NASZA STRATEGIARealizacja Strategii biznesowej na lata 2020-2030

Kierunki strategiczne

Zbudowanie OIRE

W 2021 r. PSE zostały powołane do pełnienia funkcji Operatora Informacji Rynku Energii (OIRE), który wdroży Centralny System Informacji Rynku Energii (CSIRE) i będzie odpowiedzialny za jego funkcjonowanie. Powołanie odbyło się na mocy ustawy z 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. poz. 1093), z dniem 3 lipca 2021 r. Zgodnie z przepisami ustawy Prawo energetyczne, CSIRE ma zostać uruchomiony 1 lipca 2024 roku.

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 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 realizacji procesów, takich jak zmiana sprzedawcy energii elektrycznej oraz dokonywanie rozliczeń za jej sprzedaż oraz dostarczanie. Dzięki uruchomieniu systemu procesy rynku energii, w tym zmiana sprzedawcy energii elektrycznej, zostaną uproszczone, a czas ich realizacji skrócony.

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 osiągania celów 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 szczegółowej, wiarygodnej i podanej w przystępnej formie informacji wspierającej podejmowanie decyzji 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,
zapewnienie bezpieczeństwa informacji oraz ochrony danych osobowych zgodnie z wymaganiami obowiązującymi w Unii Europejskiej.

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 detalicznego rynku energii elektrycznej w ramach określonego w przepisach prawa podziału ról i odpowiedzialności,
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 budowy i wdrożenia CSIRE oraz realizuje kolejne etapy budowy OIRE.

W ramach Projektu OIRE:

W grudniu 2020 r. PSE ogłosiły postępowanie publiczne w trybie negocjacji z ogłoszeniem na Opracowanie, implementację i wdrożenie centralnego systemu informacji rynku energii elektrycznej wraz z usługami wspierającymi. Postępowanie było prowadzone przez cały 2021 r. i jest kontynuowane w 2022 roku. W jego wyniku zostanie wyłoniony wykonawca systemu CSIRE. Podpisanie umowy z wykonawcą jest planowane na IV kwartał 2022 roku.
W lipcu 2021 r. PSE ogłosiły postępowanie publiczne w trybie negocjacji z ogłoszeniem na Wykonanie usługi migracji danych do systemu CSIRE. Negocjacje trwały od listopada 2021 r. do lutego 2022 roku. W marcu 2022 r. nastąpiło otwarcie ofert. W lipcu 2022 r. PSE podpisały umowę z Asseco Poland S.A. na wykonanie usługi migracji danych do Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE). Zakres umowy, zawartej pomiędzy PSE a Asseco, obejmuje m.in. przygotowanie narzędzia do migracji danych oraz ich sukcesywne przenoszenie w celu przygotowania inicjalnego zbioru danych niezbędnych do uruchomienia CSIRE. Prace zostały podzielone na trzy etapy, które obejmą: I – Konfigurowanie Migracji, II – Migrację oraz III – Utrzymanie Narzędzia Migracji Danych.

Pod koniec grudnia 2021 r. został opublikowany Plan wdrożenia CSIRE, umożliwiający uczestnikom rynku energii zaplanowanie działań, do których realizacji są zobowiązani w związku z budową i uruchomieniem CSIRE. Dokument uwzględnia terminy określone w Ustawie, przedstawia proces opracowania i uzgodnień dokumentów stanowiących podstawy formalne wdrożenia i funkcjonowania CSIRE oraz proces migracji danych inicjalnych niezbędnych do uruchomienia CSIRE. Najnowsza wersja dokumentu została opracowana w kwietniu 2022 r. i jest dostępna na stronie internetowej OIRE (www.pse.pl/oire).

Z końcem 2021 r. i w marcu 2022 r. na stronach internetowych PSE zostały opublikowane kolejne wersje projektu Standardów Wymiany Informacji (SWI) CSIRE. Standardy Wymiany Informacji (SWI) są tym elementem IRiESP-OIRE, który umożliwi podmiotom zobowiązanym lub uprawnionym do korzystania z CSIRE odpowiednio wczesne zapoznanie się z treścią projektu IRiESP-OIRE i przekazanie uwag.

SWI określają m.in. sposób realizacji procesów rynku detalicznego energii elektrycznej, model ról oraz zasady komunikacji za pośrednictwem CSIRE, a także scenariusze wykorzystania procesów CSIRE dla osiągnięcia celów biznesowych podmiotów rynku energii, w szczególności potrzeb odbiorców energii elektrycznej. Realizowane prace nad projektem SWI prowadzone były z poszanowaniem opinii zgłoszonych przez uczestników rynku, z którymi PSE kontynuują współpracę w ramach Zespołu działającego przy ministrze klimatu i środowiska, jak również w ramach powołanych przez PSE grup roboczych.

Z najnowszej wersji SWI wyodrębnione zostały Techniczne standardy komunikacji biznesowej CSIRE (TSKB). TSKB precyzują wymagania techniczne i biznesowe procesów rynku energii i wymiany informacji rynku energii realizowanych za pomocą CSIRE. Zapewnią one użytkownikom profesjonalnym – m.in. operatorom systemów dystrybucyjnych (OSD) oraz sprzedawcom energii (SE) – przejrzyste reguły porozumiewania się z wykorzystaniem ujednoliconych komunikatów oraz realizację procesów biznesowych w sposób ustandaryzowany. Na TSKB składają się cztery dokumenty: Zakres informacyjny komunikatów centralnego systemu informacji rynku energii, Macierz następstw, Macierz priorytetyzacji oraz Schematy XSD.

