W naszej organizacji funkcjonuje elektroniczny obieg dokumentów księgowych. Ma to kluczowe znaczenie dla sprawnej obsługi ewidencji księgowej przy rozproszonej terytorialnie strukturze PSE. Rozwiązanie wspierające obieg dokumentów księgowych zostało rozbudowane o funkcje umożliwiające automatyczne połączenie elektronicznego obiegu faktur z systemem ERP (z ang. Enterprise Resources Planning).

Pandemia spowodowana koronawirusem (COVID-19) przyczyniła się do przyspieszenia digitalizacji procesów zachodzących w PSE. W obszarze kierunku działania strategicznego Digitalizacja i wirtualizacja biura realizowane są działania, w wyniku których tradycyjne obiegi spraw są zastępowane obiegami elektronicznymi. Tradycyjny podpis zostaje zastąpiony elektroniczną akceptacją lub elektronicznym podpisem, a dystrybucja dokumentacji jest prowadzona elektronicznymi kanałami. Dotychczasowa digitalizacja procesów pozwoliła na znaczne ograniczenia zużycia papieru oraz materiałów eksploatacyjnych. Aż o blisko 70 proc. zmniejszono ilość zużytego papieru do drukarek w porównaniu do stanu zużycia papieru na początku wybuchu pandemii. Takie działania korzystnie wpływają na otaczające nas środowisko. Oszczędność papieru, mniej zużytych tonerów i tuszy do drukarek oraz ograniczenie korzystania z urządzeń wielofunkcyjnych (drukarki, faksy, kopiarki) nie tylko przyczyniają się do zwiększenia korzyści finansowych dla PSE (oszczędności energii, zmniejszenia ilości generowanych odpadów), lecz także pozytywnie wpływają na środowisko naturalne.

Celem tego kierunku działania jest wdrożenie rozwiązań, które będą służyły do zapewnienia przez PSE wymaganych parametrów jakości energii elektrycznej (JEE), a w przypadku, gdy wystąpi taka konieczność, także do zapewnienia informacji niezbędnych do ustalenia źródła zaburzeń JEE oraz wdrożenia środków naprawczych.

Główny cel kierunku działania, czyli budowa systemu zarządzania jakością energii elektrycznej w KSE, zostanie osiągnięty poprzez realizację następujących zadań szczegółowych:

• objęcie monitorowaniem jakości energii elektrycznej wszystkich miejsc dostarczania energii elektrycznej do odbiorców oraz wszystkich stacji elektroenergetycznych OSP – tak, aby monitorowaniem był objęty każdy poziom napięcia w co najmniej jednym punkcie pomiarowym;
• wdrożenie nadrzędnego systemu pomiarowo-rozliczeniowego jakości energii elektrycznej (SPRJEE), integrującego dane pomiarowe z systemów SMJEE i służącego do ich przetwarzania, raportowania i udostępniania wskaźników JEE oraz informacji o parametrach JEE do systemu CSIRE.

Funkcjonujący system monitorowania jakości energii elektrycznej (SMJEE) składa się ze 167 urządzeń pomiarowych (analizatorów) i obejmuje ok. 39 proc. wymaganych punktów pomiarowych. Realizacja zadania inwestycyjnego Rozbudowa systemu monitorowania jakości energii elektrycznej umożliwi prowadzenie monitorowania jakości energii elektrycznej we wszystkich obiektach sieci przesyłowej.

W wyniku realizacji tego zadania zostaną wdrożone 2 systemy monitorowania, spośród których każdy będzie obejmował 130 punktów pomiarowych (łącznie 260 punktów pomiarowych). Po zakończeniu zadania monitorowanie parametrów jakościowych energii elektrycznej realizowane będzie w łącznie 427 punktach pomiarowych. Dodatkowo, wdrożone systemy SMJEE będą spełniały bardzo wysokie standardy bezpieczeństwa informatycznego i realizowały szereg dodatkowych funkcjonalności, zgodnie z najnowszymi standardami obowiązującymi u OSP. W ramach realizacji zadania w roku 2020 została przygotowana i uzgodniona dokumentacja oraz ogłoszono postępowanie przetargowe, a w roku 2021 zostały podpisane umowy z wykonawcami i rozpoczęto realizację prac zaplanowanych na 3 kolejne lata.

SPRJEE będzie umożliwiał identyfikowanie dominujących źródeł zaburzeń, określanie udziału stron w ich wprowadzaniu oraz wyznaczanie bonifikat, a w przyszłości – o ile będzie to uregulowane prawnie – również kar z tytułu przekroczonego poziomu dopuszczalnych poszczególnych parametrów. Realizacja prac związanych z tym zadaniem zostanie rozpoczęta po wdrożeniu części informatycznej SMJEE w ramach rozbudowy SMJEE.

Zarządzanie jakością energii elektrycznej w układzie docelowym będzie opierało się o następujące kluczowe systemy:

• SMJEE – realizujące odczyt danych z urządzeń pomiarowych zainstalowanych w obiektach sieci przesyłowej oraz służące do ich weryfikacji,
• SPRJEE – realizujący integrację danych z systemów SMJEE oraz odpowiadający za przetwarzanie, raportowanie i udostępnianie wskaźników JEE, a także informacji o parametrach JEE do systemu CSIRE.

Wdrożenie systemu zarządzania jakością energii elektrycznej w KSE przyniesie korzyści i możliwości takie jak:

• sprawdzenie zgodności parametrów jakości zasilania z wymogami rozporządzenia systemowego oraz innych obowiązujących przepisów we wszystkich obiektach,
• weryfikacja zasadności wniosków, roszczeń i zgłoszeń odbiorców końcowych, OSD oraz innych użytkowników KSE w zakresie niedotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej, w tym dotyczących bonifikat oraz zdarzeń sieciowych,
• identyfikacja i zapobieganie powstawaniu nowych źródeł zaburzeń w ramach realizowanych przyłączeń do sieci przesyłowej wytwórców OZE oraz odbiorców,
• opiniowanie raportów z testów oddziaływania farm wiatrowych na system elektroenergetyczny w kontekście parametrów jakościowych energii elektrycznej,
• identyfikacja przyczyn zaburzeń dla parametrów jakości energii elektrycznej oraz wskazanie podmiotu odpowiedzialnego za ich wprowadzanie,
• wykorzystanie gromadzonych danych pomiarowych do ustalania środków naprawczych i eliminacji zidentyfikowanych zaburzeń,
• gromadzenie informacji o stanie jakości energii elektrycznej w celu określenia odpowiednich wymagań dla przyszłych przyłączeń,
• zapewnienie danych oraz zarejestrowanych zdarzeń do oceny działania urządzeń w stacjach elektroenergetycznych oraz czynności łączeniowych w ramach prac Komisji Badania Zakłóceń oraz oceny ich wpływu na instalacje podmiotów przyłączonych do przesyłowego systemu elektroenergetycznego,
• ocena pracy stosowanych automatyk regulacyjnych – analiza problemów dotyczących utrzymania poziomów napięcia i asymetrii napięcia w systemie elektroenergetycznym.

