Strategia biznesowa

Strategia PSE stanowi odpowiedź na wyzwania stojące przed spółką, będące wynikiem niezwykle szybko zmieniającego się otoczenia PSE, w tym przede wszystkim zmian o charakterze technologicznym i regulacyjnym, a także budowy wspólnego europejskiego rynku energii elektrycznej.

Regulacje wynikające z pakietu „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków” – określiły nowe ramy działalności operatorów systemów przesyłowych. Technologie, a szczególnie cyfryzacja sektora elektroenergetycznego oraz zmieniające się zachowania konsumentów, będą wpływać na obecne i kształtować nowe obszary działalności operatorów.

Strategia biznesowa

Realizacja celów strategicznych

O sukcesie tego procesu świadczy wiele działań. Na bieżąco monitorujemy realizację inicjatyw strategicznych oraz cyklicznie je raportujemy, co pozwala na utrzymanie obranego przez spółkę kierunku działań oraz wartości biznesowych na najwyższym poziomie.

Cele strategiczne są kaskadowane na kadrę zarządzającą wyższego szczebla, a następnie na kierowników oraz ich zespoły. Sprzyja to wzmacnianiu poczucia uczestnictwa oraz realnie wpływa na skuteczną realizację strategii PSE.

Stopień realizacji celów strategicznych jest komunikowany we wszystkich strukturach wewnętrznych spółki, co przekłada się na wzrost poczucia odpowiedzialności za realizację strategii wśród pracowników.

Kluczowe inicjatywy realizowane w ramach strategii

GRI 103-1 GRI 103-2

Program Cyberbezpieczeństwa GK PSE

W 2017 roku opracowaliśmy i od tego czasu wdrażamy obszarową Strategię ICT Grupy Kapitałowej PSE. Strategia wskazuje na nieuniknioną i wzajemną zależność cyberbezpieczeństwa naszej spółki, jej partnerów rynkowych w kraju i za granicą oraz podmiotów Grupy Kapitałowej i podwykonawców. Opisuje również sumaryczny wpływ cyberbezpieczeństwa na stabilność pracy KSE

Pierwszym filarem strategii jest bezpieczeństwo teleinformatyczne, ciągłość działania jako dostępność i odporność systemów oraz integralność i poufność danych w rozwiązaniach IT.

Strategia ICT definiuje jako priorytetowe poniższe obszary:

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

W celu zapewnienia sprawnej realizacji Programu Cyberbezpieczeństwa GK PSE we wrześniu 2018 roku Zarząd PSE powołał Komitet Cyberbezpieczeństwa, którego zadaniem jest koordynacja w GK PSE działań w zakresie bezpieczeństwa teleinformatycznego i cybernetycznego – szczególnie tych, które wymagają decyzji przekraczających uprawnienia kierujących jednostkami organizacyjnymi PSE.

We współpracy z naszymi interesariuszami prowadzimy działania mające na celu zapewnienie odpowiedniego poziomu wspólnego bezpieczeństwa ICT oraz strategicznej harmonizacji podejmowanych wysiłków. Współpracujemy również blisko z podmiotami odpowiedzialnymi za cyberbezpieczeństwo kraju oraz sektora elektroenergetycznego.

Aby móc pogłębiać tę współpracę, popularyzować zagadnienia zagrożeń dla cyberbezpieczeństwa oraz podejście do ich zwalczania, aktywnie uczestniczymy w licznych konferencjach, seminariach oraz krajowych i międzynarodowych forach współpracy sektorowej.

Współpraca kluczem do cyberbezpieczeństwa

W 2018 roku po raz pierwszy zorganizowaliśmy konferencję PolEx, wzorowaną na amerykańskim GridEx. To seria warsztatów przeznaczonych dla ekspertów od cyberbezpieczeństwa w branży energetycznej. PolEx był pierwszym tak dużym szkoleniem dla całego sektora w Polsce i okazją do wymiany doświadczeń oraz najlepszych praktyk w zakresie ochrony systemów OT i IT.

Kontynuacją PolEx była międzynarodowa konferencja Cybersecurity Conference for Energy Sector, zorganizowana przez PSE w czerwcu 2019 r. w Krakowie. W czasie debat, prezentacji oraz interaktywnych szkoleń przedstawiono najnowsze rozwiązania z zakresu cyberbezpieczeństwa w energetyce, a także dyskutowano o współpracy całego sektora. Nasze cykliczne szkolenia i konferencje mają na celu budowanie wzajemnego zaufania pomiędzy spółkami i instytucjami oraz tworzenia „kultury cyberbezpieczeństwa” w całej branży.

