Działania w obszarze badań i rozwoju (dalej: BiR) mają na celu tworzenie nowych rozwiązań technicznych, unikalnej wiedzy, usług i procesów mających zapewnić dostosowanie naszej organizacji w obszarze technologicznym i rynkowym do dynamicznych zmian w otoczeniu. W 2022 r. prowadzone były działania mające na celu dalsze usprawnienie zarządzania obszarem BiR, a w szczególności w zakresie planowania, realizacji i monitorowania prac badawczych i rozwojowych (BiR) – tak, aby był on kompleksowy, spójny i mógł zapewnić efektywne reagowanie na potrzeby spółki oraz wdrażanie właściwych innowacji w przyszłości.
Działania prowadzone w 2022 r. były skoncentrowane na budowaniu relacji z partnerami zarówno krajowymi, jak i zagranicznymi, w celu wzięcia udziału w przyszłych międzynarodowych projektach badawczych i rozwojowych, które będą realizowane w ramach ogłaszanych konkursów na granty badawcze, m.in. w programie Horyzont Europa. Dużą uwagę przykładamy do zwiększenia zaangażowania GK PSE w międzynarodowe projekty BiR w zakresie nowych usług rynkowych i technologii elektroenergetycznych (2017 – EU-SysFlex, 2020 – OneNet).
Angażowaliśmy się również w usprawnienie procesu rozliczania i monitorowania zakończonych projektów BiR oraz we wdrożenie systemu nadzoru nad implementacją uzyskanych produktów tych prac, w celu maksymalizowania korzyści i osiągania zamierzonych efektów podejmowanych zamierzeń.
NASZA STRATEGIARealizacja Strategii biznesowej do roku 2030
Wybrane kierunki strategiczne
Budowa centrum kompetencyjnego zdolnego do wdrażania innowacji
Wdrażanie mechanizmów łączenia rynków Day-Ahead i Intraday – Market Coupling
PSE są zaangażowane w proces budowy europejskiego rynku energii elektrycznej realizowany w ramach The Market Coupling Project obejmującego:
- połączony rynek dnia następnego – Single Day-Ahead Coupling (SDAC),
- połączony rynek dnia bieżącego – Single Intraday Coupling (SIDC).
Z perspektywy polskiego obszaru rynkowego wdrażanie SDAC i SIDC odbywa się przy zastosowaniu modelu pozwalającego na działanie wielu NEMO (Nominated Electricity Market Operators) wdrożonego w ramach projektu Multi NEMO Arrangements (MNA).
SDAC
SDAC jest centralnym segmentem europejskiego modelu rynku energii elektrycznej. To mechanizm, w ramach którego ceny dla każdego obszaru rynkowego w Europie są wyznaczane w sposób skoordynowany, we wspólnym procesie i z jednym punktem obliczeniowym. Alokacja zdolności przesyłowych odbywa się 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 i sprzedaży energii na rynku, do którego są geograficznie przypisani. Alokacja zdolności przesyłowych przez mechanizm MC odbywa się automatycznie, w trakcie dokonywania obrotu energią, w sposób maksymalizujący łączną nadwyżkę rynkową (ang. market surplus).
Wdrażanie SDAC rozpoczęło się w lutym 2014 r. przy udziale następujących państw: Belgia, Dania, Estonia, Finlandia, Francja, Hiszpania, Holandia, Litwa, Luksemburg, Łotwa, Niemcy/Austria, Norwegia, Polska (via SwePol Link), Portugalia, Szwecja i Wielka Brytania. W maju 2014 r. uruchomiono coupling pomiędzy regionami NWE a SWE – tzw. MRC (Multi Regional Coupling). W kolejnych latach zasięg SDAC był stopniowo zwiększany. Z perspektywy Polski najważniejsze działania rozwojowe w ramach SDAC nastąpiły:
- 17 czerwca 2021 r. – uruchomienie Interim Market Coupling (ICP) łączącego rynki dnia następnego w Polsce i państwach 4MMC (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 były wyznaczane metodą NTC (Net Transfer Capacity), ale zmienił sposób ich alokacji. Realizacja projektu ICP doprowadziła do wdrożenia SDAC niemal w całej Europie, poprzez wprowadzenie jednej wspólnej aukcji na giełdach energii elektrycznej dla uczestników rynku we wszystkich krajach objętych obszarami MRC i 4MMC. Dzięki projektowi ICP, Polska została w pełni zintegrowana w ramach europejskiego mechanizmu łączenia rynków dnia następnego;
- 8 czerwca 2022 r. – uruchomienie w regionie Core docelowego mechanizmu jednolitego łączenia rynków dnia następnego opartego o metodę Flow-Based Allocation (FBA). FBA to metoda wyznaczania zdolności przesyłowych oparta na fizycznych przepływach w całym regionie. Umożliwia uwzględnianie ograniczeń technicznych sieci w procesie wyznaczania i alokacji zdolności przesyłowych dla wymiany handlowej. Przy tej metodzie brane są pod uwagę współzależności między transakcjami wymiany handlowej na poszczególnych granicach obszarów rynkowych a przepływami mocy w połączonym systemie elektroenergetycznym.
Rys. 1 Obszar objęty SDAC
Źródło: Market Coupling Project
SIDC
SIDC to mechanizm jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego o zasięgu europejskim, w ramach którego uczestnicy rynku dokonują transakcji kupna i sprzedaży energii elektrycznej do 1 godziny przed okresem jej fizycznej dostawy. Mechanizm SIDC jest oparty na zasadzie handlu ciągłego i alokacji typu implicit. Oferty ze wszystkich obszarów rynkowych objętych mechanizmem są kojarzone w jednoczesnym procesie iteracyjnym, w ramach dostępnych zdolności przesyłowych. Udostępnianie zdolności przesyłowych dla realizacji transakcji handlowych odbywa się w tle zawieranych transakcji. Możliwość skorygowania pozycji handlowej z krótkim wyprzedzeniem czasowym ma szczególne znaczenie dla podmiotów zarządzających portfelami charakteryzującymi się dużą zmiennością zapotrzebowania i generacji, np. OZE.
Uruchomienie SIDC, realizowanego z wykorzystaniem platformy XBID, nastąpiło 12 czerwca 2018 r. Polski obszar rynkowy funkcjonuje w ramach SIDC od 19 listopada 2019 r. Mechanizmem SIDC zostały początkowo objęte cztery granice Polski (CZ-PL, DE-PL, LT-PL, PL-SE). Od 2 listopada 2022 r. do SIDC dołączono słowacki obszar rynkowy, co umożliwiło objęcie mechanizmem także granicy PL-SK i pozwoliło na wygaszenie stosowanego dla tej granicy tymczasowego rozwiązania dla rynku dnia bieżącego opartego na mechanizmie aukcji typu explicite. Ewolucję dołączania poszczególnych obszarów rynkowych do mechanizmu SIDC pokazano na poniższym Rys. 2.