Cyberbezpieczeństwo odgrywa ─ ze względu na istotny wpływ na bezpieczeństwo krajowego systemu elektroenergetycznego ─ kluczową rolę w strategii biznesowej PSE. Działania w zakresie odparcia zagrożeń zewnętrznych są realizowane w ramach projektów, zadań bieżących i inicjatyw skierowanych na podniesienie bezpieczeństwa. Mają one na celu zarządzanie ryzykiem utraty możliwości kontrolowania pracy KSE, związanym z cyberatakami na systemy IT (Information Technology)/OT (Operational Technology) operatora systemu przesyłowego oraz operatorów systemów dystrybucyjnych, wytwórców, firm obrotu, giełd lub odbiorców przemysłowych. Uwzględniają nieuniknioną i wzajemną zależność cyberbezpieczeństwa naszej spółki, jej partnerów rynkowych w kraju i za granicą oraz podmiotów Grupy Kapitałowej i podwykonawców.

Podejmowane działania są odpowiedzią na rosnące zagrożenia w sferze cyberbezpieczeństwa. Podejście to zyskuje coraz bardziej na znaczeniu w świetle coraz szerszego wykorzystywania nowych technologii i metod komunikacji. W ostatnich latach obserwowany jest wzrost zagrożeń towarzyszących nowym rozwiązaniom oraz nasilenie celowanych ataków wykorzystujących dedykowane narzędzia do ich przeprowadzania, szczególnie w zakresie infrastruktury krytycznej. Coraz częstsze i bardziej wyrafinowane są też ataki phishingowe, co jest odpowiedzią na rosnącą świadomość użytkowników, oraz ataki przy pomocy ransomware (mające na celu wymuszenie okupu pod groźbą lub po uniemożliwieniu używania systemów teleinformatycznych lub samych danych). Nasilenie ataków związane jest również z obecną sytuacją pandemiczną, a związana z tym większa digitalizacja życia otwiera nowe możliwości wykorzystania słabości nowych rozwiązań i obniżonej czujności użytkowników.

Określiliśmy możliwe kierunki rozwoju sytuacji, rosnąca ilość cyberzagrożeń i specjalizowanych narzędzi służących do ataku potwierdziły prawidłowość przyjętych założeń oraz konieczność kontynuacji działań w tym zakresie.

W 2020 roku Departament Teleinformatyki kontynuował działania wyznaczone w Strategii ICT (z ang. Information and Communications Technology) Grupy Kapitałowej PSE adekwatnie do potrzeb i na czas, budując portfel działań niezbędnych do zarządzenia zdefiniowanymi ryzykami i bieżącymi potrzebami (w tym w kontekście pandemii). Filarem podejmowanych działań było bezpieczeństwo teleinformatyczne, czyli ciągłość działania rozumiana jako dostępność i odporność systemów oraz integralność i poufność danych w rozwiązaniach IT.

Główne obszary działań oraz projekty realizowane w 2020 roku:

• Segmentacja sieci – projekty mające za zadanie zapewnienie adekwatnej do potrzeb separacji zasobów o różnych poziomach wrażliwości, w tym systemów teleinformatycznych na stacjach elektroenergetycznych oraz centralnych systemów krytycznych – zarówno poprzez działania na poziomie standardów technologicznych (np. EAZ, SSiN), architektury ICT, wysokopoziomowych projektów technicznych przebudowy segmentacji sieci ICT i odpowiedniego kształtowania projektów biznesowych, jak i na poziomie samej infrastruktury;
• Stacja robocza – 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 – rozwiązanie dostarczające naszym pracownikom i gościom funkcjonalny i zunifikowany dostęp do Internetu (w tym poprzez bezpieczną sieć WiFi, wdrożoną zarówno w Centrali spółki, jak i zamiejscowych komórkach organizacyjnych), z uwzględnieniem zasad separacji i zarządzania uprawnieniami oraz adekwatny do potrzeb, bezpieczny dostęp zdalny.
• Wykrywanie i reagowanie – dla zapewnienia bieżącego bezpieczeństwa teleinformatycznego dedykowany zespół Security Operations Center (SOC) prowadzi 7x24h monitoring zagrożeń, podejmując stosowane działania i środki zaradcze w przypadku incydentów dotyczących zarówno sieci IT jak i OT. Kolejną linię wsparcia stanowi Computer Emergency Response Team (CERT), który powstał w 2016 r., uzyskując w kolejnych latach stosowne certyfikacje, czym potwierdził spełnianie najwyższych standardów działania. Istotnym elementem tego kierunku jest podnoszenie świadomości pracowników, publikacja alertów i ostrzeżeń o zagrożeniach, raportowanie informacji o incydentach oraz współpraca z podmiotami zewnętrznymi w zakresie bezpieczeństwa teleinformatycznego (w tym m.in. CERT NASK, CERT.GOV.PL, RCB).

Powyższe działania techniczne oraz zdolności organizacyjne do zmian w PSE umożliwiły wejście w okres pandemii z minimalnymi zakłóceniami – zdalna praca mogła zostać wdrożona niezwłocznie. Brakujące elementy po przeprowadzonych analizach uzupełniono realizując zakupy lub zmodyfikowano procesy tak, aby umożliwić ich realizację bez konieczności obecności 80 proc. pracowników w siedzibach.

W ramach podejmowanych działań dostosowujemy rozwiązania organizacyjne i techniczne do obowiązujących wymagań prawnych (ustawa o Krajowym Systemie Cyberbezpieczeństwa) i aktualnych standardów bezpieczeństwa ICT oraz standardów branżowych.

Współpraca

Współpracujemy z naszymi interesariuszami w celu zapewnienia odpowiedniego poziomu wspólnego bezpieczeństwa ICT oraz harmonizacji podejmowanych wysiłków. Działamy w porozumieniu z podmiotami odpowiedzialnymi za cyberbezpieczeństwo sektora elektroenergetycznego zarówno w kraju, jak i za granicą. Aby pogłębiać tę współpracę oraz upowszechniać świadomość zagrożeń cyberbezpieczeństwa i wspólnie ustalać podejście do ich zwalczania aktywnie uczestniczymy – w 2020 roku głównie zdalnie – w licznych konferencjach i seminariach oraz krajowych i międzynarodowych forach współpracy sektorowej. W ramach propagowania bezpieczeństwa ICT i zacieśniania współpracy w sektorze energetycznym od 2018 roku organizujemy konferencje PolEx/Cyber Conference For Energy Sector (CC4ES) z udziałem krajowych i zagranicznych ekspertów branżowych. W czerwcu 2021 roku, pomimo trudności związanych z pandemią, PSE zorganizowały kolejną edycję CC4ES, zapewniając ciągłość wymiany doświadczeń i wiedzy z partnerami z branży.

Istotnym działaniem CERT PSE jest współpraca z Ministerstwem Klimatu i Środowiska przy prowadzeniu Zespołu Cyberbezpieczeństwa (ZCMK), który powstał na czas pandemii. Jego ideą jest efektywne wsparcie systemu zarządzania kryzysowego dla organizacji z sektora energetycznego w zakresie Cyberbezpieczeństwa.

