Operator Systemu Dystrybucyjnego

• TAURON Dystrybucja wykorzystuje nowoczesne rozwiązania technologiczne i posiada potencjał gwarantujący Klientom bezpieczeństwo zasilania i wysoki standard świadczonych usług.
  
  Realizując swoje zadania spółka eksploatuje, modernizuje i rozbudowuje posiadaną infrastrukturę energetyczną. TAURON Dystrybucja posiada sieć dystrybucyjną składającą się z linii energetycznych, przyłączy, oświetlenia drogowego, stacji elektroenergetycznych oraz transformatorów rozdzielczych.
  
  Wielkość tej sieci stanowi około 25% sieci elektroenergetycznej w kraju.
  
  Infrastruktura energetyczna 
  
  Stan na dzień: 31.12.2023 r.
  
  Obszar działania: 57 069 km2
  
  Liczba odbiorców:  5,92 mln
  
  Dystrybuowana energia: 51 022 GWh 
  
  Długość linii w przeliczeniu na jeden tor z przyłączami: 250 671 km, w tym:
• wysokiego napięcia: 11 159 km
• średniego napięcia: 66 811 km
• niskiego napięcia: 120 956 km
• długość przyłączy: 51 745 km


• Moc transformatorów: 37 572 MVA
  Liczba transformatorów: 60 235 szt.    
  
  Liczba stacji elektroenergetycznych: 62 716 szt., w tym:
  stacji WN (wysokiego napięcia) / SN (średniego napięcia): 498 szt.      
  stacji SN (średniego napięcia) / nN (niskiego napięcia): 62 218 szt.
  
   

Zadania i obowiązki określone w art. 9c ust. 3 ustawy Prawo energetyczne:

"Operator systemu dystrybucyjnego lub systemu połączonego elektroenergetycznego w zakresie systemów dystrybucyjnych, stosując obiektywne i przejrzyste zasady zapewniające równe traktowanie użytkowników tych systemów oraz uwzględniając wymogi ochrony środowiska, jest odpowiedzialny za:

1) prowadzenie ruchu sieciowego w sieci dystrybucyjnej w sposób efektywny, z zachowaniem wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej i jakości jej dostarczania oraz we współpracy z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego, w obszarze koordynowanej sieci 110 kV;

2) eksploatację, konserwację i remonty sieci dystrybucyjnej w sposób gwarantujący niezawodność funkcjonowania systemu dystrybucyjnego;

3) zapewnienie rozbudowy sieci dystrybucyjnej, a tam gdzie ma to zastosowanie, rozbudowy połączeń międzysystemowych w obszarze swego działania;

4) współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub przedsiębiorstwami energetycznymi w celu zapewnienia spójności działania systemów elektroenergetycznych i skoordynowania ich rozwoju, a także niezawodnego oraz efektywnego funkcjonowania tych systemów;

5) dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej, z wyłączeniem jednostek wytwórczych o mocy osiągalnej równej 50 MW lub wyższej, przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV;

6) bilansowanie systemu, z wyjątkiem równoważenia bieżącego zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej energii, oraz zarządzanie ograniczeniami systemowymi;

7) zarządzanie przepływami energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej oraz współpracę z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego w zakresie zarządzania przepływami energii elektrycznej w koordynowanej sieci 110 kV;

8) zakup energii elektrycznej w celu pokrywania strat powstałych w sieci dystrybucyjnej podczas dystrybucji energii elektrycznej tą siecią oraz stosowanie przejrzystych i niedyskryminacyjnych procedur rynkowych przy zakupie tej energii;

9) dostarczanie użytkownikom sieci i operatorom innych systemów elektroenergetycznych, z którymi system jest połączony, informacji o warunkach świadczenia usług dystrybucji energii elektrycznej oraz zarządzaniu siecią, niezbędnych do uzyskania dostępu do sieci dystrybucyjnej i korzystania z tej sieci;

