowiązki stron wynikają bezpośrednio z umów:

• o przyłączenie,
• sprzedaży i o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji,
• sprzedaży,
• o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji.

Tytułem podsumowania trzeba zwrócić uwagę na następujące obowiązki po stronie przedsiębiorstwa energetycznego:

• zawarcie umowy o przyłączenie i jej realizacja,
• zawarcie odpowiedniej umowy w zakresie sprzedaży energii elektrycznej oraz o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji,
• dotrzymanie obowiązujących parametrów jakości energii elektrycznej oraz standardów obsługi odbiorców, a także wypłaty rekompensat za niedotrzymanie standardów jakościowych energii i obsługi.

Zasadnicze obowiązki odbiorcy dotyczą:

• poboru energii zgodnie z umowami,
• terminowego opłacania należności za energię oraz za usługę przesyłania lub dystrybucji,
• dbałości o nienaruszenie właściwych warunków pracy układu pomiarowo-rozliczeniowego,
• umożliwienie kontroli układu pomiarowo- rozliczeniowego przez upoważnionych pracowników dostawcy energii elektrycznej,
• utrzymywania instalacji we właściwym stanie technicznym zapewniającym bezpieczeństwo osób i mienia oraz niezakłócanie pracy sieci dostawcy energii.

Literatura

1. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne z późniejszymi zmianami.
2. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
3. Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 20 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, ruchu i eksploatacji tych sieci.
4. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!