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, koncepcje oraz zasady dotyczące infrastruktury krytycznej. Działają przy tym w różnych grupach roboczych i projektowych ENTSO-E, m.in.:

• Digital committee Cyber Security Task Force – zespół odpowiedzialny za strategię cyberbezpieczeństwa ENTSO-E pod kierownictwem dyrektora Departamentu Teleinformatyki PSE;
• ENTSO-E Cyber Security Working Group – grupa zajmująca się zagadnieniami bezpieczeństwa teleinformatycznego. Jej zadaniem jest monitorowanie informacji dotyczących zagrożeń na świecie oraz współpraca w ramach projektów, w których potrzebne jest zadbanie o bezpieczeństwo i kształtowanie reguł bezpiecznego działania systemów i operatorów;
• Grupa robocza ds. opracowania regulacji Network Code for Cyber Security;
• ENTSO-E Working Group 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 oraz rozwijane są połączenia już istniejące. Współpraca w wymienionych grupach ma znaczący wpływ na bezpieczeństwo i stabilność systemów elektroenergetycznych w Europie. Pomaga również podnosić kompetencje pracowników i wspierać partnerów w tym procesie oraz sprzyja wymianie wiedzy i doświadczeń. Dzięki tej działalności nasi pracownicy mają wpływ na powstawanie światowych standardów w zakresie bezpieczeństwa teleinformatycznego systemów przemysłowych, a także znacząco podnoszą swoje kompetencje w tym zakresie. Pomaga to również w łatwiejszym dostosowaniu środowiska teleinformatycznego do rosnących wymagań bezpieczeństwa i podnoszeniu odporności na zagrożenia.

W celu optymalnego prowadzenia utrzymania majątku sieciowego w sposób wyprzedzający występowanie awarii i zapewnienia wysokiej dyspozycyjności sieci przesyłowej uruchomiono projekt aktualizacji narzędzi zarządzania majątkiem sieciowym (system Asset Management). Projekt zakłada przyszłe implementacje algorytmów wspierających proces przewidywania oraz reagowania na potrzeby na bazie cyklicznie prowadzonej diagnostyki urządzeń. Planowana data aktualizacji to koniec 2021 roku.

W 2020 r. PSE poniosły na realizację zadań inwestycyjnych nakłady w wysokości ok. 1,1 mld zł. Do najważniejszych zadań zakończonych w terminie do 31 grudnia 2020 należały:

• Budowa linii 400 kV Żydowo Kierzkowo-Słupsk,
• Budowa linii 400 kV Jasiniec-Grudziądz Węgrowo,
• Budowa linii 400 kV wraz ze zmianą układu sieci NN pomiędzy aglomeracją warszawską a Siedlcami (pomiędzy nacięciami linii Stanisławów-Narew, Stanisławów-Siedlce Ujrzanów, Kozienice-Siedlce Ujrzanów) – linię przekazano do eksploatacji (do realizacji pozostała przebudowa kolizji),
• Budowa linii 400 kV Gdańsk Przyjaźń-Żydowo Kierzkowo z jednym torem wprowadzonym do stacji Gdańsk (na napięciu 220 kV),
• Budowa linii 400 kV Mikułowa-Czarna,
• Modernizacja linii 220 kV Kozienice-Rożki,
• Modernizacja linii 400 kV Krajnik-Vierraden w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy,
• Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Mikułowa dla przyłączenia bloku nr 11 El. Turów,
• Rozbudowa stacji 220/110 kV Jasiniec o rozdzielnię 400 kV,
• Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220 kV Krajnik,
• Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 220/110 kV Piaseczno,
• Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Wielopole dla przyłączenia autotransformatora 400/110 kV,
• Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/110 kV Mościska dla przyłączenia linii 110 kV PGE Dystrybucja SA.

Ten kierunek działań stanie się aktywny w następstwie utworzenia w ramach PSE Operatora Informacji Rynku Energii (OIRE) oraz uruchomienia Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE). Doświadczenia z funkcjonowania CSIRE i wykorzystywania jego funkcjonalności przez interesariuszy zewnętrznych będą mogły stanowić podstawę prac analitycznych i koncepcyjnych mających na celu zdefiniowanie usług dodanych świadczonych przez PSE występujące w roli OIRE, z wykorzystaniem danych zagregowanych.

W spółce wdrożono transparentny model weryfikacji zobowiązań usprawniający i uszczelniający proces poprzez przeniesienie umów, aneksów i zleceń dotyczących zobowiązań kosztowych do systemu SAP w formie kontraktów. Wdrożono również mechanizmy cyklicznego monitorowania wykorzystania finansowego umów, co zwiększa kontrolę nad wydatkami spółki.

1 stycznia 2021 r. wdrożyliśmy I etap reformy rynku bilansującego (RB), zgodnie z opublikowanym 20 maja 2020 r. na stronie Ministerstwa Klimatu dokumentem ─ Polski Plan Wdrażania. Kompleksowe wdrożenie przedmiotowych zmian zasad funkcjonowania rynku bilansującego wymagało dostosowania aktów wykonawczych do ustawy Prawo energetyczne, tj. rozporządzenia w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, warunków dotyczących bilansowania, Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, a także dostosowania umów pomiędzy PSE oraz użytkownikami systemu. Operacjonalizacja zmian I etapu reformy RB wymagała istotnych zmian w systemach informatycznych naszej spółki jak również, w mniejszym zakresie, w systemach informatycznych uczestników rynku bilansującego.

Na gruncie krajowym wdrożenie I etapu reformy RB zbiegło się z pełnym uruchomieniem rynku mocy. Wymagało to dostosowania procesów planowania koordynacyjnego i prowadzenia ruchu krajowego systemu elektroenergetycznego oraz wspierających ich realizację systemów informatycznych. Wdrożenie nowych procesów planowania koordynacyjnego wymaganych przez rynek mocy i RB zostało zrealizowane wraz z wdrożeniem nowych zasad wymiany danych zgodnie z Rozporządzeniem Komisji (UE) 2017/1485 z dnia 2 sierpnia 2017 r. ustanawiającym wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej, które w zakresie wymiany danych strukturalnych i planistycznych nakłada nowe obowiązki na OSP, operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych i znaczących użytkowników sieci.

Wraz ze zmianami procesów operacyjnych i wspierających je systemów informatycznych, zaimplementowano dla nowo budowanych systemów wymagania bezpieczeństwa mające na celu ograniczenie możliwości przeprowadzenia skutecznego cyberataku na zasoby cyfrowe PSE. Na prace te złożyły się: podział architektury IT na odpowiednie strefy bezpieczeństwa zapewniające adekwatny poziom bezpieczeństwa poszczególnym systemom i aplikacjom służącym do realizacji zadań OSP oraz utworzenie nowych środowisk uruchomieniowych, służących do budowania i testowania narzędzi informatycznych OSP.

