Kluczowe trendy globalne

W roku 2020 na sytuację polskiego sektora elektroenergetycznego w krótkim okresie wpłynęła pandemia COVID-19 oraz podejmowane przez polski rząd i rządy innych krajów działania mające ograniczyć jej skutki zdrowotne (w tym lockdowny, ograniczenia mobilności itp. oraz wywołane nimi zmiany podaży i popytu na energię). Wpływ pandemii był odczuwalny zwłaszcza wiosną 2020 r. – później jej oddziaływanie na gospodarkę w ogóle, a na system energetyczny w szczególności, spadło. W perspektywie krótkoterminowej istotną rolę odgrywają – i będą odgrywać – trendy rynkowe (ceny energii, surowców energetycznych i technologii) oraz zmiany regulacyjne wpływające na ramy, w których funkcjonują PSE. W średnim i długim okresie podstawową rolę w ewolucji systemu elektroenergetycznego i jego otoczenia odegrają trendy technologiczne związane z dekarbonizacją sektora. W ostatnim roku intensywnie rozwijał się sektor energetyki odnawialnej, magazynowania energii oraz elektromobilności. Trwał również proces testowania i wprowadzania nowych technologii pomiarowych, dających szanse na wykorzystanie danych o zapotrzebowaniu o dużej częstotliwości (HFD – ang. high frequency data) i dokładności. W dalszej perspektywie znaczenia mogą nabierać technologie wodorowe.

• Postęp technologiczny w obszarze zbierania i przetwarzania danych będzie miał wpływ na znaczenie OSP jako dysponentów HFD
  We współczesnej gospodarce coraz większą rolę odgrywają pozyskiwane z wysoką częstotliwością dane, pokazujące aktywność gospodarczą w skali mikro- i makro-. Wraz z postępem technicznym w dziedzinie opomiarowania, w coraz większym stopniu możliwe staje się gromadzenie i analiza danych pochodzących od dostawców energii, gazu oraz przedsiębiorstw wodno-kanalizacyjnych znajdujących się najbliżej realnej gospodarki. Europejscy OSP, w tym PSE, udostępniają publicznie szereg danych na temat generacji, zapotrzebowania oraz importu energii. PSE pełnią rolę Operatora Informacji Rynku Energii i nadzorują powstanie oraz rozwój Centralnego Systemu Informacji o Rynku Energii, który wkrótce umożliwi gromadzenie i analizę szczegółowych danych o wysokiej częstotliwości na temat polskiego rynku energii.

• Przemiany technologiczne w obszarze magazynowania i wytwarzania energii wpływają na zmianę struktury generacji oraz charakteru sieci przesyłowej i roli OSP
  W ostatnich dwóch dekadach niezwykle szybko rozwijały się technologie OZE, a ich upowszechnienie w Europie wspierały zachęty fiskalne. Na początku rozwój ten obejmował przede wszystkim upowszechnienie się energetyki wiatrowej na lądzie (ang. on-shore). Od kilku lat upowszechniają się jednak nowe technologie OZE: energetyka wiatrowa na morzu (ang. off-shore) oraz fotowoltaika. Morska energetyka wiatrowa ogranicza częściowo problem niepewności generacji, gdyż wietrzność obszarów mórz i oceanów jest większa niż lądów, jednak jest dostępna wyłącznie dla państw mających dostęp do wybrzeży. Rozwój energetyki wiatrowej na morzu wymusi też konieczne dostosowania sieci przesyłowej do odbioru energii z nowych źródeł.
  
  Rozwój fotowoltaiki opiera się przede wszystkim na upowszechnieniu małych, przydomowych instalacji prosumenckich oraz niewielkich instalacji komercyjnych. W 2020 r. wciąż był wspierany rządowymi programami dofinansowania inwestycji. Przyczyniło się to do rozwoju energetyki obywatelskiej i powstania grupy aktywnych indywidualnych konsumentów – wytwórców energii, tzw. prosumentów, wśród gospodarstw domowych i firm. Jednocześnie coraz większym wyzwaniem jest obsługa prosumentów w ramach istniejącej infrastruktury sieci dystrybucyjnej i przesyłowej, co znajduje odzwierciedlenie w nowych rozwiązaniach regulacyjnych.
  
