O PSE
Jesteśmy jedynym operatorem systemu przesyłowego energii elektrycznej
na obszarze Polski. Odgrywamy kluczową rolę dla sprawnego funkcjonowania polskiej gospodarki. Dbamy o niezawodność dostaw energii elektrycznej
do wszystkich regionów kraju.

Zapewniamy również bezpieczną i ekonomiczną pracę krajowego systemu elektroenergetycznego jako części wspólnego systemu europejskiego.

Zarządzanie ryzykiem

Narzędzia stosowane do zarządzania ryzykiem
W PSE obowiązuje Polityka zarządzania ryzykiem, zgodnie z którą zarządzanie ryzykiem obejmuje wszystkie obszary działalności spółki, w szczególności zapewnienie ciągłości dostaw energii elektrycznej, świadczenie usług przesyłowych oraz realizację procesów inwestycyjnych.
Strategia naszej spółki na lata 2017-2019 wskazuje niezawodność, wiarygodność i odpowiedzialność jako najwyższe wartości, na których oparte są wizja i misja organizacji. Zapewnienie zgodności działań PSE z powyższymi wartościami wymaga m.in. przewidywania zagrożeń i szans wynikających ze zdarzeń niezależnych od spółki, a także konsekwencji świadomie podjętych decyzji.
Polityka zarządzania ryzykiem jest dokumentem kierunkowym, mającym na celu koordynację, usystematyzowanie i ujednolicenie podejmowanych w PSE działań w obszarze zarządzania ryzykiem.
Do działań tych należą:
  • identyfikowanie, opis i ocena ilościowa oraz jakościowa zdarzeń o charakterze niepewnym, które mogą wywrzeć istotny wpływ na możliwość realizacji przez spółkę celów strategicznych, finansowych, operacyjnych oraz na jej reputację,
  • dobór metod i narzędzi zmniejszających prawdopodobieństwo wystąpienia, minimalizujących negatywne skutki ryzyka lub zwiększających prawdopodobieństwo i/lub maksymalizujących pozytywne skutki ryzyka,
  • utrzymywanie zidentyfikowanych ryzyk w akceptowalnych granicach poprzez podejmowanie działań akceptowalnych ekonomicznie oraz uwzględniających uzasadniony poziom bezpieczeństwa działalności spółki.
Zarządzanie ryzykiem stanowi integralną część procesów organizacyjnych i zarządczych w spółce, a informacje uzyskane w wyniku oceny ryzyka stanowią podstawę efektywnego podejmowania decyzji, w szczególności w zakresie alokacji środków finansowych.
Zarządzanie ryzykiem w PSE polega na systematycznym stosowaniu zaplanowanych i skoordynowanych działań, procedur oraz praktyk w celu identyfikacji i oceny zdarzeń o potencjalnie istotnym wpływie na działalność spółki, a następnie na eliminacji lub ograniczeniu negatywnego ─ bądź wzmocnieniu pozytywnego ─ wpływu poprzez wdrożenie odpowiednio dobranych mechanizmów kontroli.
Podstawowymi działaniami z zakresu zarządzania ryzykiem w PSE są:
  • opracowanie i doskonalenie metodyki zarządzania ryzykiem,
  • rozpoznanie, opis, ocena ilościowa i jakościowa ryzyk oraz opracowanie planów zarządzania ryzykami,
  • prowadzenie przeglądów ryzyk,
  • realizowanie planów zarządzania ryzykiem oraz operacyjne zarządzanie ryzykami.
Metodyka zarządzania ryzykiem określa w szczególności:
  • organizację i sposób przeprowadzenia przeglądu ryzyk,
  • wytyczne dotyczące identyfikacji, analizy i oceny ryzyk oraz sposobu ich opisu,
  • zasady kwantyfikacji prawdopodobieństwa wystąpienia i oceny skutków ryzyk,
  • wytyczne dotyczące zarządzania ryzykiem, sposobu identyfikacji metod i narzędzi kontroli oraz opracowania planów zarządzania ryzykiem i ich monitorowania.
Co najmniej raz w roku wykonywany jest przegląd ryzyk, a w jego ramach opracowane zostają: rejestr stanowiący zestawienie ryzyk istotnych dla spółki oraz mapa przedstawiająca zidentyfikowane ryzyka w sposób graficzny.
Proces identyfikacji i oceny dotyczy ryzyk, tj. zdarzeń lub okoliczności o charakterze niepewnym, które w przypadku wystąpienia będą miały negatywne lub pozytywne konsekwencje dla działania spółki.
Następnie opracowywany jest i wdrażany plan zarządzania ryzykiem. Jest on realizowany przez poszczególne jednostki organizacyjne, a postęp w jego realizacji jest monitorowany. Co do zasady, działania podejmowane w ramach zarządzania ryzykiem muszą być akceptowalne ekonomicznie i uwzględniać konieczność utrzymania wymaganego poziomu bezpieczeństwa działalności PSE.
Spółka prowadzi szereg nowych działań związanych z zarządzaniem ryzykami w poszczególnych obszarach działalności. Są to:
  • Opracowywanie kilku koncepcji wyznaczania wymaganego poziomu zabezpieczenia (dla rozliczeń bieżących RB i rozliczeń korygujących) w związku ze zmianą limitów cen na RB od początku 2019 r.;
  • Rozwój metodyki i sposobu przeprowadzenia tzw. scoringu krytyczności/istotności elementów infrastruktury KSE, który stał się podstawą do planowania prac eksploatacyjnych, priorytetyzacji oraz planowania prac remontowych, w tym w cyklu wieloletnim, a także do opracowywania standardów rozwiązań stosowanych na stacjach elektroenergetycznych;
  • Prace nad przebudową narzędzia stochastycznej rezerwy mocy (SRM) pod kątem wdrożenia w ramach systemu MMS; przebudowa dotyczy strony informatycznej, implementacyjnej i warstwy logicznej;
  • Wypracowywanie nowego standardu zarządzania ryzykiem kontraktów inwestycyjnych, z uwzględnieniem m.in. powiązania sankcji umownych z kluczowymi potrzebami naszej spółki, gwarancji należytego wykonania, wymogów dotyczących ubezpieczeń, harmonogramu płatności, a także metod monitorowania postępu prac;
  • Monitorowanie ryzyka niezbilansowania KSE poprzez rozbudowę narzędzia szacowania stochastycznej operacyjnej rezerwy mocy;
  • Budowa narzędzia STA (ang. short term adequacy assessment) do stochastycznej analizy wystarczalności w horyzoncie tygodniowym wraz z uelastycznieniem narzędzia, zgodnie z potrzebami ENTSO-E ;
  • Opracowywanie prototypu narzędzia obliczeniowego do wyceny niedyspozycyjności elementów sieci przesyłowej, które będzie wykorzystywane m.in. w procesie kontraktowania w ramach inwestycji sieciowych.
W 2018 roku w organizacji rozpoczęto wdrażanie systemu monitorowania ryzyk opartego na wskaźnikach ryzyka KRI (ang. Key Risk Indicators). Analiza KRI dostarcza informacji o zmianach i trendach stanowiących podstawę do aktualizacji miar ryzyk (m.in. o częstościach zdarzeń i incydentów).
Do zarządzania ryzykiem stosowane jest profesjonalne narzędzie informatyczne opracowane przez specjalistów z GK PSE, które jest regularnie modernizowane i dostosowywane do bieżących potrzeb.
Zarządzanie ryzykiem wpisuje się w każdy certyfikowany system zarządzania funkcjonujący w spółce. PSE analizują wpływ na środowisko naturalne i podejmują działania na rzecz zmniejszenia negatywnego oddziaływania, przy jednoczesnej realizacji inicjatyw oddziałujących pozytywnie.
Mapa ryzyk, z uwzględnieniem społecznych i środowiskowych
Mapa ryzyk prezentuje ryzyka zidentyfikowane w trakcie przeglądu ryzyk i zakwalifikowane do umieszczenia w rejestrze ryzyk. Oś pionowa wyraża oczekiwaną częstość materializacji ryzyka w ciągu roku, a oś pozioma miarę skutków ryzyka z wykorzystaniem jednostki pieniężnej (PLN).
Przez miarę ryzyka rozumiemy iloczyn sumy oczekiwanych częstości materializacji każdej z jego przyczyn w ciągu roku, skorygowanej o prawdopodobieństwo warunkowe urzeczywistnienia się ryzyka w przypadku wystąpienia poszczególnych przyczyn – i łącznej wartości skutków bezpośrednich oraz pośrednich jego materializacji. Poszczególne ryzyka zostały przedstawione na mapie w postaci wykresów kołowych. Średnica koła wskazuje na łączną miarę ryzyka, zaś poszczególne części wykresu (skala kolorystyczna) odpowiadają kategoriom skutków, którymi są:
  • zapewnienie ciągłości działania wyrażone w MWh niedostarczonej energii,
  • bezpośredni wpływ na finanse,
  • wpływ na życie i zdrowie wyrażony w proc. utraty zdrowia,
  • wpływ na wizerunek spółki przeliczony na reputację wyrażony w skali opisowej,
  • wpływ na środowisko.

Wszystkie skutki zostały ujęte jako wartość pieniężna, po przeliczeniu według algorytmów przyjętych w metodyce.
Tabela 1. Charakterystyka najważniejszych ryzyk
Nazwa/opis ryzyka Zmiana miary ryzyka 2017/2018 Główne przyczyny Wpływ Zarządzanie ryzykiem Komentarz
1. Nieterminowe zrealizowanie projektów kluczowych dla wyprowadzenia mocy/poprawy warunków zasilania Spadek
  • Opóźnienia z przyczyn leżących po stronie wykonawcy.
  • Konflikty społeczne na etapie planowania i realizacji inwestycji.
  • Przewlekłe ustalanie stanu prawnego lub pozyskiwanie tytułu prawnego do korzystania z nieruchomości gruntowych.
  • Wyższe koszty inwestycji.
  • Wpływ na KSE – brak ciągłości dostaw energii.
  • Szkody wizerunkowe dla spółki.
  • Wymagania od wykonawców wysokich standardów.
  • Dobór optymalnego przebiegu tras i lokalizacji inwestycji sieciowych.
  • Monitorowanie projektów
  • Standard sprawozdawczości
  • Wysoka miara jest efektem ryzyk następczych, m.in. ryzyka długotrwałego braku możliwości wyprowadzenia mocy z JWCD z przyczyn sieciowych oraz ryzyka wprowadzenia stopni zasilania
2. Rozległa awaria systemowa (częściowy lub całkowity blackout) prowadząca do całkowitego wstrzymania lub ograniczenia dostaw energii elektrycznej do odbiorców. Wzrost
  • Niedyspozycyjność więcej niż jednego krytycznego liniowego lub stacyjnego elementu infrastruktury KSE.
  • Awaria w połączonych systemach elektroenergetycznych (na zewnątrz KSE).
  • Awaryjne odstawienie kilku jednostek wytwórczych.
  • Katastrofa naturalna – ekstremalne zjawiska pogodowe.
  • Błędne działanie automatyk odciążających – wyłączenie elementu KSE.
  • Brak ciągłości dostaw energii.
  • Straty gospodarki krajowej.
  • Odszkodowania dla odbiorców.
  • Utrata przychodów taryfowych przez spółkę.
  • Utrata życia i zdrowia w wyniku wypadków np. komunikacyjnych
  • Wzrost kosztów usuwania ograniczeń sieciowych.
  • Znaczne szkody wizerunkowe dla Spółki ogólnopolskiej – negatywna kampania medialna.
  • Odbudowa zapasów magazynowych urządzeń.
  • Opracowanie i wdrożenie outage scheduler’a.
  • Wdrożenie MMS.
  • Koordynacja planowania wyłączeń sieciowych.
  • Bieżące monitorowanie spełniania kryteriów bezpieczeństwa pracy sieci i usuwanie zagrożeń poprzez zmianę rozkładu generacji w KSE.
  • Pozyskiwanie awaryjnej pomocy od sąsiednich OSP .
  • Szkolenia na symulatorze KSE
  • Rezerwowy KDM
  • Zwiększono wartość przelicznika monetarnego szacunku wolumenu niedostarczonej energii (obecnie 13 815 zł/MWh – wartość ta jest równa cenie maksymalnej realizacji usługi redukcji zapotrzebowania IP DSR w Programie gwarantowanym w 2018 r.).
3. Uszkodzenie krytycznego elementu stacyjnego Spadek
  • Uszkodzenie elementu stacyjnego, np. aparatu łączeniowego, przełącznika zaczepów, (auto)transformatora, transformatorowego izolatora przepustowego, przekładnika olejowego, ogranicznika przepięć.
  • Pożar (auto)transformatora.
  • Ekstremalne zjawiska pogodowe.
  • Zły stan techniczny urządzeń stacyjnych.
  • Finansowe: koszt zakupu/zastąpienia uszkodzonych elementów infrastruktury stacyjnej
  • Obrażenia fizyczne (uszkodzenia ciała), utrata życia przez osoby postronne przebywające w miejscu, w którym dochodzi do uszkodzenia danego elementu infrastruktury.
  • Szkody wizerunkowe dla spółki.
  • Zanieczyszczenie środowiska.
  • Opracowanie założeń metodyki badania awaryjności.
  • Prewencyjne wymiany najbardziej wyeksploatowanych i najstarszych elementów majątku sieciowego.
  • Ochrona obiektów.
  • Doświadczenie i kompetencje pracowników.
  • Bezpośredni nadzór w stosunku do firm zewnętrznych wykonujących prace na obiektach stacyjnych.
  • Odnotowano istotne obniżenie liczby i czasu trwania awarii transformatorów.
4. Konflikty społeczne uniemożliwiające podjęcie lub utrudniające terminową realizację kluczowych inwestycji Spadek
  • Negatywne nastawienie właścicieli gruntów.
  • Brak współpracy ze strony jednostek samorządu terytorialnego i jednostek pomocniczych.
  • Zaangażowanie stowarzyszeń, organizacji pozarządowych lub innych wyspecjalizowanych podmiotów.
  • Nieterminowe zrealizowanie projektów kluczowych dla wyprowadzenia mocy i poprawy warunków zasilania.
  • Dodatkowy koszt zaangażowania wyspecjalizowanych mediatorów.
  • Koszt podjęcia dodatkowych działań o charakterze inwestycyjnym (np. zmiana przebiegu lub wydłużenie trasy linii).
  • Negatywna kampania medialna.
  • Dobór optymalnego przebiegu trasy i lokalizacji inwestycji.
  • Uzgadnianie przebiegu trasy linii z udziałem lokalnych społeczności
  • Indywidulane podejście do interesariuszy.
  • Nadzór nad komunikacją prowadzoną przez wykonawcę inwestycji.
  • Opracowanie i realizacja programu komunikacji społecznej na poziomie poszczególnych zadań inwestycyjnych, w tym dialog z interesariuszami.
  • Mimo spadku w relacji rocznej, miara ryzyka utrzymuje się na wysokim poziomie ze względu na eskalację niektórych konfliktów na poziom ponadlokalny.
5. Wprowadzenie stopni zasilania w wyniku długotrwałego niedoboru mocy w KSE Spadek
  • Długotrwały niewystarczający poziom rezerw mocy w niektórych lokalizacjach KSE z powodu niskiej dyspozycyjności JW.
  • Trwałe odstawienia istniejących mocy np. z powodu niedostosowania do BAT.
  • Katastrofa naturalna – ekstremalne zjawiska pogodowe.
  • Długotrwała awaria przesuwnika fazowego.
  • Brak ciągłości dostaw energii.
  • Straty gospodarki krajowej.
  • Odszkodowania dla odbiorców.
  • Utrata przychodów taryfowych.
  • Wzrost kosztów usuwania ograniczeń sieciowych.
  • Znaczne szkody wizerunkowe dla spółki.
  • Uzgodnienie z wytwórcami 4-letnich harmonogramów remontów.
  • Stochastyczna analiza wystarczalności generacji.
  • Uzgodnienie Regulaminu Rynku Mocy.
  • Spadek prawdopodobieństwa, z jakim projektowane regulacje UE (pakiet zimowy) mogłyby spowodować konieczność wprowadzenia stopni zasilania.
6. Długotrwały brak możliwości wyprowadzenia  mocy z JWCD z przyczyn sieciowych Spadek
  • Brak możliwości wyprowadzenia mocy z JW w wyniku awarii lub niedyspozycyjności stacji lub linii.
  • Nieterminowe zrealizowanie projektów kluczowych dla wyprowadzenia mocy/poprawy warunków zasilania.
  • Uszkodzenie krytycznego obiektu liniowego lub stacyjnego.
  • Brak ciągłości dostaw energii.
  • Straty gospodarki krajowej.
  • Wzrost kosztów usuwania ograniczeń.
  • Szkody wizerunkowe.
  • Wymagania od wykonawców wysokich standardów.
  • Dobór optymalnego przebiegu tras i lokalizacji inwestycji sieciowych.
  • Monitorowanie projektów.
  • Stosowanie standardów sprawozdawczości.
  • Wysoka wartość mimo spadku w 2018 roku.

Rys. 1. Mapa ryzyk