Wpływ na gospodarkę i rynek

Nasza podstawowa działalności oraz dodatkowe przedsięwzięcia generują pozytywne impulsy w polskiej gospodarce. Mamy istotny wkład w tworzenie wartości dodanej, miejsc pracy, dochodów ludności oraz w rozwój regionu.

Wpływ na gospodarkę i rynek

Stabilna praca krajowego systemu elektroenergetycznego

Jesteśmy gwarantem bezpieczeństwa i stabilności krajowego systemu elektroenergetycznego – dzisiaj i w przyszłości. Dbamy o bezpieczeństwo przyszłych pokoleń.

Mając świadomość stanu krajowej infrastruktury oraz wyzwań i trendów, które wpływają na rozwój systemu, realizujemy prace inwestycyjne i modernizacyjne, aby zapewnić jego stabilność i bezpieczeństwo.

Nasze działania pozwalają usprawniać działanie KSE i optymalizować koszty energii ponoszone przez odbiorców.

Prowadzimy biznes lokalnie, dokonując zakupów od lokalnych polskich dostawców, dzięki czemu wpływamy pozytywnie na rozwój polskiej gospodarki.

Poprzez świadczone usługi PSE wspierają rozwój przemysłu w Polsce – tworzą infrastrukturę i dają zaplecze do rozwoju biznesu.

46 799 MW
Moc zainstalowana w KSE w 2019 roku.
46 991 MW
Moc osiągalna w KSE w 2019 roku.
26 504 MW
Maksymalne zapotrzebowanie na moc w KSE w 2019 roku.
158 767 GWh
Krajowa produkcja energii elektrycznej brutto w 2019 r., co stanowi minimalny spadek o 3,9 proc. w porównaniu z rokiem 2018.
169 391 GWh
Krajowe zużycie energii elektrycznej w 2019 r., co stanowi minimalny spadek o 0,9 proc.
w porównaniu z rokiem 2018.
141 297,33 GWh
całkowite zużycie energii w 2019 r. przez odbiorców końcowych przyłączonych do KSE.
97 228,13 GWh
Ilość energii elektrycznej dostarczonej z sieci przesyłowej do krajowych odbiorców usług przesyłania w 2019 roku.
99,99 proc.
wskaźnik ciągłości dostaw energii elektrycznej w 2019 roku. Poziom wskaźnika potwierdza pewność zasilania wszystkich naszych odbiorców usług przesyłania.

601,26 MWh
ENS (wskaźnik energii niedostarczonej przez system).
111,50 minut
AIT (wskaźnik średniego czasu trwania przerwy w systemie). Niskie poziomy obu wskaźników w 2019 r. świadczą o wysokim poziomie niezawodności pracy systemu przesyłowego oraz pewności zasilania odbiorców przyłączonych do naszej sieci.
1,38 proc.
Wskaźnik strat w sieci przesyłowej. W 2019 r. był najniższy w historii.
99,77 proc.
Wskaźnik dyspozycyjności urządzeń przesyłowych (DYSU) w 2019 roku. Osiągnął wysoką wartość przy wartości referencyjnej ≥ 97,5 proc.
1,5 mld zł
Nakłady inwestycyjne poniesione w 2019 roku.
164
Liczba projektów inwestycyjnych w obszarze infrastruktury sieciowej realizowanych w 2019 roku.
14 mld zł
Nakłady inwestycyjne planowane na lata
2021-2030 wg PRSP.

Zarządzanie systemem elektroenergetycznym w Polsce

Zapewnienie powszechnego dostępu do energii elektrycznej wymaga sprawnie działającego układu umożliwiającego jej bezproblemowe wytwarzanie, przetwarzanie, przesyłanie i rozdział. Wszystkie urządzenia podłączone do tego układu, wraz z instalacjami odbiorców, tworzą krajowy system elektroenergetyczny.

System elektroenergetyczny należy do szczególnego rodzaju infrastruktury krytycznej, gdyż stanowi o bezpieczeństwie społeczeństwa, gospodarki i państwa. System ten jest sterowany centralnie. Za pracę polskiego systemu elektroenergetycznego odpowiada Krajowa Dyspozycja Mocy, tzw. służba dyspozytorska PSE.

Jak działa system elektroenergetyczny?

GRI 103-1

Krajowy system elektroenergetyczny (KSE) tworzą trzy podsystemy odpowiadające za poszczególne zadania.