  Barierą w rozwoju energetyki odnawialnej wciąż jest problem magazynowania energii w okresach jej nadmiernego wytwarzania; sprawienie, by dało się ją wykorzystać w czasie, gdy generacja ze źródeł OZE jest niemożliwa; w czasie bezwietrznym, w nocy itp. Jeszcze do niedawna rozwiązanie tego problemu uniemożliwiał brak efektywnych technologii magazynowania. W ostatnich latach komercyjne wykorzystanie magazynów energii staje się coraz powszechniejsze. Sprzyjają temu: spadek kosztów podzespołów, rozwój komercyjnych instalacji magazynujących energię na potrzeby systemów energetycznych, a także dynamiczny rozwój technologii teleinformatycznych i pomiarowych, które umożliwiają zarządzanie źródłami rozproszonymi. Jednocześnie rozwijają się inne technologie magazynowania energii, w szczególności technologie power-to-gas oraz elektrolizy wodoru. Ich upowszechnienie ma umożliwić wykorzystywanie nadmiarowej energii OZE do elektrolizy i długotrwałe, choć na razie dalekie od efektywności, przechowywanie jej w postaci gazu – np. wodoru. Wodór coraz częściej jest traktowany jako przyszła technologia magazynowania i transferu energii.
  
  W Polsce trwa dynamiczny rozwój energetyki prosumenckiej opartej na fotowoltaice. W 2020 r. zaczęła ona odgrywać zauważalną rolę w krajowym miksie energetycznym. Firmy wytwórcze przygotowują się do realizacji projektów elektrowni wiatrowych off-shore. Trwają też prace nad pierwszymi komercyjnymi magazynami energii. W efekcie upowszechniania nowych technologii konieczne stanie się dostosowanie do nowego modelu i przestrzennej alokacji generacji zarówno sieci dystrybucyjnych zarządzanych przez firmy dystrybucyjne (fotowoltaika), jak i sieci przesyłowych, którymi zarządzają PSE.

• Rozwój rynku europejskiego i wzrost wymiany międzynarodowej wpływają na długookresowy proces konwergencji cen w Europie
  Rozwój rynku europejskiego, wspierany kolejnymi regulacjami, skutkuje wzrostem skali wymiany transgranicznej. Efektem tego zjawiska jest postępujące wyrównywanie cen energii w Europie. Przyspieszenie budowy wspólnego rynku opartego na strefach cenowych poprzez kolejne pakiety regulacyjne wpływa na proces rozwoju krajowej sieci przesyłowej i wymusza jej dostosowanie do nowej skali i kierunków przepływów transgranicznych. W średniej perspektywie może być także źródłem dodatkowych kosztów dla operatorów sieci przesyłowych ze względu na konieczność częstszego stosowania działań zaradczych podejmowanych przez operatorów sieci przesyłowej poza rynkiem, np. redispatchingu, czyli zmiany kierunku przepływu energii w zależności od warunków pogodowych.

• Europejska polityka klimatyczna coraz mocniej wpływa na wzrost kosztu generacji ze źródeł emisyjnych
  Na sytuację krajowego systemu elektroenergetycznego, a zwłaszcza na kondycję wytwórców wykorzystujących konwencjonalne źródła generacji, w coraz większym stopniu wpływa polityka klimatyczna UE. Podstawowym narzędziem tej polityki są tzw. ETS – uprawnienia do emisji, których ceny ustalane są rynkowo. Obserwowany od kilku lat wzrost cen ETS przyspieszył pod koniec roku 2020, po okresowym spadku wiosną (załamanie popytu wywołane przez pandemię). W I połowie roku 2021 poziom cen ETS CO₂ przekroczył 50 euro, coraz istotniej wpływając na ceny energii wytwarzanej w źródłach emisyjnych. W efekcie, konkurencyjność energetyki konwencjonalnej względem źródeł nieemisyjnych znacząco spada. W warunkach otwartego rynku konwencjonalne źródła energii zmuszone będą do konkurowania z krajowymi i zagranicznymi OZE oraz z zagranicznymi wytwórcami konwencjonalnymi. Może się to przyczynić do przyspieszenia transformacji polskiej energetyki.

• Wzrost popytu na węgiel w II poł. 2020 r. i I poł. 2021 r. zahamował długookresową tendencję spadków cen. Nie wpłynęło to jednak na intensyfikację procesów inwestycyjnych w branży.
  
  Globalnie, węgiel jest postrzegany jako surowiec, na który popyt będzie spadać. Nowe regulacje przyjmowane przez kraje UE i liczne państwa na świecie zwiększają ryzyko kosztów osieroconych (ang. stranded costs) w nowych inwestycjach w energetyce węglowej, co skutkuje bardzo ograniczonym dostępem tych inwestycji do kredytowania.
  