GRI 103-1 GRI 103-2

Przeprowadzenie szkoleń i ćwiczeń antyterrorystycznych z zakresu bezpieczeństwa antyterrorystycznego

PSE aktywnie uczestniczą w szkoleniach i ćwiczeniach antyterrorystycznych organizowanych przez administrację publiczną, środowiska akademickie oraz instytucje międzynarodowe. W 2018 roku przeprowadziliśmy oraz uczestniczyliśmy w 30 edycjach szkoleń, wśród których znalazły się m.in.:

„Bezpieczeństwo osobiste w aspekcie współczesnych wyzwań i zagrożeń” oraz „Ewakuacja personelu w przypadku zagrożenia terrorystycznego”. W szkoleniach wzięło udział łącznie 800 osób.
„Przesyłki z materiałem niebezpiecznym – rozpoznawanie zagrożeń i zasady postępowania” prowadzone przez Centralne Biuro Śledcze Policji i Jednostkę Ratowniczo-Gaśniczą nr 6 w Warszawie.
I Ogólnopolskie Warsztaty „Zarządzanie bezpieczeństwem – w tym antyterrorystycznym – w budynkach kluczowych dla bezpieczeństwa państwa”.
Ćwiczenia antyterrorystyczne z zakresu przesyłek potencjalnie niebezpiecznych. W ćwiczeniach udział wziął zespół z Jednostki Ratowniczo-Gaśniczej nr 6 w Warszawie ze specjalistycznym sprzętem.
Szkolenie antyterrorystyczne „Zachowanie się w sytuacjach zakładniczych – dobre praktyki i rekomendacje”.
„Fizyczne zwalczanie terroryzmu, siłowe rozwiązanie sytuacji zakładniczej” – szkolenie antyterrorystyczne połączone z prezentacją specjalistycznej broni i wyposażenia pododdziałów antyterrorystycznych.
„Survival KDM” – szkolenie i ćwiczenia z zakresu ewakuacji, procedury hermetyzacji oraz o tematyce antyterrorystycznej. Szkolenie – omawiające m.in. kwestie tego, jak żyć w zamknięciu oraz jak gospodarować racjami żywnościowymi i wodą – było przeznaczone dla pracowników Krajowej Dyspozycji Mocy.

W listopadzie 2018 roku PSE były współorganizatorem II Ogólnopolskiej Konferencji Naukowej – I Ogólnopolskiego Kongresu „Bezpieczeństwo antyterrorystyczne budynków użyteczności publicznej. Zagrożenia i rekomendacje”. Przedstawiciele spółki wzięli udział w dyskusjach w ramach paneli eksperckich i warsztatów.

GRI 103-1

Zarządzanie ryzykiem regulacyjnym wynikającym z postanowień pakietu „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków”

30 listopada 2016 roku Komisja Europejska opublikowała pakiet „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków”, w skład którego weszły propozycje aktów prawnych dotyczące najważniejszych obszarów sektora elektroenergetycznego, w tym działalności operatorów systemów przesyłowych. Przedstawiciele PSE aktywnie uczestniczyli w pracach dotyczących pakietu, w szczególności w odniesieniu do obszarów bezpośrednio dotyczących działalności operatorów systemów przesyłowych, ściśle współpracując z administracją krajową. Stanowisko PSE było prezentowane na forum ENTSO-E , na konferencjach oraz w czasie innych wydarzeń poświęconych pakietowi, a także w mediach polskich i europejskich.

W 2018 roku, po wypracowaniu stanowisk dotyczących wszystkich propozycji aktów prawnych pakietu przez PE i Radę UE, trwała procedura tzw. trilogu pomiędzy ww. instytucjami z udziałem KE . Celem trilogu było wypracowanie kompromisu i uzgodnienie finalnej wersji przepisów. Procedura została zakończona w grudniu 2018 roku uzyskaniem porozumienia dotyczącego dwóch ostatnich projektów aktów prawnych wchodzących w skład pakietu, tj. projektu rozporządzenia w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej i dyrektywy w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Proces trilogu został zakończony również w odniesieniu do projektu rozporządzenia w sprawie gotowości na wypadek zagrożeń w sektorze energii elektrycznej oraz projektu rozporządzenia ustanawiającego Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki. Wszystkie ww. akty prawne zostały opublikowane w Dzienniku Urzędowym UE, a następnie 4 lipca 2019 roku weszły w życie.

