Strategia biznesowa

Sektor elektroenergetyczny czeka głęboka transformacja. Wpływa na to rosnąca rola odbiorców, a także nowe technologie wytwarzania energii oraz wzrost ich udział w pokrywaniu zapotrzebowania krajowego. Zachodzą zmiany na rynku i w regulacjach.

Działania w dziedzinie neutralności klimatycznej powodują, że rośnie zapotrzebowanie na zieloną energię. Pojawiają się wyzwania w postaci konieczności zapewnienia bilansowania systemu przy znacznym udziale generacji rozproszonej.

Wszystkie te zagadnienia stanowią fundament strategii PSE na lata
2020-2030.

Strategia biznesowa

Podsumowanie realizacji strategii na lata 2017-2019

Nasza strategia na lata 2017-2019 zawierała 62 inicjatywy podzielone na 24 cele szczegółowe. Realizacja każdej z inicjatyw była monitorowana kwartalnie. Aż 51 inicjatyw zostało zakończonych w obecnym kształcie, zgodnie z horyzontem obowiązywania strategii, oraz przeznaczonych do realizowania i dalszego rozwijania w ramach działalności operacyjnej PSE. Pozostałych 11 inicjatyw, z uwagi na ich priorytet oraz wagę, będzie realizowanych w ramach nowej strategii PSE na lata 2020-2030.

Odparcie zagrożeń zewnętrznych
1. Zarządzanie ryzykiem utraty możliwości sterowania/zarządzania pracą KSE związane z cyberatakami na systemy IT/OT operatora systemu przesyłowego oraz operatorów systemów dystrybucyjnych, wytwórców, firm obrotu, giełd lub odbiorców przemysłowych
2. Zarządzanie ryzykiem niedostępności infrastruktury poprzez rozwijanie współpracy z administracją państwową w celu solidarnej odpowiedzialności za bezpieczeństwo fizyczne obiektów spółki oraz zapewnianie adekwatnych środków ochrony posiadanych zasobów informatycznych, technicznych i ochrony przed wrogimi działaniami
Kluczowe inicjatywy realizowane w ramach strategii:
Program Cyberbezpieczeństwa GK PSE Inicjatywy, wydarzenia i działania edukacyjne na rzecz bezpieczeństwa elektroenergetycznej infrastruktury krytycznej
Reprezentowanie interesów krajowego rynku elektroenergetycznego
1. Obniżenie kosztów taryfowych poprzez zmniejszenie przepływów niegrafikowych, realizowane przez skoordynowanie procesu wyznaczania zdolności przesyłowych, w tym zarządzania nastawami przesuwników fazowych i kosztowymi środkami zaradczymi typu redispatching, objęcie wszystkich granic KSE mechanizmem DA i IDFlow-Based Market Coupling.
2. Zarządzanie ryzykiem regulacyjnym wynikającym z postanowień pakietu „Czysta energia dla wszystkich Eurpoejczyków”.
Kluczowe inicjatywy realizowane w ramach strategii:
Opracowanie metodyki stosowania środków zaradczych Capacity Allocation and Congestion Management (CACM) art. 35 oraz metodyki podziału kosztów tych środków CACM art. 7 Opracowanie Concept Note zawierającej kluczowe założenia dla metodyki SO GL art 76 w CCR Core. Wdrożenie mechanizmu jednolitego łączenia Rynków dnia bieżącego na granicach polskich Współpraca z administracją rządową w procesie implementacji przepisów pakietu Czysta energia dla wszystkich Europejczyków
Bezpieczeństwo dla przyszłych pokoleń
1. Długoterminowe bezpieczeństwo dostaw energii. Wdrożenie rynku mocy i narzędzi wspomagających.
2. Realizacja Strategii na rzecz Zrównoważonego Rozwoju. Odpowiedzialność za wpływ działania spółki na krajową gospodarkę, środowisko naturalne oraz społeczeństwo.
Kluczowe inicjatywy realizowane w ramach strategii:
Rynek mocy
Odpowiedzialny rozwój
1. Pełny model sieci ze zintegrowanym pozyskiwaniem energii elektrycznej i usług systemowych jako podstawa efektywnych rynków elektroenergetycznych. Wprowadzenie cen lokalizacyjnych jako mechanizmu koordynującego funkcjonowanie zasobów wytwórczych i odbiorczych oraz poprawiającego jakość sygnałów inwestycyjnych.
2. Uniknięcie obciążenia przyszłych pokoleń osieroconym kosztem amortyzacji aktywów, które straciły swą przydatność wskutek zmiany funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
3. Dbałość PSE o dobro publiczne (dane systemowe i informacje pomiarowe).
4. Innowacje nastawione na przystosowanie systemu do nowego kształtu rynków i nowych technologii (elektromobilność, systemy wieloagentowe, lokalne obszary bilansowania, IoT, magazynowanie energii, generacja rozproszona, zmiana miksu energetycznego).
5. Instalacje pokrywające zapotrzebowanie na energię elektryczną w okresach niewystarczającej generacji źródeł (Magazyny energii elektrycznej lub źródło szczytowe).
6. Zapewnienie zasobów Krajowego Systemu Elektroenergetycznego do realizacji dostawy energii elektrycznej do odbiorców.
Kluczowe inicjatywy realizowane w ramach strategii:
Wsparcie administracji rządowej w przygotowaniu rozwiązań prawnych dot. Operatora Informacji Rynku Energii Opracowanie modelu procesów biznesowych detalicznego rynku energii elektrycznej na potrzeby Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii Przeprowadzenie analiz finansowych oraz optymalizacyjnych możliwości korzystania z magazynów energii elektrycznej Przeprowadzenie analizy możliwości zastosowania heurystycznych algorytmów harmonogramowania wyłączeń elementów sieciowych w pracy produkcyjnej procesów planowania koordynacyjnego średnioterminowego
Stabilna praca systemu
1. Ciągłość działania – planowanie, wdrożenie, testowanie i poprawa procedur powiązanych z codzienną działalnością spółki.
2. Doskonalenie, w ramach continuous improvement process, modelu eksploatacji infrastruktury przesyłowej Krajowego Systemu Elektroenergetycznego opartego o Predictive Maintenance Techniques (PdM).
3. Interwencyjna usługa DSR.
Kluczowe inicjatywy realizowane w ramach strategii:
Zatwierdzenie zaktualizowanego Planu Ciągłości Działania i aktualizacja Księgi Zarządzania Ciągłością Działania Rozwój usług IP DSR oraz kontraktacja mocy redukcyjnych Opracowanie i uruchomienie nowych funkcjonalności systemu IP-DSR
Lepiej wydane pieniądze
1. Realizacja inwestycji i doskonalenie Nowego Modelu Realizacji Inwestycji.
2. Poprawa modelu rynku bilansującego.
3. Automatyzacja procesów biznesowych.
Kluczowe inicjatywy realizowane w ramach strategii:
Prowadzenie prac koncepcyjnych w procesie projektowania nowych zasad funkcjonowania rynku bilansującego
Zasoby PSE
1. Smart PSE
2. Zdolność adaptacyjna spółki: know-how, struktury i procedury wewnętrzne przygotowane z myślą o szybkich zmianach zachodzących na rynku energii oraz wymagań techniczno-organizacyjnych nowych rozwiązań.
3. Kapitał ludzki: rozwój pracowników, zarządzanie kompetencjami, wartościowanie stanowisk pracy, wzmacnianie kultury organizacyjnej nastawionej na odpowiedzialność i profesjonalizm.
4. Dane o KSE i rynkach energii.
5. Transformacja finansów w PSE jako przedsięwzięcie zmierzające do uporządkowania i zmiany sposobu funkcjonowania obszaru finansów w spółce.
6. Nowy model zarządzania środowiskiem pracy HSEQ.
Kluczowe inicjatywy realizowane w ramach strategii:
Doskonalenie zintegrowanego systemu zarządzania środowiskowego oraz bezpieczeństwem i higieną pracy

Wymiar bezpieczeństwo

Wymiar zewnętrzny
Wymiar ekonomia

Wymiar zewnętrzny
Wymiar bezpieczeństwo

Wymiar przyszłość
Wymiar ekonomia

Wymiar przyszłość
Wymiar bezpieczeństwo

Wymiar wewnętrzny
Wymiar ekonomia

Wymiar wewnętrzny
Wymiar bezpieczeństwo

Wymiar przyszłość

GRI 103-1 GRI 103-2 GRI 103-3

Program Cyberbezpieczeństwa GK PSE

Ze względu na istotny wpływ na bezpieczeństwo krajowego systemu elektroenergetycznego, cyberbezpieczeństwo odgrywa kluczową rolę w strategii biznesowej PSE. Jedną z inicjatyw strategicznych określonych w Strategii PSE są działania obejmujące w szczególności zarządzanie ryzykiem utraty możliwości zarządzania pracą KSE związane z cyberatakami na systemy IT/OT operatora systemu przesyłowego oraz operatorów systemów dystrybucyjnych, wytwórców, firm obrotu, giełd lub odbiorców przemysłowych.

Podejmowane działania są odpowiedzią na rosnące zagrożenia w sferze cyberbezpieczeństwa. Podejście to zyskuje na znaczeniu w świetle coraz szerszego wykorzystywania nowych technologii i metod komunikacji. W ostatnich latach obserwowany jest wzrost zagrożeń towarzyszących nowym rozwiązaniom oraz nasilenie ataków celowanych, z wykorzystaniem dedykowanych narzędzi – zwłaszcza w zakresie infrastruktury krytycznej. Bardziej powszechne są także ataki phishingowe, których coraz większe wyrafinowanie stanowi odpowiedź na zwiększoną świadomość użytkowników. Dodatkowe nasilenie ataków związane jest również z obecną sytuacją epidemiczną, i większą digitalizacją życia, która w konsekwencji prowadzi do prób wykorzystania podatności nowych rozwiązań.

W ramach podejmowanych działań dostosowujemy rozwiązania organizacyjne i techniczne do obowiązujących wymagań prawnych i aktualnych standardów bezpieczeństwa ICT oraz standardów branżowych.

Przyjmując strategię cyberbezpieczeństwa z wyprzedzeniem udało się nam określić możliwe kierunki rozwoju sytuacji i zbudować portfel działań niezbędnych do zarządzenia zdefiniowanymi ryzykami. Rosnąca ilość cyberzagrożeń i specjalizowanych narzędzi służących do ataku potwierdziły prawidłowość przyjętych w strategii założeń.