Wytwarzanie energii elektrycznej ─ produkcja energii przez źródła wytwarzania, którymi w systemie elektroenergetycznym są elektrownie, elektrociepłownie i źródła rozproszone.
Przesyłanie energii elektrycznej ─ odbywa się siecią przesyłową w celu dostarczania energii do sieci dystrybucyjnych lub odbiorcom przyłączonym do sieci przesyłowej. Przesyłanie energii elektrycznej realizowane jest przez operatora systemu przesyłowego, którego funkcje wypełniają PSE.
Dystrybucja energii elektrycznej ─ dostarczanie energii sieciami dystrybucyjnymi do odbiorców instytucjonalnych i indywidualnych przyłączonych do tej sieci. Dystrybucja energii realizowana jest przez operatorów systemu dystrybucyjnego.

Połączenia transgraniczne

Krajowy System Przesyłowy pracuje:

synchronicznie z systemami krajów Europy kontynentalnej ENTSO-E (dawniej UCTE),
z wydzielonymi blokami wytwórczymi elektrowni Dobrotwór w systemie ukraińskim,
niesynchroniczne z systemem szwedzkim poprzez kabel podmorski prądu stałego,
niesynchroniczne z systemem litewskim poprzez wstawkę prądu stałego.

Połączenia synchroniczne

Granica zachodnia (Polska-Niemcy)

2-torowa linia 400 kV Krajnik-Vierraden – linia pracuje w układzie przejściowym (1 tor linii oraz dwa przesuwniki fazowe po stronie niemieckiej połączone szeregowo),
2-torowa linia 400 kV Mikułowa-Hagenwerder – z przesuwnikiem fazowym w Mikułowej.

Granica południowa (Polska-Czechy)

2-torowa linia 400 kV Wielopole/Dobrzeń-Nosovice/Albrechtice,
2-torowa linia 220 kV Kopanina/Bujaków-Liskovec.

Granica południowa (Polska-Słowacja)

2-torowa linia 400 kV Krosno Iskrzynia-Lemešany.

Połączenia niesynchroniczne

Granica północna (Polska-Szwecja)

Linia kablowa DC 450 kV Słupsk Wierzbięcino-Storno o zdolności przesyłowej wynoszącej 600 MW.

Granica wschodnia (Polska-Litwa)

2-torowa linia 400 kV współpracująca z systemem litewskim poprzez wstawkę prądu stałego o zdolności przesyłowej wynoszącej 500 MW.

Pozostałe połączenia

Granica wschodnia (Polska-Ukraina)

1-torowa linia 220 kV Zamość-Dobrotwór współpracująca z wydzielonymi po stronie ukraińskiej jednostkami wytwórczymi (połączenie umożliwia wyłącznie import energii do Polski),
1-torowa linia 750 kV Rzeszów-Chmielnicka – wyłączona.

Szwecja

Granica północna (Polska-Szwecja)

Linia kablowa DC 450 kV Słupsk Wierzbięcino-Storno o zdolności przesyłowej wynoszącej 600 MW.

Niemcy

Granica zachodnia (Polska-Niemcy)

2-torowa linia 400 kV Krajnik-Vierraden – linia pracuje w układzie przejściowym (1 tor linii oraz dwa przesuwniki fazowe po stronie niemieckiej połączone szeregowo),

2-torowa linia 400 kV Mikułowa-Hagenwerder – z przesuwnikiem fazowym w Mikułowej.

Czechy

Granica południowa (Polska-Czechy)

2-torowa linia 400 kV Wielopole/Dobrzeń-Nosovice/Albrechtice,

2-torowa linia 220 kV Kopanina/Bujaków-Liskovec.

Słowacja

Granica południowa (Polska-Słowacja)

2-torowa linia 400 kV Krosno Iskrzynia-Lemesany.

Ukraina

Granica wschodnia (Polska-Ukraina)

1-torowa linia 220 kV Zamość-Dobrotwór współpracująca z wydzielonymi po stronie ukraińskiej jednostkami wytwórczymi (połączenie umożliwia wyłącznie import energii do Polski),

1-torowa linia 750 kV Rzeszów-Chmielnicka – wyłączona.

Litwa

Granica wschodnia (Polska-Litwa)

2-torowa linia 400 kV współpracująca z systemem litewskim poprzez wstawkę prądu stałego o zdolności przesyłowej wynoszącej 500 MW.