Rys. 2 Ewolucja dołączania poszczególnych obszarów rynkowych do mechanizmu SIDC
Źródło: Projekt łączenia rynków
Działania rozwojowe w SDAC i SIDC
Działania realizowane obecnie w obszarach SDAC i SIDC mają na celu zapewnienie poprawnego działania operacyjnego oraz właściwego rozwoju. Nasza spółka jest zaangażowana w inicjatywy o zasięgu europejskim oraz lokalnym poprzez uczestnictwo w komitetach sterujących oraz grupach eksperckich SIDC. Do najważniejszych inicjatyw w zakresie rozwoju należą:
- w obszarze SDAC – wdrożenie 15-minutowych produktów rynkowych (Day-Ahead 15min MTU);
- w obszarze SIDC:
- wprowadzenie trybu aukcyjnego (Intraday Auctions – IDA), w ramach którego dla poszczególnych obszarów rynkowych będą wyznaczane ceny stanowiące podstawę do wyznaczania przychodu z alokacji (congestion rent) dla poszczególnych granic,
- implementacja 15-minutowych produktów rynkowych (Intraday 15min MTU),
- wdrożenie metody FBA jako docelowego rozwiązania dla SIDC.
Wdrożenie FBA w SIDC będzie poprzedzone kilkoma etapami wdrażania skoordynowanego wyznaczania zdolności przesyłowych (Intraday Capacity Calculation – IDCC), w ramach którego zdolności NTC dla poszczególnych granic będą wyodrębniane z domeny flow-based wyznaczonej dla rynku Intraday.
MNA
Mechanizm MNA, pozwalający na działanie w polskim obszarze rynkowym więcej niż jednego operatora rynku energii – NEMO, został wdrożony 9 lutego 2021 roku. W założeniu, działalność wielu NEMO ma zwiększyć konkurencyjność usług na rynku energii. Obecnie działanie MNA jest koordynowane w ramach komitetu operacyjnego PL OPSCOM, w którym PSE pełnią rolę wiodącą.
Wdrożenie nowego modelu rynku
Obecnie trwa reforma polskiego rynku bilansującego (RB). Zgodnie z dokumentem Polski Plan Wdrażania, który został opublikowany 20 maja 2020 r. na stronie Ministerstwa Klimatu została ona podzielona na dwa etapy.
Od 1 stycznia 2021 r. wdrożyliśmy I etap reformy RB. 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 a użytkownikami systemu. Operacjonalizacja zmian I etapu reformy wymagała dostosowania systemów informatycznych PSE oraz, w mniejszym zakresie, systemów informatycznych uczestników rynku bilansującego. W ramach I etapu reformy RB nastąpiły:
- Umożliwienie aktywnego udziału strony popytowej (DSR) w rynku bilansującym;
- Umożliwienie aktywnego udziału jednostkom wytwórczym niepodlegającym centralnemu dysponowaniu w rynku bilansującym (tzw. jednostki nJWCD), w tym farmom wiatrowym i PV;
- Umożliwienie aktywnego udziału magazynów energii w rynku bilansującym;
- Umożliwienie aktualizacji ofert Zintegrowanego Procesu Planowania w maksymalnie możliwym zakresie do czasu zamknięcia bramki dla międzystrefowego rynku dnia bieżącego, z założeniem monitorowania uczestników rynku pod kątem potencjalnych nadużyć na rynku (wykorzystanie siły rynkowej);
- Rezygnacja z następujących usług systemowych:
- Interwencyjna Rezerwa Zimna – IRZ;
- Operacyjna Rezerwa Mocy – ORM;
- Gwarantowany Program Interwencyjny DSR – Gwarantowany IP DSR;
- Praca Interwencyjna – PI;
- Zmiana konwencji znaków na rynku bilansującym, dostosowanie polskiej konwencji znaków do wymagań rozporządzenia 2017/2195 (EBGL);
- Poprawa zasad wyceny i rozliczeń w zakresie zarządzania ograniczeniami (redysponowanie);
- Zmiana zasad ustalania cen niezbilansowania i rozliczeń w celu poprawy zachęt do bycia zbilansowanym poprzez ograniczenie możliwości arbitrażu między rynkami hurtowym a bilansującym. Zmiana zasad dotycząca rozwiązań ograniczających arbitraż między rynkiem hurtowym a rynkiem bilansującym zaczęła obowiązywać od 1 stycznia 2022 roku.
Wraz ze zmianami procesów operacyjnych i wspierających je systemów informatycznych, dla nowo budowanych systemów zaimplementowano wymagania bezpieczeństwa mające na celu ograniczenie możliwości przeprowadzenia skutecznego cyberataku na zasoby cyfrowe PSE. Przeprowadzono podział architektury IT na odpowiednie strefy bezpieczeństwa zapewniające adekwatny poziom bezpieczeństwa poszczególnym systemom i aplikacjom służącym do realizacji zadań OSP. Utworzono nowe środowiska uruchomieniowe służące do budowania i testowania narzędzi informatycznych OSP.
Obecnie trwają prace nad wdrożeniem II etapu reformy RB. Celem tego etapu jest spełnienie wszystkich pozostałych adekwatnych wymogów prawnych i regulacyjnych, wprowadzenie zmian wspierających te wymagania oraz poprawa jakości mechanizmu rynku bilansującego, w tym m.in.:
- Wdrożenie mechanizmu wyceny niedoboru mocy w celu zapewnienia zachęt do krótkoterminowej elastyczności i wysyłania odpowiednich sygnałów cenowych dla dostawców energii bilansującej;
- Wdrożenie możliwości nabywania mocy bilansującej odrębnie dla regulacji w górę i w dół, zgodnie z wymogami rozporządzenia UE 2019/943 i EBGL;
- Wdrożenie zmian w zasadach i procesach rynku bilansującego umożliwiających rozpoczęcie wdrażania europejskich platform energii bilansującej;
- Wdrożenie zaktualizowanych reguł planowania i rozliczeń dla dostawców usług bilansujących w celu zwiększenia efektywności działania nowych zasad rynku.
Wdrożenie II etapu reformy RB jest procesem wymagającym i trudnym. Implementowane zmiany stanowią znaczącą ingerencję w dotychczasowe zasady funkcjonowania rynku bilansującego w Polsce. Zakres prac II etapu reformy RB jest znacznie szerszy od zakresu I etapu reformy rynku. Konieczna jest dogłębna rewizja obowiązującego prawa oraz znaczące zmiany w regulacjach technicznych. Wdrożenie II etapu reformy RB będzie wymagało dostosowania procesów biznesowych i systemów informatycznych w obszarze zgłoszeń danych handlowych i technicznych, pozyskiwania mocy bilansujących, planowania koordynacyjnego i prowadzenia ruchu systemu elektroenergetycznego, pozyskiwania i przetwarzania danych pomiarowo-rozliczeniowych, rozliczeń energii i mocy bilansujących oraz zawierania i obsługi umów z uczestnikami rynku.