Bezpieczeństwo teleinformatyczne i zarządzanie obszarem cyberzagrożeń

W 2017 r. opracowaliśmy i od tego czasu sukcesywnie wdrażamy obszarową Strategię ICT (z ang. Information and Communications Technology) Grupy Kapitałowej PSE. Strategia wskazuje nieuniknioną i wzajemną zależność cyberbezpieczeństwa naszej spółki, jej partnerów rynkowych w kraju i za granicą oraz podmiotów Grupy Kapitałowej i podwykonawców. Opisuje również sumaryczny wpływ cyberbezpieczeństwa na stabilność pracy KSE.

Filarem naszej strategii jest bezpieczeństwo teleinformatyczne, ciągłość działania rozumiana jako dostępność i odporność systemów oraz integralność i poufność danych w rozwiązaniach IT. Strategia ICT definiuje jako priorytetowe następujące obszary:

Segmentacja sieci – w tym obszarze realizowane są projekty mające za zadanie zapewnienie adekwatnej separacji zasobów o różnych poziomach wrażliwości; zarówno poprzez działania na poziomie infrastruktury, jak i poprzez odpowiednie kształtowanie projektów biznesowych;
Stacja robocza – obejmuje projekty udostępniające bezpieczne narzędzia pracy, pozwalające utrzymać wydajność i funkcjonalność stosownie do potrzeb biznesu, przy zapewnieniu ochrony przed złośliwym oprogramowaniem oraz kontroli uprawnień i przepływu danych;
Styk z Internetem – funkcjonalny i zunifikowany dostęp do Internetu (w tym bezpieczna sieć Wi-Fi wdrożona w 2017 r. w centrali spółki w Konstancinie-Jeziornie) pracowników i gości spółki oraz adekwatny do potrzeb bezpieczny zdalny dostęp;
Wykrywanie i reagowanie – w celu zapewnienia bieżącego bezpieczeństwa teleinformatycznego dedykowany zespół Security Operations Center (SOC) prowadzi całodobowy monitoring zagrożeń. W przypadku incydentów dotyczących sieci IT lub OT podejmuje stosowne działania i środki zaradcze. Kolejną linię wsparcia stanowi Computer Emergency Response Team (CERT). CERT powstał w 2016 r., a w 2017 został akredytowanym członkiem organizacji Trusted Introducer. Jest zaangażowany w podnoszenie świadomości pracowników poprzez: publikację alertów i ostrzeżeń o zagrożeniach, wydawanie biuletynów dotyczących bezpieczeństwa teleinformatycznego oraz raportowanie informacji o incydentach. Angażuje się także we współpracę z podmiotami zewnętrznymi w obszarze koordynacji obsługi incydentów i wymiany informacji na temat zagrożeń z podmiotami zewnętrznymi (np. CERT NASK, Rządowe Centrum Bezpieczeństwa, cert.gov.pl).

We współpracy z naszymi interesariuszami nieustannie prowadzimy działania mające na celu zapewnienie wspólnego bezpieczeństwa ICT oraz harmonizacji podejmowanych wysiłków. Współpracujemy blisko z podmiotami odpowiedzialnymi za cyberbezpieczeństwo kraju oraz sektora elektroenergetycznego. Aby móc pogłębiać tę współpracę, popularyzować zagadnienia zagrożeń dla cyberbezpieczeństwa oraz podejście do ich zwalczania, aktywnie uczestniczymy w licznych konferencjach, seminariach oraz krajowych i międzynarodowych forach współpracy sektorowej.

W ramach propagowania bezpieczeństwa ICT i zacieśniania współpracy w sektorze energetycznym w 2019 r. zorganizowaliśmy konferencję Cyber Conference For Energy Sector, z udziałem ekspertów branżowych z zagranicy.

Kluczowym forum współpracy międzynarodowej jest Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity – ENTSO-E), w ramach której przedstawiciele PSE angażują się w projekty zmierzające do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego w Europie, opracowując nowe rozwiązania lub koncepcje i zasady dotyczące infrastruktury krytycznej w różnych grupach roboczych i projektowych ENTSO-E. Niektóre z nich przedstawiamy poniżej:

Digital Committee Cyber Security Task Force – zespół odpowiedzialny za strategię cyberbezpieczeństwa ENTSO-E, pod kierownictwem dyrektora Departamentu Teleinformatyki PSE;
Critical System Protection (CSP) – grupa zajmuje się ochroną infrastruktury krytycznej;
Cyber Security Special Interest Group – grupa zajmująca się zagadnieniami bezpieczeństwa teleinformatycznego. Jej zadaniem jest monitorowanie informacji o zagrożeniach na świecie oraz współpraca w ramach projektów, w których potrzebne jest zadbanie o bezpieczeństwo i kształtowanie reguł bezpiecznego działania systemów i operatorów.
ENTSO-E WG EDI (Electronic Data Interchange) – grupa, która opracowała standardy elektronicznej wymiany informacji na europejskim rynku energii elektrycznej.

Członkowie PSE włączają się również w prace innych grup, wspierając je swoimi kompetencjami, w obszarach zarządzania informatyczną siecią międzyoperatorską i projektowania przyszłych rozwiązań, które powstaną w celu zaspokojenia rosnących potrzeb systemów operatorskich oraz rynkowych. W ramach tych prac tworzone są koncepcje nowych połączeń do wymiany danych pomiędzy operatorami systemów przesyłowych, a także rozwijane są istniejące połączenia. Współpraca w wyżej wymienionych grupach ma znaczący wpływ na bezpieczeństwo i stabilność systemów elektroenergetycznych w Europie. Pomaga również podnosić kompetencje pracowników oraz wspierać partnerów w tym procesie.

Pracownicy Departamentu Teleinformatyki PSE aktywnie uczestniczą w pracach organizacji International des Grands Réseaux Électriques (CIGRE). W ramach grup roboczych w zakresie bezpieczeństwa teleinformatycznego powstają broszury techniczne mające wpływ na kierunki prac innych komitetów odpowiedzialnych za tworzenie światowych standardów. Już na etapie opracowywania dokumentów odbywają się wspólne konferencje zespołów CIGRE i IEC, co skutkuje jednolitym kierunkiem działania na wczesnym etapie tworzenia dokumentów. Dzięki tej działalności nasi pracownicy mają wpływ na powstawanie światowych standardów dotyczących bezpieczeństwa teleinformatycznego systemów przemysłowych, a także znacząco podnoszą swoje kompetencje w tym obszarze, co przekłada się na łatwiejsze dostosowanie środowiska teleinformatycznego do rosnących wymagań bezpieczeństwa oraz zwiększanie odporności na zagrożenia.

GRI 103-1 GRI 103-2

Inicjatywy, wydarzenia i działania edukacyjne na rzecz bezpieczeństwa elektroenergetycznej infrastruktury krytycznej

PSE biorą aktywny udział w przedsięwzięciach organizowanych przez administrację publiczną, środowisko akademickie oraz instytucje międzynarodowe. Nasza spółka podjęła wiele inicjatyw na rzecz podnoszenia świadomości osób zaangażowanych w poprawę bezpieczeństwa elektroenergetycznego kraju:

W styczniu 2019 r. z inicjatywy PSE Rada Ministrów przyjęła rozporządzenie zmieniające rozporządzenie ws. obiektów szczególnie ważnych dla bezpieczeństwa i obronności państwa oraz ich szczególnej ochrony (Dz.U. z 2003 r. nr 116, poz. 1090 z późn. zm.). W nowym rozporządzeniu „dyspozycje mocy oraz stacje elektroenergetyczne o strategicznym znaczeniu dla krajowego systemu elektroenergetycznego” zostały uznane za obiekty kategorii I, szczególnie ważne dla bezpieczeństwa i obronności państwa.
We wrześniu 2019 r. PSE we współpracy z Tauron Polska Energia zorganizowały pierwszą w kraju konferencję dla ekspertów oraz osób odpowiedzialnych za zapewnienie bezpieczeństwa elektroenergetycznej infrastruktury krytycznej. Konferencja Bezpieczeństwo Obiektów Elektroenergetycznych zgromadziła ponad 80 przedstawicieli spółek sektora elektroenergetycznego, Ministerstwa Energii, Agencji Bezpieczeństwa Wewnętrznego, Komendy Głównej oraz komend wojewódzkich Policji, Komendy Głównej Państwowej Straży Pożarnej, a także reprezentantów Wydziałów Bezpieczeństwa i Zarządzania Kryzysowego urzędów wojewódzkich.
We wrześniu 2019 r. byliśmy współorganizatorem III Ogólnopolskiego Kongresu Naukowo-Technicznego SAFE PLACE Bezpieczeństwo antyterrorystyczne budynków użyteczności publicznej. W obrębie tematyki kongresu znajdowały się zagadnienia: ochrony antyterrorystycznej obiektów kluczowych dla bezpieczeństwa państwa oraz budynków niechronionych, edukacji antyterrorystycznej oraz kwestii walki społecznej z terroryzmem. Przedstawiciele PSE wzięli udział w warsztatach oraz dyskusjach prowadzonych w ramach paneli eksperckich.
W listopadzie 2019 r. PSE gościły uczestników VII zjazdu studiów podyplomowych dla studentów Wyższej Szkoły Policji na kierunku Zarządzanie bezpieczeństwem wewnętrznym państwa na poziomie strategicznym. Podczas wykładów omówiono problematykę przeciwdziałania zagrożeniom terrorystycznym obiektów strategicznych dla funkcjonowania państwa. Część praktyczna obejmowała pokazy funkcjonowania Krajowej Dyspozycji Mocy (PSE), Krajowej Dyspozycji Gazu (Gaz-System) oraz Bazy Paliw Płynnych w Emilianowie (PERN).
W grudniu 2019 r. byliśmy współorganizatorem VIII zjazdu studiów podyplomowych dla studentów Wyższej Szkoły Policji na kierunku Zarządzanie bezpieczeństwem wewnętrznym państwa na poziomie strategicznym. W ramach wykładów omówiono problematykę roli i zadań właścicieli infrastruktury krytycznej oraz zmian legislacyjnych w tym zakresie. Wydarzenie stanowiło okazję do wymiany poglądów i doświadczeń oraz omówienia istotnych zagadnień bezpieczeństwa obiektów kluczowych dla funkcjonowania kraju.