Poza wdrożeniem I etapu reformy RB i pełnym uruchomieniem rynku mocy w PSE, realizowanych było szereg projektów europejskich, w tym wynikających z wdrażania Rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 z 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi, Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące bilansowania, oraz implementacji mechanizmu łączenia rynków na rynku dnia następnego dla synchronicznych granic polskiego obszaru rynkowego. W 2020 r. osiągnięto w tym obszarze zdolności biznesowe w zakresie: (i) obsługi alokacji explicit w horyzoncie rynku dnia bieżącego na granicy ze Słowacją, (ii) regulacji LFC zgodnie z zasadami Imbalance Netting (przyłączenie KSE do platformy IGCC), (iii) publikacji danych na platformie informacyjnej ENTSO-E z użyciem międzynarodowych kodów EIC oraz (iv) gotowości do obsługi danych pomiarowo–rozliczeniowych na potrzeby wymiany międzysystemowej z rozdzielczością 15-minutową. W wyniku intensywnych prac w 2020 r., 9 lutego 2021 r. uruchomiona została funkcjonalność obsługi wielu NEMO w polskim obszarze rynkowym (Multi-NEMO Arrangement – MNA).

Równolegle do prowadzonych w 2020 r. prac wdrożeniowych, prowadzone były prace przedwdrożeniowe związane z uruchomieniem dwóch projektów o kapitalnym znaczeniu dla procesów związanych z zarządzaniem pracą KSE. Pierwszy z nich, planowany do uruchomienia w drugim półroczu 2021 r., to zakup i uruchomienie nowego systemu SCADA/EMS (Supervisory Control And Data Acquisition/Energy Management System). Celem projektu jest wyposażenie służb dyspozytorskich PSE w narzędzia informatyczne umożliwiające efektywne wykonywanie zadań w obszarze prowadzenia ruchu KSE, w tym monitowania stanu pracy systemu, identyfikacji zagrożeń pracy sytemu KSE, zdalnego sterowania obiektami sieciowymi, wymiany danych czasu rzeczywistego z innymi operatorami systemów przesyłowych i dystrybucyjnych. System będzie wyposażony w zaawansowane narzędzia obliczeniowe EMS, realizujące zadania związane z wykonywaniem analiz bezpieczeństwa KSE w czasie rzeczywistym oraz w trybie studialnym na podstawie pomiarów telemetrycznych pozyskiwanych z podsystemu SCADA.

Outage Planning Coordination (OPC) i Short-Term Adequacy (STA) to dwie z pięciu obowiązkowych usług świadczonych przez Regionalnych Koordynatorów Bezpieczeństwa (RSC) i Operatorów Systemów Przesyłowych (OSP) dla energii elektrycznej na podstawie rozporządzenia Komisji Europejskiej ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej. Mają one na celu zwiększenie bezpieczeństwa operacyjnego systemu elektroenergetycznego Europy. W marcu 2020 r. zostało uruchomione narzędzie informatyczne, które umożliwia Regionalnym Koordynatorom Bezpieczeństwa (RSC) i Operatorom Systemów Przesyłowych (OSP) koordynację planowania wyłączeń (OPC) w trybie tygodniowym oraz ocenę wystarczalności systemów (STA) w horyzoncie tygodniowym.

W roku 2020 opracowano w ramach Fazy Podstaw Projekt Rozwiązania „Outage Management System – Wyłączenia” (OMS-W) oraz przystąpiono do Fazy Ewolucyjnego Rozwoju (Przyrost 1). OMS-W będzie systemem do zarządzania niedostępnością elementów systemu elektroenergetycznego, zaimplementowanym na nowoczesnej platformie informatycznej z uwagi na fakt, że obecny system (SEW „Rejestr”) powstał ponad 20 lat temu i w dłuższej perspektywie nie jest już możliwa jego dalsza eksploatacja m.in. z uwagi na zmieniające się warunki środowiskowe (np. pojawiające się nowe wersje pakietów MS Office czy systemów operacyjnych) czy nowe wyzwania, z jakimi mierzą się PSE (np. koordynacja międzynarodowa wyłączeń w ramach procesu OPC). System OMS-W ma więc zastąpić będący obecnie w użyciu system SEW i będzie korzystał z danych o elementach systemu KSE zawartych w bazie RBES. W OMS-W bezpośrednimi zgłaszającymi potrzeby wyłączeń elementów KSE będą odpowiednie JO w DE, CJI oraz OSD. Na poziomie PSE, OMS-W będzie stanowił kolejny krok do przyszłej integracji procesów planowania wyłączeń w korporacji (z systemem AM). Docelowo system wyposażony zostanie w moduł obsługi dla podprocesu Zarządzania Zmianą (zintegrowany z OMS-R i systemem OMS-OS) oraz będzie posiadał dodatkowy moduł pozwalający na tworzenie układów pracy przyporządkowanych do poszczególnych zgłoszeń wyłączeń w KSE.

Zgodnie z rozporządzeniem Komisji (UE) 2015/1222 z 24 lipca 2015 r. ustanawiającym wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi oraz Rozporządzeniem (EC) 714/2009, dla wyznaczania zdolności przesyłowych wymiany równoległej w horyzoncie Day Ahead została przyjęta nowa metodyka (FB). W 2020 r. trwały testy nowej metody wyznaczania zdolności oraz prace nad rozwojem narzędzi potrzebnych do produkcyjnego uruchomienia tej metody zarówno po stronie PSE jak i RSC.

W obliczu wdrożenia rynku mocy, implementacji wymiany danych z użytkownikami sieci zgodnie z wymogami Kodeksów Sieci, modernizacji i budowy systemów wspierających obszar planowania koordynacyjnego, znacznie wzrasta szczegółowość pozyskiwanych i przetwarzanych danych, przy jednoczesnym zapewnieniu ich kompletności i poprawności.

Realizacja powyższego, jak wskazują przykłady wdrożeń u operatorów w USA i Europie, którzy stają w obliczu podobnych wyzwań, możliwa jest dzięki zastosowaniu NMMS.

Na bazie tego systemu będą definiowane i wdrażane adekwatne procesy biznesowe związane z zarządzaniem danymi strukturalnymi zgodnie z wymaganiami SO GL. Pozwoli to na osiągnięcie zdolności biznesowej planowania koordynacyjnego opartego na jednolitym, centralnie zarządzanym modelu sieci, zgodnym ze standardem CIM. Działania w tym zakresie są niezbędne również ze względu na udział PSE w procesach Regionalnych Centrów Sterowania/Koordynacji (Regional Security Center/Regional Coordination Center).

Niezależnie od bieżących działań podejmowanych w organizacji w ramach zarządzania ryzykiem, PSE zaangażowane są w realizację zadań mających na celu prawidłowe i terminowe wdrożenie postanowień Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/941 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie gotowości na wypadek zagrożeń w sektorze energii elektrycznej i uchylające dyrektywę 2005/89/WE.

Celem ww. regulacji jest realizacja działań, które służyć będą zapobieganiu kryzysom elektroenergetycznym, przygotowaniu się na nie, a także zarządzaniu nimi w sposób przejrzysty oraz z pełnym uwzględnieniem wymogów konkurencyjnego, europejskiego rynku energii elektrycznej.

Definiuje ona kryzys elektroenergetyczny jako zaistniałą lub nieuniknioną sytuację:

• znacznego niedoboru energii elektrycznej stwierdzonego przez państwa członkowskie i opisanego w ich planach gotowości na wypadek zagrożeń lub
• braku możliwości dostarczenia energii elektrycznej do odbiorców.

W spółce, celem zapewnienia realizacji zadań wynikających z ww. regulacji, w dniu 28 stycznia 2020 r., powołany został zespół zadaniowy.