  Ze względu na wzrost kosztów uprawnień do emisji, średniookresową alternatywą dla energetyki węglowej staje się energetyka gazowa. Większa elastyczność bloków gazowych sprawia, że elektrownie gazowe lepiej niż węglowe współpracują z rozbudowanym sektorem OZE. Skutkuje to szybkim wzrostem cen gazu ziemnego (ze względu na zwiększony popyt zarówno w Europie, jak i w Azji).
  
  Wzrost znaczenia energetyki gazowej w miksie energetycznym Polski i UE w krótkim oraz średnim okresie będzie miał negatywny wpływ na niezależność energetyczną. Później rozwój technologii OZE może pomóc ją przywrócić.

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

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

• Rynek długoterminowych praw przesyłowych (ang. Forward Market);
• Rynek dnia następnego (ang. Day Ahead Market);
• Rynek dnia bieżącego (ang. Intra-Day Market);
• Transgraniczny rynek bilansujący (ang. Cross-Border Balancing Market).

Jesteśmy aktywnym uczestnikiem innowacyjnych projektów badawczych. Angażujemy się w działania mające na celu opracowanie rozwiązań pozwalających na faktyczne wdrożenie nowych technologii na rynek oraz do systemu elektroenergetycznego, m.in.:

• EU-SysFlex – projekt badawczy mający na celu opracowanie rozwiązań i narzędzi do integracji dużych wolumenów energii odnawialnej w systemie elektroenergetycznym;
• OneNet (ang. One Network for Europe; jedna sieć dla Europy) – projekt, którego celem jest opracowanie efektywnych metod pozyskiwania i wykorzystywania przez OSP oraz OSD zasobów elastyczności przyłączonych do sieci dystrybucyjnej. Projekt finansowany jest w ramach ósmego programu ramowego UE Horyzont 2020;
• Pilotażowy projekt demonstracyjny w zakresie wdrożenia systemu wspomagania bezpieczeństwa pracy KSE w warunkach dużego udziału generacji ze źródeł wiatrowych opartego o system SPS (ang. Special Protection Scheme) oraz bateryjny, hybrydowy magazyn energii elektrycznej.

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

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

Implementacja europejskiego Market Coupling ma odbywać się w ramach projektów regionalnych, które następnie są łączone w projekt paneuropejski. Do tych projektów należą:

• MRC (ang. Multi-Regional Coupling) – podstawowa inicjatywa Market Coupling w Europie, w ramach którego odbywa się alokacja zdolności na połączeniach SwePol Link i LitPol Link;
• CORE FB MC – projekt wdrożenia łączenia rynków w oparciu metodykę alokacji zdolności Flow-Based dla regionu Europy Środkowo-Wschodniej, w tym synchronicznych granic KSE;
• 4M MC – obszar tymczasowego działania Market Coupling w oparciu o metodę NTP obejmujący Czechy, Słowację, Węgry i Rumunię;
• DE-AT-PL-4M Market Coupling (Interim Market Coupling).

17 czerwca 2021 r. został uruchomiony operacyjnie projekt Interim Market Coupling. Projekt połączył rynki dnia następnego dla energii elektrycznej w Polsce i państwach 4M MC (Czechy, Słowacja, Węgry, Rumunia) z największym w Europie rynkiem MRC, poprzez wprowadzenie alokacji zdolności przesyłowych typu implicit na sześciu granicach (PL-DE, PL-CZ, PL-SK, CZ-DE, CZ-AT, HU-AT). Projekt Interim MC nie wprowadził zmian w sposobie wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych, które nadal są wyznaczane przez OSP metodą NTC (Net Transfer Capacity), natomiast zmienił sposób ich alokacji. Realizacja projektu Interim MC doprowadziła do wdrożenia jednolitego łączenia rynków dnia następnego (Single Day-Ahead Coupling) niemal w całej Europie. Oznacza to wprowadzenie jednej wspólnej aukcji na giełdach energii elektrycznej dla uczestników rynku we wszystkich krajach objętych obszarami MRC i 4M MC w ramach mechanizmu łączenia rynków dnia następnego. Dzięki projektowi Interim MC, Polska jest w pełni zintegrowana w ramach europejskiego mechanizmu łączenia rynków dnia następnego.