GRI 103-1 GRI 103-2

Opracowanie metodyki stosowania środków zaradczych Capacity Allocation and Congestion Management (CACM) art. 35 oraz metodyki podziału kosztów tych środków CACM art. 74

Zgodnie z Rozporządzeniem CACM (Rozporządzenie KE 2015/1222 z 24 lipca 2015 r.) oraz harmonogramem uzgodnionym z KE, operatorzy systemów przesyłowych w regionie Core mieli przedstawić do zatwierdzenia krajowym organom regulacyjnym na początku 2019 r. metodyki stosowania środków zaradczych (art. 35 Rozporządzenia CACM) oraz metodyki podziału kosztów tych środków (art. 74). PSE brały udział w opracowaniu obu wymienionych metodyk.

Przedstawione metodyki miały – z uwagi na obiektywną złożoność problemu oraz brak szczegółowych analiz – charakter ogólny i nie przesądzały większości kluczowych aspektów opisywanych procesów.

Podstawowe, wypracowane przez operatorów zapisy metodyki stosowania środków zaradczych (art. 35):

podziałowi kosztów podlegają wyłącznie koszty usuwania przeciążeń na elementach cross-border relevant (interkonektory oraz elementy wewnętrzne o współczynniku PTDF>5 proc.),
podziałowi kosztów podlegają wyłącznie koszty zamówionych środków zaradczych (tylko energia, bez członu capacity ),
wdrożenie jest zależne od innych metodyk (metodyka capacity calculation, metodyka art. 74 CACM, art. 76 SOGL) oraz uruchomienia narzędzi IT.

Podstawowe zapisy metodyki podziału kosztów (art. 74):

proces podziału kosztów wymaga: identyfikacji przepływów w podziale na kategorie ( loopflows , internal flows , import/eksport flows , transit flows oraz PTS flows ), mapowania kosztów działań zaradczych na dane elementy (podział puli kosztów na konkretne linie) oraz wyznaczenia sumarycznego kosztu do pokrycia przez dany kraj (strefa cenowa),
metodyka nie przesądza kolejności przypisywania kosztów danym kategoriom przepływów ani szczegółów mapowania, dekompozycji itd.,
koszty usuwania przeciążeń na elementach innych niż cross-border relevant są pokrywane przez właściciela elementu,
koszty nieskoordynowanych działań zaradczych są pokrywane przez inicjatorów działań nieskoordynowanych,
OSP mają prawo używać PST do obniżania loopflows ,
koszty powodowane przez kraje spoza Core mają być identyfikowane, ale pokrywane przez operatorów z Core.

Operatorzy systemów przesyłowych i regionalni koordynatorzy bezpieczeństwa (RSC) w Core potrzebowali czasu na wykonanie analiz pozwalających na pogłębienie wiedzy w kwestiach kluczowych parametrów metodyk. W związku z tym krajowe organy regulacyjne uzyskały zgodę ACER na przedłużenie czasu oceny i akceptacji metodyk z 6 do 12 miesięcy, tj. do 27 marca 2020 r. – tak, aby można było wziąć pod uwagę również wyniki wykonanych analiz.

Analizy zaplanowano i wykonano w II połowie 2019 r. oraz na początku 2020 roku. Operatorzy Core dostarczyli wstępne wyniki analiz 20 lutego 2020 r., a końcowy raport 13 marca 2020 roku. Ze względu na rozbieżne interesy krajów, niekompletność metodyk, uproszczone wyniki analiz (rezultat ograniczeń istniejących narzędzi i algorytmów) oraz nieuwzględnienie regulacji CEP, krajowe organy regulacyjne zdecydowały o przekazaniu obu metodyk do dalszego procedowania do ACER. Zgodnie z zapowiedziami, ACER opracuje finalne wersje obu metodyk do końca 2020 roku. Wdrożenie obu metodyk jest przewidywane przez ACER za ok. 3 lata.

GRI 103-1 GRI 103-2

Opracowanie Concept Note zawierającej kluczowe założenia dla metodyki SO GL art 76 w CCR Core.

W kwietniu 2019 r. przez operatorów systemów przesyłowych w regionie Core został opracowany i przekazany do krajowych organów regulacyjnych dokument Draft for common concept note for regional operational security coordination for the Core CCR in accordance with Article 76 of Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 2 August 2017, tzw. Concept Note. Dokument ten określa główne założenia opracowywanej metodyki Regionalnej Skoordynowanej Analizy Bezpieczeństwa w regionie Core (Core ROSC). Potrzeba przygotowania ww. metodyki wynika z art. 76(1) Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485 z 2 sierpnia 2017 r., ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej (SOGL), zgodnie z którym w ciągu 3 miesięcy po zatwierdzeniu metody koordynacji analizy bezpieczeństwa pracy (CSA), o której mowa w art. 75(1), wszyscy operatorzy systemów przesyłowych w każdym regionie wyznaczania zdolności przesyłowych opracują wspólnie propozycję przepisów w zakresie regionalnej koordynacji bezpieczeństwa pracy.

Concept Note zakładała m.in., że w ramach procedury Regionalnej Skoordynowanej Analizy Bezpieczeństwa w regionie Core będą optymalizowane działania zaradcze dla usuwania ograniczeń z całej sieci przesyłowej regionu Core. Inne istotne elementy dokumentu to:

zasada niepogarszania sytuacji na wybranych (obserwowanych) elementach poza regionem,
sposób wyznaczania cross-border impact remedial actions, tj. środków zaradczych podlegających koordynacji,
określenie informacji na temat środków zaradczych, jakie muszą być wymieniane pomiędzy OSP a RSC,
wskazanie godzin wykonywania analiz bezpieczeństwa w procesach intra-day (00:00, 08:00, 16:00), z możliwością rozszerzenia o czwartą godzinę (stałą lub na żądanie),
określenie podstawowych zasad działania optymalizatora środków zaradczych (RAO),
podanie wstępnych założeń co do sposobu aktywacji i odrzucania środków zaradczych oraz wstępny opis tzw. fast activation proces.

Metodyka CSA z art. 75 SOGL (CSAM) została zatwierdzona i opublikowana przez ACER 19 czerwca 2019 roku. Ze względu na znaczne zmiany w metodyce wprowadzone przez Agencję, ENTSO-E zwróciło się do Komisji Europejskiej z prośbą o przedłużenie terminu opracowania metodyki Core ROSC do 21 grudnia 2019 r., a KE przychyliła się do tej prośby.

Zadaniem tworzonej metodyki (wraz z CSAM z art. 75 SOGL) jest stworzenie procesu regionalnego, którego cel stanowi identyfikacja zagrożeń w sieci przesyłowej oraz ich wyeliminowanie poprzez dobór optymalnych środków zaradczych. Metodyka dotyczy horyzontu krótkoterminowego: dnia następnego (day ahead) oraz dnia bieżącego (intra-day).

Aby zapewnić identyfikację najbardziej skutecznych i efektywnych pod względem ekonomicznym środków zaradczych, metodyka ROSC w regionie Core zakłada wykorzystanie optymalizatora środków zaradczych (RAO). Wyniki optymalizatora, po zatwierdzeniu przez operatorów, będą stanowiły podstawę do podziału kosztów według metodyki z art. 74 CACM.

Tworzona metodyka była przedmiotem konsultacji społecznych i wstępnego opiniowania regulatorów. W toku prac uzupełniono ją m.in. o szczegółowy opis implementacji, w tym poszczególne etapy i terminy realizacji. Wreszcie, w grudniu 2019 r. metodyka Core ROSC została przekazana do zatwierdzenia do krajowych organów regulacyjnych.

Mimo iż krajowe organy regulacyjne mają na zatwierdzenie metodyki 6 miesięcy, prawdopodobnie także ona zostanie przekazana do Agencji ACER, ponieważ reguluje ona w większości ten sam obszar zagadnień co metodyka z art. 35 CACM, ze względu na co obie metodyki powinny być spójne i zatwierdzane w tym samym czasie. Wdrożenie metodyk jest przewidywane przez ACER za ok. 3 lata.

GRI 103-1 GRI 103-2

Wdrożenie mechanizmu jednolitego łączenia Rynków dnia bieżącego na granicach polskich

Polski obszar rynkowy został, 19 listopada 2019 r., włączony do mechanizmu jednolitego łączenia Rynków dnia bieżącego (Single Intra-Day Coupling – SIDC) realizowanego z wykorzystaniem platformy XBID. Początkowo mechanizmem SIDC zostały objęte cztery granice Polski (CZ-PL, DE-PL, LT-PL, PL-SE).

4 lutego 2020 r. uruchomiono rozwiązanie tymczasowe dla Rynku dnia bieżącego na granicy PL-SK, oparte na mechanizmie aukcji typu explicite. Rozwiązanie to będzie stosowane do czasu wejścia Słowacji do mechanizmu SIDC. Objęcie granicy PL-SK mechanizmem SIDC będzie możliwe po włączeniu do tego mechanizmu słowackiego obszaru rynkowego. W tym celu uruchomiono, w pierwszej połowie 2020 r., prace w ramach lokalnego projektu implementacyjnego (Local Implementation Project) LIP17 obejmującego granice SK-CZ, SK-HU i SK-PL. Operacyjne uruchomienie LIP17 jest planowane na czwarty kwartał 2021 r.

Mechanizm SIDC jest oparty na zasadzie handlu ciągłego i alokacji typu implicite. Uczestnicy rynku dokonują transakcji kupna i sprzedaży energii elektrycznej do 1 godziny przed okresem jej fizycznej dostawy, wykorzystując zarówno oferty dostępne w kraju, jak i pochodzące spoza systemu polskiego. Możliwość skorygowania pozycji handlowej z krótkim wyprzedzeniem czasowym ma szczególne znaczenie dla podmiotów zarządzających portfelami, charakteryzującymi się dużą zmiennością zapotrzebowania i generacji, np. OZE. Korzystanie z ofert z zagranicy jest możliwe dzięki międzysystemowym zdolnościom przesyłowym, których udostępnianie dla realizacji transakcji handlowych odbywa się w tle zawieranych transakcji.