Rosja

Białoruś

750kV

450 kV DC

400kV

220kV

Wstawka stałoprądowa

Przesuwnik fazowy

Przełączenie linii z 220 na 400 kV

Połączenie transgraniczne w modernizacji

Linia promieniowa

Rys. Połączenia transgraniczne

GRI 103-2

Zarządzanie systemem przesyłowym w KSE

Prowadzenie ruchu w sieci przesyłowej uwzględnia potrzeby odbiorców energii elektrycznej w skali całego kraju.

Bieżące bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznej zapewniają działające w układzie hierarchicznym służby dyspozytorskie OSP i OSD oraz służby ruchowe wytwórców i odbiorców.

W krajowym systemie elektroenergetycznym obowiązuje następująca hierarchia służb dyspozytorskich:

Krajowa Dyspozycja Mocy (KDM) – kieruje pracą sieci przesyłowej 750, 400, 220 kV, a także wybranymi liniami 110 kV o znaczeniu systemowym,
Obszarowa Dyspozycja Mocy (ODM) – kieruje pracą sieci przesyłowej i operacjami łączeniowymi sieci przesyłowej 750, 400, 220 i 110 kV,
Centralne Dyspozycje Mocy, Oddziałowe Centra Dyspozytorskie (CDM, OCD) – kierują pracą sieci dystrybucyjnej 110 kV oraz operacjami łączeniowymi w sieci dystrybucyjnej o napięciu 110 kV i niższym.

Służby dyspozytorskie OSP współpracują bezpośrednio ze służbami dyspozytorskimi OSD (Centralne Dyspozycje Mocy, Oddziałowe Centra Dyspozytorskie) oraz służbami ruchowymi przedsiębiorstw zajmujących się wytwarzaniem energii elektrycznej (Dyżurny Inżynier Ruchu Elektrowni – DIRE). Współpraca jest prowadzona zgodnie z Instrukcją Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.

Rys. Organizacja służb dyspozytorskich w kraju

Współdziałanie OSP z operatorami systemów przesyłowych krajów sąsiednich w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego odbywa się zgodnie z zasadami opisanymi w kodeksach sieciowych ENTSO-E/UCTE oraz warunkami określonymi w umowach dwustronnych.

Bilansowanie zapotrzebowania mocy w systemie elektroenergetycznym

GRI 103-2

Rozwój gospodarczy kraju wiąże się ze wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną. Wpływa to na konieczność dysponowania odpowiednimi zdolnościami wytwórczymi oraz przesyłowymi zapewniającymi bezpieczeństwo dostaw.

W celu zapewnienia zdolności wytwórczych niezbędnych do pokrycia zapotrzebowania jako operator systemu przesyłowego realizujemy proces planowania koordynacyjnego dla różnych horyzontów czasowych. Proces ten obejmuje plany koordynacyjne: roczne, miesięczne oraz dobowe.

Harmonogram działań związanych z opracowaniem planów oraz zakres prognozowanych i publikowanych danych określa Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.

Plany koordynacyjne mają pozwolić na dotrzymanie wymaganych w założonym okresie poziomów nadwyżek mocy dostępnej ponad prognozowane zapotrzebowanie. Jest to osiągalne poprzez koordynację planów remontów jednostek wytwórczych i wyłączeń elementów sieci zamkniętej, uwzględniającą ograniczenia elektrowni i sieci oraz planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej.

Aby zapewnić ciągłość dostaw energii i zbilansować system nawet w niekorzystnych warunkach, w okresach największego zapotrzebowania na energię elektryczną korzystamy z:

dostępnej mocy w jednostkach wytwórczych, niebędących jednostkami centralnie dysponowanymi,
dodatkowych mocy w elektrowniach w przeciążeniu, czyli z mocą wyższą niż nominalna (w ramach usług systemowych),
interwencyjnych dostaw mocy z elektrowni szczytowo-pompowych, które w okresie krótkim (2-4 godziny) pozwalają na bilansowanie zapotrzebowania na moc (w ramach usług systemowych),
dyspozytorskiej wymiany energii z sąsiednimi OSP,
interwencyjnej rezerwy zimnej,
usługi redukcji zapotrzebowania odbiorców na polecenie OSP, czyli usługi DSR (z ang. Demand Side Response).