Po zdefiniowaniu przez ENTSO-E 31 scenariuszy regionalnego kryzysu elektroenergetycznego, spółka dokonała oceny prawdopodobieństwa ich wystąpienia oraz skutków ich materializacji w warunkach Polski. Podsumowanie oceny zostało przekazane do ENTSO-E.

PSE we współpracy z Ministerstwem Klimatu i Środowiska (MKiŚ) uczestniczyły w zdefiniowaniu krajowych scenariuszy kryzysu elektroenergetycznego. Spośród 31 scenariuszy RKEE, 28 zostało uznanych za adekwatne i istotne w polskich warunkach.

PSE zaangażowane są także w prace, prowadzone przez MKiŚ, celem wypracowania krajowego planu gotowości na wypadek zagrożeń w sektorze energii elektrycznej (jego przygotowanie jest obowiązkiem wynikającym z Rozporządzenia 2019/941).

Wdrożenie rozwiązań uspójniających ewidencję aktywów trwałych w 3 wymiarach jest elementem szerszej transformacji, której nadrzędnym celem jest tworzenie rozwiązań systemowych wykorzystujących IT do wsparcia procesów biznesowych. Rozwój narzędzi IT wspierających obszar środków trwałych pozwoli na usprawnienie i zoptymalizowanie czynności operacyjnych związanych z ewidencją dokumentów księgowych.

Zasadniczym celem planowania rozwoju sieci przesyłowej jest opracowanie takiego harmonogramu czasowo-zadaniowego realizacji działań inwestycyjnych, którego realizacja pozwoli w przyszłości na kontynuację pracy KSE w sposób niezawodny i uzasadniony ekonomicznie. Bezpośrednim efektem działań rozwojowych jest zapewnienie zbilansowanego rozwoju infrastruktury przesyłowej, który z jednej strony zwiększy efektywność rynku poprzez zmniejszenie wpływu ograniczeń technicznych w sieci przesyłowej, z drugiej zaś nie doprowadzi do przeinwestowania infrastruktury przesyłowej i powstania nieuzasadnionych obciążeń finansowych dla użytkowników systemu.

Zakres wymaganych inwestycji w infrastrukturę przesyłową jest zależny od szeregu czynników zewnętrznych, takich jak m.in. popyt, podaż czy uwarunkowania gospodarcze i społeczno-polityczne. Część spośród tych czynników ze swojej natury ma charakter losowy. W obecnych realiach pracy systemów elektroenergetycznych istnieje coraz większe zapotrzebowanie na uwzględnienie w procesie planowania rozwoju sieci elementu prawdopodobieństwa, który pozwoli na dokładniejsze odwzorowanie otoczenia niż przy wykorzystaniu stosowanego dotychczas podejścia deterministycznego.

Analizy związane z prawdopodobieństwem z jednej strony lepiej odzwierciedlają rzeczywistość, z drugiej jednak – cechują się większym stopniem skomplikowania oraz czasochłonnością obliczeń. Mając to na uwadze, PSE dostrzegły potrzebę opracowania dedykowanego narzędzia, które uwzględniałoby elementy prawdopodobieństwa w procesie planowania rozwoju sieci przesyłowej, robiąc to jednocześnie w sposób efektywny. Następstwem zidentyfikowania wspomnianej potrzeby było opracowanie koncepcji funkcjonalnej, a w dalszej kolejności – stworzenie narzędzia informatycznego pod nazwą aPRSP. Narzędzie to ma na celu przede wszystkim wsparcie planistów w doborze możliwie optymalnego kosztowo harmonogramu wdrażania inwestycji sieciowych przy uwzględnieniu losowych czynników wpływających na pracę systemu elektroenergetycznego.

Narzędzie aPRSP działa dwuetapowo. W pierwszym etapie następuje automatyczna identyfikacja kandydatów (potencjalne inwestycje polegające na budowie nowych bądź modernizacji istniejących elementów infrastruktury sieciowej), w toku której w uproszczony sposób porównywane są potencjalne zyski rynkowe wynikające z budowy nowego elementu sieciowego oraz nakłady inwestycyjne do poniesienia. Ten etap analizuje praktycznie nieograniczoną liczbę kandydatów, ale pozwala na szybką identyfikację najbardziej obiecujących rozwiązań, które zostaną poddane bardziej szczegółowym analizom. W drugim etapie zawężona lista kandydatów stanowi podstawę właściwego procesu optymalizacyjnego. Zadaniem procesu jest wyznaczenie harmonogramu czasowo-zadaniowego realizacji działań inwestycyjnych minimalizujących sumaryczne koszty inwestycji oraz koszty działania rynku, przy jednoczesnym zapewnieniu spełnienia kryteriów bezpieczeństwa pracy systemu.

PSE posiadają własne statki powietrzne oraz zezwolenie Prezesa Urzędu Lotnictwa Cywilnego na zarobkowe wykonywanie operacji wysokiego ryzyka. Analiza rynku wskazuje, że istnieje zapotrzebowanie innych koncernów oraz spółek, w tym dystrybutorów i dostawców energii oraz surowców, na wykorzystanie statków powietrznych do patrolowania stanu infrastruktury. PSE dysponują potencjałem organizacyjnym i infrastrukturalnym pozwalającym na świadczenie usług monitorowania z powietrza obiektów infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej, w tym infrastruktury krytycznej należącej do innych podmiotów.

Działania przygotowujące do obecnej sytuacji rozpoczęliśmy już w październiku 2019 roku. PSE utworzyły w Departamencie Bezpieczeństwa komórkę organizacyjną pod nazwą Wydział Obsługi Operacji Lotniczych w celu przygotowania i wdrożenia operacji lotniczych wykonywanych samodzielnie. Zakupiliśmy 3 nowe śmigłowce Robinson R66, których parametry idealnie odpowiadają zapotrzebowaniu naszej spółki, a dodatkowo spełniały warunki niskich kosztów zakupu i eksploatacji. Prace przygotowawcze zakończyły się na początku 2021 r., a od 5 lutego 2021 r. posiadamy zezwolenie Prezesa Urzędu Lotnictwa Cywilnego na wykonywanie zarobkowych operacji specjalistycznych wysokiego ryzyka PL.SPO.058-HR. Zezwolenie to umożliwia patrolowanie stacji, słupów i linii energetycznych, gazociągów, rurociągów oraz wykonywanie lotów w celu dokonywania inspekcji terenu oraz patrolowania w zakresie bezpieczeństwa strategicznego infrastruktury energetycznej. Zatrudniamy wyszkolonych, doświadczonych pilotów i specjalistów zadaniowych. Śmigłowce i załogi bazują w 3 miejscach w kraju, co umożliwia szybkie dotarcie do całości linii elektroenergetycznych. Realizowane przez nas operacje lotnicze potwierdziły wysoką skuteczność i szybkość inspekcji infrastruktury przesyłowej.