Uruchomienie SIDC otworzyło przed krajowymi uczestnikami rynku nowe możliwości. Mechanizm umożliwia dostęp do ofert kupna i sprzedaży energii spoza kraju, co przełoży się na zwiększenie płynności krajowego Rynku dnia bieżącego. Z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego udostępnienie alokacji w trybie dnia bieżącego umożliwia lepsze wykorzystanie połączeń transgranicznych, w szczególności gdy po zamknięciu Rynku dnia następnego pojawią się nowe możliwości przesyłowe lub zmienią się warunki pracy systemów elektroenergetycznych w poszczególnych krajach.

Rys. Wolumen wymiany handlowej realizowanej w polskim obszarze rynkowym w ramach mechanizmu SIDC

GRI 103-1 GRI 103-3

Współpraca z administracją rządową w procesie implementacji przepisów pakietu Czysta energia dla wszystkich Europejczyków

4 lipca 2019 r. weszły w życie akty prawne UE z pakietu Czysta energia dla wszystkich Europejczyków, które mają bezpośredni wpływ na działalność OSP, tj. Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z 5 czerwca 2019 ws. rynku wewnętrznego energii elektrycznej (dalej: Rozporządzenie 2019/943) oraz Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z 5 czerwca 2019 r. ws. wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej (dalej: Dyrektywa 2019/944).

Celem Rozporządzenia 2019/943 jest przyspieszenie budowy wewnętrznego rynku energii elektrycznej oraz dostosowanie zasad funkcjonowania tego rynku do zmieniających się warunków działania sektora elektroenergetycznego. W związku z powyższym PSE rozpoczęły prace i działania dostosowawcze do nowych przepisów, w szczególności w zakresie zasad udostępniania międzyobszarowych zdolności przesyłowych oraz zasad funkcjonowania rynku bilansującego, przy trwającym równolegle zaawansowanym procesie wdrażania kodeksów i wytycznych przyjętych na podstawie Rozporządzenia PE i Rady (WE) nr 714/2009 ws. warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej.

W odniesieniu do nowego wymagania związanego z obowiązkiem udostępniania minimalnego poziomu zdolności przesyłowych dostępnych do obrotu międzystrefowego, określonym w Rozporządzeniu 2019/943, państwo polskie przyjęło na podstawie rozporządzenia plan działań mający na celu stopniowe osiągnięcie wymaganego poziomu udostępnianych międzystrefowych zdolności przesyłowych do 31 grudnia 2025 r. zgodnie z liniową trajektorią określoną w tym planie. PSE podjęły również równoległe starania o uzyskanie czasowego odstępstwa od obowiązku udostępniania międzystrefowych zdolności przesyłowych zgodnie z wymaganiami Rozporządzenia 2019/943, aby zagwarantować pozostanie systemu w określonych granicach bezpieczeństwa pracy. 30 grudnia 2019 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki postanowił przyznać PSE wnioskowane odstępstwa od obowiązku udostępniania międzystrefowych zdolności przesyłowych zgodnie z wymaganiami Rozporządzenia 2019/943 na rok 2020.

Realizując te działania, PSE równocześnie przygotowywały się do procesu wdrażania wymagań dotyczących funkcjonowania rynku bilansującego, określonych w Rozporządzeniu 2019/943, przy jednocześnie trwającym procesie harmonizacji i integracji europejskich rynków bilansujących realizowanych w ramach wdrożenia Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania. W ramach powyższych prac PSE rozpoczęły również współpracę z administracją rządową w związku z koniecznymi do wprowadzenia zmianami krajowych regulacji prawnych, w celu umożliwienia stosowania Rozporządzenia 2019/943 w zakresie niezbędnym do wdrożenia nowych zasad funkcjonowania rynku bilansującego.

W 2019 r. rozpoczął się również proces współpracy z administracją rządową związany z wdrożeniem do prawa krajowego nowej dyrektywy 2019/944, której celem jest dalsza budowa jednolitego rynku energii elektrycznej oraz wzmocnienie pozycji i aktywności odbiorców, w tym rozwój rynku usług elastyczności.

Rozwój rynku usług elastyczności jest zagadnieniem bardzo szerokim, do opracowania, a następnie wdrożenia którego niezbędne jest zaangażowanie wielu pracowników PSE, jak również współpraca z podmiotami zewnętrznymi, takimi jak OSD, Ministerstwo Klimatu, czy też Urząd Regulacji Energetyki. Rynek usług elastyczności jest tworzony przez każde z państw członkowskich, przy czym, z uwagi na krótki czas obowiązywania dyrektywy 2019/944, nie został wytyczony jednolity kierunek działania w tym zakresie. Prace nad tworzeniem rynku usług elastyczności wymagają działania pracowników z różnych dziedzin, począwszy od ułożenia modelu biznesowego funkcjonowania takiego rynku, w tym rozliczeń, ograniczeń sieciowych, zapewnienia bezpieczeństwa funkcjonowania całego systemu elektroenergetycznego poprzez działania prawne po zdefiniowanie warunków technicznych, które pozwolą implementować normy wynikające z dyrektywy 2019/944 i objąć ramami prawnymi rynek usług elastyczności. PSE pozostają w ciągłym kontakcie z organami administracji rządowej stanowiąc swego rodzaju podmiot ekspercki w zakresie systemu elektroenergetycznego.

4 lipca 2019 r. weszło w życie Rozporządzenie PE i Rady (UE) 2019/941 z 5 czerwca 2019 ws. gotowości na wypadek zagrożeń w sektorze energii elektrycznej (pochodzące z pakietu Czysta energia dla wszystkich Europejczyków). Ustanawia ono zasady dotyczące zapobiegania sytuacjom kryzysowym i narzędzia służące zapewnieniu współpracy transgranicznej, w tym zobowiązanie państw członkowskich do przygotowania planów gotowości na wypadek zagrożeń w sektorze energii elektrycznej. W związku z realizacją obowiązków wynikających z tego rozporządzenia – a w szczególności obowiązku opracowania metodyk identyfikacji regionalnych sytuacji kryzysowych, a następnie regionalnych scenariuszy kryzysowych – PSE aktywnie uczestniczyły w pracach ENTSO-E. Nasza spółka rozpoczęła również współpracę z administracją rządową w zakresie koordynacji działań związanych z realizacją obowiązków wynikających z rozporządzenia.

GRI 103-1

Rynek mocy

Jednym z podstawowych obowiązków naszej spółki jako operatora systemu przesyłowego jest zapewnienie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Wdrożenie mechanizmu mocowego pozwoli na zagwarantowanie wystarczalności generacji w okresach zagrożenia, jak również umożliwi dalszy rozwój odnawialnych źródeł energii bez negatywnego wpływu na bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych.

Rynek mocy powinien wygenerować niezbędne zachęty inwestycyjne wspierające budowę nowych mocy wytwórczych, odtwarzanie mocy wycofywanych oraz modernizację jednostek istniejących. Powinien także umożliwić wdrożenie skutecznego i opartego na zasadach konkurencji mechanizmu koordynacji budowy i wycofań mocy wytwórczych oraz rozwoju usług redukcji zapotrzebowania, przy równoczesnym zapewnieniu minimalizacji kosztów dla odbiorców końcowych.

Ustawa o Rynku mocy

Rynek mocy w Polsce został wprowadzony ustawą z 8 grudnia 2017 r. (t.j. Dz.U. z 2020 r. poz. 247, dalej „ustawa”). Ustawa weszła w życie 18 stycznia 2018 roku. Zgodnie z art. 82, PSE opracowały Regulamin Rynku mocy, którego celem jest określenie szczegółowych warunków współpracy operatora z pozostałymi uczestnikami Rynku mocy. Ponadto, zgodnie z art. 55 PSE prowadzą rejestr Rynku mocy (dalej „rejestr”). Rejestr jest elektroniczną platformą służącą do gromadzenia, przetwarzania i wymiany danych handlowych, rozliczeniowych i technicznych na Rynku mocy. Za jego pośrednictwem realizowana jest komunikacja pomiędzy operatorem a uczestnikami rynku.

Uruchomienie kolejnych funkcjonalności systemu teleinformatycznego wspierającego procesy operacyjne Rynku mocy

Wszystkie procesy Rynku mocy są prowadzone wyłącznie w formie elektronicznej, z wykorzystaniem rejestru. Sukcesywnie, w miarę wdrażania kolejnych procesów, rejestr jest rozbudowywany o nowe, niezbędne funkcjonalności. W ramach prac nad rejestrem w 2019 r. PSE zobowiązane były do utworzenia funkcjonalności pozwalających na obsługę zgłaszania transakcji zawartych na rynku wtórnym oraz aukcji wstępnych w terminach określonych ustawą. Nasza spółka utworzyła też m.in. funkcjonalności umożliwiające składanie oświadczeń w ramach monitorowania realizacji umów mocowych.

Przeprowadzenie kolejnych procesów Rynku mocy, w tym aukcji głównej na rok dostaw 2024 oraz aukcji dodatkowych na rok dostaw 2021

Nasza organizacja, pełniąca funkcję operatora w rozumieniu ustawy, jest odpowiedzialna za prowadzenie procesów Rynku mocy. Od początku 2019 r. przeprowadzono szereg procesów pozwalających na zawarcie umów mocowych dla okresów dostaw przypadających na lata 2021 i 2024.

Realizacja procesów w ramach rynku mocy w 2019 r. rozpoczęła się od certyfikacji ogólnej, przeprowadzonej w okresie od 3 stycznia do 8 marca. Udział w certyfikacji ogólnej jest obowiązkowy dla wszystkich jednostek fizycznych wytwórczych istniejących o mocy osiągalnej brutto nie mniejszej niż 2 MW, a spełnienie tego obowiązku jest monitorowane przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (dalej: Prezes URE). Jednostka fizyczna, która pomyślnie przeszła proces certyfikacji ogólnej, zostaje wpisana do rejestru. Udział jednostek fizycznych wytwórczych planowanych, jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania oraz jednostek redukcji zapotrzebowania planowanych jest nieobowiązkowy, ale warunkuje późniejszy udział w certyfikacji do aukcji.

W ramach certyfikacji ogólnej w 2019 r. wnioskodawcy złożyli 1103 wniosków o wpis do rejestru. Pomyślnie zweryfikowanych i wpisanych do rejestru zostało 1092 jednostek, w tym 985 jednostek fizycznych wytwórczych i 107 jednostek redukcji zapotrzebowania.

Tab. 1. Liczba i moc osiągalna netto jednostek wpisanych do rejestru w wyniku certyfikacji ogólnej 2019.

-	Liczba jednostek wpisanych do rejestru	Łączna moc osiągalna netto jednostek wpisanych do rejestru (MW)
Jednostki fizyczne wytwórcze istniejące	900	37 267,446
Jednostki fizyczne wytwórcze planowane	85	14 587,115
Jednostki fizyczne redukcji zapotrzebowania	36	413,190
Jednostki redukcji zapotrzebowania planowane	71	2 120,000
Łącznie	1092	54 387,751

Na poniższych wykresach przedstawiono strukturę jednostek fizycznych wytwórczych wpisanych do rejestru w toku certyfikacji ogólnej 2019, w podziale na wykorzystywane podstawowe źródło energii.

Moce osiągalne netto jednostek fizycznych wytwórczych istniejących oraz planowanych wpisanych do rejestru

W terminie 14 dni od zakończenia certyfikacji ogólnej PSE przekazały do ministra właściwego ds. energii oraz Prezesa URE szczegółowy raport podsumowujący certyfikację ogólną. Ponadto, w terminie 28 dni od zakończenia certyfikacji ogólnej nasza spółka przygotowała propozycję parametrów aukcji głównej dla roku dostaw 2024 oraz parametrów aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw 2021 i również przekazała ją do Prezesa URE oraz ministra właściwego ds. energii.

Ostateczne wartości parametrów zostały opublikowane w Rozporządzeniu Ministra Energii z 2 sierpnia 2019 r. ws. parametrów aukcji głównych dla roku dostaw 2024 oraz parametrów aukcji dodatkowych dla roku dostaw 2021.

Kolejnym procesem Rynku mocy była certyfikacja do aukcji głównej na rok dostaw 2024. Udział w certyfikacji do aukcji nie jest obowiązkowy, lecz niezbędny w celu utworzenia jednostek Rynku mocy i dopuszczenia ich do udziału w aukcji lub w rynku wtórnym na dany okres dostaw. W wyniku pomyślnej weryfikacji wniosków PSE wydały certyfikaty uprawniające jednostki Rynku mocy do uczestnictwa w ww. procesach. Po przeprowadzeniu certyfikacji, PSE przekazały do ministra właściwego ds. energii oraz Prezesa URE szczegółowy raport podsumowujący tę certyfikację do aukcji.

Kolejnym procesem Rynku mocy przeprowadzonym w 2019 r. była aukcja główna na rok dostaw 2024. Aukcja na Rynku mocy prowadzona jest w formie aukcji holenderskiej, z jednolitą ceną zamknięcia dla wszystkich jednostek Rynku mocy, które wygrały aukcję. Składa się z określonej liczby rund, podczas których uczestnicy mogą złożyć oferty wyjścia. Niezłożenie oświadczenia będącego ofertą wyjścia jest traktowane jako akceptacja ceny wywoławczej kolejnej rundy. Jednostki Rynku mocy, które wygrały daną aukcję, zawierają umowy mocowe. Długość umowy mocowej zależy od typu jednostki Rynku mocy i zaoferowanego przez nią okresu trwania obowiązku mocowego. Istniejące jednostki Rynku mocy wytwórcze mogą oferować obowiązek mocowy wyłącznie na jeden okres dostaw. Modernizowane jednostki Rynku mocy wytwórcze oraz jednostki Rynku mocy redukcji zapotrzebowania, które zadeklarują przeprowadzenie inwestycji oraz poniesienie jednostkowych poziomów nakładów inwestycyjnych (określonych w rozporządzeniu) mogą oferować obowiązek mocowy na nie więcej niż 5 okresów dostaw. Z kolei nowe jednostki Rynku mocy wytwórcze deklarujące poniesienie jednostkowych poziomów nakładów inwestycyjnych z rozporządzenia – na nie więcej niż 15 okresów dostaw. Dodatkowo, istnieje możliwość przedłużenia okresu obowiązywania umowy mocowej o dodatkowe 2 lata dla niskoemisyjnych jednostek Rynku mocy wytwórczych (tzw. green bonus).

Czwarta na polskim Rynku mocy aukcja główna odbyła się 6 grudnia 2019 r. i obejmowała rok dostaw 2024. W jej wyniku zawarte zostały łącznie 103 umowy mocowe na 1, 2, 5, 7, 15 oraz 17 okresów dostaw.

Tab. 2. Podsumowanie aukcji głównej przeprowadzonej w roku 2019.

Rok dostaw	Cena zamknięcia aukcji (zł/kW/rok)	Liczba zawartych umów mocowych	Wolumen obowiązków mocowych wynikających z zawartych umów mocowych (MW)	Runda zakończenia aukcji
2024	259,87	103	8 671,154	5.

Tab. 3. Liczba umów mocowych zawartych w aukcji głównej przeprowadzonej w roku 2019.

Długość trwania obowiązku mocowego w latach	Liczba umów zawartych w aukcji głównej na rok dostaw 2024
1	71
2	1
5	15
7	12
15	1
17	3
Łącznie zawartych umów mocowych	103

Dochowując terminu wynikającego z ustawy, PSE po aukcji mocy zamieściły w rejestrze oraz podały do publicznej wiadomości wstępne wyniki tej aukcji. Następnie nasza spółka przekazała szczegółowy raport podsumowujący przebieg aukcji do ministra właściwego ds. energii oraz Prezesa URE. Ostateczne wyniki aukcji głównej zostały ogłoszone przez Prezesa URE w Biuletynie Informacji Publicznej 30 grudnia 2019 roku.

W wyniku zawartych umów mocowych zakontraktowano obowiązki mocowe obejmujące lata 2024-2040.

Na poniższym wykresie przedstawiono obowiązki mocowe wynikające z umów mocowych zawartych w wyniku aukcji głównych przeprowadzonych w latach 2018-2019.

Ustawa przewiduje organizację aukcji głównych na kolejne okresy dostaw w okresie pomiędzy 1 a 22 grudnia piątego roku przed okresem dostaw. Najbliższa aukcja główna na okres dostaw przypadający na rok 2025 odbędzie się 14 grudnia 2020 roku.

Równocześnie w okresie od 25 listopada 2019 r. do 19 lutego 2020 r. PSE przeprowadziły pierwszą certyfikację do aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw 2021. Podobnie jak w certyfikacji do aukcji głównej, udział w niej nie był obowiązkowy, jednak niezbędny w celu utworzenia jednostek Rynku mocy i dopuszczenia ich do udziału w aukcjach dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw 2021 lub w rynku wtórnym na dany rok dostaw. W wyniku pomyślnej weryfikacji wniosków PSE wydały certyfikaty uprawniające jednostki Rynku mocy do uczestnictwa w ww. procesach. Po przeprowadzeniu certyfikacji PSE przekazały do ministra właściwego ds. energii oraz Prezesa URE szczegółowy raport podsumowujący tę certyfikację do aukcji dodatkowych.

W 2019 r. rozpoczęto prace w ramach kolejnego procesu Rynku mocy, tj. weryfikację dokumentów składanych w ramach procesu monitorowania realizacji umów mocowych. Proces ten był realizowany przez PSE po raz pierwszy. Zgodnie z ustawą, dostawca mocy, który w wyniku aukcji głównej zawarł umowę mocową dotyczącą nowej lub modernizowanej jednostki Rynku mocy zobowiązany jest nie później niż w terminie 12 miesięcy od dnia ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji głównej wykazać, że jednostka Rynku mocy, którą dysponuje, osiągnęła tzw. finansowy kamień milowy (dalej: FKM). Wykazanie osiągnięcia FKM następuje poprzez udowodnienie poniesienia nakładów inwestycyjnych w wysokości co najmniej 10 proc. całkowitych nakładów na realizację inwestycji oraz zawarcia umów inwestycyjnych o łącznej wartości wynoszącej co najmniej 20 proc. całkowitych nakładów finansowych (art. 52 ust. 1 pkt 1 oraz 2 ustawy). W celu spełnienia tych wymagań, dostawcy mocy, którzy w wyniku aukcji głównych na okresy dostaw 2021, 2022, 2023 zawarli umowy mocowe, dostarczyli poprzez rejestr oświadczenia potwierdzające spełnienie FKM.

W 2019 r. PSE zweryfikowały oświadczenia dot. FKM w odniesieniu do 60 jednostek Rynku mocy. Kolejnym krokiem w ramach procesu monitorowania realizacji umów mocowych będzie dostarczenie przez dostawców mocy pierwszych raportów przedstawiających aktualny stan zaawansowania inwestycji (od 1 lipca do 7 lipca 2020 r.).

Na początku 2020 r. PSE rozpoczęły kolejną certyfikację ogólną, która została przeprowadzona w okresie od 2 stycznia do 6 marca. Podczas trwania certyfikacji wnioskodawcy złożyli 1210 wniosków o wpis do rejestru. Pomyślnie zweryfikowanych i wpisanych do rejestru zostało 1188 jednostek, w tym 1019 jednostek fizycznych wytwórczych i 169 jednostek redukcji zapotrzebowania.

Tab. 4. Liczba i moc osiągalna netto jednostek wpisanych do rejestru w wyniku certyfikacji ogólnej 2020.

-	Liczba jednostek wpisanych do rejestru	Łączna moc osiągalna netto jednostek wpisanych do rejestru (MW)
Jednostki fizyczne wytwórcze istniejące	920	38 551,128
Jednostki fizyczne wytwórcze planowane	99	12 096,266
Jednostki fizyczne redukcji zapotrzebowania	60	527,565
Jednostki redukcji zapotrzebowania planowane	109	3 681,000
Łącznie	1188	54 855,959

Na poniższych wykresach przedstawiono strukturę jednostek fizycznych wytwórczych wpisanych do rejestru w toku certyfikacji ogólnej 2020, w podziale na podstawowe źródło energii.

Moce osiągalne netto jednostek fizycznych wytwórczych istniejących oraz planowanych

W terminie 14 dni od zakończenia certyfikacji ogólnej PSE przekazały do ministra właściwego ds. energii oraz Prezesa URE szczegółowy raport podsumowujący certyfikację ogólną w 2020 roku.

Ponadto, w terminie 28 dni od zakończenia certyfikacji ogólnej PSE przygotowały propozycję parametrów aukcji głównych dla roku dostaw 2025 oraz parametrów aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw 2022. Propozycja parametrów została przekazana do Prezesa URE i ministra właściwego ds. energii.

W dniu 18 marca 2020 r. PSE przeprowadziły pierwsze aukcje dodatkowe. Cztery aukcje dodatkowe na poszczególne kwartały roku dostaw 2021 odbyły się równocześnie. Zasady przeprowadzania aukcji dodatkowych są tożsame z zasadami dla aukcji głównych.

W wyniku aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw 2021 zawarte zostały 54 umowy mocowe.

Tab. 5. Podsumowanie aukcji dodatkowych przeprowadzonych w roku 2020.

Kwartał roku 2021	Cena zamknięcia aukcji (zł/kW/rok)	Liczba zawartych umów mocowych	Wolumen obowiązków mocowych wynikających z zawartych umów mocowych (MW)	Runda zakończenia aukcji
I	286,01	25	880,931	1.
II	286,01	7	303,260	1.
III	286,01	5	156,010	1.
IV	286,01	17	616,760	1.

Na poniższym wykresie przedstawiono obowiązki mocowe wynikające z umów mocowych zawartych w toku aukcji mocy przeprowadzonych w latach 2018-2020.

Po aukcjach dodatkowych PSE, dochowując terminu wynikającego z ustawy, zamieściły w rejestrze oraz podały do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji. Następnie nasza organizacja przekazała szczegółowy raport podsumowujący przebieg aukcji do ministra właściwego ds. energii oraz Prezesa URE. Ostateczne wyniki aukcji dodatkowych na kwartały dostaw 2021 zostały ogłoszone przez Prezesa URE w Biuletynie Informacji Publicznej 9 kwietnia 2020 roku.

Bezpośrednio po ogłoszeniu wstępnych wyników aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw 2021, realizując przepisy art. 48 ust. 1 pkt 1 ustawy, PSE uruchomiły możliwość zgłaszania w rejestrze transakcji obrotu wtórnego dotyczących roku dostaw 2021. Każda transakcja obrotu wtórnego musi zostać zgłoszona do PSE w celu weryfikacji spełnienia wymagań określonych w art. 48 ust. 2 ustawy. Minimalny wolumen przenoszonego obowiązku mocowego objętego pojedynczą transakcją to 0,001 MW, natomiast minimalny okres jego trwania to jedna godzina z zakresu 7-22 w dni robocze. Do czerwca 2020 r. PSE zweryfikowały i wpisały do rejestru kilkanaście transakcji w ramach obrotu wtórnego obowiązkiem mocowym.

Wyzwania na rok 2020 oraz kolejne lata

Przyszłe lata niosą ze sobą szereg wyzwań dla PSE w kontekście Rynku mocy. Należą do nich m.in.:

kontynuacja procesów monitorowania zawartych umów mocowych,
obsługa transakcji zawieranych na rynku wtórnym, w tym realokacji obowiązku mocowego,
zastępowanie jednostek planowanych redukcji zapotrzebowania,
przeprowadzanie testów jednostek redukcji zapotrzebowania,
wdrożenie mechanizmów pozwalających na udział mocy zagranicznych w Rynku mocy
pobieranie opłaty mocowej,
integracja z systemami pozyskiwania danych pomiarowo-rozliczeniowych,
weryfikacja wykonania obowiązku mocowego,
wdrożenie modelu rozliczeń na Rynku mocy.

Wsparcie administracji rządowej w przygotowaniu rozwiązań prawnych dot. Operatora Informacji Rynku Energii

PSE aktywnie uczestniczą w pracach Zespołu do spraw wprowadzenia w Polsce inteligentnego opomiarowania, powołanego przy Ministrze Energii w październiku 2018 r. (działającego obecnie przy Ministrze Klimatu). Prace związane są z projektem nowelizacji ustawy Prawo energetyczne, przechodzącym proces legislacyjny. Wśród celów prac zdefiniowanych dla zespołu znajduje się przygotowanie założeń do projektów rozporządzeń w sprawie określenia szczegółowych warunków funkcjonowania systemu pomiarowego oraz określenia dodatkowych warunków funkcjonowania procesów detalicznego rynku energii. Z punktu widzenia PSE – wskazanych w projekcie nowelizacji jako odpowiedzialnych za utworzenie Operatora Informacji Rynku Energii (OIRE) i wdrożenie Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE) – istotne jest zaangażowanie spółki w prace zespołu dotyczące uzgodnienia wykazu funkcjonalności procesów rynku energii elektrycznej realizowanych za pośrednictwem CSIRE.

Oczekujemy, że za sprawą uruchomienia CSIRE szereg istotnych procesów detalicznego rynku energii elektrycznej, w których uczestniczą obecnie w szczególności podmioty zajmujące się sprzedażą i dostarczaniem energii elektrycznej oraz odbiorcy, zostanie uproszczonych i usprawnionych, a sama obsługa procesów będzie zestandaryzowana i oparta na ujednoliconych rozwiązaniach.

Opracowanie modelu procesów biznesowych detalicznego rynku energii elektrycznej na potrzeby Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii

Kontynuujemy w naszej spółce projekt, którego celem jest budowa i wdrożenie Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE) – scentralizowanego systemu pozyskiwania, gromadzenia, przetwarzania oraz udostępniania informacji rynku energii elektrycznej (w tym danych pomiarowych) oraz utworzenie w PSE Operatora Informacji Rynku Energii (OIRE). Zgodnie z projektowanymi przepisami prawa (nowelizacja ustawy Prawo energetyczne) PSE, pełniąc rolę OIRE, mają być odpowiedzialne za zarządzanie CSIRE, w tym w szczególności za wdrożenie, eksploatację oraz rozwój systemu teleinformatycznego. Nasze prace realizujemy z poszanowaniem i zapewnieniem równego traktowania interesów wszystkich stron zainteresowanych korzystaniem z CSIRE. Bierzemy pod uwagę opinie uczestników rynku, z którymi współpracujemy w ramach Zespołu działającego przy Ministrze Klimatu.

Realizując projekt OIRE, zmierzamy do osiągnięcia celów istotnych z punktu widzenia uczestników rynku energii elektrycznej w Polsce, w szczególności do zapewnienia skutecznej i bezpiecznej wymiany informacji w obszarze detalicznego rynku energii elektrycznej w sposób umożliwiający poszczególnym podmiotom rynkowym realizację ich praw i obowiązków ustawowych w tym zakresie.

Odbiorcy, za sprawą wdrożenia CSIRE, będą mogli korzystać z efektów usprawnionej obsługi zmiany sprzedawcy – dzięki zaangażowaniu CSIRE w proces rynkowy zmiana sprzedawcy będzie możliwa w czasie znacznie krótszym niż obecnie (docelowo nawet w 24 godziny). Ponadto odbiorcy uzyskają dostęp do swoich danych pomiarowych wspierających podejmowanie świadomych decyzji dotyczących sposobu korzystania z energii elektrycznej. Racjonalne decyzje odbiorców w zakresie zakupu energii elektrycznej przyczynią się do poprawy konkurencyjności na rynku i umożliwią dopasowanie zużycia energii do kosztów jej dostarczania wynikających m.in. ze zmienności generacji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.

Model procesów rynku wspierany przez CSIRE oraz powierzenie zarządzania tym systemem PSE (OIRE) – podmiotowi zewnętrznemu i niezależnemu wobec przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się obrotem lub dystrybucją energii elektrycznej – przyniesie dodatkowy efekt w postaci ograniczenia możliwości nierównego traktowania uczestników rynku. Jednolite zasady, zapewniające równy dostęp do informacji poszczególnym rodzajom uczestników rynku, zostaną wdrożone za sprawą standaryzacji i zasad dostępu do informacji rynku energii przetwarzanych w CSIRE.

Kontynuujemy prace nad optymalnym modelem wymiany informacji CSIRE, który jest niezbędny celem realizacji podstawowych procesów w zakresie dostarczania energii elektrycznej i korzystania z niej przez odbiorców końcowych na rynku detalicznym. Istotną, pozytywną zmianą dla uczestników rynku, w szczególności dla spółek obrotu, będzie ujednolicenie procesów oraz uproszczenie operacji w związku z funkcjonowaniem jednego miejsca na rynku, z którym będą oni prowadzić wymianę danych. Dotychczasowy model komunikacji „wielu do wielu” zostanie zastąpiony znacznie prostszym, przejrzystym modelem „jeden do wszystkich”.

Przewidujemy, że docelowo CSIRE zostanie zintegrowane z rynkiem bilansującym w obszarze przetwarzania danych pomiarowych, w szczególności na potrzeby rozliczeń, a także opracowywania analiz sieciowych i tworzenia sygnałów rynkowych.

Przeprowadzenie analiz finansowych oraz optymalizacyjnych możliwości korzystania z magazynów energii elektrycznej

W maju 2018 r. Komitet Inwestycyjny powołał projekt Budowa instalacji magazynowania energii. Celem projektu było zwiększenie elastyczności i bezpieczeństwa pracy krajowego systemu elektroenergetycznego. W ramach realizacji prac projektowych określono preferowany zakres mocy magazynu oraz zidentyfikowano potencjalne lokalizacje. Na kolejnym etapie prac przeprowadzone zostały analizy prawne możliwości posiadania oraz eksploatacji magazynu energii przez PSE. Wykonane analizy wykazały, że w obecnym systemie prawnym OSP może posiadać instalacje magazynowania energii tylko w przypadku, gdy instalacje te pracują wyłącznie na potrzeby systemowe, tzn. gdy magazyn realizuje funkcje niezbędne do prawidłowego i bezpiecznego działania systemu elektroenergetycznego. W przypadku realizowania przez magazyn funkcji rynkowych (prowadzenie arbitrażu cenowego przez podmioty trzecie) nasza spółka nie może być właścicielem i operatorem instalacji tego typu. Prawnie dopuszczane jest prowadzenie takiej działalności przez spółkę zależną typu SPV, należącą do Grupy PSE przy uwzględnieniu reguł wynikających z zasady unbundlingu (prawny zakaz łączenia działalności przesyłowej lub dystrybucyjnej energii elektrycznej z działalnością obrotową lub wytwarzania energii elektrycznej, m.in. w celu uniknięcia powstania szkodliwych dla końcowych odbiorców monopoli). W takim przypadku działalność magazynu musiałaby być dochodowa w stopniu umożliwiającym samodzielne utrzymanie się SPV, gdyż nie ma możliwości włączenia kosztów inwestycyjnych i operacyjnych do taryfy.