Biorąc pod uwagę doświadczenia z wdrożenia I etapu reformy RB oraz konieczność zbudowania i przetestowania odpowiednich narzędzi informatycznych zarówno w PSE, jak i u uczestników rynku bilansującego, termin wdrożenia II etapu reformy RB został zrewidowany w stosunku do terminu wskazanego w Planie Wdrażania. Według zaktualizowanego planu prac nad II etapem reformy RB, termin wdrożenia II etapu zmian przypada na okres od 1 stycznia do 31 grudnia 2023 roku.
Równolegle do prac nad reformą RB trwają działania przygotowawcze do przyłączenia do europejskich platform bilansujących: MARI, PICASSO i TERRE. Na gruncie międzynarodowym PSE jako OSP kontynuuje współpracę z innymi OSP przy rozwijaniu tych platform. Na gruncie krajowym przygotowujemy niezbędną infrastrukturę informatyczną. Przyłączenie Polski do europejskich platform bilansujących jest planowane na czas po zakończeniu II etapu reformy RB.
Uwzględnienie FNM w mechanizmach rynkowych oraz implementacja innowacji wynikających z prac badawczych
Operator na potrzeby bilansowania zapotrzebowania planuje pracę krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) oraz prowadzi rynek bilansujący (RB) w taki sposób, aby zminimalizować sumaryczne koszty: zakupu energii bilansującej, dodatkowych uruchomień jednostek wytwórczych i zakupu mocy bilansujących.
W ramach wdrożenia II etapu reformy RB, nasza organizacja planuje opracować zasady tworzenia planów pracy KSE przy wykorzystaniu zadania pozwalającego na optymalny dobór oraz rozdział obciążeń między jednostki wytwórcze, z uwzględnieniem wymagań dotyczących bezpieczeństwa pracy systemu oraz z uwzględnieniem pełnego modelu sieci (Full Network Model). W literaturze anglojęzycznej zadanie to jest określane mianem security-constrained unit commitment (SCUC). Zaprojektowanie i wdrożenie rozwiązania opartego o narzędzia SCUC zintegrowane z systemem NMMS (moduł do zarządzania pełnym modelem sieci) odbywa się w ramach prac badawczych prowadzonych przy współpracy z PSE Innowacje (spółka córka PSE) oraz Narodowym Centrum Badań Jądrowych (NCBJ).
W ramach dotychczasowych prac badawczych NCBJ przygotowało prototyp optymalizatora SCUC, który w ramach procesów optymalizacyjnych wykorzystuje wiodący na świecie optymalizator GURUBI, a dane wejściowe (model sieci, wyłączenia itp.) dostarczane są w plikach konfiguracyjnych. Model docelowy, oparty na pełnym modelu sieci (FNM), będzie zintegrowany z NMMS oraz PLANKTON-em (program do przygotowywania planów koordynacyjnych), a w procesach optymalizacyjnych będzie wykorzystywał optymalizator GURUBI lub inny wiodący program służący do rozwiązywania zadań optymalizacyjnych.
Pełnienie funkcji operatora informacji rynku energii elektrycznej
Zgodnie z ustawą Prawo energetyczne, PSE jako OSP od 3 lipca 2021 r. została powierzona funkcja operatora informacji rynku energii (OIRE). Do głównych zadań OIRE należy zarządzanie i administrowanie Centralnym Systemem Informacji Rynku Energii (CSIRE), wspieranie realizacji procesów rynku energii, pozyskiwanie informacji z tego rynku oraz innych informacji od użytkowników systemu elektroenergetycznego, a także przetwarzanie informacji zgromadzonych w CSIRE oraz innych, do których OIRE jest uprawniony. Powyższe działania będą w pełni wykonywane przez OIRE od 1 lipca 2025 r. tj., po zbudowaniu i uruchomieniu CSIRE.
CSIRE będzie podstawowym narzędziem wykorzystywanym przez OIRE do realizacji stawianych przed nim zadań. System ma przetwarzać informacje rynku energii oraz wspierać realizację procesów rynku energii przez podmioty działające na detalicznym rynku energii elektrycznej – przede wszystkim sprzedawców i operatorów systemów dystrybucyjnych. Wykaz procesów rynku energii objętych wsparciem CSIRE został wyspecyfikowany w rozporządzeniu w sprawie procesów rynku energii wydanym na podstawie ustawy Prawo energetyczne.
Zbudowanie OIRE
Projekt budowy OIRE i wdrożenia CSIRE, realizowany w ramach PSE, zmierza do osiągnięcia celów interesariuszy rynku detalicznego oraz obowiązków wskazanych w przepisach prawa. Jego głównym celem jest zapewnienie 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 dodatkowo wspierać realizację ustawowych praw i obowiązków 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 wsparcia realizacji procesów rynku energii, takich jak zmiana sprzedawcy energii elektrycznej oraz dokonywanie rozliczeń za jej dostarczanie do użytkowników systemu elektroenergetycznego. Szczegółowy wykaz procesów rynku energii objętych wsparciem CSIRE jest wyspecyfikowany w rozporządzeniu w sprawie procesów rynku energii wydanym na podstawie ustawy Prawo energetyczne. Dzięki uruchomieniu systemu, procesy rynku energii, w tym zmiana sprzedawcy energii elektrycznej, zostaną uproszczone, a czas ich realizacji skrócony.
Oczekiwane korzyści wynikające z funkcjonowania OIRE i CSIRE:
Korzyści dla odbiorców końcowych, w tym prosumentów:
- bezpłatny dostęp do danych ich dotyczących (m.in. dane pomiarowe) związanych z punktami poboru energii,
- ułatwienie i usprawnienie procesów związanych z korzystaniem z energii elektrycznej, m.in. zmiany sprzedawcy energii,
- możliwość weryfikacji danych dotyczących indywidualnego poboru oraz wprowadzania energii elektrycznej do sieci,
- możliwość pozyskania szczegółowych, wiarygodnych i podanych w przystępnej formie informacji dotyczących korzystania z energii elektrycznej, optymalizacji zużycia oraz obniżenia kosztu jej użytkowania,
- możliwość udostępnienia informacji własnych dotyczących rynku energii, w tym danych pomiarowych, wybranym przez siebie podmiotom, np. w celu otrzymania korzystniejszych, indywidualnie dostosowanych ofert handlowych, w tym dotyczących usług dodatkowych.
Korzyści dla uczestników rynku energii elektrycznej:
- obniżenie kosztów funkcjonowania podmiotów na rynku detalicznym energii elektrycznej oraz obniżenie bariery wejścia na rynek dzięki ograniczeniu liczby interfejsów i utworzeniu jednego punktu dostępu do informacji rynku energii,
- możliwość realizacji ustawowych praw i obowiązków dzięki efektywnej i bezpiecznej wymianie informacji na detalicznym rynku energii za pośrednictwem CSIRE,
- ujednolicenie zasad realizacji procesów rynku energii elektrycznej, dotyczących detalicznego rynku energii, w ramach określonego w przepisach prawa podziału ról i odpowiedzialności,
- usprawnienie działań związanych ze sprzedażą rezerwową,
- gwarancja efektywności przetwarzania danych oraz trwałości rozwiązania CSIRE,
- umożliwienie tworzenia i rozwoju nowych usług poprzez ułatwienie dostępu do informacji rynku energii, w tym profili pomiarowych zużycia i produkcji energii elektrycznej,
- transparentność procesów detalicznego rynku energii wspieranych przez CSIRE,
- możliwość uzyskania informacji rynku energii dotyczących potencjalnych klientów (wyłącznie po udzieleniu przez klienta zgody), np. w celu przygotowania spersonalizowanych ofert.