Działania na rzecz niezawodnej pracy systemu przesyłowego

GRI 103-2 GRI 103-3

W celu zapewnienia bezpiecznej i ekonomicznej pracy systemu, w szczególności zapewnienia wymaganych parametrów niezawodnościowo-jakościowych pracy systemu elektroenergetycznego, PSE dokonują zakupu usług systemowych.

Usługi systemowe:

Regulacyjne usługi systemowe (RUS):
- operacyjna rezerwa mocy,
- udział w regulacji pierwotnej,
- udział w regulacji wtórnej,
- praca z zaniżeniem lub z przeciążeniem,
- udział w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej.
Usługa uruchamiania Jednostek Wytwórczych (dalej: „usługa uruchamiania”).
Regulacyjne usługi systemowe w zakresie rezerwy interwencyjnej:
- praca interwencyjna,
- interwencyjna rezerwa zimna,
- redukcja zapotrzebowania na polecenie OSP.

Usługa dyspozycyjności jednostek wytwórczych nJWCD (usługa GWS).
Usługa odbudowy krajowego systemu elektroenergetycznego.

Regulacyjne usługi systemowe oraz usługa uruchamiania jednostek wytwórczych

Są świadczone przez jednostki pozostające w dyspozycji operatora systemu przesyłowego. OSP zawierają porozumienia ws. świadczenia RUS oraz usługi uruchamiania ze wszystkimi wytwórcami posiadającymi Jednostki Wytwórcze Centralnie Dysponowane. W 2019 r. PSE posiadały łącznie 10 porozumień ws. świadczenia RUS, w tym świadczenia usługi uruchamiania.

Regulacyjne usługi systemowe w zakresie rezerwy interwencyjnej

Aktywowane są na polecenie OSP i służą do interwencyjnego równoważenia bilansu mocy w całym KSE lub – ze względu na warunki pracy sieci – w jego wybranych obszarach w celu zapewnienia bezpieczeństwa funkcjonowania KSE.

W 2019 r. PSE zawarły łącznie 2 umowy o świadczenie usługi pracy interwencyjnej, 2 umowy o świadczenie usługi interwencyjnej rezerwy zimnej oraz 48 umów o świadczenie usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP.

Usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych nJWCD

Są jednym z narzędzi OSP niezbędnych dla zapewnienia bezpiecznej pracy KSE oraz wielkości generacji mocy czynnej oraz mocy biernej w poszczególnych „miejscach sieci” (węzły lub obszary skupiające określone węzły). W 2019 r. PSE posiadały umowy o świadczenie usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych z 7 wytwórcami.

Usługi odbudowy krajowego systemu elektroenergetycznego

Polegają na zapewnieniu gotowości do uruchomienia elektrowni bez zasilania z zewnątrz i trwałej pracy w układzie wydzielonym oraz gotowości do realizacji poleceń OSP w zakresie uruchamiania kolejnych elektrowni i zwiększania układu wydzielonego. Usługi te nabywane są przez OSP na wypadek dużej awarii systemowej skutkującej zanikiem zasilania w całym KSE lub w jego znacznej części. W 2019 r. PSE posiadały umowy o świadczenie usługi odbudowy KSE z 4 wytwórcami.

Kluczowe wskaźniki niezawodności pracy systemu

GRI 103-3

Wskaźniki niezawodności pracy systemu

Wskaźniki charakteryzujące ciągłość zasilania i czas trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej – ENS i AIT – skalkulowano dla grupy miejsc dostarczania, do której zalicza się odbiorców końcowych oraz operatorów systemu dystrybucyjnego posiadających jedno miejsce dostarczania z sieci przesyłowej. Wyłączenie miejsca dostarczania tych odbiorców skutkuje przerwą w realizacji dostaw energii z sieci przesyłowej.

Dla określenia niezawodności pracy sieci, zgodnie z obowiązującymi regulacjami prawnymi, kalkulowane są wskaźniki ENS i AIT dla wyłączeń awaryjnych.

Wskaźnik własny ENS Wskaźnik własny AIT

Wskaźniki ENS, AIT dla wyłączeń awaryjnych*

Jednostka

ENS

MWh

AIT

minuty

439,34

0,00

125,22

0,00

81,47

0,00

20,72

0,00

* Przedstawione w tabeli wartości wskaźników ENS i AIT zostały skalkulowane dla przerw nieplanowanych (awaryjnych) i nie obejmują przerw planowanych.

