Kluczowe trendy globalne

W roku 2019 na sytuację polskiego sektora elektroenergetycznego wpływ miał szereg globalnych i europejskich trendów. W szczególności rozwijał się sektor energetyki odnawialnej i elektromobilności oraz nowe technologie pomiarowe, otwierające szanse do wykorzystania danych o wysokiej częstotliwości (HFD – ang. high frequency data) i dużej dokładności o zapotrzebowaniu. Europejskie otoczenie regulacyjne miało coraz większy wpływ na profil rozwoju sektora w Polsce, podobnie jak długookresowe trendy cenowe surowców energetycznych i uprawnień do emisji gazów cieplarnianych. Dodatkowo, dynamiczny rozwój gospodarczy Polski wspierał stopniowy wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną pomimo rosnącej efektywności energetycznej gospodarki.

• Postęp technologiczny w obszarze zbierania i przetwarzania danych będzie miał wpływ na znaczenie OSP jako dysponentów HFD
  We współczesnej gospodarce coraz większą rolę odgrywają pozyskiwane z wysoką częstotliwością dane pokazujące aktywność gospodarczą w skali mikro i makro. Do niedawna wśród takich informacji dominowały dane finansowe (kursy akcji oraz innych instrumentów finansowych, ceny walut itp.). Wraz z postępem technicznym w dziedzinie opomiarowania, w coraz większym stopniu możliwe staje się jednak zbieranie – i po części udostępnianie – danych z realnej gospodarki (strumienie pasażerów komunikacji publicznej, przepływy samochodów, informacje z kart kredytowych dotyczące zakupów itp.). Wśród wymienionych danych szczególną wartość mają te pochodzące od dostawców energii, gazu oraz przedsiębiorstw wodno-kanalizacyjnych, znajdujących się najbliżej realnej gospodarki. Nowe technologie pomiarowe umożliwiają w coraz większym stopniu gromadzenie, udostępnianie i analizę tego rodzaju danych. Europejscy OSP, w tym PSE, udostępniają już publicznie szereg danych na temat generacji, zapotrzebowania oraz importu energii. Wkrótce pojawią się możliwości techniczne, by PSE pozyskiwały i umożliwiały dostęp do bardziej szczegółowych danych o wysokiej częstotliwości dotyczących pracy KSE, wspomagając analizę procesów gospodarczych w czasie bliskim rzeczywistemu.
• Przemiany technologiczne w obszarze magazynowania i wytwarzania energii wpływają na zmianę struktury generacji oraz charakteru sieci przesyłowej i roli OSP
  W ostatnich dwóch dekadach bardzo szybko rozwijały się technologie OZE, a ich upowszechnienie w Europie wspierały zachęty fiskalne. Dotychczas rozwój ten obejmował przede wszystkim upowszechnienie się energetyki wiatrowej na lądzie (on-shore). Koszty generacji wiatrowej znacząco spadły, ale nierozwiązanym wyzwaniem pozostała niepewność generacji. Od kilku lat upowszechniają się również nowe technologie OZE: energetyka wiatrowa na morzu (off-shore) (niedawny rozwój technologii budowy wielkich turbin wiatrowych umożliwił jej powszechniejsze i bardziej opłacalne wykorzystanie) oraz fotowoltaika. Morska energetyka wiatrowa ogranicza częściowo problem niepewności generacji, gdyż wietrzność obszarów mórz i oceanów jest większa niż lądów, jednak dostępna jest wyłącznie dla państw mających dostęp do wybrzeży. Fotowoltaika z kolei przyczynia się do rozwoju energetyki obywatelskiej i pojawienia się grupy aktywnych indywidualnych konsumentów/wytwórców energii (gospodarstw domowych i firm), tzw. prosumentów.
  Do niedawna barierą w rozwoju energetyki odnawialnej był problem magazynowania energii w okresach jej nadmiernego wytwarzania, aby dało się ją wykorzystać w czasie, kiedy generacja ze źródeł OZE jest niemożliwa (nie wieje wiatr, jest noc itp.). Brak efektywnych technologii magazynowania uniemożliwiał rozwiązanie tego problemu. W ostatnich latach jednak dokonał się szereg przełomów technologicznych, który przybliżył komercyjne wykorzystanie energii odnawialnej. Po pierwsze, m.in. dzięki rozwojowi elektromobilności znacząco spadł koszt akumulatorów i pojawiły się pierwsze komercyjne instalacje na potrzeby systemów energetycznych. Po drugie, nowe technologie teleinformatyczne i pomiarowe umożliwiające zarządzanie źródłami rozproszonymi dają nadzieję na wykorzystanie floty aut elektrycznych jako bufora energii. Jednocześnie rozwijają się też inne technologie akumulowania energii niż tylko ogniwa chemiczne. Szczególnie zwraca uwagę rosnące zainteresowanie technologiami typu power-to-gas i elektrolizą wodoru. Upowszechnienie tych technologii ma umożliwić wykorzystywanie nadmiarowej energii OZE do elektrolizy i długotrwałe (choć na razie dalekie od efektywności) przechowywanie jej w postaci gazu (np. wodoru).