Wcześniej zakończono negocjacje w sprawie wchodzących w skład pakietu, projektów dyrektywy dotyczącej promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej oraz projektu rozporządzenia w sprawie zarządzania unią energetyczną. Te akty prawne zostały opublikowane w Dzienniku Urzędowym UE 21 grudnia 2018 roku i weszły w życie na początku 2019 roku.

Regulacje dotyczące najważniejszych obszarów działalności operatorów systemów przesyłowych znajdują się w Rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Zdefiniowane w dokumencie obszary dotyczą w szczególności zasad bilansowania, ustalenia minimalnych limitów wielkości transgranicznych zdolności przesyłowych udostępnianych przez OSP, zasad podejmowania decyzji w sprawie podziału stref cenowych, warunków wprowadzania mechanizmów mocowych oraz w celu zwiększenia współpracy regionalnej powołania regionalnych centrów koordynacyjnych.

Zgodnie z nowymi regulacjami, zasady obowiązujące na rynkach bilansujących mają zapewniać:

brak dyskryminacji pomiędzy uczestnikami rynku, z uwzględnieniem zróżnicowanych potrzeb technicznych systemu oraz różnych możliwości technicznych uczestników rynku;
przejrzyste i neutralne technologicznie zdefiniowanie usług i rynkowy mechanizm ich zamawiania;
uwzględnienie uwarunkowań związanych z rosnącym udziałem energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych o nieprzewidywalnej charakterystyce produkcji, strony popytowej oraz nowych rozwiązań technologicznych.

W celu zapewnienia maksymalnych wielkości zdolności przesyłowych połączeń transgranicznych, które mają być udostępniane uczestnikom rynku, nowe rozporządzenie określa minimalny 70-proc. limit wielkości udostępnianych transgranicznych zdolności przesyłowych. W przypadku państw członkowskich, które przyjmą plan działania służący rozwiązaniu kwestii ograniczeń przesyłowych, dostosowanie do ww. limitu może następować w sposób stopniowy (w formie tzw. trajektorii liniowej) do końca roku 2025.

Nowe regulacje definiują także sposób wykorzystania przychodów z udostępniania transgranicznych zdolności przesyłowych, które w pierwszym rzędzie mają być wykorzystane na zagwarantowanie dostępności długookresowo alokowanych zdolności przesyłowych oraz na utrzymywanie lub zwiększanie zdolności połączeń transgranicznych w szczególności poprzez skoordynowane działania operatorów systemu przesyłowego regionalne i na poziomie europejskim, w tym w zakresie wdrażania działań zaradczych. Gdy powyższe, priorytetowe cele zostaną osiągnięte, przychody mogą być wykorzystane jako dochód uwzględniany przez krajowe organy regulacyjne w procesie zatwierdzania taryf.

Regionalne centra koordynacyjne, których powołanie przewidują wspomniane wyżej nowe regulacje, wydawać będą wiążące polecenia krajowym operatorom systemów przesyłowych w zakresie procesów kluczowych dla bezpieczeństwa pracy systemów, tj. skoordynowanego wyznaczania transgranicznych zdolności przesyłowych oraz skoordynowanych analiz bezpieczeństwa. Dla kilkunastu innych funkcji ww. centra będą wydawać rekomendacje. Regionalne centra koordynacyjne mają działać niezależnie od indywidualnych interesów narodowych oraz interesów krajowych operatorów systemów przesyłowych.

Nowe regulacje ustanawiają również warunki i zasady dla mechanizmów mocowych jako instrumentu czasowego, wdrażanego w celu zapewnienia uzyskania niezbędnego poziomu wystarczalności mocy wytwórczych poprzez wynagradzanie źródeł wytwórczych za ich dostępność.

Od początku 2019 roku w PSE prowadzone są analizy nowych przepisów, mające na celu ocenę zakresu wymaganych zmian i opracowanie koncepcji ich wdrażania. Implementacja części wymagań, w szczególności związanych z powołaniem regionalnych centrów koordynacyjnych, będzie realizowana na poziomie regionalnym oraz w ramach ENTSO-E. Prace dotyczące zmian zasad funkcjonowania rynku bilansującego będą wdrażane na poziomie krajowym. Jednocześnie kontynuowane są prace związane z implementacją kodeksów sieci i wytycznych wynikających z trzeciego pakietu. Na każdym etapie prowadzona będzie współpraca z administracją rządową, w szczególności w związku z koniecznością zapewnienia skuteczności przepisów nowych rozporządzeń oraz w procesie wdrożenia nowych dyrektyw do prawodawstwa krajowego.