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

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

PCR opiera się na trzech głównych zasadach:

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

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

Działania realizowane obecnie mają na celu zapewnienie poprawnego działania operacyjnego oraz właściwego rozwoju SIDC. Działania te obejmują inicjatywy o zasięgu europejskim. Równolegle są realizowane inicjatywy lokalne, których głównym celem jest rozszerzenie zasięgu SIDC o kolejne obszary rynkowe.

• Inicjatywy o zasięgu europejskim
  PSE są zaangażowane w ten nurt działań poprzez uczestnictwo w komitetach sterujących oraz w grupach eksperckich SIDC. Do najważniejszych inicjatyw w zakresie rozwoju SIDC w horyzoncie kilku następnych lat należą:
  • wprowadzenie aukcji Intra-Day, w ramach których dla poszczególnych obszarów rynkowych będą wyznaczane ceny stanowiące podstawę do wyznaczania congestion rent dla poszczególnych granic,
  • implementacja 15-minutowych produktów rynkowych,
  • wdrożenie rozwiązania pozwalającego na automatyczne uwzględnianie strat przesyłowych na połączeniach HVDC oraz
  • wdrożenie metody flow-based.
• Inicjatywy lokalne
  We wrześniu 2021 r. mechanizmem SIDC zostały objęte Włochy. W 2022 r. planowane jest dołączenie do mechanizmu SIDC Grecji (w ramach tzw. czwartej fali wdrażania) i Słowacji (w ramach tzw. piątej fali wdrażania).
  
  Dołączenie do SIDC słowackiego obszaru rynkowego będzie oznaczało możliwość dołączenia do czterech granic Polski (CZ-PL, DE-PL, LT-PL, PL-SE) aktualnie objętych mechanizmem SIDC także granicy PL-SK, co pozwoli na wygaszenie stosowanego dla tej granicy tymczasowego rozwiązania dla Rynku dnia bieżącego opartego na mechanizmie aukcji typu explicite. Operacyjne włączenie granicy PL-SK do SIDC jest planowane w pierwszym półroczu 2023 roku.

Rys. Ewolucja dołączania poszczególnych obszarów rynkowych do mechanizmu SIDC.

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

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

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

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

Jesteśmy udziałowcem spółki TSCNET. Mamy swojego przedstawiciela w Walnym Zgromadzeniu oraz w Radzie Nadzorczej TSCNET, składającej się obecnie z 5 członków. W realizację działań wynikających z zadań struktur decyzyjnych i roboczych TSC zaangażowanych jest kilku przedstawicieli PSE.

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

W maju 2019 r. weszła w życie umowa określająca warunki przyszłego synchronicznego przyłączenia systemu PB do systemu EK. Umowa zawiera tzw. zbiór wymagań, będący listą szczegółowych technicznych warunków wymaganych do wdrożenia przez OSP z PB, które mają zapewnić bezpieczną pracę systemów po synchronizacji. Jednym z głównych infrastrukturalnych elementów wpisanych do zbioru jest podmorskie połączenie stałoprądowe Polska-Litwa (Harmony Link). W 2021 r. uruchomiono szereg prac studialnych, których celem jest przygotowanie systemów oraz OSP z PB do synchronizacji. PSE są liderem Konsorcjum OSP, powołanego do wykonania tych prac.

W grudniu 2019 r. PSE i LITGRID otrzymały z mechanizmu UE Łącząc Europę (CEF, Connecting Europe Facility) 10 mln euro dofinansowania dla działań realizowanych w ramach fazy przygotowawczej tego projektu.

W grudniu 2020 r. PSE i OSP z PB podpisali z unijną Agencją Wykonawczą ds. Innowacji i Sieci INEA (ang. Innovation and Networks Executive Agency) umowę grantową przyznającą dofinansowanie w wysokości 719,7 mln euro na realizację projektów II fazy synchronizacji, w tym 492,5 mln euro na realizację fazy wdrożeniowej Harmony Link. . W maju 2021 r. PSE i LITGRID podjęli pozytywne decyzje inwestycyjne, tym samym projekt przeszedł z fazy przygotowawczej do fazy wdrożeniowej. W lipcu 2021 r. PSE ogłosiły przetarg, w trybie dialogu konkurencyjnego, na wybór wykonawcy stacji konwerterowych w Polsce i na Litwie. W sierpniu 2021 r. LITGRID uruchomił przetarg na wybór wykonawcy kabla HVDC.

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

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