  W Polsce w roku 2019 nastąpił bardzo dynamiczny rozwój energetyki prosumenckiej opartej na fotowoltaice. Firmy wytwórcze przygotowują się do realizacji projektów elektrowni wiatrowych off-shore. Trwają też prace nad pierwszymi magazynami energii o komercyjnej skali. W efekcie upowszechniania się tych nowych technologii konieczne staną się dostosowania do nowego modelu i przestrzennej alokacji generacji zarówno sieci dystrybucyjnych zarządzanych przez firmy dystrybucyjne (fotowoltaika), jak i sieci przesyłowych, którymi zarządza PSE.
• Rozwój rynku europejskiego i wzrost wymiany międzynarodowej wpływają na długookresowy proces konwergencji cen w Europie
  Rozwój rynku paneuropejskiego stał się jednym z głównych celów polityki europejskiej w dziedzinie energetyki. Wspierają go kolejne regulacje podnoszące poziom zdolności przesyłowych udostępnianych na potrzeby wymiany międzynarodowej, takie jak CEP70. Efektem wzrostu skali wymiany jest postępująca konwergencja cen energii w Europie. Przyspieszenie budowy wspólnego rynku opartego na strefach cenowych poprzez kolejne pakiety regulacyjne wpływa na proces rozwoju krajowej sieci przesyłowej i wymusza jej dostosowanie do nowej skali i kierunków przepływów transgranicznych. W średniej perspektywie może być także źródłem dodatkowych kosztów dla operatorów sieci przesyłowych, ze względu na konieczność częstszego stosowania działań zaradczych podejmowanych przez operatorów sieci przesyłowej poza rynkiem, np. redispatchingu.
• Europejska polityka klimatyczna coraz mocniej wpływa na wzrost kosztu generacji ze źródeł emisyjnych
  Na sytuację krajowego systemu elektroenergetycznego, a zwłaszcza na kondycję wytwórców wykorzystujących konwencjonalne źródła generacji (np. elektrownie węglowe), wpływa także – w coraz większym stopniu – polityka klimatyczna UE. Podstawowym narzędziem tej polityki są tzw. ETS – uprawnienia do emisji, których ceny są ustalane rynkowo. Wzrost cen ETS obserwowany od kilku lat (ze stabilizacją na poziomie 24-26 EUR za tonę w roku 2019) powoduje, że koszty generacji w energetyce konwencjonalnej rosły, zmniejszając jej konkurencyjność względem źródeł nieemisyjnych. W warunkach otwartego rynku konwencjonalne źródła energii będą zmuszone do konkurowania z krajowymi i zagranicznymi OZE oraz z zagranicznymi wytwórcami konwencjonalnymi. Wraz z niekorzystnymi trendami cenowymi na polskim rynku węgla może się to przyczynić do przyspieszenia transformacji polskiej energetyki.
  Coraz częściej dyskutuje się o nowych sposobach ograniczenia emisji. Pojawiają się nawet propozycje zahamowania wzrostu gospodarczego oraz negatywnego wzrostu (de-growth). Wprowadzenie takich koncepcji miałoby niewątpliwie poważny wpływ na funkcjonowanie systemów elektroenergetycznych.
• Proces osłabienia popytu na węgiel przy rosnącej liczbie tanich wytwórców (wydobycie w kopalniach odkrywkowych w Australii, Afryce, Amerykach) skutkuje długookresową tendencją spadkową światowych cen węgla. Spadek cen gazu wskutek nowych technologii wydobycia wpływa na rosnącą konkurencyjność energetyki gazowej.
  Spadki światowych cen węgla – bardzo wyraźne w roku 2019 – obniżają konkurencyjność krajowej energetyki węglowej, ponieważ ceny krajowego surowca są coraz słabiej skorelowane z cenami światowymi i od długiego czasu od nich wyższe. Wynika to z faktu, że polscy wytwórcy energii z węgla nie konkurują na rynkach światowych. Wraz z czynnikami opisanymi w poprzednich punktach (import energii, polityka klimatyczna UE) będzie to czynnikiem wspierającym proces transformacji polskiej energetyki. Ten proces zmian w sferze wytwarzania będzie miał istotny wpływ na funkcjonowanie KSE. Jednocześnie, długookresowy spadek cen gazu (również relatywnie do węgla) sprawia, że energetyka gazowa staje się średniookresową alternatywą dla energetyki węglowej. Ma dodatkowe zalety, a niższa emisyjność CO2 bloków gazowych sprawia, że sumaryczne koszty uprawnień emisyjnych są niższe (choć jeśli uwzględnić wycieki etanu przy wydobyciu i transporcie, szersze korzyści ekologiczne są niewielkie w stosunku do energetyki węglowej). Większa elastyczność bloków gazowych sprawia, że elektrownie gazowe lepiej niż węglowe współpracują z rozbudowanym sektorem OZE.