W 2019 r. odnotowano 1 przerwę awaryjną skutkującą brakiem zasilania odbiorcy. Przerwa trwała ok. 36 godzin i spowodowana była samoczynnym wyłączeniem linii 110 kV, z której zasilany był odbiorca pobierający energię z sieci przesyłowej. Bezpośrednią przyczyną przerwy było doziemienie, spowodowane zbliżeniem drzewa na odcinku przebiegu linii.

W 2018 r. nie odnotowano zdarzeń skutkujących awaryjnymi przerwami w dostawach energii do odbiorców w miejscach dostarczania z sieci przesyłowej określonych jak wyżej.

W 2017 r. wystąpiła 1 przerwa awaryjna, która skutkowała ok. 3-godzinną przerwą w dostawie energii do jednego z odbiorców zasilanych z sieci przesyłowej. Przerwa była spowodowana awaryjnym, manualnym wyłączeniem linii zasilających. Przyczyną wyłączenia zasilania odbiorcy było wejście postronnej osoby na słup linii 220 kV. Wyłączenie pozostałych urządzeń, linii oraz transformatorów powiązanych z miejscem zdarzenia podyktowane było względami bezpieczeństwa.

Niskie poziomy wskaźników ENS i AIT świadczą o wysokim poziomie niezawodności pracy sieci przesyłowej, którą zarządzają PSE, a także o pewności zasilania odbiorców przyłączonych do tej sieci.

Wskaźnik własny ENS Wskaźnik własny AIT

Wskaźniki ENS, AIT dla wszystkich wyłączeń (planowanych i awaryjnych)*

Jednostka

ENS

MWh

AIT

minuty

601,26

264,24

671,64

425,10

111,50

45,77

111,15

84,44

* Przedstawione w tabeli wartości wskaźników ENS i AIT zostały obliczone dla przerw awaryjnych oraz planowanych, wynikających z realizowania planowych niezbędnych prac remontowo-eksploatacyjnych elementów sieci przesyłowej zasilających odbiorców.

Utrzymywanie się wartości wskaźników ENS i AIT stale na niskim poziomie wpływa pozytywnie na zaufanie odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej. Ograniczenie liczby i długości planowanych przerw w dostawach energii elektrycznej do odbiorców jest zasługą m.in. wdrożenia systemu optymalizacji harmonogramu prac remontowo-eksploatacyjnych elementów sieci przesyłowej zasilających odbiorców. Wyłączenia planowane PSE realizują w terminach uzgadnianych z odbiorcami – przeważnie w okresach braku poboru energii deklarowanego przez odbiorców. Dzięki temu w okresach wyłączeń odbiorcy dostosowują swoje zapotrzebowanie lub korzystają z innych metod zaopatrzenia w energię elektryczną, np. z sieci OSD.

Wskaźnik własny

Wskaźnik ciągłości dostaw energii elektrycznej

Dla określenia ciągłości dostaw energii elektrycznej kalkulowany jest tzw. wskaźnik WCD .

Utrzymanie wskaźników ciągłości dostaw na wysokim poziomie jest efektem realizowanej przez OSP polityki eksploatacyjno-remontowej majątku przesyłowego.

Ilość energii elektrycznej niedostarczonej do odbiorców usług przesyłania w ciągu roku została wyznaczona z uwzględnieniem zarówno planowych, jak i nieplanowych przerw w dostawach energii do odbiorców. Wykorzystany w kalkulacji wskaźnik całkowitej ilości energii elektrycznej dostarczonej z sieci przesyłowej w ciągu roku stanowi wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci przesyłowej we wszystkich miejscach dostarczania przez odbiorców końcowych i operatorów systemu dystrybucyjnego przyłączonych do sieci przesyłowej.

Wartości wskaźnika WCD w latach 2016-2019 zamieszczono w poniższej tabeli.

Wskaźnik ciągłości dostaw energii elektrycznej*

2019

2018

2017

2016

Wskaźnik ciągłości dostaw
energii elektrycznej (w %)

99,9994

99,9997

99,9993

99,9995

* Wskaźnik ciągłości dostaw określa pewność zasilania wszystkich odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej.

Utrzymanie wskaźników ciągłości dostaw na wysokim poziomie jest efektem realizowanej przez OSP polityki eksploatacyjno-remontowej majątku przesyłowego.

