Trendy i kontekst rynkowy

Realizując zadania rozwojowe, PSE opracowują Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną (dalej: PRSP), który ma na celu m.in. określenie adekwatnego do potrzeb rynku planu inwestycyjnego zawierającego zamierzenia inwestycyjne w okresie dziesięcioletnim.

Główne aspekty brane pod uwagę w procesie tworzenia PRSP to stan aktualny i prognozowany w zakresie popytu oraz podaży mocy i energii elektrycznej oraz bezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznej z uwzględnieniem uwarunkowań określonych w ustawie Prawo energetyczne.

Plan rozwoju sieci przesyłowej (PRSP) określa przedsięwzięcia rozwojowe sieci przesyłowej, których realizacja ma zapewnić w perspektywie długoterminowej pokrycie krajowego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną. Do głównych czynników wpływających na kierunki rozwoju sieci przesyłowej należą: wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną, rozwój źródeł wytwórczych oraz konieczność rozbudowy połączeń transgranicznych.

Krajowy sektor wytwórczy przechodzi proces transformacji i do czasu opracowania niniejszego dokumentu nie został jeszcze określony przyszły miks energetyczny dla Polski. Dotychczasowe doświadczenia pokazują, że w istniejących uwarunkowaniach prawnych i regulacyjnych przedsiębiorstwom wytwórczym trudno jest znaleźć uzasadnienie ekonomiczne dla budowy nowych mocy wytwórczych. Z tego powodu w grudniu 2017 roku w Polsce został wprowadzony mechanizm rynku mocy, który pozwoli na podjęcie przez inwestorów decyzji o budowie nowych mocy wytwórczych w Polsce. Podkreślenia wymaga jednak fakt uruchomienia w latach 2017 – 2018 nowego bloku węglowego w Elektrowni Kozienice, a także bloku parowo-gazowego w Płocku, co poprawiło zasoby krajowego sektora wytwórczego o ok. 1680 MW.

Spodziewamy się, że czynnikami, które w przyszłości będą przyczyniały się do wprowadzenia zmian w zarządzaniu pracą KSE, są:

• funkcjonowanie klastrów energetycznych,
• magazynowanie energii (zarówno wielkoskalowe, jak i u odbiorców końcowych),
• świadoma energetyka obywatelska.

Obserwowany rozwój OZE o zmiennym charakterze pracy staje się coraz większym wyzwaniem w procesie sterowania pracą systemu elektroenergetycznego i stwarza potrzebę stosowania instalacji magazynowania energii. PSE prowadzą analizy w zakresie rekomendowanych lokalizacji, biorąc pod uwagę infrastrukturę sieciową oraz szeroko rozumiane uwarunkowania systemowe.

W przyszłości duże znaczenie będzie miał dalszy rozwój technologii inteligentnej sieci energetycznej (Smart Grid) oraz nowoczesnego opomiarowania, pozwalający na stosowanie innowacyjnych rozwiązań w zakresie DSM i DSR (Demand Side Managament, Demand Side Response).

Na zmianę uwarunkowań pracy KSE wpłynie również elektromobilność, ze szczególnym uwzględnieniem uwarunkowań dotyczących ładowania pojazdów oraz wykorzystania technologii Vehicle to Grid.

Rośnie zainteresowanie inwestorów budową morskich farm wiatrowych. Zgodnie z obecnym stanem prawnym za realizację infrastruktury wyprowadzającej moc z morza do sieci na lądzie odpowiedzialni są inwestorzy. PSE nie wykluczają, że w przyszłości, w przypadku zainstalowania znacznego wolumenu mocy morskich farm wiatrowych, mogłyby sprawować funkcję operatora sieci morskich. Wymagałoby to jednak odpowiednich uregulowań prawnych. W tym kontekście ważne byłoby uzgadnianie pomiędzy PSE a inwestorami lokalizacji infrastruktury wyprowadzającej moc z poszczególnych farm wiatrowych na ląd oraz rozwiązań technicznych.