Zwiększenie liczebności statków powietrznych oraz zakup śmigłowców o korzystniejszych parametrach pilotażowych pozwolą na: wykonywanie bardziej skomplikowanych operacji lotniczych, wykorzystanie specjalistycznego sprzętu monitorującego i rozpoznawczego z pokładu, rozszerzenie zadań w sferze bezpieczeństwa wykonywanych w sytuacji wystąpienia awarii linii przesyłowych oraz nieuprawnionego naruszenia granic stacji energetycznych. Większa liczba śmigłowców umożliwi zwiększenie zakresu zadań m.in. o kontrolę stanu inwestycji oraz analizę terenu w fazie projektowania i wyznaczania nowych linii. Zwiększenie zasobów sprzętu lotniczego będzie skutkować szybszym dotarciem naszych specjalistów do miejsc awarii i umożliwi szybszą reakcję na zdarzenie, a więc skrócenie czasu braku dostawy energii elektrycznej.

Po rozbudowie sieci przesyłowej na potrzeby przyłączenia morskich farm wiatrowych (MFW) oraz łącza HVDC Harmony Link, ukończono prace nad koncepcją prowadzenia eksploatacji sieci przesyłowej na obszarze północnej Polski (obszar ZKO Bydgoszcz). Zgodnie ze strategią PSE, spółka ma zbudować na tym terenie własne służby eksploatacyjne, co pozwoli na częściowe uniezależnienie naszych działań od rynku zewnętrznego.

Koncepcja eksploatacji sieci przesyłowej zakłada m.in. utworzenie Wydziału MFW/HVDC i określa zakres głównych zadań dla tego zespołu. W celu zapewnienia pracownikom nowego Wydziału niezbędnych warunków i narzędzi do realizacji powierzonych zadań, spółka rozpoczęła przegląd lokali biurowych na obszarze Trójmiasta w celu wytypowania kilku wstępnych lokalizacji. Zespół realizujący to zadanie dokonał wizytacji i przeglądu lokalu. Przeprowadzono również analizy techniczne poświęcone weryfikacji stopnia zgodności wytypowanych lokali ze standardami PSE. Kolejnym krokiem będzie zebranie ofert najmu lub sprzedaży dotyczących wytypowanych lokali oraz przeanalizowanie kosztów doposażenia i aranżacji do standardów PSE.

Wszystkie te działania mają na celu zapewnienie możliwości prowadzenia eksploatacji sieci przesyłowej na obszarze północnej Polski (obszar ZKO Bydgoszcz) po rozbudowie sieci przesyłowej realizowanej na potrzeby przyłączenia morskich farm wiatrowych (MFW) oraz łącza HVDC Harmony Link. Inicjatywa stworzenia i rozwijania własnych służb inżynieryjno-technicznych, szczególnie w zakresie realizacji najbardziej skomplikowanych zadań – montażu i rozruchu obwodów wtórnych stacji energetycznych oraz obiektów w technologii HVDC – pozwoli w przyszłości skutecznie zarządzać eksploatacją obiektów oraz incydentami, czyli sprawnie usuwać usterki i awarie.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne zostały powołane na mocy ustawy z 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. poz. 1093) do pełnienia funkcji Operatora Informacji Rynku Energii (OIRE), który wdroży Centralny System Informacji Rynku Energii (CSIRE) i będzie odpowiedzialny za nadzór nad jego funkcjonowaniem.

W tym celu spółka kontynuuje projekt budowy i wdrożenia CSIRE – scentralizowanego systemu pozyskiwania, gromadzenia, przetwarzania oraz udostępniania informacji rynku energii elektrycznej (w tym danych pomiarowych), a także przygotowuje się do utworzenia OIRE. Zgodnie z przepisami ustawy Prawo Energetyczne, uruchomienie CSIRE ma nastąpić w połowie 2024 roku. PSE – pełniąc wówczas rolę OIRE – będą odpowiedzialne za zarządzenie CSIRE, w tym w szczególności za utrzymanie, eksploatację i rozwój systemu informacyjnego.

W ramach Projektu OIRE, z końcem 2020 r. PSE ogłosiły postępowanie publiczne w trybie negocjacji z ogłoszeniem na opracowanie, implementację i wdrożenie centralnego systemu informacji rynku energii elektrycznej wraz z usługami wspierającymi. W wyniku toczącego się postępowania zostanie wyłoniony wykonawca systemu.

W IV kwartale 2020 r. i w II kwartale 2021 r. opublikowaliśmy na stronach internetowych PSE projekty Standardów Wymiany Informacji Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (SWI). Docelowo projektowany dokument będzie określał m.in. sposób realizacji procesów rynku detalicznego energii elektrycznej, zasady komunikacji oraz zakresy informacji wymienianych pomiędzy poszczególnymi uczestnikami rynku za pośrednictwem CSIRE. Będzie również opisywał model ról i uczestników rynkowych oraz wskazywał rekomendowane scenariusze wykorzystania procesów dla osiągnięcia celów podmiotów rynku energii, w szczególności odbiorców energii elektrycznej. Standardy Wymiany Informacji Rynku Energii będą zatwierdzane przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, jako część Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.

Prace nad projektem SWI prowadzone są z poszanowaniem opinii zgłoszonych przez uczestników rynku, z którymi PSE kontynuują współpracę w ramach Zespołu działającego przy ministrze klimatu i środowiska, jak również w ramach powołanych przez PSE grup roboczych. Głównymi adresatami SWI są podmioty działające profesjonalnie na rynku detalicznym energii elektrycznej. Wdrożenie dokumentu zapewni użytkownikom profesjonalnym – m.in. operatorom systemów dystrybucyjnych (OSD) oraz sprzedawcom energii (SE) – możliwość porozumiewania się z wykorzystaniem ujednoliconych komunikatów oraz realizacji procesów biznesowych w ustandaryzowany sposób.

Realizacja projektu OIRE zmierza do osiągnięcia celów interesariuszy rynku detalicznego oraz obowiązków wskazanych w przepisach prawa, w szczególności do zapewnienia skutecznej i bezpiecznej wymiany informacji w obszarze detalicznego rynku energii elektrycznej, obejmującej pozyskiwanie, przechowywanie i udostępnianie informacji rynku energii (w tym danych pomiarowych). Działanie OIRE i funkcjonowanie CSIRE będzie wspierać realizację praw i obowiązków ustawowych poszczególnych podmiotów operujących na rynku detalicznym energii elektrycznej. W CSIRE będą przetwarzane m.in. informacje dotyczące umów funkcjonujących na rynku detalicznym oraz dane pomiarowe pochodzące z liczników energii elektrycznej. Przetwarzane informacje będą wykorzystywane do realizacji procesów takich jak zmiana sprzedawcy energii elektrycznej oraz dokonywanie rozliczeń za jej sprzedaż oraz dostarczanie. Dzięki uruchomieniu systemu procesy rynku energii, w tym zmiana sprzedawcy energii elektrycznej, zostaną uproszczone, a czas ich realizacji – skrócony.

W celu sprostania dynamicznym zmianom w zakresie funkcjonowania rynku energii elektrycznej oraz oczekiwaniom interesariuszy spółka podejmuje szereg działań zmierzających do optymalizacji procesu pozyskiwania danych wejściowych niezbędnych dla opracowania i zatwierdzania taryf.

Równocześnie, w celu ochrony odbiorców przed nadmiernym lub skokowym wzrostem stawek opłat, prowadzone są prace nad wdrożeniem mechanizmu konta regulacyjnego kosztowego.