W celu wyboru optymalnego wariantu biznesowego, technologicznego oraz lokalizacyjnego planowanego magazynu energii przygotowano Studium Wykonalności budowy magazynu energii. Z uwagi na wyniki ekonomiczne Studium Wykonalności, a także na uwarunkowania prawne i otoczenie regulacyjne, Komitet Inwestycyjny podjął 20.09.2019 r. decyzję o zaprzestaniu realizacji projektu.

Przeprowadzenie analizy możliwości zastosowania heurystycznych algorytmów harmonogramowania wyłączeń elementów sieciowych w pracy produkcyjnej procesów planowania koordynacyjnego średnioterminowego

Zachodzące i planowane zmiany w otoczeniu oraz w procesach realizowanych przez PSE, a także wzrastające ryzyko niewystarczalności dotychczas stosowanych rozwiązań z punktu widzenia zmian w otoczeniu oraz wewnątrz PSE, wymagają opracowania i wdrożenia w naszej organizacji informatycznego systemu wsparcia dla realizowanych przez OSP procesów planowania koordynacyjnego.

Opracowanie docelowego wsparcia procesów planowania koordynacyjnego, w tym systemu wspomagającego podejmowanie decyzji w zakresie wyłączeń elementów sieciowych i źródeł wytwórczych skutkowało przeprowadzeniem analizy możliwości zastosowania heurystycznych algorytmów harmonogramowania wyłączeń elementów sieciowych w pracy produkcyjnej procesów planowania koordynacyjnego średnioterminowego. Na podstawie powyższej analizy opracowano koncepcję wsparcia zastosowania ww. algorytmów, które pozwolą na optymalizację kosztów pokrycia zapotrzebowania w systemie elektroenergetycznym w trakcie tworzenia oraz zatwierdzania harmonogramu wyłączeń elementów sieciowych. Uwzględnienie dodatkowych atrybutów zgłoszeń wyłączeń w procesie harmonogramowania, takich jak elastyczność (okna czasowe), koszt wyłączenia, koszt niezrealizowania wyłączenia, priorytet wyłączenia, gotowość czy zależności kolejnościowe pozwala na uwzględnienie większej liczby zgłoszonych potrzeb w planach wyłączeń.

GRI 103-1

Zatwierdzenie zaktualizowanego Planu Ciągłości Działania i aktualizacja Księgi Zarządzania Ciągłością Działania

Utrzymujemy i doskonalimy w naszej spółce System Zarządzania Ciągłością Działania zgodnie z normą PN-EN ISO 22301:2012.

Od września 2019 r. przyjęliśmy zmodyfikowaną Księgę Zarządzania Ciągłością Działania w PSE S.A. Procedura ta, będąc formalnym wypełnieniem Polityki Ciągłości Działania PSE, przede wszystkim wskazuje odpowiedzialnych za poszczególne elementy Systemu Zarządzania Ciągłością Działania, podkreśla rolę kierujących jednostkami oraz normuje system szkoleń, testowania i doskonalenia systemu.

Zaktualizowany w 2019 r. Plan Ciągłości Działania jest gwarancją utrzymania ciągłości procesów niezbędnych do zapewnienia bezpiecznej pracy krajowego systemu elektroenergetycznego oraz utrzymania infrastruktury krytycznej.

GRI 103-1

Rozwój usług IP DSR oraz kontraktacja mocy redukcyjnych

Zmiany zachodzące w sektorze elektroenergetycznym, w tym wzrost udziału źródeł odnawialnych w strukturze wytwarzania przy wzrastającym zużyciu energii elektrycznej w godzinach szczytowego zapotrzebowania, skutkują m.in. wzrastającym ryzykiem wystąpienia trudnej sytuacji bilansowej w KSE. Ta sytuacja wymaga wdrażania nowych narzędzi dostępnych dla OSP, w tym aktywizowania strony popytowej, tj. odbiorców energii elektrycznej. Służy temu m.in. usługa redukcji zapotrzebowania odbiorców na polecenie OSP – tzw. usługa DSR (ang. Demand Side Response, odpowiedź strony popytowej).

Od września 2016 r. do lipca 2017 r. opracowaliśmy i wdrożyliśmy nowe mechanizmy usług DSR, zwane Interwencyjnymi Programami DSR (IP DSR). Usługa IP DSR rozpoczęła proces aktywizacji strony popytowej na rynku energii elektrycznej według nowych zasad, dostosowanych do możliwości odbiorców i potrzeb KSE. Prowadzone prace przyniosły rezultaty w postaci zakontraktowania zwiększonych wolumenów mocy. Umowy o świadczenie usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP zawarte na okres 1.07.2017-30.06.2018 w Programie gwarantowanym obejmowały sumarycznie gwarantowany wolumen zdolności redukcji 361 MW w okresie letnim i 315 MW w okresie zimowym. Dodatkowy, niegwarantowany wolumen redukcji został pozyskany poprzez zawarcie odpowiednich umów w Programie bieżącym. Pierwsze umowy o świadczenie usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP zawarte na nowych zasadach weszły w życie 1 lipca 2017 r. i obowiązywały do końca czerwca 2018 roku.

W 2018 r. PSE rozstrzygnęły kolejny przetarg na zakup usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP w Programie bieżącym i w Programie gwarantowanym na okres od 1.07.2018 r. do 30.06.2019 roku. Suma pozyskanej mocy gwarantowanej, która może być zredukowana na polecenie OSP, wynosiła w okresie letnim od 362,5 do 534,5 MW (możliwość uzyskania 609,5 MW), a w okresie zimowym od 510 do 535 MW. Dodatkowy, niegwarantowany wolumen redukcji został pozyskany poprzez zawarcie 5 umów w Programie bieżącym.

W I półroczu 2019 r. PSE posiadały umowy zawarte w wyniku rozstrzygnięcia przetargów przeprowadzonych w 2018 r. na zakup usługi Redukcja zapotrzebowania na polecenie OSP – Program bieżący i Redukcja zapotrzebowania na polecenie OSP – Program gwarantowany.

W Programie gwarantowanym (płatność za gotowość i wykorzystanie) znalazło się:

6 umów w pakiecie zimowym na okres od 1.01.2019 r. do 31.03.2019 r. o wolumenie mocy gwarantowanej od 510 do 535 MW w poszczególnych godzinach,
10 umów w pakiecie letnim na okres od 1.04.2019 r. do 30.06.2019 r. o wolumenie mocy gwarantowanej od 362,5 MW do 534,5 MW w poszczególnych godzinach (z możliwością uzyskania maksymalnie 609,5 MW w wyniku przesuwania produktów elastycznych).

W Programie bieżącym (płatność za wykonanie) znalazło się 5 umów na okres od 1.01.2019 r. do 30.06.2019 roku.

PSE w celu pozyskania dodatkowego potencjału dostępnych mocy redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP na II kwartał 2019 r. przeprowadziły dodatkowe postępowanie przetargowe na zakup Usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP: Program gwarantowany, na okres od 1 kwietnia 2019 r. do 30 czerwca 2019 roku. Nasza spółka dokonała wyboru 2 ofert, w ramach których pozyskała dodatkowe 23,5 MW.

W 2018 r. w PSE wdrożona została nowa interwencyjna usługa DSR – Program bieżący uproszczony (DSR PBU). Koncepcja DSR PBU bazuje na rozwiązaniach wypracowanych w ramach Programu bieżącego, jednak jego formuła jest mniej skomplikowana i bardziej przystępna dla wykonawców (jedna metoda wyznaczenia profilu bazowego, brak kar za niewykonanie usługi, powszechna certyfikacja techniczna obiektów redukcji oraz parametr lokalizacyjny – możliwość użycia usługi w podziale na obszary). W dniu 4 marca 2019 r. PSE rozstrzygnęły postępowanie na zakup usługi DSR PBU. Przyjęte zostały wszystkie poprawnie złożone oferty. Usługa DSR PBU pozyskana była na okres od 1 kwietnia 2019 r. do 31 grudnia 2019 r. od 5 wykonawców.

PSE, po uzgodnieniu z OSD, wprowadziły do Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (dalej: IRiESP) obowiązek nałożony na operatorów sieci elektroenergetycznych dotyczący certyfikacji obiektów redukcji bez wniosku. W 2019 r. OSD i OSP, zgodnie z postanowieniami IRiESP, przeprowadzili certyfikację (w trybie podstawowym) odbiorców podlegających ograniczeniom w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej. Proces ten przeprowadzono w sposób optymalny z punktu widzenia OSD i OSP (nie zarejestrowano komplikacji w przebiegu procesu). Masowa certyfikacja w trybie podstawowym ułatwiła odbiorcom udział w świadczeniu usługi DSR, w szczególności w ramach działalności prowadzonej przez tzw. agregatorów. Dodatkowo, przeprowadzona na szeroką skalę akcja informacyjna, przyczyniła się do poszerzenia świadomości odbiorców w zakresie możliwości uczestniczenia w Programach DSR oferowanych przez OSP.

W lutym 2019 r. PSE ogłosiły trzy postępowania publiczne w trybie przetargów nieograniczonych na świadczenie Usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP, w ramach odpowiednio: Programu bieżącego oraz Programów gwarantowanych: PG II (wydzielone obszary) i PG III (kraj).

Rozwijając programy DSR – w kierunku rozszerzania funkcjonalności przy jednoczesnym zwiększeniu efektywności – wprowadzono parametr lokalizacyjny, umożliwiający aktywowanie usługi DSR w Programie gwarantowanym i bieżącym na wydzielonym obszarze zdefiniowanym jako zbiór stacji elektroenergetycznych. Powyższa funkcjonalność została w 2019 r. wprowadzona także do warunków świadczenia usługi w ramach Programu bieżącego uproszczonego.