Plan Rozwoju Elektromobilności w Polsce przyjęty przez Radę Ministrów 16 marca 2017 r. wyznacza orientacyjny cel 1 mln pojazdów elektrycznych w Polsce do roku 2025. Osiągnięcie tego celu będzie wiązało się z dodatkowym popytem na moc i energię elektryczną oraz koniecznością stworzenia odpowiednich warunków dla rozwoju elektromobilności. Rozwój elektromobilności jest również szansą na rozwój systemów magazynowania energii.

PSE na bieżąco prowadzą oraz planują działania obejmujące analizy spodziewanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną generowanego przez rozwijający się sektor elektromobilności w Polsce. Przedstawione prace wpisują się w prognozowanie długoterminowe, którego celem jest zwymiarowanie potrzeb Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w zakresie wystarczalności źródeł wytwórczych oraz wymagań sieciowych.

W ramach prowadzonych prac analizowane są:

• założenia techniczne dotyczące rozwoju technologii elektromobilnych,
• uwarunkowania pracy KSE związane z ładowaniem pojazdów elektrycznych.

Określone zostaną także czynniki mające wpływ na tempo rozwoju rynku elektromobilności, jak również możliwe scenariusze rozwoju tego rynku w Polsce.

Analizowane scenariusze pozwalają na oszacowanie zwiększenia liczby pojazdów elektrycznych użytkowanych w Polsce w transporcie prywatnym i publicznym oraz określenie ich wpływu na bilans mocy i energii.

PSE zidentyfikowały mechanizmy, których wdrożenie mogłoby pozwolić na zarządzanie zwiększonym zapotrzebowaniem na moc i energię elektryczną wynikającym z rozwoju elektromobilności. Głównym celem tych mechanizmów będzie stymulowanie procesów ładowania pojazdów w taki sposób, aby przy maksymalizacji funkcjonalności dla użytkowników aut elektrycznych zapewnić optymalny przebieg krzywej zapotrzebowania na moc generowanego przez pojazdy elektryczne.

Wdrażanie wspólnego rynku energii elektrycznej w Europie rozpoczęło się w 1996 roku wraz z publikacją tzw. I Pakietu energetycznego. Pakiet wprowadził reguły konkurencji do segmentu wytwarzania i obrotu energią elektryczną. Zawarte w nim regulacje były dwukrotnie doprecyzowywane przez II i III Pakiet energetyczny.

III Pakiet wprowadził również pojęcie kodeksów sieci jako europejskich aktów prawnych w randze rozporządzenia – czyli regulacji obowiązujących w krajach członkowskich bezpośrednio, bez konieczności implementacji do prawa krajowego. Kodeksy sieci określają zasady funkcjonowania połączonych europejskich systemów elektroenergetycznych w warunkach konkurencji.

W toku dalszych prac, w których uczestniczyły wszystkie kluczowe organizacje branżowe z sektora elektroenergetyki, w tym ENTSO-E, EURELECTRIC (wytwórcy), EFET (handlowcy), ERGEG (regulatorzy) i Komisja Europejska, opracowano koncepcję modelu docelowego dla Europy. W koncepcji tej pojawiły się rozwiązania oparte na mechanizmie Market Coupling oraz metodologii Flow-Based jako zalecane w procesie alokacji zdolności przesyłowych.

Określona została też struktura europejskiego rynku energii elektrycznej obejmująca:

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

Filarami modelu docelowego europejskiego rynku energii elektrycznej są:

• Model strefowy reprezentacji systemów elektroenergetycznych;
• Metoda Flow-Based Market Coupling (FBMC) jako podstawa wyznaczania i udostępniania zdolności przesyłowych.

Na szczególną uwagę zasługuje rozdzielenie funkcji wyznaczania i alokowania zdolności przesyłowych w ramach FBMC pomiędzy operatorów systemów – w zakresie wyznaczania zdolności przesyłowych, a także giełdy energii.