Jednym z nadrzędnych celów Strategii PSE jest gotowość i zapewnienie ciągłości działania. Kryzys wywołany pandemią wirusa SARS-CoV-2 stanowi dla PSE dodatkowe wyzwanie i wpłynął na przeformułowanie priorytetów na najbliższe lata. W związku z powyższym spółka postanowiła opracować suplement do Strategii na lata 2020-2022. W dokumencie zidentyfikowano 6 wyzwań oraz 8 celów strategicznych.

Celem tego kierunku działania jest opracowanie nowych zasad zarządzania zabezpieczeniami finansowymi na rynku bilansującym, których wdrożenie planowane jest w ramach II etapu reformy rynku bilansującego. W ślad za nowymi uwarunkowaniami formalnymi i regulacyjnymi pojawiła się konieczność wdrożenia nowego narzędzia teleinformatycznego do obsłużenia ww. procesu.

Rok 2020 był ostatnim okresem funkcjonowania rynku energii w dotychczasowej formie (pierwsze zmiany w zakresie reformy rynku bilansującego zostały wdrożone od 1 stycznia 2021 r.). Podjęte zostały działania umożliwiające ochronę odbiorców przed nadmiernym lub skokowym wzrostem stawek opłat w kolejnych taryfach, przy równoczesnym ograniczaniu ryzyka związanego z odchyleniami przychodów i kosztów wykonanych od wielkości planowanych uwzględnianych w kalkulacji taryf zatwierdzanych przez Prezesa URE.

W ramach współpracy z OSD oraz administracją publiczną wypracowano zasady funkcjonowania mechanizmu tzw. konta regulacyjnego, obejmującego przychód regulowany przedsiębiorstw świadczących usługi przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej. Polega on na odzyskaniu w kolejnych latach nieuzyskanych przychodów bądź oddaniu nadwyżki przychodów uzyskanych ze stosowania stawek opłat taryfowych w stosunku do wielkości planowanych, przy zachowaniu określonego maksymalnego poziomu zmienności stawek opłat w kolejnych latach.

Spółka aktywnie uczestniczyła w procesie legislacyjnym uzgadniania mechanizmu, a następnie implementacji do regulacji prawnych uzgodnionego modelu konta regulacyjnego. Uzgodnione zapisy dotyczące konta regulacyjnego przychodowego zostały uwzględnione w rozporządzeniu ministra klimatu i środowiska z 13 listopada 2020 r. zmieniającego rozporządzenie ws. szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną.

W 2020 r. w PSE została opracowana również koncepcja modelu tzw. konta regulacyjnego kosztowego, którą przekazano do konsultacji do Urzędu Regulacji Energetyki.

Państwa członkowskie zostały zobowiązane – na mocy przepisów Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) z 5 czerwca 2019 roku ws. wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE (dalej: Dyrektywa 2019/944) – do wdrożenia mechanizmu pozyskiwania usług elastyczności z sieci dystrybucyjnej oraz usług niezależnych od częstotliwości. Ma to na celu m.in. zmniejszenie ryzyka blackoutu, ponieważ dzięki zwiększonemu udziałowi użytkowników systemu przyłączonych do sieci dystrybucyjnej w świadczeniu usług systemowych i bilansowaniu KSE operatorzy systemów będą mieli szerszy wachlarz możliwości zapewnienia bezpiecznego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.

W 2020 r. opracowywano koncepcję wdrożenia usług elastyczności i usług niezależnych od częstotliwości świadczonych przez użytkowników systemu, a także propozycje stosownych zapisów regulacji prawnych implementujących postanowienia Dyrektywy 2019/944. Prace odbywały się z udziałem przedstawicieli Ministerstwa Klimatu i Środowiska, Urzędu Regulacji Energetyki oraz operatorów systemów dystrybucyjnych. W 2021 r. opracowano uwagi do propozycji wdrożenia Dyrektywy 2019/944 (projekt zmiany ustawy nr UC74) zaproponowanej przez MKiŚ.

Jednocześnie, w ramach realizacji prac związanych z szeroko pojętymi usługami elastyczności, PSE przystąpiły do międzynarodowego projektu badawczo-rozwojowego OneNet, który uzyskał dofinansowanie ze środków UE. Celem projektu jest sformułowanie koncepcji wykonawczej prac w ramach projektu oraz jego realizacja, ze szczególnym uwzględnieniem polskiego demonstratora, tj. zdefiniowania, przetestowania i zademonstrowania nabywania usług od źródeł elastyczności, jakie w przyszłości mogą zostać wykorzystane do wsparcia zarządzania siecią przez operatorów systemu. Projekt OneNet rozpoczął się 1 października 2020 r. i potrwa do 30 września 2023 roku. Określono produkty, których testowym nabywaniem od podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej SN i nN są zainteresowane PSE.

W związku z możliwymi skutkami pandemii COVID-19 przeprowadzono weryfikację planów inwestycyjnych spółki na lata 2020-2024 pod kątem zasadności biznesowej projektów inwestycyjnych, w szczególności:

• adresujących wymogi regulacyjne (w tym CEP i kodeksów sieci),
• niezbędnych do skutecznego przyłączenia nowych podmiotów,
• wspierających transformację krajowej elektroenergetyki,
• zapewniających zdalne sterowanie urządzeniami KSE.

W ramach analizy inwestycji dotyczących rozbudowy i modernizacji krajowej sieci przesyłowej określono szereg parametrów definiujących status ich realizacji, cele oraz skutki ewentualnego zaniechania. Przeprowadzono 3-etapową weryfikację, w której określono niezbędne kryteria z uwzględnieniem ich istotności dla funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Zweryfikowano również wszystkie inwestycje w zakresie aktualności uzasadnień biznesowych oraz zgodności z kierunkami działań określonymi w Strategii PSE SA na lata 2020-2030. Wyniki analizy potwierdziły uzasadnienie dla realizacji zadań inwestycyjnych PSE zaplanowanych na lata 2020-2024.

Plan rozwoju PSE zakłada dynamiczną rozbudowę północnej części KSE w zakresie nowych linii i powiązań przesyłowych oraz nowych sprzężeń pomiędzy siecią przesyłową a siecią dystrybucyjną. Wynika to z przewidywanych obecnie uwarunkowań systemowych, zwłaszcza prognozowanego przyrostu zapotrzebowania na moc oraz planowanych przyłączeń do sieci elektroenergetycznej nowych źródeł wytwórczych i odbiorców. Powyższe uwarunkowania skutkują koniecznością wzmocnienia zdolności do regulacji napięć w północnym obszarze kraju. Wykonane w PSE analizy systemowe wykazały, że w ciągu najbliższych 5-7 lat zasadna jest instalacja dławików kompensacyjnych w następujących stacjach: Żydowo Kierzkowo, Gdańsk Przyjaźń, Dunowo, Baczyna, Pelplin, Gdańsk Błonia. Celem instalacji jest utrzymanie dopuszczalnych poziomów napięć występujących m.in. w warunkach doliny obciążenia KSE przy niskiej generacji elektrowni wiatrowych, bez konieczności wyłączania mało obciążonych linii NN.

Na podstawie zapisów rozporządzenia 943 Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z 5 czerwca 2019 r., decyzjami nr 23/2020 i 24/2020 z 2 października 2020 r. ACER uchwaliła metodyki dotyczące wyznaczania wielkości wskaźników VOLL, CONE i RS oraz przeprowadzenia oceny wystarczalności zasobów na poziomie europejskim.

Metodyka wyznaczania VOLL, CONE i RS

Metodyka przedstawia wytyczne do wyznaczenia wskaźników:

• VOLL (z ang. Value of Lost Load) – określającego wartość niedostarczonej energii. Podstawowe parametry do wyznaczenia VOLL obejmują: długość trwania wyłączenia, czas wyłączenia oraz wcześniejsze powiadomienie odbiorcy o wyłączeniu spowodowanym brakiem wystarczalności zasobów wytwórczych. Informacje te zbierane są dla różnych grup odbiorców takich jak: gospodarstwa domowe, przemysł, usługi oraz usługi publiczne. Finalnie wyznacza się jedną wartość VOLL z uwzględnieniem udziału poszczególnych grup konsumentów w oczekiwanej ilości niedostarczonej energii.
• CONE (z ang. Cost of New Entry) – określającego koszt wejścia w życie nowej jednostki. Wskaźnik ten określa alternatywny koszt pozyskania mocy poprzez budowę jednostki wytwórczej o najniższych operacyjnych i kapitałowych kosztach stałych.
• RS (z ang. Reliability Standard) – określającego poziom standardu bezpieczeństwa w systemie elektroenergetycznym.
  
  Standard bezpieczeństwa zgodnie z metodyką podstawowo wyznacza się jako stosunek kosztu wejścia w życie nowej jednostki do wyznaczonej wartości niedostarczonej energii. Standard wyznaczany jest w postaci wskaźnika LOLE.

Metodyka ERAA

Metodyka przedstawia wytyczne do przeprowadzenia oceny wystarczalności zasobów na poziomie europejskim (od ang. European Resource Adequacy Assessment – ERAA) bazującej na podejściu probabilistycznym. Analiza jej wyników będzie przeprowadzona na podstawie wskaźników:

• oczekiwanej ilości niedostarczonej energii (ang. Expected Energy Not Served – EENS),
• oczekiwanego czasu braku dostaw energii elektrycznej (ang. Loss of Load Expectation – LOLE).

ERAA będzie opierała się m.in. na odpowiednich centralnych scenariuszach referencyjnych, prognozach popytu i podaży energii elektrycznej, a także na ocenie ekonomicznej prawdopodobieństwa wycofania z eksploatacji aktywów wytwórczych, ich czasowego zamknięcia i wprowadzenia do eksploatacji nowych aktywów wytwórczych.

Metodyki dotyczące udziału mocy zagranicznych w mechanizmach mocowych

Decyzja ACER nr 36/2020 z 22 grudnia 2020 r. ustanawia metodyki określające zasady udziału mocy zagranicznych w mechanizmach mocowych państw członkowskich. Zakres metodyk obejmuje:

• wyznaczenie maksymalnych zdolności wytwórczych, które mogą zostać wykorzystane na potrzeby udziału zagranicznych jednostek w mechanizmach mocowych;
• podział przychodów z alokacji zdolności wytwórczych;
• zasady prowadzenia kontroli dostępności zagranicznych dostawców mocy;
• warunki naliczania opłaty za niedyspozycyjność;
• zasady prowadzenia europejskiego rejestru dostawców mocy;
• zasady identyfikacji jednostek kwalifikujących się do udziału w poszczególnych mechanizmach mocowych.

Metodyki stanowią pierwszy krok na drodze do stworzenia paneuropejskich ram dla transgranicznego uczestnictwa w mechanizmach mocowych. Ich celem jest zapewnienie równoprawnego traktowania wszystkich podmiotów uczestniczących w mechanizmach mocowych, bez względu na lokalizację. Treść metodyk powinna być uwzględniana zarówno w istniejących, jak i planowanych do wprowadzenia mechanizmach mocowych.

Nadzór nad stanem rezerw magazynowych Departamentu Eksploatacji (DE) pełni Wydział Regionalne Centrum Nadzoru w Radomiu. Koordynacją prac w ramach procesu gospodarki magazynowej majątku sieciowego zajmuje się Operator Rezerw Urządzeń i Materiałów (ORUiM). Zajmuje się on również realizacją niezbędnych zadań i decyzji zarządzających dotyczących zarządzania zapasami składowanymi w poszczególnych magazynach lub składach PSE. W 2020 r. zadania powierzone ORUiM były realizowane przez 5-osobowy zespół pracowników.

Podstawowym zadaniem stawianym przed ORUiM jest utrzymanie zapasów magazynowych na odpowiednim poziomie. Normatyw określa minimalne liczby urządzeń poszczególnych typów, które należy utrzymać na rezerwie magazynowej w celu zapewnienia ciągłości działania spółki (np. w sytuacji awaryjnej). W tym celu ORUiM cyklicznie zawiera i realizuje umowy na dostawy urządzeń i materiałów – zakupowe jednorazowe i ramowe, zawierane na okres 3 lat.

Na koniec 2020 r. na stan zapasów magazynowych składowanych na rezerwie magazynowej DE składało się 4967 indeksów materiałowych.

W spółce przeprowadzono zmiany mające na celu usprawnienie procesów finansowych i rozliczeniowych. Nastąpiło wdrożenie systemowego zarządzania należnościami realizowanego przez dedykowany zespół oraz wdrożenie cyklicznego monitorowania zbliżających się terminów płatności zobowiązań. Usprawniono również procesy weryfikacji oraz rozliczania rozrachunków.

W ramach tego kierunku działań, określonego w strategii biznesowej na lata 2020-2030, opracowany został Model Dyspozycyjności Zespołów (MDZ), którego celem jest wyznaczenie wymaganych poziomów redundancji dla kluczowych zespołów w spółce, gwarantujących utrzymanie ciągłości działania także w warunkach nadzwyczajnych.

Korzyści wynikające z powyższych prac obejmują m.in. wsparcie kształtowania organizacji pracy oraz planu zatrudniania w sposób zapewniający ciągłość działania zespołów kluczowych, z uwzględnieniem zdarzeń losowych będących poza kontrolą spółki i ich ewentualnego wpływu na dostępność obsady zespołu kluczowego.

W styczniu 2020 r. Zarząd PSE powołał Zespół Kryzysowy do wdrażania działań prewencyjnych oraz reagowania na bieżącą sytuację związaną z rozprzestrzenianiem się koronawirusa (SARS-CoV-2). Działania Zespołu polegały w szczególności na monitorowaniu zagrożeń oraz proaktywnym wdrażaniu zmian w organizacji pracy, planowaniu pracy i aprowizacji, by minimalizować ryzyka dla bezpiecznej pracy KSE. Zespół wypracowywał także wytyczne i procedury minimalizujące ryzyko rozprzestrzeniania się wirusa SARS-CoV-2 wśród pracowników, a w przypadku pojawienia się przypadków zakażeń – ograniczania ich wpływu na funkcjonowanie spółki.