W roku 2020 opisane powyżej trendy pozostawały aktualne – aż do wybuchu epidemii COVID-19, która wpłynęła na część z nich. W szczególności:

• Wzrosła niepewność dotycząca środków inwestycyjnych w energetyce. Obecnie programy pomocowe (na poziomie krajowym i europejskim) zakładają wzrost wsparcia dla transformacji energetycznej w kierunku rozwoju OZE;
• Znacząco spadło zapotrzebowanie na energię w II kwartale 2020 r. w Europie, w tym w Polsce (wskutek lock-downu i następującej po nim recesji). Miało to wpływ na spadek poziomu cen w Polsce;
• Towarzyszył temu spadek zapotrzebowania na uprawnienia do emisji CO2 w Europie, co doprowadziło do krótkookresowego załamania cen ETS. W przypadku ETS ceny powróciły do poziomów sprzed pandemii w czerwcu 2020 r., jednak prognozowanie ich przyszłego poziomu jest trudne, bo wpływ na nie będzie miała sytuacja gospodarcza w Europie.
• Światowe ceny węgla energetycznego utrzymują się na bardzo niskich poziomach, ceny węgla w Polsce pozostają stabilne (choć, ze względu na osłabienie złotego, cena w EUR nieznacznie spadła). Konkurencyjność polskiego sektora energetyki konwencjonalnej pozostaje w tych warunkach niska.