W procesie toczących się na różnych forach dyskusji dotyczących możliwych kierunków szczegółowych rozwiązań PSE wielokrotnie dzieliły się swoim stanowiskiem na temat organizacji rynku energii elektrycznej.

Model europejskiego rynku energii wprowadza procedurę weryfikacji stref, w ramach której co trzy lata będzie prowadzone tzw. studium obszarów rynkowych, w ramach którego oceniana będzie poprawność istniejących stref, a w wymagających tego przypadkach będą one redefiniowane. W marcu 2018 roku zakończono pierwszą próbę przeprowadzenia tego procesu. Studium obejmowało obszar Europy centralnej (region CORE+) i okazało się dużym wyzwaniem dla uczestniczących w nim OSP. W konsekwencji studium nie dostarczyło wystarczających argumentów do rekomendacji utrzymania lub zmiany obecnej konfiguracji obszarów rynkowych.

Obecnie procedowany jest kolejny przegląd obszarów rynkowych w Europie. Zgodnie z art. 14 ust. 5 Rozporządzenia 2019/943 do dnia 5 października 2019 roku wszyscy właściwi operatorzy systemów przesyłowych przedłożyli propozycję metody i założeń, które mają być wykorzystywane w procesie przeglądu obszarów rynkowych, oraz rozpatrywane alternatywne konfiguracje obszarów rynkowych do zatwierdzenia przez odpowiednie organy regulacyjne. Odpowiednie organy regulacyjne podejmują jednogłośną decyzję w sprawie propozycji w ciągu trzech miesięcy od jej przedłożenia. W przypadku gdy organy regulacyjne nie są w stanie podjąć jednogłośnej decyzji w sprawie propozycji w tym terminie, ACER, w dodatkowym terminie trzech miesięcy, podejmuje decyzję w sprawie metody i założeń, oraz w sprawie rozpatrywanych alternatywnych konfiguracji obszarów rynkowych. W następnym kroku oraz w oparciu o zatwierdzoną metodę operatorzy systemów przesyłowych uczestniczący w przeglądzie obszarów rynkowych nie później niż 12 miesięcy po zatwierdzeniu metody i założeń przedkładają właściwym państwom członkowskim lub ich wyznaczonym właściwym organom wspólną propozycję zmiany lub utrzymania konfiguracji obszarów rynkowych.

Im mniejszy rozmiar stref, tym:

• lepsze warunki do odwzorowania poprawnych wartości cen energii elektrycznej – co zapewnia prawidłowe sygnały cenowe dla uczestników rynku, wspierając wzrost efektywności wykorzystania źródeł wytwórczych oraz tzw. aktywnej strony popytowej. Prawidłowe sygnały cenowe wspierają również decyzje inwestycyjne w zakresie lokalizacji nowych źródeł wytwórczych i rozwoju systemu przesyłowego;
• większy zakres zdolności przesyłowych udostępnianych uczestnikom rynku na warunkach konkurencji – co wspiera wzrost efektywności wykorzystania sieci.

Uzyskiwana dzięki mniejszym strefom dokładniejsza reprezentacja sieci w procesach rynkowych pozwala na pełniejsze dotrzymywanie warunków bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w ramach zawieranych transakcji handlowych. Umożliwia to ograniczenie zakresu i kosztów środków zaradczych podejmowanych przez operatorów systemów w celu spełnienia kryteriów bezpieczeństwa. Dzięki temu ceny energii elektrycznej dokładniej odzwierciedlają faktyczny koszt dostaw energii elektrycznej, pomniejszając przez to pokrywane w taryfach przesyłowych koszty dostaw energii na potrzeby realizacji środków zaradczych. W konsekwencji koszty energii elektrycznej ponoszone przez odbiorców mogą być w szerszym zakresie poddawane presji konkurencji.

Na rynku energii elektrycznej bodźce wspierające spełnienie ww. wymagań przez źródła wytwórcze są tworzone w głównej mierze przez dwie ceny:

• energii elektrycznej,
• rezerwy mocy.

Pierwsza z nich determinuje płatność za zdolności wytwórcze wykorzystane do wytwarzania energii. Druga cena określa płatność za zdolności stanowiące nadwyżkę mocy dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii. Ze względu na wolumeny zdolności wytwórczych, których dotyczą te ceny, podstawowe znaczenie z punktu widzenia wpływu na poziom zdolności wytwórczych ma cena energii. Płatności za wytworzoną energię stanowią podstawowe źródło finansowania kosztów utrzymania i pracy źródeł wytwórczych. Z punktu widzenia skuteczności i jakości sygnałów cenowych pierwszoplanową rolę odgrywa cena rezerwy mocy, ponieważ braki dostępnych zdolności wytwórczych w pierwszej kolejności uwidaczniają się poprzez brak rezerw mocy. Dzieje się tak pomimo tego, że cena rezerwy mocy służy do rozliczenia jedynie niewielkiego wolumenu zdolności wytwórczych.

Kształtowanie cen w sposób tworzący bodźce w takim zakresie jest szczególnie ważne na rynku bilansującym, czyli w trakcie realizacji dostaw energii elektrycznej. Dzięki temu uczestnicy rynku poprzez ceny energii otrzymują informacje o rzeczywistych i pełnych kosztach dostaw energii elektrycznej. Ceny tak kształtowane może cechować duża zmienność, gdyż odzwierciedlają one dynamiczną sytuację w systemie, przez co tworzą zachęty do dobrowolnego zawierania transakcji handlowych zabezpieczających wartości tych cen w średnim i długim horyzoncie. Dzięki takim transakcjom z jednej strony stabilizowane są wartości cen energii elektrycznej dla odbiorców, z drugiej natomiast – wspierany jest rozwój zasobów wytwórczych.

W procesie kształtowania cen kluczową rolę odgrywają odbiorcy, których cechuje zdolność do elastycznego kształtowania swojego zużycia energii elektrycznej. Oferty takich odbiorców powinny być traktowane według zasad analogicznych do obowiązujących dla źródeł wytwórczych, jednak funkcja, jaką spełniają, jest znacznie szersza. Niosą one informacje o poziomie cen, przy którym dostawa energii nie jest już uzasadniona z punktu widzenia korzyści dla odbiorcy wynikających ze zużycia. Dostęp do tych ofert pozwala więc na racjonalizację cen energii elektrycznej ze względu na jej użyteczność dla odbiorców, a tym samym – na racjonalizację racjonalizację poziomu bieżących dostaw energii elektrycznej oraz rozwoju zasobów wytwórczych.

Pomimo tych cech wspólnych koncepcja europejskiego rynku energii elektrycznej zakłada rozłączne traktowanie obu produktów w procesach rynkowych. Energia elektryczna jest sprzedawana i kupowana przez uczestników rynku na rynkach giełdowych oraz w ramach transakcji bilateralnych. Pozyskiwanie rezerwy mocy pozostaje natomiast domeną operatorów systemów. Separacja wskazanych produktów wynika z forsowanego w Europie przez wiele lat podejścia opierającego się na założeniu, że kwestie techniczne, do których w szczególności zaliczane jest zapewnienie wymaganego poziomu rezerw mocy, powinny być oddzielone od handlu energią elektryczną. Przesłanką dla takiego poglądu była pożądana przez uczestników rynku prostota prowadzenia obrotu energią elektryczną, analogiczna do innych towarów rynkowych.

Alternatywą dla obecnej organizacji procesów rynkowych jest zintegrowane pozyskiwanie energii elektrycznej oraz rezerwy mocy w ramach jednego procesu rynkowego. W celu wyeliminowania lub przynajmniej istotnego ograniczenia konieczności dokonywania redispatchingu, procesy rynkowe powinny być wykonywane na podstawie dokładnej reprezentacji zasobów sieciowych. Dzięki takiemu podejściu potencjał źródeł może być efektywnie alokowany do dostarczania energii elektrycznej albo rezerwy mocy – w zależności od tego, gdzie wnosi większą wartość, a tym samym w większym stopniu przyczynia się do zmniejszenia kosztu dostaw energii elektrycznej do odbiorców. Szczegółowa reprezentacja sieci zapewnia natomiast techniczną wykonalność zawieranych transakcji handlowych, pozwalając równocześnie na optymalny przydział zdolności przesyłowych do realizacji transakcji handlowych.

W wyniku tego wymagania bezpieczeństwa dostaw energii są odzwierciedlane w cenach energii, co stanowi podstawę jej poprawnej wyceny. Taki model spełnia wymienione wcześniej kryteria efektywności kosztowej, w tym poprawności wyznaczania cen, jak i kryteria bezpieczeństwa.

Rolą RDN jest:

• kreowanie cen energii elektrycznej dla kontraktów zawieranych na hurtowym rynku energii elektrycznej w Polsce,
• umożliwienie wstępnego zbilansowania pozycji kontraktowych,
• umożliwienie wyceny przedsiębiorstw zajmujących się przede wszystkim wytwarzaniem energii elektrycznej,
• generacja sygnałów inwestycyjnych w zakresie budowy nowych jednostek wytwórczych.

Notowania na RDN odbywają się codziennie, łącznie z dniami świątecznymi. Obrót prowadzony jest na jeden dzień przed dobą, w której planowana jest fizyczna dostawa energii. Minimalny wolumen zlecenia wynosi 1 MWh. Rynek dnia następnego składa się z 24-godzinnych rynków oraz z kontraktów blokowych trzech typów:

• BASE – zakłada dostawę 1 MWh energii elektrycznej w każdej godzinie doby;
• PEAK – zakłada dostawę 1 MWh energii elektrycznej w godzinach od 8 do 22;
• OFFPEAK – zakłada dostawę 1 MWh energii elektrycznej w godzinach od 23 do 7.

Jako giełdową cenę rozliczeniową dla danej godziny przyjmuje się cenę, w której następuje równowaga między popytem a podażą, tj. miejsce, w którym przecinają się krzywe popytu i podaży.

Uczestnicy konkurencyjnego rynku energii elektrycznej coraz częściej decydują się na zawieranie transakcji na rynku dnia następnego, a tym samym wybierają transakcje bieżące, rezygnując z kontraktów długoterminowych. Przyczyną wzrostu zainteresowania uczestników rynku transakcjami bieżącymi jest fakt, że rynek ten dynamicznie reaguje na potrzeby klienta. Ponadto, transakcje zawarte na RDN przynoszą większe korzyści finansowe niż transakcje zawierane na rynkach terminowych.

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

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

Implementacja europejskiego Market Coupling ma odbywać się w ramach projektów regionalnych, które następnie mają się połączyć w projekt paneuropejski. Aktualnie rozwijane są następujące projekty:

• MRC (ang. Multi-Regional Coupling) – podstawowa inicjatywa Market Coupling w Europie;
• CORE FB MC – projekt regionu Europy Środkowo-Wschodniej;
• 4M MC – Market Coupling działający w na obszarze Czech, Słowacji, Węgier i Rumunii;
• DE-AT-PL-4M MC Project (Interim Coupling) – projekt wdrożenia przejściowego Market Coupling w oparciu o NTC w Polsce, Niemczech, Austrii, Czechach, Słowacji, Węgrze oraz Rumunii.

Mechanizmem market coupling objęte są dwie granice stałoprądowe polskiego obszaru cenowego, tj. połączenie transgraniczne pomiędzy Polską i Szwecją (SwePol Link) oraz pomiędzy Polską i Litwą (LitPol Link).

W grudniu 2018 roku organy regulacyjne z Polski, Niemiec, Austrii, Czech, Słowacji, Węgier oraz Rumunii zainicjowały wdrożenie projektu przejściowego „DE-AT-PL-4M MC Project” (Interim Coupling) przed wdrożeniem projektu docelowego Flow-Based Market Coupling (FB MC). Tym samym przystąpienie i uczestnictwo w Projekcie Interim Coupling przez OSP i operatorów rynku („NEMO”) stało się obowiązkowe. Celem projektu Interim Coupling jest przyspieszenie wprowadzenia mechanizmu łączenia rynków (market coupling) i połączenia rynków MRC (Multi Regional Coupling) i 4M (Czechy, Słowacja, Węgry, Rumunia) w oparciu o podejście NTC, co powinno doprowadzić do wzrostu dobrobytu społecznego w Europie. Projekt Interim Coupling pozwoli na rozszerzenie funkcjonowania mechanizmu market coupling także o granice synchroniczne, tj, granice polsko-czeską, polsko-słowacką oraz polsko-niemiecką, co powinno nastąpić w drugiej połowie 2020 roku.

Price Coupling of Regions (PCR) jest inicjatywą mającą na celu stworzenie jednego rozwiązania łączenia rynków dla wyznaczania cen energii elektrycznej w całej Europie i alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych w horyzoncie dnia następnego. Tak zintegrowany europejski rynek energii elektrycznej ma zapewnić zwiększenie płynności i efektywności handlu oraz zwiększenie dobrobytu społecznego.

PCR opiera się na trzech głównych zasadach:

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

Inicjatywa PCR zrodziła się w 2009 roku. Jej pomysłodawcami było 7 europejskich giełd energii: APX, Belpex, EPEX SPOT, GME, Nord Pool Spot, OMIE i OTE. Umowa o współpracy została podpisana w czerwcu 2012 roku. Pierwotnie inicjatywa giełd energii objęła rynki energii elektrycznej dnia następnego w: Austrii, Belgii, Czechach, Danii, Estonii, Finlandii, Francji, Niemczech, Włoszech, Łotwie, Litwie, Luksemburgu, Holandii, Norwegii, Portugalii, Hiszpanii, Szwecji, Szwajcarii i Wielkiej Brytanii. Obecnie PCR jest otwarta dla innych europejskich giełd energii elektrycznej, które chcą się do niej przyłączyć. W 2016 roku do inicjatywy przystąpiła polska giełda TGE.

PSE od 2008 roku uczestniczą w działaniach we współpracy z ENTSO-E – Europejską Siecią Operatorów Elektroenergetycznych Systemów Przesyłowych (od ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity), funkcjonującą na podstawie Rozporządzenia PE i Rady (WE) nr 714/2009 z 13 lipca 2009 r. Celem organizacji jest promowanie niezawodnej pracy, optymalne zarządzanie oraz zrównoważony rozwój paneuropejskiego systemu przesyłowego energii elektrycznej w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw oraz zaspokojenia potrzeb wewnętrznego rynku energii elektrycznej.

Władzę w ENTSO-E sprawuje walne zgromadzenie członków, a działaniami organizacji kieruje Zarząd. Strukturę roboczą ENTSO-E tworzą komitety: rynku, rozwoju systemu, pracy systemu, badań, rozwoju i innowacji, komitet ds. cyfryzacji oraz działająca na zasadach komitetu Grupa ds. Prawa i Regulacji. W skład komitetów wchodzą grupy robocze realizujące zadania o charakterze paneuropejskim oraz grupy regionalne odpowiadające głównie za zadania właściwe dla poszczególnych regionów, w tym pracę połączonych systemów elektroenergetycznych. ENTSO-E realizuje także szereg obowiązków wynikających z trzeciego pakietu legislacyjnego: opracowuje projekty kodeksów sieci, zatwierdza 10-letni plan rozwoju paneuropejskiej sieci elektroenergetycznej wraz z europejską prognozą wystarczalności mocy wytwórczych oraz realizuje zalecenia w sprawie koordynacji współpracy technicznej między operatorami z UE a operatorami z krajów trzecich. ENTSO-E, przyjmując spójne stanowisko, jako jedyna reprezentuje operatorów wobec interesariuszy, w tym instytucji i organów Unii Europejskiej oraz Agencji do Spraw Współpracy Regulatorów Energii (ACER).

PSE jest jednym z 43 OSP z 36 krajów w Europie zrzeszonych w tej organizacji. Aktywna obecność specjalistów z PSE w strukturach ENTSO-E wzmacnia pozycję polskiego operatora systemu przesyłowego na arenie międzynarodowej.

Polska jest włączona do trzech regionów wyznaczania zdolności przesyłowych (ang. Capacity Calculation Regions – CCR): CORE, Baltic i Hansa, utworzonych na mocy decyzji Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki UE (ACER) w listopadzie 2016 r. na wniosek wszystkich OSP. W powołanych strukturach roboczych ww. regionów przedstawiciele poszczególnych OSP, w tym PSE, prowadzą prace ukierunkowane na wdrożenie mechanizmów rynkowych, których konstrukcja będzie zapewniać zdolność do efektywnej, swobodnej i bezpiecznej transgranicznej wymiany handlowej. Działania obejmują wszystkie segmenty rynku – od rynków długoterminowych, poprzez rynek dnia następnego (w postaci mechanizmu łączenia rynków), po rynek dnia bieżącego – i dotyczą m.in. wdrożenia skoordynowanego procesu wyznaczania zdolności przesyłowych, w tym podziału kosztów środków zaradczych stosowanych w procesie oraz wdrożenia mechanizmu Market Coupling na połączeniach KSE.

Aktywnie współpracujemy z europejskimi operatorami w ramach inicjatywy TSO Security Cooperation (TSC). Członkami TSC jest 15 operatorów z Europy Środkowej. Celem i głównym filarem działalności w ramach inicjatywy jest zwiększenie bezpieczeństwa pracy połączonych systemów elektroenergetycznych, w tym KSE, poprzez intensyfikację regionalnej współpracy międzyoperatorskiej, która obecnie obejmuje procesy identyfikacji zagrożeń oraz stosowanie odpowiednich międzyoperatorskich środków zaradczych. O najważniejszych kwestiach dotyczących inicjatywy TSC, m.in. strategii i kierunkach rozwoju, decyduje TSC Cooperation Board, którego wiceprzewodniczącym jest prezes Zarządu PSE. Za techniczne sprawy operacyjne odpowiada TSC Operational Board, w którym PSE ma swojego przedstawiciela. W realizację działań wynikających z zadań struktur roboczych TSC jest zaangażowanych kilkunastu przedstawicieli naszej spółki.

PSE uczestniczą również w:

• CEE Forum (ang. Central Eastern European Forum for Electricity Market Integration) – forum, którego celem jest zapewnienie wsparcia politycznego w procesie integracji rynków energii elektrycznej;
• CIGRE (fr. Conseil International des Grands Réseaux Électriques) – największe na świecie międzynarodowe stowarzyszenie zrzeszające ekspertów zajmujących się zagadnieniami dotyczącymi wytwarzania, przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej. W ramach współpracy ze stowarzyszeniem pracujemy nad promowaniem innowacji i nowych rozwiązań w energetyce poprzez współpracę biznesu i świata akademickiego);
• CEEP (ang. Central Europe Energy Partners) – międzynarodowe stowarzyszenie non profit reprezentujące sektor energii z Europy Centralnej, którego celem jest wspieranie integracji środkowoeuropejskiego sektora energii w ramach wspólnej polityki energii i bezpieczeństwa UE. Przewodniczącym Rady Dyrektorów CEEP jest reprezentant PSE.

Współpraca międzynarodowa PSE obejmuje nie tylko prace w wymienionych organizacjach oraz inicjatywach. Realizujemy swoje działania także w ramach wielu projektów międzynarodowych, m.in. SIDC (znany również jako XBID), SDAC (dawniej MRC) oraz innych projektów wdrażających postanowienia kodeksów sieci i wytycznych KE.