Korzyści dla krajowego systemu elektroenergetycznego i operatorów systemów elektroenergetycznych:
- poprawa efektywności wykorzystania zasobów KSE, m.in. poprzez lepsze dopasowanie zużycia energii do jej produkcji, w szczególności z OZE,
- możliwość przeprowadzenia integracji procesów rynku detalicznego i rynków systemowych z wykorzystaniem danych pomiarowych dostępnych w CSIRE,
- poprawa jakości danych pomiarowych, dzięki zastosowaniu jednolitych standardów i benchmarków jakościowych,
- możliwość wykorzystania jednolitego standardu zagregowanych danych pomiarowych do realizacji obowiązków ustawowych.
W celu realizacji zapisów ustawy, nasza spółka realizuje projekt opracowania, implementacji i wdrożenia CSIRE oraz realizuje kolejne etapy budowy OIRE.
W ramach projektu OIRE w 2022 r.:
- Przeprowadzono postępowanie o udzielnie zamówienia publicznego na „Opracowanie, implementację i wdrożenie Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE) wraz z usługami wspierającymi”. W wyniku przeprowadzonego postępowania, 27 stycznia 2023 r. podpisano umowę z wykonawcą. W ramach tej umowy rozpoczęto realizację Etapu I - Analiza szczegółowa i przygotowanie dokumentacji projektowej. Planowany termin realizacji Etapu I to 6 miesięcy od podpisania umowy.
- OSP wykonując funkcje OIRE opracował, poddał konsultacjom publicznym i złożył Prezesowi URE do zatwierdzenia projekt wydzielonej części Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej dotyczącą szczegółowego sposobu funkcjonowania CSIRE oraz współpracy OSP, działającego jako OIRE, z użytkownikami systemu elektroenergetycznego oraz innymi podmiotami zobowiązanymi lub uprawionymi do korzystania z CSIRE (IRiESP-OIRE). W toku postępowania administracyjnego, PSE dokonały zmian projektu IRiESP-OIRE oraz uzupełniły instrukcję o postanowienia dotyczące migracji inicjalnej informacji rynku energii. Prezes URE zamknął postępowanie dowodowe 31 marca 2023 r. i zatwierdził IRiESP-OIRE 6 kwietnia 2023 r., ustalając datę wejścia w życie instrukcji na 7 kwietnia 2023 roku.
- Prowadzono intensywne prace związane z opracowaniem kolejnych wersji Standardów Wymiany Informacji (SWI) CSIRE, stanowiących załącznik do IRiESP-OIRE a także Technicznych Standardów Komunikacji Biznesowej (TSKB). SWI były przedmiotem postępowania administracyjnego, które dotyczyło zatwierdzenia IRIESP-OIRE. TSKB, opracowane zgodnie z wymogami zawartymi w IRiESP-OIRE, zostały poddane konsultacjom z interesariuszami CSIRE oraz rozszerzone o szereg zapisów, które pierwotnie były zamieszczone w SWI. W 2022 r. były publikowane kolejne wersje projektu TSKB oraz raportów z przeprowadzonych konsultacji. TSKB zgodne z zatwierdzonymi SWI zostały opublikowane 4 kwietnia 2023 roku.
- Zakończono postępowanie przetargowe na Wykonanie usługi migracji danych do systemu CSIRE i 24 czerwca 2022 r. podpisano umowę z wybranym wykonawcą. Zrealizowano również następujące elementy usługi migracji danych do CSIRE:
- opracowano szczegółową koncepcję migracji danych inicjalnych do CSIRE,
- opracowano i udostępniono zakres danych migracji CSIRE oraz specyfikację plików migracji danych inicjalnych CSIRE,
- w kwietniu 2023 r. udostępniono narzędzie migracji danych, wspomagające podmioty zobowiązane do dostarczenia do OIRE danych inicjalnych CSIRE oraz służące do budowy wsadu inicjalnego CSIRE.
- Przygotowano procesy wewnętrzne OIRE czyli procesy realizowane w ramach struktur organizacyjnych operatora informacji rynku energii. Nie obejmują one procesów rynku energii określonych w SWI, ponieważ ich realizacja dokonywana jest automatycznie z wykorzystaniem CSIRE. W ramach procesów wewnętrznych, realizowane są czynności nadzoru i monitorowania poprawności działania procesów rynku energii.
- Stworzono koncepcję wdrożenia nowych rozwiązań organizacyjno-informatycznych w formie Systemu Wsparcia OIRE (SWOIRE), w celu efektywnej realizacji zadań. System ten został zaprojektowany w celu wsparcia OIRE w realizacji procesów wewnętrznych oraz zadań wynikających z przepisów rangi ustawowej oraz rozporządzeń wykonawczych, w tym obsługi różnorodnych zapytań i żądań Interesariuszy rynku energii, dotyczących działania CSIRE, oraz innych zadań realizowanych przez OIRE. SWOIRE pozwoli osiągnąć wysoką jakość w realizacji potrzeb uprawnionych interesariuszy.
Wdrożenie systemu planowania wyłączeń
W roku 2022 nasza organizacja zrealizowała kolejny etap prac obejmujący zaprojektowanie i implementację systemu planowania wyłączeń, tzw. Outage Management System – Wyłączenia (OMS-W), w zakresie umożliwiającym:
- rejestrowanie i zarządzanie grupami potrzeb powiązanymi z potrzebami wyłączeń, grupami wyłączeń powiązanymi z wyłączeniami oraz kartami wyłączeń powiązanymi z wyłączeniami lub grupami wyłączeń,
- wykorzystanie zarejestrowanych obiektów do tworzenia na ich podstawie innych, w tym tworzenia wyłączeń na podstawie potrzeb wyłączeń, grup wyłączeń na podstawie grup potrzeb oraz kart wyłączeń na podstawie wyłączeń lub grup wyłączeń.
System do zarządzania niedostępnością elementów systemu elektroenergetycznego OMS-W zostanie zaimplementowany na nowoczesnej platformie informatycznej. Będzie korzystał z danych o elementach systemu KSE zawartych w bazie RBES. Bezpośrednimi zgłaszającymi potrzeby wyłączeń elementów KSE będą: JO w Departamencie Eksploatacji, Centralna Jednostka Inwestycyjna oraz partnerzy biznesowi (np. OSD). Na poziomie PSE, OMS-W będzie stanowił kolejny krok do przyszłej integracji procesów planowania wyłączeń w korporacji (z systemem AM). Docelowo zostanie wyposażony w moduł obsługi 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.
System OMS-W ma zastąpić używany obecnie do planowania wyłączeń SEW Rejestr, stworzony ponad 25 lat temu, jak również częściowo zastąpić system DYSTAN w zakresie rejestracji wyłączeń awaryjnych i operatywnych, zmian topologicznych w KSE oraz ograniczeń odbiorców wynikających z wyłączeń awaryjnych elementów sieci przesyłowej i zdarzeń atmosferycznych w sieci SN.
Rozpoczęto również kolejny etap prac, którego celem jest realizacja procesu planowania wyłączeń w systemie OMS-W (z uwzględnieniem przypisanych ról w procesie), usprawnienie sposobu rejestracji i usprawnienie zarządzania obiektami w systemie.
Zdefiniowanie procesu OPC z określeniem zasobów, realizacja równoległa w PSE
W roku 2022 w PSE prowadzono dalszy rozwój narzędzi informatycznych – w kierunku osiągnięcia docelowej funkcjonalności – umożliwiających regionalnym koordynatorom bezpieczeństwa (RSC) i operatorom systemów przesyłowych koordynację planowania wyłączeń (Outage Planning Coordination, dalej: OPC) w trybie tygodniowym oraz ocenę wystarczalności systemów (STA) w horyzoncie tygodniowym.
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 dla energii elektrycznej na podstawie rozporządzenia Komisji Europejskiej ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej. Usługi mają na celu zwiększenie bezpieczeństwa operacyjnego systemu elektroenergetycznego Europy.
Zdefiniowanie procesu CC z określeniem zasobów, realizacja równoległa w PSE
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 2022 r. do 7 czerwca trwały testy nowej metody wyznaczania zdolności oraz prace nad rozwojem narzędzi potrzebnych do produkcyjnego uruchomienia tej metody zarówno po stronie PSE, jak i RSC. Od 8 czerwca 2022 r. uruchomiono produkcyjnie w regionie Core proces wyznaczania zdolności przesyłowych w horyzoncie dnia następnego. W 2022 r. kontynuowano opracowywanie narzędzi IT wspierających proces precouplingu i narzędzi Capacity Calculation Analysis wspierających proces Day-ahead Flow-Based Capacity Calculation w regionie Core.
Ponadto, rozpoczęto następujące prace wdrożeniowe dotyczące procesu wyznaczania zdolności przesyłowych w horyzoncie dnia bieżącego:
- zrealizowano fazę podstaw dla wdrożenia rozwiązania IT wspierającego fazę precouplingu w horyzoncie dnia bieżącego dla zadania Flow-Based Market Coupling,
- zainicjowano fazę ewolucyjnego rozwoju dla wdrożenia rozwiązania IT wspierającego fazę precouplingu w horyzoncie dnia bieżącego (etap 1) dla zadania Flow-Based Market Coupling,
- zainicjowano fazę ewolucyjnego rozwoju w ramach opracowania i wdrożenia podstawowej funkcjonalności narzędzia Capacity Calculation Analysis wspierającego proces Intraday Flow-Based Capacity Calculation w regionie Core.
Zdefiniowanie procesu CSA z określeniem zasobów, realizacja równoległa w PSE
Zgodnie z rozporządzeniami Komisji (UE):
- 2017/1485 artykuł 75 i artykuł 76(1) z 2 sierpnia 2017 r. ustanawiającym wytyczne dotyczące skoordynowanych analiz bezpieczeństwa;
- 2015/1222 artykuł 35(1) i artykuł 74 z 24 lipca 2015 r. ustanawiającym wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi;
dla przeprowadzania analiz bezpieczeństwa i podziału kosztów aktywacji środków zaradczych zostały przyjęte nowe metodyki: ROSC i CS RDCT. Mają one na celu zwiększenie bezpieczeństwa operacyjnego systemu elektroenergetycznego Europy.
W 2022 r. zrealizowano prace w celu przygotowania projektów IT dotyczących wdrożenia narzędzi potrzebnych do produkcyjnego uruchomienia tej metody zarówno po stronie PSE, jak i RSC. W wyniku postępowania przetargowego w UE wyłoniono wykonawców dla realizacji zadania budowy narzędzia centralnego do obsługi procesu CSA w regionie Core. Prace związane z projektem IT będą realizowane w ramach projektu CorNet (RSC TSCNET i RSC Coreso) przy wsparciu OSP z regionu Core.
W ramach przygotowań do wdrożenia procesu CSA, po stronie PSE zostało zrealizowane zadanie biznesowe dotyczące opracowania wizji wsparcia procesów analiz bezpieczeństwa i podziału kosztów aktywacji środków zaradczych wraz z analizą wykonalności.
Realizacja zadań inwestycyjnych, wynikających z PRSP
Nakłady PSE na realizację zadań inwestycyjnych w 2022 wyniosły ok. 1,3 mld zł. Najważniejsze zakończone w tym roku zadania to:
- Budowa linii 400 kV Krajnik – Baczyna bez wprowadzenia do stacji Baczyna (linia pracuje czasowo na napięciu 220 kV w relacji Krajnik – Gorzów);
- Wprowadzenie kablowe linii 220 kV Miłosna – Mory do stacji 220/110 kV Praga (Żerań);
- Modernizacja linii 220 kV Rogowiec – Pabianice;
- Modernizacja odkupionej od ENEA Operator linii 220 kV Morzyczyn – Recław;
- Wymiana przewodu odgromowego OPGW na linii 400 kV Połaniec – Rzeszów;
- Wymiana przewodu odgromowego OPGW na liniach 220 kV: Kozienice – Puławy, Pątnów – Konin, Adamów – Pabianice i Podolszyce – Pątnów;
- Wymiana dławików aktywnych typu ConTune wraz z aparaturą towarzyszącą na filtry pasywne w stacji Słupsk DC;
- Modernizacja wyposażenia jednostek transformatorowych w stacji 400/220/110 kV Plewiska.
Wdrożenie narzędzia do analiz probabilistycznych w procesie planowania rozwoju KSE
Zasadniczym celem planowania rozwoju sieci przesyłowej jest opracowanie takiego harmonogramu działań inwestycyjnych, którego realizacja pozwoli na kontynuację pracy KSE w sposób niezawodny i uzasadniony ekonomicznie. Bezpośrednim efektem działań rozwojowych ma być zapewnienie zbilansowanego rozwoju infrastruktury przesyłowej, który z jednej strony zwiększy efektywność rynku, poprzez zmniejszenie wpływu ograniczeń technicznych w sieci przesyłowej, a z drugiej strony nie doprowadzi do przeinwestowania infrastruktury przesyłowej i powstania nieuzasadnionych obciążeń finansowych dla użytkowników systemu.
Zakres inwestycji w infrastrukturę przesyłową jest zależny od wielu czynników zewnętrznych, m.in. strony popytowej i podażowej, a także uwarunkowań gospodarczych i społeczno-politycznych. Część tych czynników ma ze swojej natury charakter losowy. W obecnych realiach pracy systemów elektroenergetycznych istnieje coraz większe zapotrzebowanie na uwzględnienie w procesie planowania rozwoju sieci elementów probabilistycznych, jako dobrze odwzorowujących otoczenie. Analizy probabilistyczne, czyli uwzględniające elementy niepewności występowania zdarzeń, z jednej strony lepiej odzwierciedlają rzeczywistość, z drugiej zaś strony cechują się większym stopniem skomplikowania oraz czasochłonnością obliczeń. Z tego powodu PSE dostrzegły potrzebę opracowania dedykowanego narzędzia, uwzględniającego w sposób efektywny elementy probabilistyczne w procesie planowania rozwoju sieci przesyłowej. W ten sposób opracowana została koncepcja funkcjonalna, a następnie powstało narzędzie informatyczne aPRSP. Narzędzie to ma na celu wsparcie planistów w doborze optymalnych kosztowo harmonogramów wdrażania inwestycji sieciowych, przy uwzględnieniu losowych czynników wpływających na pracę systemu elektroenergetycznego.
aPRSP działa dwuetapowo. Na pierwszym etapie następuje automatyczna identyfikacja tzw. kandydatów, tj. potencjalnych inwestycji polegających na budowie nowych bądź modernizacji istniejących elementów infrastruktury sieciowej. Na tym etapie w uproszczony sposób porównywane są nakłady inwestycyjne oraz potencjalne zyski rynkowe wynikające z budowy elementu sieciowego. Na drugim etapie otrzymana lista kandydatów stanowi wejście do 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.
Budowa systemu zarządzania jakością energii elektrycznej w KSE
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 systemami monitorowania jakości energii elektrycznej (SMJEE) 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 obecnie system SMJEE składa się ze 169 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 ramach realizacji tego zadania są wdrażane 2 systemy SMJEE w ramach odrębnych pakietów, spośród których każdy obejmuje 130 punktów pomiarowych (łącznie 260 punktów pomiarowych). Po zakończeniu zadania monitorowanie parametrów jakościowych energii elektrycznej realizowane będzie łącznie dla 429 punktów pomiarowych. Wdrażane obecnie systemy SMJEE będą spełniały bardzo wysokie standardy bezpieczeństwa informatycznego i będą realizowały szereg dodatkowych funkcjonalności, zgodnie z najnowszymi standardami obowiązującymi u OSP.
W roku 2021 w wyniku przeprowadzonego postępowania przetargowego zostały podpisane umowy z dwoma wykonawcami i rozpoczęto realizację prac zaplanowanych na 3 kolejne lata. W ramach etapu 1. zadania wykonawcy opracowali i uzgodnili szczegółowe harmonogramy prac. W 2022 r. w etapie 2. wykonawcy opracowali i uzgodnili dokumentację projektową wykonawczą w odniesieniu do instalowanych urządzeń w 104 stacjach elektroenergetycznych. W ramach etapu 3. wykonawcy rozpoczęli opracowanie i uzgadnianie dokumentacji projektowej wykonawczej dla systemów informatycznych SMJEE wraz pilotażową instalacją urządzeń pomiarowych w łącznie 4 stacjach.
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.
Rozpoczęcie prac związanych z tym zadaniem jest planowane na rok 2023, po wdrożeniu części informatycznej systemu SMJEE w wersji produkcyjnej w ramach rozbudowy systemu 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 służących 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
Cyberbezpieczeństwo odgrywa kluczową rolę w strategii biznesowej PSE ze względu na konieczność zapewnienia bezpieczeństwa krajowego systemu elektroenergetycznego. Jedną z inicjatyw określonych w Strategii PSE jako strategiczne było odparcie zagrożeń zewnętrznych. Działania związane z cyberbezpieczeństwem są kontynuowane w ramach realizowanych projektów, zadań bieżących oraz inicjatyw skierowanych na podniesienie bezpieczeństwa. Obejmują m.in. zarządzanie ryzykiem utraty możliwości sterowania i zarządzania pracą KSE związanej z cyberatakami na systemy IT/OT operatora systemu przesyłowego oraz operatorów systemów dystrybucyjnych, wytwórców, firm obrotu, giełd lub odbiorców przemysłowych.
Działania w sferze cyberbezpieczeństwa podejmowane przez naszą organizację są odpowiedzią na rosnące zagrożenia w tej dziedzinie związane z coraz szerszym wykorzystywaniem nowych technologii i metod komunikacji, a także ze wzrostem zagrożeń płynących z otoczenia zewnętrznego firmy i kraju. 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.
Kontynuując działania wynikające z realizowanej strategii cyberbezpieczeństwa, PSE określiły możliwe kierunki rozwoju sytuacji, co pozwoliło zbudować adekwatny do potrzeb portfel działań niezbędnych do zarządzenia zdefiniowanymi ryzykami. Rosnąca liczba cyberzagrożeń i specjalizowanych narzędzi służących do ataków potwierdziły prawidłowość przyjętych założeń oraz konieczność kontynuacji działań w tym zakresie. Wymiar bezpieczeństwa jest istotnym elementem kolejnych kierunków strategicznych naszej spółki.
Bezpieczeństwo teleinformatyczne i zarządzanie obszarem cyberzagrożeń – podejście i projekty
Departament Teleinformatyki w okresie objętym niniejszym raportem kontynuował działania w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa ICT. U podstaw wszystkich działań leżały wzajemna zależność cyberbezpieczeństwa naszej spółki, naszych partnerów rynkowych w kraju i za granicą oraz podmiotów grupy kapitałowej i podwykonawców, a także sumaryczny wpływ cyberbezpieczeństwa na stabilność pracy KSE. Filarem podejmowanych przez nas działań było zawsze bezpieczeństwo teleinformatyczne – ciągłość działania jako dostępność i odporność systemów oraz integralność i poufność danych w rozwiązaniach IT.
Priorytetowe obszary realizowanych projektów:
- Segmentacja sieci – projekty mające zapewnić adekwatną separację 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, 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 – nasz zewnętrzny perymetr dostarczający pracownikom PSE i gościom, z uwzględnieniem reguł wynikających z zasad separacji uprawnieniami i zarządzania nimi, funkcjonalnego i zunifikowanego dostępu do Internetu (w tym poprzez bezpieczną sieć WiFi wdrożoną w centrali spółki i w zamiejscowych komórkach organizacyjnych) oraz adekwatnego do potrzeb, bezpiecznego dostępu zdalnego;
- Wykrywanie i reagowanie – monitoring zagrożeń prowadzony 7x24h przez dedykowany zespół Security Operations Center (SOC) w celu zapewnienia bieżącego bezpieczeństwa teleinformatycznego, obejmujący działania i środki zaradcze odnośnie do incydentów dotyczących zarówno sieci IT, jak i OT. Kolejną linię wsparcia stanowi Computer Emergency Response Team (CERT), działający od 2016 r. i posiadający stosowne certyfikacje potwierdzające spełnianie najwyższych standardów działania. Istotnym elementem tego kierunku jest podnoszenie świadomości pracowników, publikacja alertów i ostrzeżeń o zagrożeniach, raportowanie informacji o incydentach oraz współpraca w zakresie bezpieczeństwa teleinformatycznego z podmiotami zewnętrznymi (m.in. CERT NASK, CERT.GOV.PL, RCB).
W ramach podejmowanych działań dostosowujemy rozwiązania organizacyjne i techniczne do obowiązujących wymagań prawnych (ustawa z 5 lipca 2018 r. o krajowym systemie cyberbezpieczeństwa) i aktualnych standardów bezpieczeństwa ICT oraz standardów branżowych.
Współpraca
We współpracy z interesariuszami nieustannie prowadzimy działania mające na celu zapewnienie odpowiedniego poziomu wspólnego bezpieczeństwa ICT i strategicznej harmonizacji podejmowanych wysiłków. Współpracujemy również blisko z podmiotami odpowiedzialnymi za cyberbezpieczeństwo sektora elektroenergetycznego – w kraju i za granicą. Aby pogłębiać tę współpracę, popularyzować zagadnienia zagrożeń dla cyberbezpieczeństwa oraz podejście do ich zwalczania, aktywnie uczestniczymy (w 2022 r. głównie zdalnie) w licznych konferencjach, seminariach oraz krajowych i międzynarodowych forach współpracy sektorowej. W ramach propagowania bezpieczeństwa ICT i zacieśniania współpracy w sektorze energetycznym od 2018 roku organizujemy szkolenia PolEx oraz konferencje Cybersecurities Conference for the Energy Sector (CC4ES) z udziałem ekspertów branżowych z kraju i z zagranicy.
Kluczowym forum współpracy międzynarodowej jest Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity – ENTSO-E). Przedstawiciele PSE angażują się w niej w projekty zmierzające do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego w Europie – opracowują nowe rozwiązania lub koncepcje i zasady dotyczące infrastruktury krytycznej w różnych grupach roboczych i projektowych. Poniżej przedstawiamy niektóre grupy, w których uczestniczą reprezentanci PSE:
- ICTC Information and Communication Technologies Committee – komitet koordynujący całość zagadnień z obszaru ICT i bezpieczeństwa teleinformatycznego w ENTSO-E, ze szczególnym uwzględnieniem wspólnych narzędzi ICT wykorzystywanych przez społeczność operatorów systemów przesyłu energii elektrycznej,
- Grupy sterujące wspierające ICTC, odpowiedzialne za zagadnienia strategii, dostarczanie usług ICT oraz bezpieczeństwa ICT,
- Cyber Security Working Group – grupa robocza ICTC zajmująca się zagadnieniami bezpieczeństwa teleinformatycznego. Zadaniem grupy jest monitorowanie informacji o zagrożeniach na świecie oraz współpraca w ramach projektów, w których potrzebne jest zadbanie o bezpieczeństwo i kształtowanie reguł bezpiecznego działania systemów i operatorów,
- Grupa robocza skupiająca ekspertów ENTSO-E oraz podobnego stowarzyszenia europejskich operatorów systemów dystrybucyjnych, E-DSO, której zadaniem jest opracowanie i wdrożenie regulacji Network Code for Cyber Security,
- Enterprise Architecture Working Group – grupa robocza ICTC, której misją jest zapewnienie właściwej koordynacji, spójności i wsparcia decyzyjnego w sprawach dotyczących architektury w ramach współpracy społeczności operatorów,
- CIM (Common Information Model) Working Group – grupa robocza ICTC, która opracowała i utrzymuje 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 między operatorami systemów przesyłowych, a także rozwijane są połączenia istniejące. Współpraca w wymienionych grupach ma znaczący wpływ na bezpieczeństwo i stabilność systemów elektroenergetycznych w Europie. Pomaga również podnosić kompetencje pracowników oraz wspierać partnerów w tym procesie, a także sprzyja wymianie wiedzy i doświadczeń. Nasi pracownicy dzięki tej działalności mają wpływ na tworzenie 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.
Digitalizacja i wirtualizacja biura
Pandemia spowodowana koronawirusem SARS-CoV-2 (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 zastępowane są obiegami elektronicznymi. Tradycyjny podpis został zastąpiony elektroniczną akceptacją lub podpisem elektronicznym, a dokumentacja dystrybuowana jest kanałami elektronicznymi. Dotychczasowa digitalizacja procesów spowodowała znaczne zmniejszenie zużycia papieru oraz materiałów eksploatacyjnych. Oszczędność papieru, minimalizacja zużycia tonerów i tuszy do drukarek oraz korzystania z urządzeń wielofunkcyjnych (drukarki, faksy, kopiarki) przyczyniają się nie tylko do zwiększenia korzyści finansowych dla PSE (oszczędność energii, zmniejszenie ilości generowanych odpadów), ale również do minimalizacji wpływu na środowisko naturalne.
Spójny system ochrony
Stacje elektroenergetyczne wyposażone są w Systemy Ochrony Technicznej (SOT) wykonane zgodnie z obowiązującym na dzień realizacji inwestycji Standardem Systemu Ochrony Technicznej na obiektach PSE. Systemy Ochrony Technicznej stanowią element ochrony osób i mienia realizowany w formie zabezpieczenia technicznego. W 2022 r. nasza spółka prowadziła bieżącą eksploatację systemów SOT oraz realizowała przeglądy planowe w zakresie i terminach wynikających z zawartych umów serwisowych oraz wykorzystując własne zdolności wykonawcze. Opracowano dokumentację niezbędną do uruchomienia zadania inwestycyjnego mającego na celu kompleksową realizację SOT w terminie do 2029 r. oraz na bieżąco uzupełniano zgłoszenia zakresu SOT do zadań inwestycyjnych realizowanych przez inne jednostki organizacyjne. Dalszy rozwój systemów SOT będzie realizowany zgodnie ze strategią PSE.
Wdrożenie operacji lotniczych wykonywanych samodzielnie
PSE są właścicielami trzech śmigłowców Robinson R66, których parametry odpowiadają zapotrzebowaniu naszej spółki, a dodatkowo spełniły warunki niskich kosztów zakupu i eksploatacji. 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, a także patrolowania strategicznej infrastruktury energetycznej w zakresie bezpieczeństwa. PSE zatrudniają wyszkolonych, doświadczonych pilotów i specjalistów zadaniowych. Śmigłowce i załogi bazują w 3 miejscach w kraju, co umożliwia szybkie dotarcie do całości linii elektroenergetycznych. Realizowane operacje lotnicze potwierdziły wysoką skuteczność i szybkość inspekcji infrastruktury przesyłowej.
Sprzedaż oblotów infrastruktury
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 oraz dystrybucyjnej, w tym infrastruktury krytycznej należącej do innych podmiotów.
W lutym 2022 r. nasza spółka zawarła z Operatorem Gazociągów Przesyłowych Gaz-System umowę na świadczenie usługi oblotów wizualnych na rzecz poznańskiego oddziału Gaz-Systemu. Już w marcu PSE wykonały osiem pełnych oblotów gazociągów na terenie oddziału Poznań, o łącznym czasie lotu ponad 200 godzin oraz ponad 70 dniach lotnych. Planujemy rozszerzać zarówno liczbę, jak i zakres świadczenia zewnętrznych usług lotniczych.
Zmiana procesu taryfowania
W celu sprostania dynamicznym zmianom w zakresie funkcjonowania rynku energii elektrycznej oraz oczekiwaniom interesariuszy, nasza spółka podejmuje szereg działań zmierzających do optymalizacji procesu planowania i pozyskiwania danych wejściowych niezbędnych do opracowywania i zatwierdzania taryf. W celu równoważenia interesów odbiorców i przedsiębiorstw elektroenergetycznych wdrożony został mechanizm konta regulacyjnego przychodowego. Obecnie trwają prace nad wdrożeniem mechanizmu konta regulacyjnego kosztowego.
Wdrożenie konta regulacyjnego w zakresie przychodów i kosztów
Pierwsze zmiany w zakresie reformy rynku bilansującego zostały wdrożone 1 stycznia 2021 roku. Skorelowano je z działaniami umożliwiającymi ochronę odbiorców przed nadmiernym lub skokowym wzrostem stawek opłat w kolejnych taryfach, przy równoczesnym ograniczaniu ryzyk związanych z odchyleniami przychodów i kosztów wykonanych od planowanych, uwzględnianych w kalkulacji taryf zatwierdzanych przez Prezesa URE.
W ramach współpracy z OSD oraz administracją publiczną jeszcze w 2020 r. wypracowaliśmy i uzgodniliśmy zasady funkcjonowania mechanizmu tzw. konta regulacyjnego przychodowego, obejmującego przychód regulowany przedsiębiorstw świadczących usługi przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej. Mechanizm polega na odzyskaniu w kolejnych latach nieuzyskanych przychodów bądź oddaniu nadwyżki przychodów ze stosowania stawek opłat taryfowych w stosunku do wielkości planowanych, przy zachowaniu określonego maksymalnego poziomu zmienności stawek opłat w kolejnych latach. Uzgodnione zapisy dotyczące konta regulacyjnego przychodowego zostały wdrożone 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 kolejnym kroku PSE opracowały koncepcję modelu tzw. konta regulacyjnego kosztowego. W 2021 r. nasza spółka przekazała do Urzędu Regulacji Energetyki propozycję rozwiązań w zakresie konta regulacyjnego kosztowego dla opłaty jakościowej. W 2022 r. kontynuowane były prace w tym zakresie, a dalsze uzgodnienia merytoryczne z URE zostały zaplanowane na 2023 rok.
Wdrożenie risk preparedness
Niezależnie od bieżących działań podejmowanych w spółce w ramach zarządzania ryzykiem, PSE są zaangażowane 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 uchylającego 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 duchu solidarności, przejrzystości oraz z pełnym uwzględnieniem wymogów konkurencyjnego, europejskiego rynku energii elektrycznej.
PSE wspierały Ministerstwo Klimatu i Środowiska w pracach nad KPG. Plan ten został opublikowany 5 stycznia 2022 roku.
Dokument definiuje ogólne zasady postępowania i środki mające na celu zapobieganie kryzysom elektroenergetycznym, przygotowanie się na nie i ich łagodzenie. Odnosi się do scenariuszy regionalnych i krajowych kryzysów elektroenergetycznych, w tym w szczególności 28 spośród 31 scenariuszy regionalnych kryzysów elektroenergetycznych (SRKEE) przekazanych przez ENTSO-E i uznanych za istotne i możliwe w polskich warunkach.
Udoskonalenie cyklu życia projektu inwestycyjnego i rozszerzenie go na cykl życia infrastruktury NN
W ramach prac projektowych mających na celu udoskonalenie i optymalizację cyklu życia projektu inwestycyjnego oraz dostosowanie do obowiązujących procesów inwestycyjnych i okołoinwestycyjnych wspierających realizację inwestycji, obowiązujące procesy zostały doprecyzowane m.in. o procesy związane z zarządzaniem projektami. Wprowadzono m.in. harmonogramowanie, budżetowanie, zarządanie ryzykiem, zarządanie zmianą oraz procesy związane z zarządzaniem roszczeniami. Istotnym elementem było też uwzględnienie procesów związanych z cyklem życia i zarządzaniem dostawami inwestorskimi. Dodatkowo wypracowano listę produktów bezpośrednich oraz pośrednich realizowanych i dostarczanych w poszczególnych fazach oraz etapach cyklu życia z precyzyjnym przypisaniem odpowiedzialności za ich realizację. Aktualizacja procedury objęła też zapisy dotyczące przekazywania środków trwałych na majątek, określenie częstotliwości aktualizacji szacunkowej wartości zamówienia oraz aktualizację podejścia do zmiany harmonogramu i budżetu bazowego.
Wdrożenie modelu wsparcia finansowego w pozyskaniu nieruchomości dla inwestycji
W celu rozpoznania stosowanych przez innych OSP praktyk w zakresie pozyskiwania tytułów prawnych do nieruchomości z wykorzystaniem instrumentów kapitałowych oraz ewentualnej identyfikacji substytucyjnych narzędzi wraz z rekomendacją zastosowania w PSE dokonano przeglądu najlepszych praktyk rynkowych zagregowanych przez organizacje pozarządowe specjalizujące się w tematyce energetyki. Przeprowadzony został również przegląd praktyk wybranych OSP. Analiza nie pozwoliła na ustalenie instrumentu wsparcia w pozyskaniu tytułów prawnych do nieruchomości z komponentem kapitałowym, który mógłby być satysfakcjonującym rozwiązaniem dla interesariuszy.
Całkowita wymiana SAP
W naszej organizacji uruchomiony został program Transformacji Systemów SAP. Spółka zainicjowała projekt i trwają prace mające na celu transformację dotychczasowego rozwiązania do systemu SAP S/4HANA. Celem programu jest optymalizacja procesów biznesowych poprzez modernizację, modyfikację i rozwój obecnie funkcjonujących aplikacji środowiska SAP. Obrany kierunek działania zapewnia ewolucyjny rozwój systemów SAP w PSE wynikający z postępu technik informatycznych oraz rozwój dotychczasowych kompetencji organizacji. Zasadniczym celem transformacji jest uproszczenie procesów biznesowych i jak najszersze wykorzystanie rozwiązań systemowych (informatycznych).
W ramach programu transformacji zrealizowany zostanie upgrade i aktualizacja systemów SAP przy założeniu standaryzacji i optymalizacji procesów na poziomie całej spółki. Systemowymi rozwiązaniami w najnowszej technologii objęte zostaną procesy finansowe, rachunkowe i podatkowe tak, aby wszelkie transakcje były ewidencjonowane i rozliczane w ramach jednego rozwiązania informatycznego. Pozwoli to ograniczyć czynności manualne związane z powielaniem wpisywania danych, a także ograniczy ryzyka finansowe, podniesiemy możliwości sprawnego pozyskiwania danych i dokonywania analiz zarządczych.
Transformacja Systemów SAP to także możliwość wdrożenia nowoczesnego rozwiązania informatycznego pozwalającego na dalsze prace w obszarze przeniesienia procesów manualnych, z wykorzystaniem papieru, do rozwiązań cyfrowych. Program daje spółce nowe możliwości związane z zarządzaniem analityką danych na potrzeby rachunkowości zarządczej i analiz.