Uczestnictwo w międzynarodowym projekcie SIDC prowadzące do wdrożenia mechanizmu jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego na poziomie UE

Rozporządzenie Komisji (UE) 2015/1222 z 24 lipca 2015 r., ustanawiające wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (Rozporządzenie CACM ), wprowadziło obowiązek wdrożenia rozwiązania dla jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego (rynek intra-day) o zasięgu europejskim. W lutym 2017 r. europejskie organy regulacyjne, zatwierdzając Market Coupling Operation Plan (tzw. MCO Plan), uznały rozwiązanie SIDC (ang. Single Intra-Day Coupling) wdrażane przy zastosowaniu platformy XBID (ang. Cross-Border Intra Day) za docelowe dla europejskiego Rynku Intra-Day.

SIDC został uruchomiony w dniu 12 czerwca 2018 r., łącząc 14 obszarów rynkowych w ramach europejskiego jednolitego mechanizmu łączenia rynków Intra-Day (tzw. pierwsza fala SIDC obejmująca: Austrię, Belgię, Danię, Estonię, Finlandię, Francję, Niemcy, Łotwę, Litwę, Norwegię, Holandię, Portugalię, Hiszpanię i Szwecję). Operacyjne uruchomienie SIDC w kolejnych siedmiu obszarach rynkowych (tzw. druga fala SIDC obejmująca: Bułgarię, Czechy, Chorwację, Polskę, Węgry, Rumunię i Słowenię) miało miejsce 19 listopada 2019 r. Przygotowania do wdrożenia SIDC w Polsce obejmowały dwa lata intensywnych prac przy zaangażowaniu PSE, wyznaczonych operatorów rynku energii elektrycznej - NEMO (ang. Nominated Electricity Market Operator) uprawnionych do działania w Polsce oraz Urzędu Regulacji Energetyki. Równolegle z SIDC zostały uruchomione rozwiązania pozwalające na operacyjne działanie w polskim obszarze rynkowym wielu NEMO. Na dzień uruchomienia SIDC dostęp do ofert z 21 krajów objętych mechanizmem był realizowany przez Towarową Giełdę Energii SA.

Dla PSE dołączenie Polski do SIDC było wyzwaniem wymagającym m.in. gruntownego przebudowania lub wymiany części systemów informatycznych wykorzystywanych do obsługi procesów rynkowych. Projekt był realizowany z najwyższym priorytetem, a obsługa procesu od momentu operacyjnego uruchomienia mechanizmu jest realizowana 24 godziny na dobę przez służby dyspozytorskie Krajowej Dyspozycji Mocy.

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

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

Rys. 1. Obszary rynkowe objęte i planowane do objęcia mechanizmem SIDC

Kolejnym etapem rozwoju europejskiego Rynku Intra-Day ma być jego rozszerzenie o odbywające się kilka razy dziennie aukcje z jednolitą ceną. Przeprowadzanie takich aukcji pozwoli na wyznaczanie cen odniesienia stanowiących podstawę do wyznaczania tzw. przychodu z ograniczeń (ang. congestion rent) dla poszczególnych granic.

GRI 103-1

Wsparcie administracji rządowej w procesie notyfikacji polskiego mechanizmu rynku mocy w Komisji Europejskiej

Mechanizm rynku mocy ─ ze względu na rodzaj płatności ─ podlegał procesowi notyfikacji Komisji Europejskiej. PSE wykazały nieprawidłowości w obecnym funkcjonowaniu rynku energii i – bazując na szczegółowej ocenie probabilistycznej – potwierdziły, że w najbliższych latach Polska może spodziewać się osiągnięcia krytycznych poziomów wystarczalności mocy wytwórczych. Komisja Europejska uwzględniła te argumenty i 7 lutego 2018 r. wydała decyzję zatwierdzającą mechanizm polskiego rynku mocy.

Ustawa o rynku mocy

Rynek mocy w Polsce został wprowadzony ustawą (zwaną dalej ustawą RM) z 8 grudnia 2017 roku, która weszła w życie 18 stycznia 2018 roku. PSE, pełniące rolę operatora w rozumieniu tej ustawy, są odpowiedzialne za prowadzenie procesów rynku mocy. W ramach tych procesów w 2018 roku przeprowadzono certyfikację ogólną, certyfikację do aukcji głównych oraz aukcje główne dla okresów dostaw przypadające na lata 2021, 2022 oraz 2023.