9a) umożliwienie realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych przez odbiorców przyłączonych do sieci poprzez:
a) budowę i eksploatację infrastruktury technicznej i informatycznej służącej pozyskiwaniu i transmisji danych pomiarowych oraz zarządzaniu nimi, zapewniającej efektywną współpracę z innymi operatorami i przedsiębiorstwami energetycznymi,
b) pozyskiwanie, przechowywanie, przetwarzanie i udostępnianie, w uzgodnionej pomiędzy uczestnikami rynku energii formie, danych pomiarowych dla energii elektrycznej pobranej przez odbiorców wybranym przez nich sprzedawcom i podmiotom odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe oraz operatorowi systemu przesyłowego,
c) opracowywanie, aktualizację i udostępnianie odbiorcom oraz ich sprzedawcom ich standardowych profili zużycia, a także uwzględnianie zasad ich stosowania w instrukcji, o której mowa w art. 9g,
d) udostępnianie danych dotyczących planowanego i rzeczywistego zużycia energii elektrycznej wyznaczonych na podstawie standardowych profili zużycia dla uzgodnionych okresów rozliczeniowych,
e) wdrażanie warunków i trybu zmiany sprzedawcy energii elektrycznej oraz ich uwzględnianie w instrukcji, o której mowa w art. 9g,
f) zamieszczanie na swoich stronach internetowych oraz udostępnianie do publicznego wglądu w swoich siedzibach:

aktualnej listy sprzedawców energii elektrycznej, z którymi operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego zawarł umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, 
informacji o sprzedawcy z urzędu energii elektrycznej działającym na obszarze działania operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, 
wzorców umów zawieranych z użytkownikami systemu, w szczególności wzorców umów zawieranych z odbiorcami końcowymi oraz ze sprzedawcami energii elektrycznej; 
10) współpracę z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego przy opracowywaniu planów, o których mowa w ust. 2 pkt 13;

11) planowanie rozwoju sieci dystrybucyjnej z uwzględnieniem przedsięwzięć związanych z efektywnością energetyczną, zarządzaniem popytem na energię elektryczną lub rozwojem mocy wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej;

12) stosowanie się do warunków współpracy z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego w zakresie funkcjonowania koordynowanej sieci 110 kV;

13) opracowywanie normalnego układu pracy sieci dystrybucyjnej w porozumieniu z sąsiednimi operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz współpracę z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego przy opracowywaniu normalnego układu pracy sieci dla koordynowanej sieci 110 kV;

14) utrzymanie odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa pracy sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej oraz współpracę z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu połączonego elektroenergetycznego w utrzymaniu odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa pracy koordynowanej sieci 110 kV."

Przyjęty w TAURON Dystrybucja Kodeks Dobrych Praktyk Operatorów Systemów Dystrybucyjnych to dokument rekomendowany do stosowania przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE). TAURON Dystrybucja uczestniczył w jego opracowywaniu, ponieważ chce umacniać wśród Klientów przyłączonych do swojej sieci wiarygodność i zaufanie, przedstawiając praktyki stosowane w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie.

Kodeks Dobrych Praktyk OSD jest skierowany do każdego Klienta. Odnosi się w przystępny sposób do zagadnień związanych z działalnością Operatora Systemu Dystrybucyjnego, w szczególności porusza kwestie związane z:

przyłączeniem do sieci, 
świadczeniem usług dystrybucyjnych, 
występowaniem przerw w dostawie energii. 

Dokument spełnia funkcję edukacyjną przybliżając Klientom rolę Operatora na rynku energii elektrycznej, wskazując tym samym różnice pomiędzy poszczególnymi jego uczestnikami. Promuje również kluczowe dla branży wartości.

Pobierz:

Kodeks Dobrych Praktyk (wersja polska)
Pobierz Kodeks Dobrych Praktyk (wersja angielska)

Wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej wyznaczone zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. Nr 93, poz. 623 z dnia 29 maja 2007r. z późniejszymi zmianami), dla Operatora Systemu Dystrybucyjnego TAURON Dystrybucja S.A.

Za rok 2023 wskaźniki jakościowe wynoszą:

TAURON Dystrybucja S.A.	Dla przerw planowanych	Dla przerw nieplanowanych bez katastrofalnych/ z katastrofalnymi
SAIDI (minuty/odbiorcę/rok)	30,62	134,2	149,54
SAIFI (ilość przerw/odbiorcę/rok)	0,18	2,25	2,26
MAIFI (ilość przerw/odbiorcę/rok)	3,32

Łączna liczba obsługiwanych odbiorców, do której odniesiono powyższe wskaźniki wynosi 5 925 008.

Objaśnienia:

SAIDI - wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej, wyrażony w minutach na odbiorcę na rok, stanowiący sumę iloczynów czasu jej trwania i liczby odbiorców narażonych na skutki tej przerwy w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców.
SAIFI - wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich, stanowiący liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich tych przerw w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców.
MAIFI - wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich, stanowiący liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich przerw krótkich w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców.
Przerwa krótka - przerwa w dostarczaniu energii trwająca powyżej 1 sekundy i nie dłużej niż 3 minuty.
Przerwa długa i bardzo długa - przerwa w dostarczaniu energii trwająca powyżej 3 minut i nie dłużej niż 24 godziny.
Przerwa planowana - okresowe przerwanie dostarczania energii elektrycznej przez Operatora Systemu Dystrybucyjnego, o której odbiorca został powiadomiony zgodnie z zapisem w § 42 pkt 4 przytoczonego na wstępie rozporządzenia.
Przerwa katastrofalna - przerwa w dostarczaniu energii trwająca dłużej niż 24 godziny.

Na czym polegają nowe wyzwania w obszarze dystrybucji energii?

Europejscy operatorzy systemu dystrybucyjnego (OSD) działają na rzecz dekarbonizacji naszej gospodarki motywowani polityką klimatyczno-energetyczną UE w zakresie energii odnawialnej, niskich poziomów emisji dwutlenku węgla oraz efektywności energetycznej. Rozwój sieci dystrybucyjnych jest kluczowy dla osiągnięcia tych celów oraz integracji rynków energii elektrycznej.

Tradycyjnie sieci dystrybucyjne projektowano w celu transportowania energii elektrycznej w jednym kierunku: od punktu wytwarzania połączonego z systemem dystrybucyjnym do klientów w punkcie końcowym sieci. Ten rodzaj systemu nie wymagał rozszerzonego zarządzania ani narzędzi monitorujących.

Jednak wraz z instalowaniem paneli słonecznych na dachach domów mieszkalnych i integracją turbin wiatrowych z obiektami przemysłowymi klienci coraz częściej sami wytwarzają energię elektryczną. Stając się „prosumentami”, przemieszczają się z punktu końcowego do centrum nowego łańcucha wartości.

Polityka UE rzeczywiście od pewnego czasu zachęca do rozwoju zdecentralizowanego wytwarzania energii, używania pojazdów elektrycznych, magazynowania energii i generowania elastycznego popytu. Zmiana ta dała OSD możliwość przemyślenia tradycyjnych metod działania systemu i refleksji nad tym, jak najlepiej rozwinąć i obsługiwać sieci dystrybucyjne w Europie z myślą o przyszłości. Ponadto nieoczekiwane i skrajnie niekorzystne warunki pogodowe, takie jak powodzie i gwałtowne zamiecie, stanowią wyzwanie dla odporności systemu oraz dowodzą zasadności wprowadzania bardziej inteligentnych procesów w celu minimalizacji negatywnych skutków przerw w dopływie energii.

Jaką rolę odegrają OSD w transformacji systemu elektroenergetycznego?

Zmiana kontekstu nie oznacza, że rola OSD zmieni się radykalnie. Obowiązujące przepisy ustawodawstwa UE zmierzające ku zapewnieniu niezależności operatorów sieci – oraz monitorowanie ich wdrożenia przez niezależne krajowe organy regulacyjne - stanowią solidny fundament na przyszłość.

Jednakże OSD będą potrzebowali większego zestawu narzędzi, aby odpowiedzieć na wyzwania bardziej zdecentralizowanego systemu energetycznego, w którym zarówno energia, jak i informacje będą musiały płynąć w obu kierunkach.

W szczególności OSD będą musieli aktywnie kontrolować i obsługiwać inteligentne sieci, zamiast po prostu "zakopywać kable w ziemi". To nowe podejście będzie obejmować wykorzystanie potencjalnej elastyczności sieci i konsumentów w celu rozwiązywania problemów wynikających z ograniczeń w sieci, optymalizacji jej wydajności i inwestycji oraz jak najlepszego wykorzystywania istniejących zasobów sieciowych. OSD muszą uzyskać wyraźny dostęp do tej elastyczności w ramach swych sieci, aby naprawdę aktywnie zarządzać systemem. W większości Państw Członkowskich wprowadzenie inteligentnych sieci będzie się także wiązało z uruchomieniem inteligentnych liczników* oraz wdrożeniem nowych technologii teleinformatycznych umożliwiających szybką identyfikację, wyizolowanie, a czasem nawet naprawienie problemów w sieci w trybie zdalnym, zapewniając stałe dostawy energii dla okolicznych obszarów w trakcie rozwiązywania problemu.

Przyszły system energetyczny Europy będzie działał najlepiej, jeśli konsumenci staną się bardziej aktywni. Aby jednak do tego doszło, musimy wpierw pomoc im zrozumieć korzyści płynące z wprowadzenia bardziej inteligentnego systemu. OSD mogą się do tego przyczynić, poprzez ukierunkowanie komunikacji z klientami w sprawach dotyczących sieci.

Komunikacja ta będzie kluczowa dla konsumentów w kontekście instalowania liczników inteligentnych. OSD musi być wyraźnie zidentyfikowanym punktem kontaktowym w celu zagwarantowania jakości, dokładności pomiarów i jakości dostarczanej energii. Podejmując te nowe zadania, OSD będą nadal występować jako neutralni koordynatorzy rynku, umożliwiający funkcjonowanie procesów rynkowych wysokiej jakości oraz zapewniający podmiotom działającym na rynku neutralny dostęp do danych pomiarowych.**

Jako neutralne podmioty działające pod ścisłym nadzorem niezależnych organów krajowych regulatorów, OSD są w większości krajów UE najlepszymi ośrodkami zarządzania szczegółowymi danymi przy zapewnieniu ich ochrony. OSD będą mogli pobudzać rozwój różnych i konkurencyjnych ofert dostawców, spółek świadczących usługi energetyczne oraz agregatorów lub innych innowacyjnych podmiotów, jeżeli klientom detalicznym umożliwi się jasne rozpoznanie tych podmiotów jako neutralnych zaufanych osób trzecich, zarządzających danymi w sposób bezpieczny i przejrzysty.

Czego potrzebują OSD, aby odegrać kluczową rolę w transformacji energetycznej?

Europa nie będzie w stanie zrealizować celów swej polityki energetyczno-klimatycznej bez znacznych długoterminowych inwestycji w sieci dystrybucyjne. Według danych Komisji Europejskiej z 2011 roku*** sieci dystrybucyjne będą potrzebowały inwestycji wartości 400 mld EUR, co stanowi dwie trzecie inwestycji w sieci ogółem.

Wynagrodzenie OSD jako spółek podlegających nadzorowi jest ustalone przez przepisy na poziomie krajowym. Należy zmienić zasady nadzoru nad siecią, aby zmotywować OSD do poczynienia niezbędnych inwestycji długoterminowych dla zapewnienia bezpiecznych, zrównoważonych i niezawodnych dostaw energii elektrycznej dla obywateli Europy.

Regulacje krajowe powinny być zgodne z polityką UE oraz powinny uwzględniać:

Długoterminową przewidywalność Efektywny plan wynagradzania przynoszący odpowiedni zwrot z inwestycji, w tym terminowe odzyskanie kosztów instalacji liczników inteligentnych Przestrzeń dla innowacji w celu zapewnienia, by krótkoterminowe cele wydajności kosztowej nie przeszkadzały innowacjom w perspektywie długoterminowej 
Wdrożenie inteligentnych rozwiązań będzie niezbędne do sprawienia, by koszty sieci były w dłuższym okresie proporcjonalne w porównaniu ze scenariuszem zwykłej działalności, w którym nie poczyniono by takiej inwestycji. Taryfy energetyczne będą musiały odzwierciedlać potrzeby dokonywania inwestycji w sieć.

Poza polityką wsparcia na poziomie krajowym potrzeba możliwości finansowania badań i innowacji na poziomie UE, w szczególności na projekty demonstracyjne i promocję ekologicznego transportu elektrycznego.

Musimy także zagwarantować, by użytkownicy dystrybuowanej energii płacili zgodnie z uczciwymi taryfami sieciowymi odzwierciedlającymi realne koszty. Należy uniknąć sytuacji, w której jedna grupa użytkowników sieci pokrywa koszty generowane przez inne grupy użytkowników. Aby to osiągnąć - oraz umożliwić OSD lepsze radzenie sobie ze zmieniającymi się wyzwaniami operacyjnymi - należy wprowadzić więcej taryf sieciowych opartych na zdolności przesyłowej.

* W Państwach Członkowskich, w których analiza kosztów i korzyści daje wynik pozytywny, zgodnie z Dyrektywą 2009/72/WE
** W Państwach Członkowskich, w których OSD odpowiadają za liczniki inteligentne oraz na podstawie zgody klienta
*** Dane ogłoszone przez Dyrekcję Generalną ds. Energii (DC ENER) w oparciu o obliczenia własne z użyciem danych zebranych przez PR/MES, ENTSOs, KEMA, itp.

Program Zapewnienia Niedyskryminacyjnego Traktowania Użytkowników Systemu Dystrybucyjnego w TAURON Dystrybucja S.A. określa przedsięwzięcia, jakie podejmuje TAURON Dystrybucja S.A. w celu zapewnienia niedyskryminacyjnego traktowania użytkowników systemu dystrybucyjnego zarówno obecnych jak i potencjalnych.

Program został zatwierdzony decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki znak: DPK 7124-10(4)/2011/MiKo z dnia 21 lutego 2011 r., zmienioną decyzjami Prezesa URE o znakach: DPK-7124-10(6)/2011/MiKo z dnia 13 września 2011 r., DRR-7124-31(4)2011/MKo1 z dnia 7 kwietnia 2014 r, DRR-7124-83(2)/2016/GMi1 z dnia 28 czerwca 2016 oraz DRR.WRD.748.4.5.2019.APo z dnia 9 czerwca 2020.

Jeżeli masz pytanie odnośnie Programu Zgodności zapytaj Inspektora ds. zgodności: program.zgodnosci@tauron-dystrybucja.pl

Pobierz:

Decyzja Prezesa URE o zatwierdzeniu Programu Zgodności z dnia 21.02.2011 r.
Decyzja Prezesa URE o zmianie zapisów w Programie Zgodności z dnia 13.09.2011 r.
Decyzja Prezesa URE o zatwierdzeniu zmian w Programie Zgodności z dnia 07.04.2014 r.
Decyzja Prezesa URE o zatwierdzeniu zmian w Programie Zgodności z dnia 28.06.2016 r.
Decyzja Prezesa URE zatwierdzająca treść Programu Zgodności zgodnie z załącznikiem z dnia 09.06.2020 r.
Załącznik do decyzji Prezesa URE z dnia 09.06.2020 r.
Program Zgodności TAURON Dystrybucja S.A.