GRI 103-2 GRI 103-3

Działania podejmowane przez PSE w celu utrzymania ciągłości dostaw energii elektrycznej do odbiorców:

Opracowanie planów koordynacyjnych pracy sieci w horyzoncie długo- i krótkookresowym. Harmonogramy prac zarówno eksploatacyjnych, jak i remontowych elementów sieciowych oraz jednostek wytwórczych są zaplanowane w sposób umożliwiający dotrzymanie wymaganych w założonym okresie poziomów nadwyżek mocy dostępnej ponad prognozowane zapotrzebowanie oraz zapewnienie wymaganych kryteriów bezpiecznej pracy sieci, w tym kryterium niezawodnościowego (n-1);
Opracowanie i wdrożenie jednolitego modelu eksploatacji, pozwalającego w sposób cykliczny, ustandaryzowany i mierzalny oceniać stan techniczny urządzeń oraz środowiska ich pracy. Dzięki tym działaniom najbardziej wyeksploatowane i najstarsze elementy majątku sieciowego – potencjalne źródło stanów awaryjnych i zakłóceniowych – są prewencyjnie wymieniane;
Realizacja programu rozwoju służb eksploatacyjnych. Pozwala na stałe podnoszenie kompetencji własnych służb eksploatacyjnych, w tym wykonujących prace w terenie;
Podejmowanie działań inwestycyjnych. Optymalizuje obciążenie linii przesyłowych i eliminuje stany przeciążeniowe elementów systemu przesyłowego;
Systematyczna standaryzacja wyposażenia sieci i tworzenie bazy magazynowej. Pozwala na szybkie i optymalne finansowo dokonywanie niezbędnych wymian;
Bliska współpraca i dokonywanie uzgodnień z odbiorcami usług przesyłania na każdym etapie, tj. od planowania do realizacji.

Straty energii elektrycznej w procesie przesyłania

GRI EU12

Straty energii elektrycznej w procesie przesyłu, z wyszczególnieniem przyczyn strat

2019

2018

2017

2016

Straty techniczne w MWh

1 476 221

1 611 270

1 669 042

1 684 995

Straty nietechniczne w MWh
(np. nielegalny pobór energii elektrycznej)

0

Straty w przesyle jako procent
całkowitej wprowadzonej energii do systemu w %
(oficjalne dane G.10.7)*

1,38

1,48

1,60

1,62

* Wartość nie obejmuje energii na pokrycie potrzeb własnych stacji.

We wrześniu 2019 r. w PSE została podjęta decyzja o wdrożeniu nowego modelu zakupu energii elektrycznej na pokrywanie strat w sieci przesyłowej. Dotychczasowa forma, obejmująca pozyskiwanie energii w ramach przetargu rocznego, zastąpiona została cyklicznym zakupem energii na rynku giełdowym.

Głównymi celami wdrożonej zmiany były:

uzyskanie średniej giełdowej (traktowanej jako średnia rynku konkurencyjnego) ceny zakupu energii, na pokrywanie strat energii w sieci przesyłowej,
eliminacja ryzyk zakupu energii związanych z zakupem dużego wolumenu energii elektrycznej w jednym lub w kilku momentach danego roku, np. w drodze przetargów,
racjonalizacja formy zakupu energii na pokrywanie strat energii w sieci przesyłowej z decyzji jednorazowej w ramach przetargu rocznego, na:
- rozłożony w czasie wielokrotny zakup,
- zakup niewielkich ilości energii w ramach rynku giełdowego, wg ściśle określonych reguł.
poprawa dokładności planowanego do zakupienia wolumenu energii:
- wykonywanie prognoz długo-, średnio- i krótkoterminowych,
- dokonywanie aktualizacji wielkości energii planowanych do zakupienia na rynku krótkoterminowym (np. dzień przed realizacją),
- ograniczenie wolumenu odchyleń na Rynku bilansującym.
praktyczna likwidacja możliwości wpływu zakupu energii na pokrycie strat w sieci przesyłowej na rynkową cenę energii poprzez dokonywanie jednorazowych zakupów bardzo małych ilości energii przy spełnieniu bardzo ostrych wymagań cenowych oraz płynności rynku giełdowego.

Giełdowy zakup energii elektrycznej na pokrywanie strat energii w sieci przesyłowej realizowany jest przez PSE od 13 listopada 2019 r. za pośrednictwem Domu Maklerskiego Banku Ochrony Środowiska SA.