Postępowanie na zakup usługi DSR w ramach PG II podzielono na 6 pakietów odpowiadających wydzielonym obszarom (Poznań, PAK, Łódź, Lublin-Zamość, Zielona Góra, Kraków), do których przypisano planowane do zakupienia wolumeny mocy dyspozycyjnej w pakietach letnim i zimowym.

Postępowanie na zakup usługi DSR w ramach PG III, obejmującej kraj z wyłączeniem 6 obszarów zdefiniowanych w PGII podzielono na pakiety letni i zimowy. W ramach PG III PSE planowały zakupić wolumen redukcji odpowiednio: 640 MW dla pakietu letniego i 400 MW dla pakietu zimowego.

Pakiety letnie Programu gwarantowanego II i III dotyczą okresu świadczenia usługi od 1.07.2019 r. do 30.09.2019 r., a zimowe – od 1.10.2019 r. do 31 grudnia 2019 roku. Program bieżący dotyczy okresu od 1 lipca 2019 r. do 31 grudnia 2019 roku.

W dniu 10 maja 2019 r. PSE rozstrzygnęły postępowanie na zakup usługi DSR Program bieżący. Usługa DSR Program bieżący świadczona była w okresie od 1 lipca do 31 grudnia 2019 r. przez 4 wykonawców.

W dniu 23 maja 2019 r. PSE rozstrzygnęły postępowanie na zakup usługi DSR Program gwarantowany II (tj. obszary wydzielone wg potrzeb KSE). Usługa była świadczona od 1 lipca do 31 grudnia 2019 roku. W sezonie letnim sumaryczna moc gwarantowana wynosiła 7,8 MW, natomiast w zimowym 15,8 MW.

W dniu 31 maja 2019 r. PSE rozstrzygnęły postępowanie na zakup usługi DSR Program gwarantowany III (tj. kraj z wyłączeniem obszarów wydzielonych w PG II). Usługa była świadczona od 1 lipca do 31 grudnia 2019 roku. W sezonie letnim sumaryczna moc gwarantowana wynosiła od 588,2 do 707,6 MW, natomiast w zimowym – 427 MW.

W lipcu 2019 r. PSE ogłosiły cztery postępowania publiczne w trybie przetargów nieograniczonych na świadczenie Usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP, w ramach odpowiednio: Programu bieżącego uproszczonego, Programu bieżącego oraz Programów gwarantowanych: PG IV (wydzielone obszary) i PG V (kraj) na rok 2020 r.:

PG V Pakiet nr 1L (KSE z wyłączeniem 5 obszarów z PG IV Obszary) – okres świadczenia usługi od 1.04 do 30.09.2020 r. – oczekiwana moc 715 MW, przetarg rozstrzygnięto 17.12.2019 r., pozyskano od 683,7 do 764,5 MW mocy gwarantowanej;
PG V Pakiet nr 1Z (obejmujący całe KSE) – okres świadczenia usługi od 1.02 do 31.03.2020 r. oraz od 1.10 do 30.11.2020 r. – oczekiwana moc 600 MW, przetarg rozstrzygnięto 17.12.2019 r., pozyskano 612 MW mocy gwarantowanej;
PG IV obejmujący pakiety 2L÷6L, tj. 5 pakietów odpowiadających wydzielonym obszarom (Poznań, PAK, Łódź, Lublin-Zamość, Zielona Góra), – okres świadczenia usługi od 1.04 do 30.09.2020 r. – przetarg rozstrzygnięto 25.10.2019 r., pozyskano 25,5 MW mocy gwarantowanej;
PB z okresem świadczenia usługi od 1.01 do 31.12 2020 r. Przetarg rozstrzygnięto 26.09.2019 r., usługę będą świadczyć cztery firmy: Enspirion Sp. z o.o., Enel X Polska Sp. z o.o., Tauron Polska Energia S.A. oraz Lerta Sp. z o.o.;
PBU z okresem świadczenia usługi od 1.01 do 31.12 2020 r. Przetarg rozstrzygnięto 26.09.2019 r., usługę będą świadczyć cztery firmy: Enspirion Sp. z o.o., Enel X Polska Sp. z o.o., Tauron Polska Energia S.A. oraz Lerta Sp. z o.o.

GRI 103-1

Opracowanie i uruchomienie nowych funkcjonalności systemu IP-DSR

Trwa ciągły rozwój systemów wpierających obsługę usługi DSR w Programie gwarantowanym i bieżącym, mający na celu wdrożenie nowych funkcjonalności do koncepcji realizacji usług. Dodatkowo, dla potrzeb uruchomienia nowego Programu bieżącego uproszczonego oraz nowej funkcjonalności (parametr lokalizacyjny), zmodyfikowano systemy informatyczne. Wdrażanie zmian do systemu odbywa się etapowo.

Rozwój usługi DSR

Zespół ekspertów PSE prowadzi prace nad rozwojem usługi DSR poprzez modyfikację koncepcji i zasad funkcjonowania Interwencyjnych Programów DSR. Zmiany zasad programów – zarówno gwarantowanego (z płatnością za gotowość i wykonanie), jak i bieżącego oraz bieżącego uproszczonego (z płatnością za wykonanie) – opracowane w oparciu o zgromadzone doświadczenia pozwolą na maksymalne wykorzystanie potencjału redukcyjnego odbiorców. Jedną z podstawowych modyfikacji opracowanych w 2019 r. w programach gwarantowanym i bieżącym jest parametr lokalizacyjny, czyli możliwość użycia usługi w zdefiniowanych obszarach.

Prowadzenie prac koncepcyjnych w procesie projektowania nowych zasad funkcjonowania rynku bilansującego

Zmieniające się dynamicznie warunki działania sektora elektroenergetyki, które wynikają zarówno z nowych regulacji unijnych w obszarze funkcjonowania rynku energii elektrycznej i usług systemowych, jak i z rosnącego udziału nowych technologii w obszarze wytwarzania energii elektrycznej, powodują konieczność modyfikacji zasad funkcjonowania rynku bilansującego. Rozwój energetyki odnawialnej, magazynów energii oraz aktywnej strony popytowej istotnie wpływają na warunki bilansowania energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym. Nowe zasoby rynku energii elektrycznej stanowią istotny, do tej pory niewykorzystany potencjał efektywnego bilansowania KSE. Elektrownie konwencjonalne w okresie transformacji elektroenergetyki wciąż pozostają składnikiem krajowych zasobów wytwórczych niezbędnym dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, choć przypadający na nie udział w pokryciu zapotrzebowania na energię elektryczną w coraz większym zakresie kształtowany będzie przez źródła o charakterystyce pracy zależnej od zmiennych warunków pogodowych, zwiększając zapotrzebowanie na elastyczność konwencjonalnych źródeł wytwórczych w systemie.

Zdolność do elastycznej pracy musi stać się atutem uczestników rynku bilansującego. Bodźcem do jej rozwoju oraz do efektywnego zarządzania dynamicznym środowiskiem jest mechanizm kształtowania cen energii elektrycznej, który poprawnie odzwierciedli w cenach koszty dostawy energii elektrycznej, w tym koszty uruchamiania źródeł konwencjonalnych oraz zapewnienia rezerw mocy.

Nowa Koncepcja funkcjonowania Rynku Bilansującego, opracowana i zaprezentowana przez PSE uczestnikom rynku uwzględnia wskazane powyżej przesłanki zmian oraz zapewnia dostosowanie przyjętych rozwiązań do postanowień wynikających m.in. z pakietu Czysta energia dla wszystkich Europejczyków oraz Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania (EBGL). Celem koncepcji jest realizacja zobowiązań złożonych przez Polskę w procesie notyfikacji Komisji Europejskiej wdrożenia Rynku mocy w Polsce. Zobowiązania te są odnotowane w pkt. 16 decyzji notyfikacyjnej KE (nr SA. 46100 z 7 lutego 2018 r.).

Oczekiwane korzyści z wdrożenia zmian przedstawionych w Koncepcji to zwiększenie efektywności działania polskiego sektora elektroenergetycznego poprzez:

oparte na mechanizmach rynkowych pozyskiwanie energii bilansującej oraz mocy bilansującej;
integrację krajowego rynku bilansującego z europejskimi platformami wymiany energii bilansującej;
tworzenie sygnałów cenowych odzwierciedlających sytuację bilansową w KSE i dających podstawy do podejmowania poprawnych – z punktu widzenia efektywności całego sektora - decyzji modernizacyjnych.

Doskonalenie zintegrowanego systemu zarządzania środowiskowego oraz bezpieczeństwem i higieną pracy

W ramach działań związanych z utrzymaniem i rozwojem zintegrowanego systemu zarządzania środowiskowego oraz system zarządzania bezpieczeństwem i higieną pracy w 2019 r. opracowane zostały nowe cele na lata 2019-2021. Dotyczą one w szczególności poprawy stanu BHP, ochrony pożarowej oraz poszanowania środowiska naturalnego (m.in. poprzez zgłaszanie obserwacji środowiska pracy, szkolenia i innych akcje edukacyjne), zapobiegania wypadkom oraz podnoszenia kompetencji pracowników w zakresie udzielania pierwszej pomocy przedmedycznej. Inne cele związane były z ograniczaniem negatywnego wpływu na środowisko, np. poprzez rozwijanie i modernizację infrastruktury sieciowej przy zastosowaniu nowoczesnych rozwiązań technologicznych oraz zmniejszanie prawdopodobieństwa zaistnienia szkody środowiskowej związanej z wyciekiem substancji niebezpiecznej. Status realizacji celów został przedstawiony Zarządowi PSE podczas przeglądu wyników funkcjonowania zintegrowanego systemu. Cele zostały wykonane w 90 proc. (włączając zadania w trakcie realizacji). W maju 2020 r. cele zintegrowanego systemu zostały przez spółkę zaktualizowane ze względu na pandemię koronawirusa i ograniczenia w organizacji imprez.

W 2019 r. przeprowadzono przegląd Polityki zintegrowanego systemu zarządzania środowiskowego oraz bezpieczeństwem i higieną pracy, a także aspektów środowiskowych. Wdrożono działania dostosowujące zintegrowany system w dziedzinie BHP do wymagań normy PN-ISO 45001 – nowo opublikowanej normy międzynarodowej z 2018 roku. Działania te obejmowały aktualizację dokumentacji wewnętrznej oraz szkolenia z zakresu zmienionych wymagań dla szerokiego grona pracowników.