W celu przystosowania KSE do nowego kształtu rynków i nowych technologii, PSE konsekwentnie angażują się w rozwój nowych technologii oraz współpracę w zakresie bezpieczeństwa cybernetycznego w obrębie całego sektora elektroenergetycznego. Aktywnie uczestniczymy w przygotowaniu nowych rozwiązań rynkowych mających zapewnić integrację europejskiego rynku energii elektrycznej, m.in. poprzez opracowywanie i wdrażanie ujednoliconych mechanizmów rynkowych oraz produktów wymaganych regulacjami europejskimi. Przykładem takich działań jest zaangażowanie PSE w prace nad opracowaniem i rozwojem metody alokacji zdolności przesyłowych opartych na mechanizmie łączeniu rynków Market Coupling oraz metodyce Flow-Based. Inny przykład stanowi zaangażowanie w proces tworzenia europejskich platform, jak chociażby wspólna platforma alokacji dla długoterminowych praw przesyłowych oraz europejskie platformy wymiany energii bilansującej.

Bierzemy udział we wdrażaniu nowoczesnych rozwiązań. Nasze działania polegają na uczestnictwie w wypracowywaniu konkurencyjnych mechanizmów funkcjonowania rynku energii elektrycznej w Polsce i Unii Europejskiej i obejmują następujące segmenty rynku:

• Rynek długoterminowych praw przesyłowych (ang. Forward Market);
• Rynek Dnia Następnego (ang. Day Ahead Market);
• Rynek Dnia Bieżącego (ang. Intra-Day Market);
• Transgraniczny rynek bilansujący (ang. Cross-Border Balancing Market).

Jesteśmy aktywnym uczestnikiem innowacyjnych projektów badawczych. Projekty, w które się angażujemy, mają na celu opracowanie rozwiązań pozwalających na faktyczne wdrożenie nowych technologii na rynek oraz do systemu elektroenergetycznego. Znajdują się wśród nich m.in.:

• EU - SysFlex – projekt mający na celu opracowanie narzędzi do integracji dużych wolumenów energii odnawialnej w systemie elektroenergetycznym;
• OneNet – TSO – DSO – Consumer: Large-scale demonstrations of innovative grid services through demand response, storage and small-scale (RES) generation – projekt, którego celem jest opracowanie efektywnych metod wykorzystania przez OSP oraz OSD wspólnych zasobów do pozyskiwania usług systemowych;
• Pilotażowy projekt demonstracyjny w zakresie wdrożenia systemu wspomagania bezpieczeństwa pracy KSE w warunkach dużego udziału generacji ze źródeł wiatrowych opartego o system SPS (ang. Special Protection Scheme) oraz bateryjny, hybrydowy magazyn energii elektrycznej.

W kontekście planowanego procesu integracji krajowych rynków energii elektrycznej, najważniejsze działania implementacyjne są skupione wokół wdrażania wspólnego rynku w zakresie rynków dnia następnego i bieżącego. Aktywnie uczestniczymy we wszystkich procesach związanych z implementacją Flow-Based Market Coupling na wszystkich połączeniach transgranicznych Polski, ze szczególnym uwzględnieniem połączeń synchronicznych.

Centralnym segmentem europejskiego modelu rynku energii elektrycznej ma być Rynek dnia następnego oparty o proces łączenia rynków – Market Coupling (MC), z bramką handlową o godz. 12:00. To mechanizm, w ramach którego ceny giełdowe dla każdego obszaru rynkowego w Europie mają być wyznaczane w sposób skoordynowany, we wspólnym procesie, z jednym punktem obliczeniowym. Alokacja zdolności przesyłowych ma się odbywać na podstawie różnicy cen pomiędzy poszczególnymi obszarami rynkowymi. Jest to więc model aukcji typu implicit, tj. łączących obrót prawami przesyłowymi i energią elektryczną. Uczestnicy rynku nie dokonują rezerwacji zdolności przesyłowych na potrzeby realizacji swoich transakcji transgranicznych, a jedynie transakcji zakupu/sprzedaży energii na rynku, do którego są geograficznie przypisani (w pewnym uproszczeniu). Alokacja zdolności przesyłowych przez mechanizm MC odbywa się automatycznie w trakcie dokonywania obrotu energią, w sposób maksymalizujący łączną nadwyżkę rynkową (ang. market surplus). Graficzna ilustracja Market Coupling znajduje się poniżej.

Implementacja europejskiego Market Coupling ma odbywać się w ramach projektów regionalnych, które następnie mają się połączyć w projekt paneuropejski. Aktualnie rozwijane są następujące projekty:

• MRC (ang. Multi-Regional Coupling) – podstawowa inicjatywa Market Coupling w Europie, w ramach którego odbywa się alokacja zdolności na połączniach SwePol Link i LitPol Link;
• CORE FB MC – projekt wdrożenia łączenia rynków w oparciu metodykę alokacji zdolności Flow-Based dla regionu Europy Środkowo-Wschodniej, w tym synchronicznych granic KSE;
• 4M MC – obszar tymczasowego działania Market Coupling w oparciu o metodę NTP obejmujący Czechy, Słowację, Węgry i Rumunię;
• Interim 4M Market Coupling – inicjatywa, która pojawiła się pod koniec 2018 r., mająca na celu przyłączenie obszaru 4M oraz granic synchronicznych Polski do MRC w oparciu o metodę NTC do czasu objęcia regionu CORE formułą Market Coupling w oparciu o metodę Flow-Based.

Price Coupling of Regions (PCR) to inicjatywa europejskich giełd energii, mająca na celu stworzenie jednego rozwiązania łączenia rynków dla wyznaczania cen energii elektrycznej w całej Europie i alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych w horyzoncie dnia następnego. Oczekuje się, że tak zintegrowany europejski rynek energii elektrycznej zapewni zwiększenie płynności i efektywności handlu oraz zwiększenie dobrobytu społecznego (social welfare).

Inicjatywa giełd energii objęła pierwotnie rynki dnia następnego w: Austrii, Belgii, Czechach, Danii, Estonii, Finlandii, Francji, Niemczech, Włoszech, Łotwie, Litwie, Luksemburgu, Holandii, Norwegii, Portugalii, Hiszpanii, Szwecji, Szwajcarii i Wielkiej Brytanii. Inicjatywa powstała w 2009 r., a strony PCR podpisały umowę o współpracy w czerwcu 2012 roku. Jest otwarta dla innych europejskich giełd energii elektrycznej, które chcą się do niej przyłączyć. W 2016 r. do PCR przystąpiła polska Towarowa Giełda Energii.

PCR opiera się na trzech głównych zasadach:

1. Jeden wspólny algorytm. Wspólny algorytm zapewnia przejrzyste wyznaczenie cen energii elektrycznej dla dnia następnego w całej Europie i alokuje transgraniczne zdolności przesyłowe. Algorytm został opracowany z poszanowaniem specyfiki poszczególnych rynków energetycznych w Europie. Prowadzi to do optymalizacji dobrobytu społecznego (social welfare) oraz zwiększenia przejrzystości.
2. Niezawodne działanie algorytmu. Proces PCR opiera się na zdecentralizowanej wymianie danych, zapewniając niezawodną i elastyczną pracę.
3. Indywidualna odpowiedzialność giełdy energii. Narzędzie PCR Matcher Broker (PMB) umożliwia wymianę pomiędzy giełdami zanonimizowanych ksiąg zamówień oraz transgranicznych zdolności przesyłowych w celu wyznaczenia cen referencyjnych i wielkości przesyłów energii pomiędzy wszystkimi obszarami rynkowymi uczestniczącymi w procesie.

Operacyjne dołączenie polskiego obszaru rynkowego do mechanizmu jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego (Single Intra-Day Coupling – SIDC) nastąpiło 19 listopada 2019 roku. Tym samym został wykonany określony w Rozporządzeniu CACM (Rozporządzenie Komisji (UE) 2015/1222 z 24 lipca 2015 r. ustanawiające wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi) obowiązek wdrożenia rozwiązania dla jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego (w zakresie Rynku Intra-Day) o zasięgu europejskim.

Podejmowane są działania rozwojowe w obszarze SIDC:

• wypracowywanie rozwiązań w zakresie zapewnienia poprawnego działania i rozwoju SIDC.
  PSE są zaangażowane w ten nurt działań poprzez uczestnictwo w komitetach sterujących oraz w grupach eksperckich SIDC. Do najważniejszych inicjatyw w zakresie rozwoju SIDC w horyzoncie kilku następnych lat należą: (i) wprowadzenie aukcji Intra-day, w ramach których dla poszczególnych obszarów rynkowych będą wyznaczane ceny stanowiące podstawę do wyznaczania congestion rent dla poszczególnych granic, (ii) implementacja 15-minutowych produktów rynkowych (iii) wdrożenie rozwiązania pozwalającego na automatyczne uwzględnianie strat przesyłowych na połączeniach HVDC oraz (iv) wdrożenie metody flow-based;
• działania lokalne w celu rozszerzenia zasięgu SIDC.

W 2021 r. planowane jest dołączenie do mechanizmu SIDC:

• obszarów rynkowych Grecji i Włoch (realizowane w ramach tzw. trzeciej fali LIP obejmującej LIP14);
• obszaru rynkowego Słowacji (realizowane w ramach tzw. trzeciej fali LIP obejmującej LIP17).

Uruchomienie LIP17 będzie oznaczało dołączenie do czterech granic Polski (CZ-PL, DE-PL, LT-PL, PL-SE) aktualnie objętych mechanizmem SIDC także granicy PL-SK co pozwoli na wygaszenie stosowanego dla tej granicy tymczasowego rozwiązania dla Rynku dnia bieżącego opartego na mechanizmie aukcji typu explicite.

Oprócz integracji segmentów Rynku dnia następnego i bieżącego, PSE pracują również aktywnie nad integracją rynków bilansujących w Europie, zgodnie z wymaganiami Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania (dalej: EBGL).

Rozporządzenie EBGL przewiduje integrację europejskiego rynku bilansującego poprzez wdrożenie czterech platform:

1. Europejska platforma wymiany energii bilansującej z rezerw zastępczych
   • Wymagany czas aktywacji: 30 minut.
   • Wdrażana w ramach projektu TERRE uruchomionego 15.01.2020 roku.
2. Europejska platforma wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną
   • Wymagany czas aktywacji: 15 minut.
   • Wdrażana w ramach projektu MARI, planowe uruchomienie w lipcu 2022 roku.
3. Europejska platforma wymiany energii bilansującej z rezerw odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną
   • Aktywacja poprzez kontroler automatyczny w czasie do 5 minut.
   • Wdrażana w ramach projektu PICASSO, planowe uruchomienie w lipcu 2022 roku.
4. Europejska platforma dla procesu kompensowania niezbilansowań
   • Oparta o unikanie aktywacji energii bilansującej z rezerw automatycznych w przeciwnych kierunkach przez sąsiadujących OSP.
   • Wdrażana w ramach projektu IGCC (działającego w Niemczech i krajach sąsiednich).

PSE uczestniczą aktywnie we wszystkich projektach wdrożeniowych europejskich platform bilansujących. W ramach prac prowadzonych w ENTSO-E biorą udział w przygotowaniu szczegółowych metodyk wymaganych przez Rozporządzenie EBGL. Od lutego 2020 r. nasza organizacja działa operacyjnie w projekcie IGCC. Przyłączenie do platformy TERRE planowane jest w styczniu 2022 r., zaś do platform MARI i PICASSO – w styczniu 2023 roku.

Aktywnie współpracujemy z europejskimi operatorami w ramach inicjatywy TSO Security Cooperation (TSC). Członkami TSC jest 14 operatorów z Europy Środkowej. Celem inicjatywy jest zwiększenie bezpieczeństwa pracy połączonych systemów elektroenergetycznych w regionie, w tym KSE, poprzez intensyfikację regionalnej współpracy międzyoperatorskiej, która obecnie obejmuje procesy identyfikacji zagrożeń oraz stosowanie odpowiednich międzyoperatorskich środków zaradczych.

O najważniejszych kwestiach dotyczących inicjatywy TSC, m.in. strategii i kierunkach rozwoju współpracy i działalności TSC, decyduje TSC Cooperation Board. Za techniczne sprawy operacyjne oraz wypracowywanie rozwiązań systemowych – w tym definiowanie usług, które będą dostarczane przez spółkę TSCNET w ramach umów serwisowych – odpowiada TSC Advisory Operational Board. W realizację działań wynikających z zadań struktur decyzyjnych i roboczych TSC zaangażowanych jest kilku przedstawicieli PSE.

Jesteśmy udziałowcem spółki TSCNET. Mamy swojego przedstawiciela w Walnym Zgromadzeniu oraz w Radzie Nadzorczej TSCNET, która obecnie składa się z 5 członków.

PSE są czynnie zaangażowane w proces rozszerzania systemu synchronicznego Europy kontynentalnej (EK) o systemy państw bałtyckich (PB). W październiku 2018 r. Plenarne Zgromadzenie Grupy Regionalnej Europy Kontynentalnej Stowarzyszenia Europejskich OSP (ENTSO-E RGCE Plenary) wyraziło zgodę na uruchomienie stosownej procedury rozszerzenia. Do koordynacji tego procesu powołało jednocześnie grupę roboczą, której pracami kieruje przedstawiciel PSE.

W maju 2019 r. weszła w życie umowa określająca warunki przyszłego synchronicznego przyłączenia systemu PB do systemu EK. Umowa zawiera tzw. zbiór wymagań, będący listą szczegółowych technicznych warunków do wdrożenia przez OSP z PB, które mają zapewnić bezpieczną pracę systemów po synchronizacji. Jednym z głównych infrastrukturalnych elementów wpisanych do zbioru jest podmorskie połączenie stałoprądowe Polska-Litwa (Harmony Link). W grudniu 2019 r. PSE i LITGRID otrzymały z mechanizmu UE Łącząc Europę (CEF, Connecting Europe Facility) 10 mln euro dofinansowania dla działań realizowanych w ramach fazy przygotowawczej tego projektu. W kwietniu 2020 r. regulatorzy rynków energii z Polski, Litwy, Łotwy i Estonii podpisali umowę o transgranicznej alokacji kosztów (Cross Border Cost Allocation), w ramach której wyrazili zgodę na realizację inwestycji wchodzących w skład II fazy synchronizacji obejmującej m.in. budowę Harmony Link. W maju 2020 r. PSE i trzej OSP z PB złożyli wspólny wniosek o dofinansowanie II fazy synchronizacji ze środków CEF. W dniu 1 października 2020 r. Komitet Sterujący CEF podjął decyzję o przyznaniu dofinansowania w wysokości 719,7 mln euro.

Aktualnie systemy PB pracują w ramach systemu IPS/UPS, który geograficznie obejmuje obszary dawnych Republik Związku Radzieckiego. Zaplanowana na 2025 r. synchronizacja systemów PB z EK jest elementem konceptu europejskiej unii energetycznej i przykładem solidarności w obszarze bezpieczeństwa energetycznego. Realizacja projektu ma charakter kluczowy dla zakończenia integracji systemów PB z systemem europejskim. Potwierdzeniem tego jest podpisana w czerwcu 2019 r. przez przewodniczącego Komisji Europejskiej oraz premierów i prezydentów Polski, Litwy, Łotwy i Estonii mapa drogowa wdrażająca projekt synchronizacji.

PSE są również zaangażowane w projekt rozszerzania systemu Europy kontynentalnej (EK) o systemy Ukrainy i Mołdawii. Jesteśmy członkiem Konsorcjum OSP powołanego do wykonania dodatkowych studiów oraz prac mających na celu dostosowanie technicznych standardów pracy tych systemów, a także wypełnienie stosownych regulacji KE w zakresie prowadzenia pracy oraz zasad rynkowych. Przedstawiciel PSE przewodniczy grupie roboczej odpowiedzialnej za wykonanie systemowych analiz dynamicznych.