PSE prowadzą procesy rynku mocy z wykorzystaniem rejestru rynku mocy (rejestr), o którym mowa w art. 55 ustawy RM. W 2018 roku PSE utworzyły rejestr w zakresie funkcjonalności pozwalających na przeprowadzenie certyfikacji ogólnej oraz certyfikacji do aukcji mocy, a także utworzyły dedykowany system teleinformatyczny pozwalający na przeprowadzenie aukcji głównych.

Przeprowadzenie pierwszych procesów rynku mocy, w tym aukcji głównych na lata dostaw 2021 – 2023

Certyfikacja ogólna

PSE przeprowadziły pierwszą certyfikację ogólną rynku mocy w okresie od 3 kwietnia do 29 maja 2018 roku. W ramach certyfikacji ogólnej, wnioskodawcy złożyli 1196 wniosków o wpis do rejestru. Pomyślnie zweryfikowanych i wpisanych do rejestru zostało 1167 jednostek, w tym 1004 jednostki fizyczne wytwórcze i 163 jednostki redukcji zapotrzebowania.

Udział w certyfikacji ogólnej jest obowiązkowy dla wszystkich istniejących jednostek fizycznych wytwórczych o mocy osiągalnej brutto nie mniejszej niż 2 MW, a spełnienie tego obowiązku jest monitorowane przez Prezesa URE . Jednostka fizyczna, która pomyślnie przeszła proces certyfikacji, zostaje wpisana do rejestru. Udział jednostek fizycznych wytwórczych planowanych, jednostek fizycznych redukcji zapotrzebowania oraz planowanych jednostek redukcji zapotrzebowania jest nieobowiązkowy, ale stanowi warunek późniejszego udziału w certyfikacjach do aukcji.

Tab. 1. Liczba i moc osiągalna netto jednostek wpisanych do rejestru w wyniku certyfikacji ogólnej w 2018 r.

	Liczba jednostek wpisanych do rejestru	Łączna moc osiągalna netto jednostek wpisanych do rejestru (MW)
Jednostki fizyczne wytwórcze istniejące	885	36 327,659
Jednostki fizyczne wytwórcze planowane	119	8 898,206
Jednostki fizyczne redukcji zapotrzebowania	110	844,994
Jednostki redukcji zapotrzebowania planowane	53	1 040,500
Łącznie	1 167	47 111,359

Certyfikacja do aukcji głównych

PSE przeprowadziły certyfikację do aukcji głównych dla okresów dostaw przypadających na lata 2021, 2022 i 2023 w terminie od 5 września do 31 października 2018 roku.

W ramach certyfikacji do aukcji na okresy dostaw:

2021 – dostawcy mocy złożyli 229 wniosków o certyfikację, z których 193 dotyczyło jednostek rynku mocy wytwórczych, a 36 jednostek rynku mocy redukcji zapotrzebowania,
2022 – dostawcy mocy złożyli 228 wniosków o certyfikację, z których 189 dotyczyło jednostek rynku mocy wytwórczych, a 39 jednostek rynku mocy redukcji zapotrzebowania,
2023 – dostawcy mocy złożyli 228 wniosków o certyfikację, z których 186 dotyczyło jednostek rynku mocy wytwórczych, a 42 jednostek rynku mocy redukcji zapotrzebowania.

W wyniku certyfikacji, nasza spółka wydała certyfikaty dopuszczające jednostki rynku mocy do udziału w aukcjach mocy lub rynku wtórnym.

Tab. 2. Liczba utworzonych jednostek rynku mocy, którym wydano certyfikat na poszczególne lata dostaw

	Liczba utworzonych jednostek rynku mocy
Rok dostaw	2021	2022	2023
Istniejące jednostki rynku mocy wytwórcze	101	158	152
Modernizowane jednostki rynku mocy wytwórcze	76	16	17
Nowe jednostki rynku mocy wytwórcze	16	15	17
Jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania	36	39	42
Łącznie	229	228	228

W dniu 8 listopada 2018 r. przeprowadzona została aukcja testowa, poprzedzona testową certyfikacją ogólną oraz testową certyfikacją do aukcji. Jej celem było zapoznanie użytkowników z działaniem i dostępnymi funkcjonalnościami dedykowanego systemu teleinformatycznego, który służy do obsługi aukcji mocy.

Aukcje główne

W roku 2018 PSE przeprowadziły trzy aukcje główne na okresy dostaw:

15 listopada na rok 2021,
5 grudnia na rok 2022,
21 grudnia na rok 2023.

Aukcja na rynku mocy prowadzona jest w formie aukcji holenderskiej, z jednolitą ceną zamknięcia dla wszystkich jednostek rynku mocy, które wygrały aukcję. Składa się z określonej liczby rund, podczas których uczestnicy mogą złożyć ofertę wyjścia. Niezłożenie oświadczenia będącego ofertą wyjścia jest traktowane jako akceptacja ceny wywoławczej kolejnej rundy. Jednostki rynku mocy, które wygrały daną aukcję, zawierają umowy mocowe. Długość umowy mocowej jest zależna od typu jednostki rynku mocy i zaoferowanego przez nią okresu trwania obowiązku mocowego. Istniejące jednostki rynku mocy wytwórcze mogą oferować obowiązek mocowy wyłącznie na jeden okres dostaw. Modernizowane jednostki rynku mocy wytwórcze oraz jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania, które wykażą spełnienie jednostkowych poziomów nakładów inwestycyjnych określonych w rozporządzeniu, mogą oferować obowiązek na nie więcej niż 5 okresów dostaw. Nowe jednostki rynku mocy wytwórcze, po wykazaniu spełnienia jednostkowych poziomów nakładów inwestycyjnych z rozporządzenia mogą oferować obowiązek mocowy na nie więcej niż 15 lat dostaw. Dodatkowo, istnieje możliwość przedłużenia okresu obowiązywania umowy mocowej o dodatkowe dwa lata dla niskoemisyjnych jednostek rynku mocy wytwórczych (tzw. green bonus).

Tab. 3. Podsumowanie aukcji głównych przeprowadzonych w roku 2018

Rok dostaw	Cena zamknięcia aukcji zł/kW/rok	Liczba zawartych umów mocowych	Wolumen obowiązków mocowych wynikających z zawartych umów mocowych, MW	Runda zakończenia aukcji
2021	240,32	160	22 427,066	5.
2022	198,00	120	10 580,056	7.
2023	202,99	94	10 631,191	8.

W toku aukcji głównych zawarte zostały łącznie 374 umowy mocowe na: 1, 5, 7, 15 oraz 17 lat dostaw.

Liczbę umów mocowych zawartych na poszczególnych aukcjach w podziale na czas trwania obowiązków mocowych przedstawia Tabela 4.

Tab. 4. Liczba umów mocowych zawartych w aukcjach głównych przeprowadzonych w roku 2018

Zobacz dane

Czas trwania obowiązku mocowego w latach	Aukcja główna na rok dostaw
Czas trwania obowiązku mocowego w latach	2021	2022	2023
1	100	118	93
5	37	2	-
7	15	-	-
15	6	-	1
17	2	-	-
Łączna liczba zawartych umów mocowych	160	120	94

W wyniku zawartych umów mocowych zakontraktowano obowiązki mocowe obejmujące lata 2021 – 2037.

Od 3 stycznia do 8 marca 2019 r., PSE przeprowadziły kolejną certyfikację ogólną. Łącznie w trakcie certyfikacji wnioskodawcy złożyli 1103 wnioski o wpis do rejestru. Po weryfikacji do rejestru wpisane zostały 1092 jednostki, w tym 985 jednostek fizycznych wytwórczych i 107 jednostek redukcji zapotrzebowania.

Tab. 5. Liczba i moc osiągalna netto jednostek wpisanych do rejestru w wyniku certyfikacji ogólnej w 2019 r.

Zobacz dane

	Liczba jednostek wpisanych do rejestru	Łączna moc osiągalna netto jednostek wpisanych do rejestru (MW)
Jednostki fizyczne wytwórcze istniejące	900	37 267,446
Jednostki fizyczne wytwórcze planowane	85	14 587,115
Jednostki fizyczne redukcji zapotrzebowania	36	413,190
Jednostki redukcji zapotrzebowania planowane	71	2 120,000
Łącznie	1 092	54 387,751

Po przeprowadzeniu certyfikacji ogólnej PSE przygotowały propozycję parametrów aukcji głównych dla okresu dostaw 2024 oraz parametrów aukcji dodatkowych na poszczególne kwartały roku dostaw 2021. Propozycja parametrów została przekazana do Prezesa URE i Ministra Energii.

Certyfikacja do aukcji głównej na rok dostaw 2024 odbyła się w terminie od 30 sierpnia do 8 listopada 2019 roku.

W ramach tej certyfikacji dostawcy mocy złożyli 219 wniosków o certyfikację, z których 154 dotyczyło jednostek rynku mocy wytwórczych, a 65 – jednostek rynku mocy redukcji zapotrzebowania.

W wyniku certyfikacji, nasza spółka wydała certyfikaty dopuszczające jednostki rynku mocy do udziału w aukcjach mocy lub rynku wtórnym.

Tab. 6. Liczba utworzonych jednostek rynku mocy, którym wydano certyfikat na poszczególne lata dostaw

Zobacz dane

Typ jednostki rynku mocy	Liczba utworzonych jednostek rynku mocy
Istniejące jednostki rynku mocy wytwórcze	93
Modernizowane jednostki rynku mocy wytwórcze	43
Nowe jednostki rynku mocy wytwórcze	8
Jednostki rynku mocy redukcji zapotrzebowania	64
Łącznie	208

W kolejnych latach ustawa przewiduje organizację jednej aukcji głównej w roku, która odbywać się będzie w okresie pomiędzy 1 a 22 grudnia i przeprowadzana jest w piątym roku przed okresem dostaw. Najbliższa aukcja główna, obejmująca rok dostaw 2024, odbędzie się 6 grudnia 2019 r. W ramach przygotowań do tej aukcji, PSE zorganizowały kolejną aukcję testową, która odbyła się dnia 21 listopada 2019 r.

Wyzwania na kolejne lata

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

monitorowanie zawartych umów mocowych,
organizacja rynku wtórnego,
zastępowanie jednostek planowanych redukcji zapotrzebowania,
przeprowadzanie testów jednostek redukcji zapotrzebowania,
wdrożenie mechanizmów pozwalających na udział mocy transgranicznych w rynku mocy,
pobieranie opłaty mocowej,
integracja z systemami pozyskiwania danych pomiarowo-rozliczeniowych,
wdrożenie modelu rozliczeń na rynku mocy.

Modernizacja metod i narzędzi wspierających strefowy rynek bilansujący

Od października 2017 roku prowadzimy projekt Market Management System (MMS). Jego celem jest poprawa jakości planowania i prowadzenia ruchu KSE w warunkach spełnienia kryteriów bezpieczeństwa, przy minimalizacji kosztów dostaw energii do odbiorców poprzez wdrożenie narzędzi planowania i prowadzenia ruchu KSE opartych na pełnym modelu sieci (FNM) oraz lokalizacyjnej wycenie energii elektrycznej.

Operator Informacji Rynku Energii

Celem projektu jest budowa scentralizowanego systemu pozyskiwania, gromadzenia, przetwarzania oraz udostępniania informacji pomiarowych energii elektrycznej poprzez wdrożenie Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE) oraz utworzenie Operatora Informacji Rynku Energii (OIRE) w organizacji PSE.

Utworzenie OIRE i budowa CSIRE pozwoli realizować cele istotne z punktu widzenia uczestników rynku energii elektrycznej w Polsce. Wdrożenie OIRE umożliwi w szczególności:

skuteczną i bezpieczną wymianę informacji na rynku energii elektrycznej, umożliwiającą uczestnikom tego rynku realizację ich ustawowych praw i obowiązków,
usprawnienie obsługi zmiany sprzedawcy energii elektrycznej ograniczające możliwości nierównego traktowania uczestników rynku,
usprawnienie procesów w ramach integracji rynku detalicznego i rynku bilansującego, w obszarze danych pomiarowych, w tym na potrzeby opracowywania analiz sieciowych i tworzenia sygnałów rynkowych.

Realizacja wymiany informacji poprzez CSIRE przyczyni się do poprawy wykorzystania zasobów KSE, m.in. pozwalając na łatwiejsze wykorzystanie narzędzi legislacyjnych i rynkowych. Umożliwi również redukcję dobowego szczytowego zapotrzebowania na moc oraz poprawę konkurencyjności na rynku energii elektrycznej, m.in. poprzez ułatwienie dokonywania przez odbiorców racjonalnych wyborów w zakresie zakupu energii. Dodatkowo, zestandaryzowana wymiany informacji poprzez CSIRE ograniczy ryzyko nierównego traktowania uczestników rynku ze względu na dostęp do informacji.

Budowa scentralizowanego systemu pozyskiwania, gromadzenia, przetwarzania i udostępniania informacji pomiarowych energii elektrycznej jest jednym z elementów przedsięwzięcia Ministerstwa Energii, stanowiącego odpowiedź na zakładany w regulacjach europejskich przełomowy rozwój mechanizmów rynkowych. Rozwój ten uwzględnia m.in. pełną integrację sieci dystrybucyjnych i przesyłowych oraz przewidywane wspieranie efektywnego i bezpiecznego funkcjonowania KSE w warunkach konkurencji wewnętrznej i zewnętrznej.

W 2018 roku opracowano koncepcję wdrożenia Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii. Powołano przy Ministrze Energii Zespół do spraw wprowadzenia w Polsce inteligentnego opomiarowania, w którym aktywnie uczestniczą przedstawiciele PSE.

GRI 103-1

Rozwój usług IP DSR oraz kontraktacja mocy redukcyjnych

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

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

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

Nasza spółka w 2018 roku opracowała i wdrożyła koncepcję nowej interwencyjnej usługi DSR – Program bieżący uproszczony (DSR PBU). Koncepcja DSR PBU bazuje na rozwiązaniach wypracowanych w ramach Programu bieżącego, jednak jego formuła jest mniej skomplikowana i bardziej przystępna dla wykonawców (jedna metoda wyznaczenia profilu bazowego, brak kar za niewykonanie usługi, powszechna certyfikacja techniczna obiektów redukcji oraz parametr lokalizacyjny – możliwość użycia usługi w podziale na obszary).

W październiku 2018 r. PSE ogłosiły dodatkowe postępowanie przetargowe na zakup usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP – Program bieżący uproszczony na okres od kwietnia do grudnia 2019 r. Rozstrzygniecie przetargu zapewniło dostępność usługi redukcji oferowanej przez pięciu Wykonawców (agregatorów).

W uzgodnieniu z OSD, nasza spółka wprowadziła do IRiESP obowiązek nałożony na operatorów systemów elektroenergetycznych dotyczący certyfikacji obiektów redukcji bez wniosku. Obowiązek ten dotyczy obiektów objętych koniecznością dostosowania odbioru do stopni ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej. Zgodnie z obowiązującymi regulacjami prawnymi, pozostawiono również możliwość certyfikacji na wniosek obiektów innych niż objęte obowiązkową certyfikacją, a chcących przystąpić do świadczenia usługi redukcji. Nowy sposób certyfikacji ułatwi proces przystąpienia do świadczenia usługi DSR przez ww. obiekty. Dedykowane zapisy zostały wprowadzone do IRiESP (cz. Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi) decyzją Prezesa URE z 22.10.2018 r. i weszły w życie 29.10.2018 r.

W celu pozyskania dodatkowego potencjału dostępnych mocy zasilania ogłaszanych w czasie redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP, w II kwartale 2019 r. PSE ogłosiły postępowanie przetargowe na zakup usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP w Programie gwarantowanym na okres od 1 kwietnia do 30 czerwca 2019 r. W wyniku przetargu uzyskano dodatkowe 23,5 MW, co zwiększyło wielkość mocy, która może być zredukowana w okresie kwiecień – czerwiec 2019 r. od 372,5 do 558 MW w poszczególnych godzinach (możliwość uzyskania maksymalnie 633 MW w wyniku przesuwania produktów elastycznych).

Nasze plany

Rozwój usługi DSR

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

Rozbudowa systemów informatycznych

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

W celu umożliwienia operatorom systemu dystrybucyjnego ( OSD ) zrealizowania procesu certyfikacji wg zasad obowiązujących w karcie aktualizacji IRiESP (nr CB/19/2018, cz. Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi) w 2018 roku zmodyfikowano portal OSD do certyfikacji Obiektów Redukcji. W ramach nowych zasad OSD i PSE certyfikowały ok. 11,6 tys. odbiorców.

Wdrożenie nowego Programu Bieżącego Uproszczonego DSR

PSE opracowały i wdrożyły w I połowie roku 2019 nowy Program IP DSR, tj. Program bieżący uproszczony, mający na celu umożliwienie zaktywizowania praktycznie wszystkich odbiorców energii na rynku usług energii elektrycznej. Jest to program dobrowolny, skierowany do wszystkich odbiorców – w szczególności do odbiorców o mocy zamówionej (umownej) od 300 kW, tj. odbiorców objętych rozporządzeniem ws. wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej.