Energetyka wczoraj i dziś – Wywiad z Ewą Sikorą z ENERGA-OPERATOR

Kiedy i jak powstała spółka ENERGA-OPERATOR? W jakim celu? Jakie były jej główne zadania na początku działalności?

Żeby odpowiedzieć na to pytanie trzeba sięgnąć do historycznych momentów kształtujących zakres działalności Spółki. Jeśli odwołam się do historii współczesnej ENERGA-OPERATOR S.A. to jej wpis do KRS nastąpił w 2006 roku. Spółka została utworzona w ramach wdrażania unbundlingu w działalności energetyki. Wtedy nastąpiło wyodrębnienie w ENERGA Gdańska Kompania Energetyczna SA działalności wytwarzania energii elektrycznej, jej dystrybucji i sprzedaży. Spółce powierzono zakres koncesyjnej działalności prowadzenia roli operatora systemu dystrybucyjnego (OSD).

Żeby natomiast wskazywać cel jej powstania to trzeba sięgnąć do podstaw, z których wyłoniła się Spółka, a są to lata 20. XX wieku, kiedy na obecnym terenie działalności powstawały zalążki elektryczności w Polsce. Obecny obszar funkcjonowania jest efektem połączenia na podstawie decyzji Ministra Skarbu Państwa w 2004 roku, tzw. Grupy G-8 (spółek ENERGA Gdańska Kompania Energetyczna SA, Zakład Energetyczny Koszalin SA, Zakład Energetyczny Słupsk SA, Energetyka Kaliska SA, Zakład Energetyczny Płock SA, Zakład Energetyczny Toruń SA, Elbląskie Zakłady Energetyczne SA, Zakład Energetyczny Olsztyn SA). W pierwszej dekadzie XXI wieku głównym celem działalności Spółki był rozwój sieci dystrybucyjnej poprzez przyłączanie nowych miejsc dostarczania energii oraz modernizacja sieci.

Jak wygląda Wasza działalność obecnie? Jak duże zmiany zaszły w tym zakresie?

W dalszym ciągu podstawą prowadzenia naszej działalności jest rozwój i modernizacja sieci. Jednak to tylko jedna z gałęzi powierzonych obowiązków w ramach pełnienia roli operatora systemu dystrybucyjnego. Od 2007 roku nastąpił kroczący rozwój umożliwiający obecnie prowadzenie sprzedaży energii elektrycznej przez 157 sprzedawców z wykorzystaniem sieci naszej firmy, którzy zawarli ze Spółką generalne umowy. Głównym celem działalności jest niezawodne dostarczanie energii elektrycznej dla ponad 3,2 mln klientów przyłączonych do naszej sieci. Od momentu powołania Spółki nastąpiła zmiana w postaci choćby wdrożenia dla klientów możliwości korzystania z zasady TPA (ang. Third Party Access), tzn. możliwości zawierania odrębnych umów ze sprzedawcą i OSD na sprzedaż energii oraz jej dostawę. Do dzisiaj w ponad 200 tys. miejscach przyłączenia następuje świadczenie usług w takim modelu.

Od 2011 roku rozpoczęliśmy projekt wdrażania AMI, czyli rozwiązania technologicznego smart meteringu, który także wprowadził znaczące zmiany w prowadzeniu obsługi naszych klientów przyłączonych do sieci. Równolegle z wdrożeniem 840 tys. liczników zdalnego odczytu zlikwidowano prowadzenie rozliczeń za świadczenie usług dystrybucji na podstawie tzw. blankietów, których podstawą było prognozowanie zużycia na bazie danych historycznych. Zostały one zastąpione dwumiesięcznymi okresami wykonywania odczytów zdalnych lub inkasenckich z liczników energii elektrycznej i dokonywania na ich podstawie rozliczeń. Dzięki temu nasi klienci płacą za dostawę oraz energię za swój rzeczywisty pobór, a nie prognozy rozliczane w cyklach półrocznych czy nawet rocznych.

Od 2018 roku wznowiliśmy wdrażanie liczników zdalnego odczytu, które od 2021 roku są obligiem prawnym stosowania nakładającym na OSD obowiązek ich montażu. Obecnie mamy w sieci ponad 1,7 mln takich liczników, spełniając tym samym obowiązek ustawy prawo energetyczne i jednocześnie ograniczając koszty operacyjne obsługi technicznej w terenie poprzez wykorzystywanie tej technologii.

Od 2014 roku klienci przyłączeni do naszej sieci mogą korzystać z tzw. usługi kompleksowej świadczenia usługi dystrybucji poprzez relację umowną tylko ze swoim sprzedawcą energii elektrycznej, dzięki temu, że dostosowaliśmy prowadzenie swojej działalności do wdrożenia generalnych umów dystrybucyjnych dla usługi kompleksowej z każdym sprzedawcą, który zdecyduje się na zawarcie takiej umowy z naszą Spółką. Był to kolejny krok w umożliwianiu klientom korzystania z wyboru sprzedawcy, który zaoferuje klientowi korzystne warunki w ramach rozwoju konkurencyjności na rynku energii elektrycznej. To było podstawą do tego, że ENERGA-OPERATOR S.A. od 2012 roku podjęła wdrażanie własnego globalnego systemu informatycznego, spełniając w pełni warunek unbundling, klasy CRM i biling.

Dzisiaj nasza firma do obsługi każdego uczestnika rynku korzysta z tego narzędzia niezależnie czy w relacji ze sprzedawcą dla usług kompleksowych czy bezpośrednio z klientem, jeśli podstawą obsługi jest umowa dystrybucyjna. Pozwoliło to nam skrócić czas obsługi procesów rynkowych, takich jak zmiana sprzedawcy, zmiana odbiorcy w obiekcie dostarczania energii czy rozwiązanie umowy. Narzędzie to stało się także podstawą do poradzenia sobie z lawiną zgłoszeń o przyłączenie mikroinstalacji do 50 kW mocy przyłączeniowej. Zachęcając naszych klientów do korzystania z rozwiązania w pełni zdigitalizowanego, jakim są zgłoszenia elektroniczne, które można kierować poprzez naszą stronę internetową, nawet skala 3-krotnie wyższa przyjętych zgłoszeń w 2022 roku – do kwietnia, została obsłużona w ustawowym terminie. Skutkiem tego jest obsługa w trybie dobowo-godzinowym ponad 211 tys. prosumentów przyłączonych do naszej sieci, którzy powiększyli moc źródeł OZE wytwarzających energię na naszym obszarze o 1,7 GW.

W naszej strategii skupiamy się na polepszaniu jakości obsługi naszych klientów, już nie tylko odbiorców usługi dystrybucji, jak to miało miejsce w zalążku prowadzonej działalności. Przygotowujemy się do wykorzystywania większym stopniu możliwości liczników zdalnego odczytu zainstalowanych na niskim napięciu, ponieważ na SN i WN ich możliwości są już częściowo wykorzystywane do obsługi rynku energii i rynku bilansującego, który także obsługujemy w ramach obowiązku bilansowania systemowego dla swojego obszaru działania.

Jak widać nasza działalność przechodzi mocną rewolucję, której założeniem jest utrzymywanie niezawodności świadczenia dostawy i odbioru energii od wytwórców, pomimo znaczącego obciążenia nowymi obowiązkami OSD, które są stawiane przed nami w ramach licznych zmian legislacyjnych.

Jak dużą infrastrukturą dysponujecie? Prowadzicie obecnie lub planujecie jej rozbudowę? A może modernizację?

Nasza infrastruktura sieciowa na koniec 2021 roku składała się z ponad 162 tys. km linii napowietrznych i kablowych, blisko 24,7 tys. km przyłączy, 62,6 tys. stacji oraz 62,8 tys. transformatorów. Infrastruktura pomiarowa na koniec 2021 roku to ponad 36 tys. zestawów koncentratorowo-bilansujących na stacjach SN/nn, ponad 1,7 mln liczników zdalnego odczytu, z czego 186 szt. w WN, ok. 8,9 tys. w SN i pozostałe funkcjonujące na punkach poboru energii w sieci nn, a także ponad 1,58 mln liczników konwencjonalnych w nn. Pozwala to na świadczenie usług dystrybucji dla 3,245 mln klientów przyłączonych do naszej sieci na łączną wartość dostawy energii elektrycznej w 2021 roku wynoszącą 23 132 GWh oraz obsługę źródeł OZE zainstalowanych o mocy 5,63 GW.

Rozbudowa i modernizacja infrastruktury sieciowej i pomiarowej stanowi działalność ciągłą. Łącznie w 2021 roku przeznaczyliśmy na ten cel 1,5 mld zł, realizując plan inwestycyjny. Aby sprostać krajowej transformacji energetycznej nasze zapotrzebowanie finansowe na inwestycje stale wzrasta. Spowodowane jest to koniecznością przygotowania infrastruktury fizycznej do dystrybucji energii o stale zwiększającym się wolumenie poboru poprzez przyłączanie do naszej sieci nowych klientów oraz zmianę charakteru zapotrzebowania klientów na energię. Największym wyzwaniem jest utrzymanie stabilności sieci przy tak dużym udziale prosumentów, którzy, co do zasady, powinni swoje mikroźródła wykorzystywać do produkcji energii na potrzeby autokonsumpcji. Tak się jednak nie dzieje, dlatego w okresie od marca do września mierzymy się z wprowadzaniem energii w sieciach niskiego napięcia na tak znaczącym poziomie, że już na ponad 50% naszych stacji rejestrujemy tzw. przepływy odwrócone energii do sieci średniego napięcia. W pozostałym okresie natomiast, w związku z tym, że ponad 95% mikroinstalacji to technologia paneli fotowoltaicznych, musimy dotrzymać świadczenia dostawy przywracając dystrybucję od węzłów czy wytwórców przyłączonych na wysokim napięciu poprzez dystrybucję na średnim i niskim napięciu.

Nasz rozwój jest mocno skupiony na licznikach energii elektrycznej, których część funkcjonalna pomiarów energii czynnej, biernej i innych rejestrów jest zaimplementowana na poziomie doskonałym, natomiast coroczna modernizacja dotyczy części funkcjonalnej zdalnej komunikacji. Są to wyzwania, które mają na celu podnoszenie poziomu utrzymywania ciągłej łączności z milionami urządzeń w rozproszonej strukturze sieciowej, na którą oddziałują także inne urządzenia technologiczne korzystające z rozwiązań zdalnej komunikacji lub sterowników w urządzeniach. Od 2019 roku dokonaliśmy znaczącego postępu technologicznego z wykorzystaniem stosowanego medium transmisyjnego, jakim jest sieć PLC i łącza GSM, ale wiemy, że to również jest działanie ciągłe wymagające wysokich kompetencji technologicznych i stałego ich rozwoju nie tylko w naszej Spółce, ale również wśród dostawców rozwiązań, z którymi współpracujemy.

Osobiście muszę zwracać uwagę na fakt, że energetyka, w tym działalność OSD, bazuje na na infrastrukturze fizycznej, natomiast obsługa uczestników rynku energii elektrycznej wymaga również realizacji innych obowiązków poza rozwojem, modernizacją oraz eksploatacją infrastruktury sieciowej i pomiarowej. Zakres działalności (który jest niemierzalny w postaci kilometrów sieci czy liczby wykorzystywanych urządzeń będzie wymagał w najbliższych latach bardzo dużej transformacji, a tym samym nakładów inwestycyjnych), wiąże się również z obsługą nowych klientów i już przyłączonych dla których świadczone są usługi dystrybucji, a także z aplikacjami informatycznymi do tego wykorzystywanymi. Często jest to zakres działalności OSD pomijany w wypowiedziach publicznych oraz wywiadach, jakiego mam okazję Państwu udzielać, a stanowi podstawę codziennej działalności operacyjnej, której skutkiem jest zapewnienie energii odbiorcom i możliwość funkcjonowania na rynku wytwórców oraz sprzedawców energii elektrycznej. To miliony zdarzeń w ciągu roku u każdego OSD, stąd moja uwaga w tej kwestii.

Co z bezpieczeństwem sieci i urządzeń? Jest odporna na cyber ataki? Podjęliście ostatnio jakieś dodatkowe działania w celu zwiększenia cyberbezpieczeństwa Waszej infrastruktury?

Nasze działania w tym obszarze w ostatnich latach są bardzo intensywne. Można wyłonić z nich trzy kategorie – ochrona dostępu do obiektów w naszej infrastrukturze sieciowej i pomiarowej, ochrona sieci informatycznej oraz systemów informatycznych, które wykorzystujemy na co dzień do prowadzenia podstawowej i pomocniczej działalności gospodarczej.

Nasze prace w zakresie cyberbezpieczeństwa zostały wzmocnione z powodu ogłoszonych, obowiązujących stopni alarmowych w kraju, które są wynikiem wojny w Ukrainie. Oczywiście i bez tego podjęliśmy szereg kroków mających na celu zabezpieczenie naszej działalności przed dostępem niepowołanych osób do naszych urządzeń, sieci informatycznej czy danych rejestrowanych w systemach. Dzięki temu wprowadzanie dostosowań w postaci zdalnie sterowanej infrastruktury na naszej sieci ma zapewnioną ochronę zanim rozpoczniemy jej instalowanie w miejscach do tego wyznaczonych. Dlatego też zaadresowane obowiązki wprowadzenia ochrony cyberbezpieczeństwa w tegorocznym rozporządzeniu wykonawczym do ustawy prawo energetyczne o systemie pomiarowym nie stanowią dla nas zaskoczenia, ponieważ realizowaliśmy tego typu prace od momentu rozpoczęcia wdrożeń, takich jak smart metering czy smart grid.

Wasza działalność badawczo-rozwojowa i innowacyjna bazuje na Strategii Innowacyjności ENERGA-OPERATOR S.A. do roku 2027. Co udało się zrealizować w tym zakresie?

Powiedziałabym, że m.in. bazuje na wspomnianym dokumencie. Myślę, że nasze rozwiązania, które wdrożyliśmy, takie jak liczniki zdalnego odczytu energii elektrycznej u 50% naszych klientów można śmiało identyfikować w kategorii innowacyjności. W ostatnich 2 latach rozwinęliśmy protokół komunikacyjny do nowej wersji i zastosowaliśmy rozwiązanie niespotykane na rynku europejskim – komunikację z wykorzystaniem wielu kanałów. To funkcjonalności stworzone dzięki ciężkiej pracy zespołu Spółki w strukturze organizacyjnej pomiarów, informatyki i telekomunikacji, przy ciągłej współpracy z producentami liczników, modułów komunikacji oraz dostawców systemów informatycznych, którzy także reprezentują poziom R&D, który w moim osobistym odczuciu jest zbyt mało dostrzegany, a stanowi trzon innowacyjności technologicznej początku XXI wieku.

Jesteśmy na bardzo zaawansowanym poziomie prac digitalizacji wprowadzanej w obsłudze klientów. Kilka lat temu wdrożyliśmy elektroniczne przepływy zdarzeń procesowych w relacji ze sprzedawcami energii elektrycznej, wprowadzając wiele rozwiązań automatycznych, tzw. bootów, które pozwoliły na skrócenie czasu obsługi ich zgłoszeń. W obszarze energetyka bez papieru mamy jeszcze wiele do zrobienia, niemniej to też podyktowane jest implementowaniem pewnych usprawnień legislacyjnych, żeby móc digitalizować takie zdarzenia, które dzisiaj wymagają pozyskiwania licznych poświadczeń od uczestników rynku energii elektrycznej.

Realizujecie projekt Smart Grid o wartości ponad 240 milionów zł. Jakie inne inwestycje planujecie w najbliższym czasie, a jakie są Wasze długofalowe plany?

W pewnym zakresie wskazałam nasze plany we wcześniejszej odpowiedzi. Główne założenia inwestycyjne wynikają z chęci dostosowania ENERGA-OPERATOR S.A. do transformacji energetycznej. Skoro mamy dążyć do osiągnięcia udziału ponad 50% źródeł OZE w krajowym systemie elektroenergetycznym w najbliższej dekadzie, rejestracji przepływów mocy i energii w systemie w cyklach 15-minutowych, w każdym miejscu przyłączenia do sieci dystrybucyjnych czy wprowadzenia obsługi zmiany sprzedawcy energii elektrycznej poprzez wybór klienta w ciągu 24 godzin od otrzymania zgłoszenia, to skala potrzeb inwestycyjnych operatorów systemów dystrybucyjnych rośnie proporcjonalnie do stawianych celów transformacji. Bez tych inwestycji trudno mówić o równoważeniu popytu na energię elektryczną i wypłaszczaniu szczytów poboru, jeśli sieci dystrybucyjne, liczniki energii elektrycznej, systemy informatyczne klasy CRM, biling, SCADA, MDM, big data, czy hurtowanie danych, nie będą na najwyższym poziomie technologicznym u każdego OSD.

Obecne funkcjonowanie operatorów w roli obsługującego użytkowników systemu elektroenergetycznego to średnio blisko 0,8 mld rekordów rejestrowanych każdego dnia zdarzeń i danych z sieci. Przy wdrażaniu obowiązków adresowanych przy rozwoju OZE, równoważeniu mocy oraz energii z tych źródeł, wprowadzaniu rozwiązań, takich jak usługi elastyczności i umożliwianie klientom dostępu do energii elektrycznej po cenie, którą wybiera dla okresu godziny, a nie lat, jak jest teraz, praca OSD będzie bazować na podejmowaniu działań i decyzji na podstawie kilkudziesięciu miliardów rekordów zdarzeń oraz danych każdego dnia. Z takim poziomem zmiany działalności operacyjnej trzeba zestawić potrzeby finansowe i zakres przedmiotowy inwestycji koniecznych do realizacji w najbliższych latach. Szczegółowe zestawienie jest przedmiotem współpracy OSD z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki, który podjął działania, żeby dokonać ich identyfikacji poprzez opracowanie Karty Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki.

Podsumowując, coo Waszym zdaniem, jako operatora, jest obecnie najważniejszą kwestią w branży elektroenergetycznej?

Na chwilę obecną według mnie to rozwój, dzięki któremu przeprowadzimy transformację polskiej energetyki. Mam okazję pracować w branży kilkanaście lat i wiem, że to kompetencje oraz zaangażowanie zespołów operatorów systemów dystrybucyjnych, a także innych przedsiębiorstw energetycznych stanowią podstawę wprowadzania zmian w sektorze. Żeby tego dokonać potrzebne są działania związane z umożliwianiem rozwoju, który w efekcie pozwoli na opracowywanie koncepcyjne, a następnie wdrażanie produkcyjne rozwiązań technologicznych i operacyjnych, które będą innowacyjne na skalę światową w branży. Do tego potrzebne są działania usprawniające komunikację z licznymi przedsiębiorstwami branżowymi, także stowarzyszeniami, serwisami, takimi jak Państwo, żeby na bazie wymiany wiedzy budować nowe rozwiązania. To bardzo trudny pod względem edukacyjnym czas dla branży, ponieważ każdy jest i będzie na ścieżce nauki oraz doskonalenia.

Jednocześnie, trzeba sprostać wyzwaniu współpracy z klientami naszego sektora. Świat jednokierunkowego przepływu energii elektrycznej właśnie mija. Dlatego bardzo ważne są inicjatywy, takie jak, np. kampania Ministerstwa Klimatu i Środowiska – „inteligentna energetyka”, żeby klienci stali się aktywnymi uczestnikami rynku. Dzięki temu, poprzez świadome swoje decyzje i działania będą oni mogli kształtować skutki finansowe swojego udziału w systemie elektroenergetycznym, a także móc brać w nim udział w zakresie świadczenia odpłatnych usług na jego rzecz – typu chwilowego ograniczenie poboru.