W maju 2022 r. TSKB zostały udostępnione na stronie internetowej OIRE. Równolegle przeprowadzone zostały konsultacje publiczne dotyczące ich treści. TSKB jako dokument techniczny wspierający SWI nie wymaga zatwierdzenia przez instytucje zewnętrzne.

W grudniu 2021 r. został opublikowany Model danych migracji do CSIRE. Dokument ten obejmuje swoim zakresem kwestie związane z zasileniem systemu CSIRE danymi inicjalnymi. Obecna wersja dokumentu, zgodna z SWI CSIRE, pochodzi z kwietnia 2022 r. i jest dostępna na stronie internetowej OIRE.

PSE rozpoczęły 10 maja 2022 r. konsultacje publiczne projektu Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej – Sposób funkcjonowania Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii oraz współpracy z Użytkownikami systemu elektroenergetycznego i innymi podmiotami zobowiązanymi lub uprawnionymi do korzystania z Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (IRiESP-OIRE).

Cały projekt IRiESP-OIRE mamy obowiązek przedłożyć do zatwierdzenia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki do 3 stycznia 2023 r. (zgodnie z art. 17 ust. 2 ustawy z 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw; Dz.U. poz. 1093 z późn. zm.).

Segmentacja sieci

Cel: Zapewnienie bezpieczeństwa informacyjnego i technicznego systemu elektroenergetycznego

Ze względu na istotny wpływ na bezpieczeństwo krajowego systemu elektroenergetycznego, cyberbezpieczeństwo odgrywa kluczową rolę w naszej strategii biznesowej. Jedną z inicjatyw strategicznych określonych w dotychczasowej Strategii PSE było odparcie zagrożeń zewnętrznych. Działania związane z tą inicjatywą są kontynuowane w ramach realizowanych projektów i zadań bieżących skierowanych na podniesienie bezpieczeństwa. To m.in. zarządzanie ryzykiem utraty możliwości sterowania lub zarządzania pracą KSE związanej z cyberatakami na systemy IT/OT OSP oraz OSD, wytwórców, firm obrotu, giełd lub odbiorców przemysłowych.

Podejmowane działania są odpowiedzią na rosnące zagrożenia w sferze cyberbezpieczeństwa. Podejście to zyskuje coraz bardziej na znaczeniu w świetle coraz szerszego wykorzystywania nowych technologii i metod komunikacji, a także rosnących zagrożeń płynących z otoczenia zewnętrznego firmy i kraju. W ostatnich latach obserwowany jest wzrost zagrożeń w zakresie nasilenia celowanych ataków wykorzystujących narzędzia przeznaczone do ich przeprowadzania, szczególnie w zakresie infrastruktury krytycznej. Coraz częstsze i bardziej wyrafinowane są też ataki phishingowe, co jest odpowiedzią na rosnącą świadomość użytkowników, a także ransomwareowe (wymuszenia okupu pod groźbą lub po uniemożliwieniu używania danych lub systemów teleinformatycznych). Nasilenie ataków związane jest również z sytuacją epidemiczną; większa digitalizacja życia otwiera nowe możliwości wykorzystania słabości nowych rozwiązań i obniżonej czujności użytkowników. Nie bez znaczenia są również czynniki geopolityczne, które w znaczący sposób wpływają na poziom zagrożeń płynących z otoczenia.

Przyjmując i kontynuując działania wynikające z realizowanej strategii cyberbezpieczeństwa, określiliśmy możliwe kierunki rozwoju sytuacji, dzięki czemu można było adekwatnie do potrzeb i na czas zbudować portfel działań niezbędnych do zarządzania zdefiniowanymi ryzykami i bieżącymi potrzebami. Rosnąca liczba cyberzagrożeń i wyspecjalizowanych narzędzi służących do ataków potwierdziły prawidłowość przyjętych przez nas założeń oraz konieczność kontynuacji działań w tym zakresie.

Bezpieczeństwo teleinformatyczne i zarządzanie obszarem cyberzagrożeń – podejście i projekty

Departament Teleinformatyki w raportowanym okresie kontynuował działania w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa technologii informacyjno-telekomunikacyjnych (dalej: ICT – od ang. information and communication technologies). Założenia wskazywały na nieuniknioną i wzajemną zależność cyberbezpieczeństwa naszej spółki, partnerów rynkowych w kraju i za granicą oraz podmiotów z grupy kapitałowej i podwykonawców, wskazując jednocześnie na sumaryczny wpływ cyberbezpieczeństwa na stabilność pracy KSE. Filarem podejmowanych działań było bezpieczeństwo teleinformatyczne – ciągłość działania jako dostępność i odporność systemów oraz integralność i poufność danych w rozwiązaniach IT.

Bezpieczeństwo ICT i Cyberbezpieczeństwo

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 oraz wysokopoziomowych projektów technicznych przebudowy segmentacji sieci ICT, jak i poprzez odpowiednie kształtowanie projektów biznesowych i 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 i gościom spółki, z uwzględnieniem reguł wynikających z zasad separacji i zarządzania uprawnieniami, funkcjonalnego i zunifikowanego dostępu do Internetu (w tym poprzez bezpieczną sieć wi-fi, wdrożoną zarówno w centrali spółki, jak i zamiejscowych komórkach organizacyjnych) oraz adekwatnego do potrzeb, bezpiecznego dostępu zdalnego;

Wykrywanie i reagowanie – prace zespołów Security Operations Center (SOC) i Computer Emergency Response Team (CERT) mające na celu zapewnienie bieżącego bezpieczeństwa teleinformatycznego. Dedykowany zespół SOC prowadzi nieustająco (24 h/7) monitoring zagrożeń, podejmując stosowane działania i środki zaradcze w przypadku incydentów dotyczących sieci IT i OT. Z kolei zadaniem CERT jest podnoszenie świadomości pracowników, publikacja alertów i ostrzeżeń o zagrożeniach, raportowanie informacji o incydentach oraz współpraca z podmiotami zewnętrznymi (m.in. CERT NASK, CERT.GOV.PL, RCB) w zakresie bezpieczeństwa teleinformatycznego.

Działania techniczne przeprowadzone w PSE oraz zdolności adaptacyjne naszej organizacji umożliwiły wejście w pierwszy okres pandemii z minimalnymi zakłóceniami oraz normalne funkcjonowanie organizacji bez zakłóceń i wpływu na realizowane procesy w kolejnym roku. Już w pierwszym roku brakujące elementy, po analizach, uzupełniono, realizując zakupy lub modyfikując procesy tak, aby umożliwić ich realizację bez konieczności obecności 80 proc. pracowników w siedzibach.

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

Współpraca

We współpracy z naszymi 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 oraz popularyzować zagadnienia zagrożeń dla cyberbezpieczeństwa i podejście do ich zwalczania, aktywnie uczestniczymy – w 2021 r. głównie zdalnie – w licznych konferencjach, seminariach oraz krajowych i międzynarodowych forach współpracy sektorowej. Od roku 2018 organizujemy konferencje PolEx/Cyber Conference For Energy Sector (CC4ES) z udziałem ekspertów branżowych z kraju i z zagranicy. W czerwcu 2021 r., pomimo trudności związanych z pandemią, PSE zorganizowały kolejną edycję CC4ES.

Kluczowym forum współpracy międzynarodowej jest Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity – ENTSO-E), w ramach której przedstawiciele PSE angażują się w projekty zmierzające do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego w Europie, opracowując nowe rozwiązania lub koncepcje i zasady dotyczące infrastruktury krytycznej w różnych grupach roboczych i projektowych ENTSO-E. Niektóre z nich przedstawiamy poniżej:

Digital committee Cyber Security Strategy Initiative – inicjatywa strategiczna kierunkowa mająca na celu zapewnienie cyberbezpieczeństwa ENTSO-E, działająca pod kierownictwem dyrektora Departamentu Teleinformatyki PSE.
ENTSO-E Cyber Security Working Group – grupa zajmująca się zagadnieniami bezpieczeństwa teleinformatycznego. Jej zadaniem 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, której zadaniem jest opracowanie regulacji Network Code for Cyber Security.
ENTSO-E Enterprise Architecture Team – grupa zadaniowa Digital Committee, której misją jest zapewnienie właściwej koordynacji, spójności i wsparcia decyzyjnego w sprawach dotyczących architektury w ramach współpracy ENTSO-E/RSC/TSO.
ENTSO-E CIM Expert Group (Common Information Model) – grupa, 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 powstają koncepcje nowych połączeń do wymiany danych między operatorami systemów przesyłowych, a także rozwijane są istniejące połączenia. Współpraca w 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.

Dzięki tej działalności nasi pracownicy mają wpływ na powstawanie światowych standardów w zakresie bezpieczeństwa teleinformatycznego systemów przemysłowych, a także znacząco podnoszą swoje kompetencje w tym zakresie. Pomaga to również w dostosowaniu środowiska teleinformatycznego do rosnących wymagań w zakresie bezpieczeństwa i podnoszeniu odporności na zagrożenia.

Uwzględnienie FNM w mechanizmach rynkowych oraz implementacja innowacji wynikających z prac badawczych

PSE jako OSP, na potrzeby pokrycia zapotrzebowania na moc odbiorców końcowych oraz salda wymiany międzysystemowej, planują pracę krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) z wykorzystaniem mechanizmów rynku bilansującego (RB). Minimalizujemy sumaryczne koszty energii bilansującej, koszty uruchomień jednostek wytwórczych i koszty zapewnienia wymaganych mocy bilansujących, jednocześnie uwzględniając zasady bezpiecznej pracy KSE. Dokładność uwzględnienia w mechanizmach RB uwarunkowań pracy sieci bezpośrednio wpływa na efektywność planowania pracy KSE w wymiarach bezpieczeństwa pracy KSE oraz kosztowym. Przewymiarowane ograniczenia w pracy sieci nadmiernie zwiększają koszty, a w sytuacji odwrotnej obniżają je, ale mogą skutkować niespełnieniem warunków bezpiecznej pracy KSE.

W celu zapewnienia efektywnego wykorzystania zasobów sieci w mechanizmach RB, PSE prowadzą prace mające na celu wdrożenie narzędzi IT do zarządzania pełnym modelem sieci (Full Network Model, FNM) oraz bezpośredniego uwzględniania FNM w mechanizmach RB. W literaturze anglojęzycznej zadanie optymalizacji – stosowane w planowaniu pracy systemu elektroenergetycznego przy uwzględnieniu FNM oraz innych ograniczeń systemowych – jest określane jako security constrained unit commitment (SCUC). Zaprojektowanie mechanizmów RB bazujących na rozwiązaniu SCUC zintegrowanym z systemem NMMS, tj. modułem do zarządzania FNM, odbywa się w ramach prowadzonych przez PSE prac badawczych, przy współpracy z PSE Innowacje oraz Narodowym Centrum Badań Jądrowych (NCBJ).

Wdrożenie nowego modelu rynku

1 stycznia 2021 r. PSE wdrożyły I etap reformy rynku bilansującego (RB). Kompleksowe wdrożenie nowych zasad funkcjonowania RB wymagało dostosowania aktów wykonawczych do ustawy Prawo energetyczne – rozporządzenia ws. szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, Warunków Dotyczących Bilansowania, Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej – a także dostosowania umów pomiędzy PSE a użytkownikami systemu. Operacyjnie wdrożenie I etapu reformy RB wymagało istotnych zmian w systemach informatycznych PSE oraz, w mniejszym zakresie, w systemach informatycznych uczestników rynku bilansującego.

Równocześnie z doskonaleniem od początku 2021 r. zdolności biznesowych, powiązanych z wdrożeniem I etapu reformy RB, nasza organizacja rozpoczęła prace dotyczące wdrożenia II etapu reformy RB. Celem tego etapu jest spełnienie wymogów prawnych i regulacyjnych z obszaru funkcjonowania RB, które nie zostały wdrożone w ramach I etapu reformy RB, a także wprowadzenie zmian wspierających te wymagania i poprawa jakości mechanizmu RB. W ramach II etapu reformy RB zostaną wdrożone następujące zmiany zasad RB o dużym znaczeniu dla funkcjonowania tego segmentu rynku oraz pozostałych segmentów hurtowego rynku energii elektrycznej:

Nowa struktura podmiotowa i obiektowa RB, w tym wprowadzenie dostawców usług bilansujących;
Rynkowe mechanizmy pozyskiwania rezerw mocy;
Zmiany zasad planowania pracy krajowego systemu elektroenergetycznego, w tym:

(i) wdrożenie planowania w wielkościach netto,
(ii) wprowadzenie poleceń ruchowych wyrażanych w mocy „na punkt” zamiast w energii w okresie,
(iii) skrócenie okresu planowania z 15 do 5 minut;

Mechanizm wyceny niedoboru mocy (ang. scarcity pricing);
Nowe zasady wyceny energii bilansującej i niezbilansowania;
Okres rozliczania niezbilansowania równy 15 minut.

Wdrożenie II etapu reformy RB będzie wymagało dostosowania procesów biznesowych i systemów informatycznych OSP w obszarze zgłoszeń danych handlowych i technicznych, pozyskiwania mocy bilansujących, planowania koordynacyjnego i prowadzenia ruchu KSE, pozyskiwania i przetwarzania danych pomiarowo-rozliczeniowych, rozliczeń energii i mocy bilansujących oraz zawierania i obsługi umów przesyłania. Wdrożenie zmian II etapu reformy RB będzie wymagało również istotnego dostosowania systemów informatycznych uczestników rynku.

W 2021 r. oraz w I połowie 2022 r. zakres prac realizowanych przez PSE w obszarze wdrożenia II etapu reformy RB obejmował w szczególności:

Udział w procesie konsultacji publicznych projektu rozporządzenia systemowego w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego;
Opracowanie projektów Warunków Dotyczących Bilansowania oraz Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej do konsultacji publicznych, z uwzględnieniem rozwiązań wdrażanych w ramach II etapu reformy RB;
Rozpoczęcie prac projektowych oraz implementacyjnych w obszarze IT.

Równolegle do prac w ramach reformy RB trwają działania przygotowawcze do przyłączenia Polski do europejskich platform bilansujących: MARI, PICASSO i TERRE. Na gruncie międzynarodowym PSE jako OSP kontynuują współpracę z innymi OSP przy rozwijaniu tych platform. Na gruncie krajowym przyłączenie do platform musi zostać poprzedzone wdrożeniem II etapu reformy RB, w celu zapewnienia możliwości poprawnej integracji krajowego RB z tym platformami.

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 w przyszłości pracy KSE w sposób niezawodny i uzasadniony ekonomicznie. Bezpośrednim efektem działań rozwojowych jest zapewnienie zbilansowanego rozwoju infrastruktury przesyłowej, która 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 wymaganych inwestycji w infrastrukturę przesyłową jest zależny od wielu czynników zewnętrznych, wśród których można wymienić stronę popytową, stronę podażową oraz uwarunkowania gospodarcze i społeczno-polityczne. Część tych czynników ze swojej natury ma charakter losowy. W obecnych realiach pracy systemów elektroenergetycznych istnieje coraz większe zapotrzebowanie na uwzględnienie w procesie planowania rozwoju sieci elementów probabilistycznych jako dobrze odwzorowujących otoczenie.

Analizy probabilistyczne (analizy uwzględniające elementy niepewności występowania zdarzeń) z jednej strony lepiej odzwierciedlają rzeczywistość, z drugiej zaś 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.

aPRSP ma na celu wsparcie planistów w doborze optymalnych kosztowo harmonogramów wdrażania inwestycji sieciowych przy uwzględnieniu losowych czynników wpływających na pracę systemu elektroenergetycznego. Narzędzie 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 rynkowe zyski 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.

Zdefiniowanie procesu CC z określeniem zasobów, realizacja równoległa w PSE

Nowa metodyka dla wyznaczania zdolności przesyłowych wymiany równoległej w horyzoncie Day Ahead została przyjęta zgodnie z rozporządzeniem Komisji (UE) 2015/1222 z 24 lipca 2015 r., ustanawiającym wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi, a także Rozporządzeniem (EC) 714/2009.

W 2021 r. trwały testy nowej metody wyznaczania zdolności przesyłowych wymiany równoległej w horyzoncie Day Ahead oraz prace nad rozwojem narzędzi potrzebnych do produkcyjnego uruchomienia tej metody po stronie PSE oraz RSC. 

W roku 2021 opracowano w ramach Fazy Podstaw Projekt IT wdrożenia wspierającego fazę precouplingu dla zadania Flow Based MC oraz przystąpiono do Fazy Ewolucyjnego Rozwoju. Opracowano też – w ramach Fazy Podstaw – Projekt IT dotyczący wdrożenia narzędzia Capacity Calculation Analysis (CCA) wspierającego proces Day-ahead Flow-based Capacity Calculation w regionie CORE.

Zdefiniowanie procesu OPC z określeniem zasobów, realizacja równoległa w PSE

W roku 2021 w PSE rozwijano narzędzia informatyczne w kierunku osiągnięcia docelowej funkcjonalności, umożliwiającej regionalnym koordynatorom bezpieczeństwa (RSC) i operatorom systemów przesyłowych (OSP) koordynację planowania wyłączeń (Outage Planning Coordination – 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 (OSP) 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.

Zakup statków powietrznych

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

Zapewnienie obsługi i eksploatacji wyprowadzenia mocy z północnej Polski

W 2021 r. w PSE prowadzono prace nad koncepcją obsługi i eksploatacji sieci przesyłowej na obszarze północnej Polski (obszar ZKO Bydgoszcz) po rozbudowie sieci przesyłowej na potrzeby przyłączenia morskich farm wiatrowych (MFW) oraz łącza HVDC Harmony Link. Koncepcja została zaakceptowana i obecnie znajduje się w fazie zatwierdzenia.

Koncepcja zakłada m.in. utworzenie Wydziału MFW/HVDC i określa zakres głównych zadań dla tego zespołu. W rezultacie do projektu nowego SRO DE wprowadzono Wydział MFW/HVDC oraz przygotowano wnioski rekrutacyjne do tej komórki organizacyjnej. Na lokalizację niezbędnych przestrzeni biurowych obrano obszar Trójmiasta, gdzie zawarta została umowa najmu lokalu biurowego. Obecnie trwa rekrutacja pracowników Wydziału. Kolejnym krokiem będzie wdrożenie przyjętych kandydatów do realizacji nowych obowiązków oraz szkolenia, które wyposażą nowo zatrudnionych w unikatowe w skali kraju kompetencje pracowników OSP.

W celu zapewnienia obsługi i eksploatacji wyprowadzenia mocy z północnej Polski planowane jest również stworzenie w strukturach ZES Krajnik Brygady Gorzów/Baczyna oraz utworzenie Wydziału ZES Żarnowiec odpowiedzialnego za eksploatację SE Choczewo, SE Żarnowiec oraz SE Żarnowiec DC (Harmony Link).

Zgodnie ze strategią PSE, zbudowanie własnych służb eksploatacyjnych spowoduje częściowe uniezależnienie od rynku zewnętrznego. W dalszej perspektywie inicjatywa stworzenia i rozwijania własnych służb inżynieryjno-technicznych, szczególnie w zakresie realizacji najbardziej skomplikowanych zadań – jak montaż i rozruch obwodów wtórnych stacji energetycznych oraz obiektów w technologii HVDC – pozwoli skutecznie zarządzać eksploatacją obiektów oraz incydentami, tj. wpłynie na sprawniejsze usuwanie usterek i awarii.

Budowa centrum kompetencyjnego zdolnego do wdrażania innowacji

Aby dostosować naszą organizację w sensie technologicznym i rynkowym do zmian zachodzących w otoczeniu, niezbędne jest sprawne i skuteczne zarządzanie obszarem badań i rozwoju. W 2021 r. prowadzone były działania mające na celu usprawnienie zarządzania obszarem planowania, realizacji i monitorowania prac badawczych i rozwojowych (BiR), tak aby był on w stanie w sposób efektywny wyszukiwać nowe, cenne i możliwe do wdrożenia w GK PSE w przyszłości. Tym samym kontynuowane były prace rozpoczęte jeszcze w latach 2017-2019, przy realizacji poprzednio obowiązującej strategii (cel: Odpowiedzialny Rozwój). Do tej pory udało się wzmocnić kompetencje spółki PSE Innowacje jako ośrodka tworzenia agendy badań i rozwoju w GK PSE, m.in. poprzez zdefiniowanie nowych ram działania obszaru BiR. Powołany zostały również koordynator portfela BiR w GK PSE oraz wspierający jego pracę zespół ds. BiR.

Działania prowadzone w 2021 r. były skoncentrowane na usprawnieniu procesu rozliczania i monitorowania zakończonych projektów BiR oraz wdrożeniu systemu nadzoru nad implementacją uzyskanych produktów tych prac, w celu uzyskania korzyści i osiągnięcia zamierzonych efektów.

Równolegle realizowane były prace mające na celu wprowadzenie mechanizmów kumulowania i udostępniania w GK PSE nowej wiedzy i wyników realizowanych prac BiR oraz promowania wśród kadr GK PSE postawy otwartej na zmiany i innowacyjność. Celem jest aktywizacja potencjału do wdrażania nowych technologii zapewniających GK PSE przewagę na rynku oraz ugruntowanie pozycji lidera.

Dużą uwagę przykładaliśmy i przykładamy do zwiększenia zaangażowania GK PSE w międzynarodowe projekty BiR w zakresie nowych usług rynkowych i technologii elektroenergetycznych (2017 – EU-SysFlex, 2020 - OneNet).

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. wykonawcy opracowali i uzgodnili szczegółowe harmonogramy prac oraz rozpoczęli opracowanie i uzgadnianie dokumentacji projektowej wykonawczej w odniesieniu do instalowanych urządzeń w stacjach elektroenergetycznych (etap 2.) oraz systemów informatycznych SMJEE wraz pilotażową instalacją urządzeń pomiarowych w łącznie 4 stacjach (etap 3.).

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 dopuszczalnego poziomu 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.

Realizacja zadań inwestycyjnych wynikających z PRSP

Na realizację zadań inwestycyjnych w 2021 r. PSE przeznaczyły ok. 1 mld zł. Najważniejsze zakończone zadania to:

budowa dwutorowej linii 400 kV Piła Krzewina-Plewiska (załączono tor nr 2, który pracuje czasowo na napięciu 220 kV),
budowa dwutorowej linii 400 kV Pasikurowice-Czarna/Mikułowa (od stacji Pasikurowice do wprowadzenia do stacji Czarna),
budowa dwutorowej linii 400 kV Pątnów-Jasiniec (załączono tor nr 1, który pracuje czasowo w relacji Kromolice-Jasiniec),
budowa dwutorowej linii 400 kV Grudziądz Węgrowo-Pelplin-Gdańsk Przyjaźń,
budowa dwutorowego odcinka linii 400 kV Kromolice-Pątnów (wprowadzono tor nr 2 do stacji Pątnów, tor nr 1 pracuje czasowo w relacji Kromolice-Jasiniec),
budowa jednotorowej linii 220 kV Glinki-Recław,
budowa jednotorowej linii 220 kV Radkowice-Kielce Piaski,
modernizacja linii 220 kV Janów-Rogowiec, Rogowiec-Piotrków,
modernizacja linii 220 kV Byczyna-Jamki, Byczyna-Koksochemia,
modernizacja linii 220 kV Joachimów-Łagisza/Wrzosowa,
wymiana przewodu odgromowego OPGW na linii 220 kV Połaniec-Chmielów tor I i tor II,
wymiana przewodu odgromowego OPGW na linii 220 kV Rożki-Puławy,
budowa stacji 400(220)/110 kV Pelplin,
budowa stacji 400/110 kV Żydowo Kierzkowo,
budowa stacji 220/110 kV Praga (Żerań),
rozbudowa stacji 110 kV Recław o rozdzielnię 220 kV,
rozbudowa stacji 400/220/110 kV Mikułowa dla wprowadzenia linii 400 kV,
rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/110 kV Kromolice dla przyłączenia FW Wielkopolska.

Opracowanie zakresu i wdrożenie cyklicznych przeglądów oceny spójności planów obrony i odbudowy

W uzupełnieniu do wymogu określonego w art. 50 ust. 3 (Plan obrony systemu) i w art. 51 ust. 3 (Plan odbudowy) Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2196 z 24 listopada 2017 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący stanu zagrożenia i stanu odbudowy systemów elektroenergetycznych, OSP opracował dokumenty wewnętrzne określające zasady przeglądu, zmiany i udostępniania Planu obrony systemu i Planu odbudowy.

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 fizycznej realizowany w formie zabezpieczenia technicznego.

W 2021 r. PSE prowadziły bieżącą eksploatację SOT oraz realizowały przeglądy planowe wynikające z zawartych umów serwisowych. Zaplanowano do uruchomienia zadania inwestycyjne mające na celu kompleksową realizację SOT w terminie do 2026 r. oraz na bieżąco uzupełniano zgłoszenia zakresu SOT do zadań inwestycyjnych realizowanych przez inne jednostki organizacyjne. Dalszy rozwój SOT będzie realizowany zgodnie ze strategią PSE na lata 2020-2030.

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 5 czerwca 2019 r. ws. gotowości na wypadek zagrożeń w sektorze energii elektrycznej i uchylające Dyrektywę 2005/89/WE.

Celem ww. regulacji jest realizacja działań służących 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 wspierało MKiŚ, działające w roli Właściwego Organu, w pracach nad planem gotowości na wypadek zagrożeń w sektorze energii elektrycznej. Plan, opublikowany 5 stycznia 2022 r., definiuje ogólne zasady postępowania i środki mające na celu zapobieganie kryzysom elektroenergetycznym, przygotowanie się na nie oraz ich łagodzenie. Odnosi się do scenariuszy regionalnych i krajowych kryzysów elektroenergetycznych, w tym w szczególności do 28 spośród 31 scenariuszy regionalnych kryzysów elektroenergetycznych (SRKEE) przekazanych przez ENTSO–E i uznanych za istotne (w tym możliwe) w polskich warunkach.

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 i dystrybucyjnej, w tym infrastruktury krytycznej należącej do innych podmiotów.

W lutym 2022 r. spółka zawarła umowę z Operatorem Gazociągów Przesyłowych Gaz-System S.A., w ramach której PSE świadczą od marca 2022 r. usługi oblotów wizualnych na rzecz Gaz-Systemu o/Poznań. Do końca maja br. PSE wykonały 3 pełne obloty gazociągów na terenie oddziału Poznań, o łącznym czasie lotu ok. 80 godzin oraz 24 dniach lotnych. Nasza spółka jest organizacyjnie przygotowana do rozszerzania zarówno ilości, jak i zakresu świadczenia zewnętrznych usług lotniczych.

Wdrożenie operacji lotniczych wykonywanych samodzielnie

Nasza spółka jest właścicielem trzech śmigłowców Robinson R66, których parametry odpowiadają zapotrzebowaniu PSE, a dodatkowo spełniały 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 oraz patrolowania strategicznej infrastruktury energetycznej w zakresie bezpieczeństwa. Zatrudniamy wyszkolonych, doświadczonych pilotów i specjalistów zadaniowych. Śmigłowce i załogi bazują w trzech miejscach w kraju, co umożliwia szybkie dotarcie do całości linii elektroenergetycznych. Realizowane przez nas operacje lotnicze potwierdziły wysoką skuteczność i szybkość inspekcji infrastruktury przesyłowej.

Wdrożenie systemu planowania wyłączeń

W roku 2021 nasza organizacja zrealizowała pierwszy etap prac obejmujący zaprojektowanie i implementację systemu planowania wyłączeń, tzw. Outage Management System – Wyłączenia (OMS-W), w zakresie umożliwiającym rejestrowanie i zarządzanie potrzebami wyłączeń zgłaszanymi w ramach zadań inwestycyjno-eksploatacyjnych przez Centralną Jednostkę Inwestycyjną oraz Departament Eksploatacji majątku sieciowego PSE.

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 DE, CJI oraz OSD. Na poziomie PSE, OMS-W będzie stanowił kolejny krok do przyszłej integracji procesów planowania wyłączeń w korporacji (z systemem AM). Docelowo 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 system SEW Rejestr stworzony ponad 25 lat temu. W dalszej perspektywie eksploatacja SEW nie będzie możliwa, m.in. z powodu zmieniających się warunków środowiskowych (np. nowe wersje pakietów MS Office oraz systemów operacyjnych) oraz z powodu wyzwań, z jakimi mierzą się PSE (np. koordynacja międzynarodowa wyłączeń w ramach procesu OPC).

Rozpoczęto również kolejny etap prac, którego celem jest umożliwienie grupowania potrzeb wyłączeń. Ponadto tworzenie i prezentacja wyłączeń oraz kart wyłączeń (powiązanych ze zgłaszanymi wyłączeniami i potrzebami wyłączeń).

Realizacja portfela projektów wspierającego wdrożenie nowych zasad zarządzania pracą KSE (PPKSE)

W 2022 r. PSE kontynuowały działania związane z wdrożeniem II etapu reformy rynku bilansującego (dalej RB), które obejmowały prace projektowo-implementacyjne w dwóch obszarach:

regulacyjnym ─ w odniesieniu do aktów prawa oraz regulaminów zatwierdzanych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki;
systemów teleinformatycznych po stronie OSP, OSD oraz uczestników rynku bilansującego.

Rozpoczęto szereg zadań związanych z osiąganiem zdolności biznesowych powiązanych z wdrożeniem II etapu reformy rynku bilansującego oraz w obszarach planowania koordynacyjnego, prowadzenia ruchu KSE i usług przesyłania i udostępniania KSE. Prace obejmowały dostosowanie procesów biznesowych realizowanych w spółce oraz wspierających je systemów informatycznych do nowych wymagań wynikających z wdrożenia II etapu reformy RB oraz wybranych regulacji prawnych.

Zakres prac w obszarze wdrożenia II etapu reformy RB realizowany w 2022 r. w ramach portfela projektów wspierającego wdrożenie nowych zasad zarządzania pracą KSE (PPKSE) obejmował w szczególności:

udział w procesie konsultacji publicznych projektu rozporządzenia systemowego ws. szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego;
opracowanie projektów Warunków Dotyczących Bilansowania oraz Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej do konsultacji publicznych, uwzględniających rozwiązania wdrażane w ramach II etapu reformy RB;
kontynuację prac projektowych i rozpoczęcie prac implementacyjnych w obszarze IT związanych z budową środowisk uruchomieniowych dla systemów i aplikacji biznesowych oraz standardów dla systemów wymiany danych;
kontynuację prac projektowych i rozpoczęcie prac implementacyjnych związanych z wdrożeniem systemów i aplikacji dla obszarów biznesowych objętych zakresem zmian wynikających z II etapu reformy RB.

Ponadto nasza organizacja zrealizowała w ramach portfela projektów szereg działań związanych z obowiązkami wynikającymi z regulacji krajowych i europejskich. Już 8 czerwca 2022 r. zakończyliśmy prace związane z uruchomieniem w regionie CORE mechanizmu jednolitego łączenia rynków energii elektrycznej wykorzystującego metodę optymalizującą dostępne zdolności przesyłowe opartą na fizycznych rozpływach energii (flow based market coupling) na rynku Day-Ahead. Metoda flow based pozwala na uwzględnienie współzależności między transakcjami handlowymi a fizycznymi ograniczeniami technicznymi w całym regionie, co nie było możliwe w stosowanej dotychczas metodzie opartej na Available Transfer Capacity (ATC).

W minionym roku PSE kontynuowały prace projektowe i rozpoczęły prace związane z budową środowisk uruchomieniowych i wdrożeniem Systemu Zarządzania Modelem Sieci (Network Model Management System – NMMS) oraz rozpoczęły prace projektowe związane z aktualizacją oprogramowania podsystemów SCADA oraz EMS Systemu DYSTER.

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 w procesie opracowywania i zatwierdzania Taryf. Równocześnie dla ochrony odbiorców przed nadmiernym lub skokowym wzrostem stawek opłat wdrożony został mechanizm konta regulacyjnego przychodowego. Obecnie trwają prace nad wdrożeniem mechanizmu konta regulacyjnego kosztowego.

Automatyzacja i robotyzacja ewidencji rachunkowej

W spółce funkcjonuje elektroniczny obieg dokumentów księgowych, kluczowy dla sprawnej obsługi ewidencji księgowej przy rozproszonej terytorialnie strukturze PSE. W 2021 r. zakończone zostały prace służące optymalizacji wdrożonego wcześniej rozwiązania integrującego system obiegu dokumentów z systemem ich ewidencji. Wdrożone zostały m.in. usprawnienia obsługi faktur zakupowych dotyczących realizacji projektów finansowanych z dotacji oraz automatyczne monitorowanie zbliżających się terminów płatności. Wykonano szereg prac związanych z optymalizacją samego procesu akceptacji dokumentów oraz ich wysyłki do systemu księgowego. Wymienione działania wpłynęły na przyspieszenie obsługi dokumentów księgowych, poprawę ich bezpieczeństwa i zapewnienie ciągłości działania całego systemu.

Całkowita wymiana SAP

W 2021 r. w PSE uruchomiony został program Transformacji Systemów SAP. 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.

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.

Wdrożenie mechanizmów kontroli i weryfikacji zobowiązań finansowych spółki

W ramach mechanizmów kontroli wprowadzono model zakładania i weryfikacji danych kontrahentów w SAP, które minimalizuje wystąpienie ryzyka defraudacji finansowych. Nadrzędnym założeniem wdrożonego modelu było wprowadzenie dwóch etapów zakładania i edycji danych podstawowych w systemie SAP, wg zasady rozdzielenia ról. Zaimplementowany został też mechanizm cyklicznego weryfikowania danych podstawowych przez dedykowany zespół, który odpowiada za zarządzanie tym obszarem. Przenoszenie umów, aneksów i zleceń dotyczących zobowiązań kosztowych do systemu SAP w formie kontraktów, wdrożenie cyklicznego monitorowania wykorzystania finansowego umów oraz weryfikowanie zamówień zwiększa kontrolę nad zobowiązaniami spółki zarówno co do kwot, jak i terminów.

Wdrożenie rozwiązań uspójniających ewidencję aktywów trwałych

Obszar aktywów trwałych stanowi istotną pozycję w bilansie PSE i jako taki wymaga wsparcia rozwiązań IT. W celu zminimalizowania występowania różnic w ewidencji aktywów trwałych w ujęciu rachunkowym, podatkowym oraz w podatkach lokalnych wdrożono mechanizmy systemowej weryfikacji, monitorowania i analizy wykazanych różnic z wykorzystaniem rozwiązań IT. Wdrożenie rozwiązań uspójniających ewidencję aktywów trwałych w trzech wymiarach jest elementem szerszej transformacji, której nadrzędnym celem jest tworzenie systemowych rozwiązań wykorzystujących IT do wsparcia procesów biznesowych. Wynikiem prac będzie zmniejszenie ryzyka wystąpienia błędu lub omyłki w ewidencji aktywów trwałych spółki oraz usprawnienie raportowania w ww. obszarze aktywów trwałych.

Zarządzanie finansami

W obszarze zarządzania finansami w 2021 r. wdrożono narzędzie systemowe umożliwiające kadrze menedżerskiej uzyskanie natychmiastowych informacji dotyczących płynności finansowej spółki. Narzędzie to raport, oparty całkowicie na danych pochodzących z systemu SAP i przedstawiający przyszłe należności i zobowiązania spółki dla różnych kryteriów czasowych. Wdrożenie narzędzia wyeliminowało działania związane z manualnym pozyskaniem i obróbką danych z różnych jednostek merytorycznych, co zoptymalizowało procesy generowania i obróbki danych oraz zmniejszyło ryzyko związane z działalnością operacyjną spółki. Korzystanie z raportów pozwala sprawnie zarządzać wolnymi środkami pieniężnymi, co jest kluczowe dla aktywnego lokowania wolnych nadwyżek finansowych.

Pokaż treści dedykowane dla: