NASZA STRATEGIAStrategia PSE (horyzont 2-letni) ─ Suplement

W organizacji tak znaczącej jak nasza priorytetowe znaczenie ma ciągłość działania oznaczająca bezpieczne i niezakłócone niczym dostawy energii elektrycznej do wszystkich odbiorców teraz i w przyszłości. Pandemia COVID-19 i jej konsekwencje sprawiły, że nasza organizacja postanowiła przeformułować priorytety na najbliższe lata. W ten sposób powstał suplement do Strategii PSE na lata 2020-2022 zawierający 6 wyzwań oraz 8 celów strategicznych.

Adekwatna integracja z RSC/RCC

Pogłębiająca się regionalna integracja systemów elektroenergetycznych skłania PSE do intensyfikacji działań na rzecz odpowiedniego modelowania wzajemnych relacji z partnerami. Działalność PSE ukierunkowana jest na regionalizację kluczowych procesów operatorskich oraz przeniesienie wybranych spośród nich do regionalnych centrów koordynacji (RCC), które rozpoczną swoją działalność 1 lipca 2022 r., zastępując funkcjonujących dotychczas regionalnych koordynatorów bezpieczeństwa. Funkcję regionalnego centrum koordynacyjnego, do którego będą przynależały PSE, obejmie TSCNET Services GmbH. Spółka ta została dostosowana organizacyjnie do pełnienia nowej funkcji. PSE będą dążyły do systematycznego wzmacniania RCC, rozwijając równocześnie narzędzia pozwalające na weryfikację działań podejmowanych na szczeblu regionalnym.

Digitalizacja i wirtualizacja biura

Pandemia spowodowana koronawirusem (COVID-19) przyczyniła się do przyspieszenia digitalizacji procesów zachodzących w PSE. W obszarze kierunku działania strategicznego Digitalizacja i wirtualizacja biura realizowane są działania, w wyniku których tradycyjne obiegi spraw zastępowane są obiegami elektronicznymi. Tradycyjny podpis został zastąpiony elektroniczną akceptacją lub elektronicznym podpisem, a dokumentacja dystrybuowana jest kanałami elektronicznymi. Dotychczasowa digitalizacja procesów spowodowała znaczne ograniczenie zużycia papieru oraz zakupu materiałów eksploatacyjnych. W okresie pandemii ilość zużytego papieru do drukarek zmniejszono aż o ok. 70 proc. Oszczędność papieru, mniej zużytych tonerów i tuszy do drukarek, ograniczenie korzystania z urządzeń wielofunkcyjnych (drukarki, faksy, kopiarki) nie tylko przyczynia się do zwiększenia korzyści finansowych dla PSE (oszczędności energii, zmniejszenia ilości generowanych odpadów), ale również korzystnie wpływa na otaczające nas środowisko naturalne.

Dostosowanie systemu zabezpieczeń rynku bilansującego do nowych warunków

W zakresie dostosowania systemu zabezpieczeń rynku bilansującego do nowych warunków dostosowania wymaga narzędzie IT obecnie wdrożone w Systemie SAP. Nowe narzędzie, spełniające kryteria zmian regulacyjnych, zostanie opracowane i wdrożone w ramach projektu pn. Całkowita wymiana SAP – tj. Transformacji SAP do SAP 4Hana.

Maksymalizacja zakresu wdrożenia europejskich regulacji rynkowych (CEP, Kodeksy sieci)

Europejskie regulacje prawne nakładają na operatorów systemów przesyłowych (OSP) i operatorów rynków (NEMO) szereg obowiązków związanych z wdrożeniem mechanizmów rynku energii elektrycznej oraz zarządzania systemem elektroenergetycznym. Regulacje dotyczące rynku energii oraz zarządzania systemem zawarte są zarówno w aktach prawnych stanowiących część pakietu Czysta energia (Clean Energy Package – CEP) – Rozporządzenie 2019/943 ws. rynku wewnętrznego energii elektrycznej i Dyrektywa 2019/944 ws. wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej – jak i w aktach niższego rzędu, tzw. Kodeksach sieciowych opracowanych na podst. Rozporządzenia 714/2009 ws. warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii.

Wymienione regulacje prawne określają ogólne wymagania dotyczące wdrażanych mechanizmów, które są następnie doprecyzowywane w szczegółowych metodykach opracowywanych przez OSP lub NEMO. Wdrożenie regulacji i metodyk następuje w ramach dedykowanych międzynarodowych projektów wdrożeniowych prowadzonych przez OSP lub NEMO. Pracownicy PSE biorą aktywny udział w istotnych dla naszej organizacji projektach wdrożeniowych w celu zapewnienia ich realizacji zgodnie z wymaganiami regulacyjnymi oraz potrzebami rynku energii. PSE realizują również wewnętrzne wdrożenia zapewniające dostosowanie do wymogów europejskich regulacji rynkowych.

Poprawne wdrożenie nowych mechanizmów rynkowych pozwoli na zwiększenie efektywności wymiany energii, co w skali europejskiej spowoduje obniżenie jej kosztów i zapewni korzyści dla konsumentów. Właściwie zaprojektowane i wdrożone mechanizmy rynkowe wpłyną również na zwiększenie bezpieczeństwa dostaw energii poprzez umożliwienie dostępu do szerszej puli zasobów oraz zwiększenie niezawodności mechanizmów rynkowych. Właściwie zaimplementowany rynek europejski powinien również ograniczyć potrzebę wykorzystania środków awaryjnych przez OSP, ponieważ dzięki właściwej koordynacji procesu alokacji zdolności przesyłowych wyniki rynku energii powinny lepiej odzwierciedlać uwarunkowania fizyczne systemu przesyłowego.

Przeprowadzenie postępowania i zawarcie umowy na system SCADA

29 września 2022 roku podpisano umowę na wykonanie aktualizacji (upgrade) oprogramowania aplikacyjnego podsystemów SCADA oraz EMS obecnie używanego systemu DYSTER wraz z przeniesieniem tzw. rozszerzeń. Przedmiot zamówienia zostanie zrealizowany na infrastrukturze sprzętowo-programowej PSE. Projekt zakłada wykonanie aktualizacji systemu w okresie 24 miesięcy. Zakres zamówienia obejmuje świadczenie usługi serwisu pogwarancyjnego przez okres 5 lat. SCADA jest podstawowym systemem informatycznym wykorzystywanym do prowadzenia działalności w zakresie przesyłania energii elektrycznej, wykonywania zadań OSP oraz zarządzania pracą KSE w czasie rzeczywistym.

Zapewnia wsparcie służb dyspozytorskich PSE, umożliwiając efektywne wykonywanie zadań w obszarze prowadzenia ruchu KSE, w tym monitowania stanu pracy systemu, identyfikacji zagrożeń pracy systemu KSE, zdalnego sterowania obiektami sieciowymi, wymiany danych czasu rzeczywistego z innymi operatorami systemów przesyłowych i dystrybucyjnych.

Modernizacja systemu SCADA w naszej spółce wynika m.in. z konieczności wdrożenia wymagań w zakresie bezpieczeństwa informatycznego, obowiązków prawnych wynikających z regulacji europejskich dotyczących sektora elektroenergetycznego oraz ze względu na fizyczne wyeksploatowanie obecnie wykorzystywanej przez system infrastruktury sprzętowo-systemowej.

Nowy system będzie wyposażony w zaawansowane narzędzia obliczeniowe EMS, realizujące zadania związane z wykonywaniem analiz bezpieczeństwa KSE w czasie rzeczywistym oraz w trybie studialnym na podstawie pozyskiwanych pomiarów telemetrycznych. Nowy system SCADA/EMS będzie spełniał wysokie wymogi bezpieczeństwa teleinformatycznego, a jego architektura będzie zgodna z realizowanym w PSE projektem segmentacji.

Wdrożenie konta regulacyjnego w zakresie przychodów i kosztów

Od 1 stycznia 2021 r. wdrożone zostały pierwsze zmiany w zakresie reformy rynku bilansującego. Skorelowano je z działaniami umożliwiającymi ochronę odbiorców przed nadmiernym lub skokowym wzrostem stawek opłat w kolejnych taryfach, przy równoczesnym ograniczaniu ryzyk związanych z odchyleniami przychodów i kosztów wykonanych od planowanych, uwzględnianych w kalkulacji taryf zatwierdzanych przez prezesa URE.

W ramach współpracy z OSD oraz administracją publiczną w 2020 r. wypracowano i uzgodniono zasady funkcjonowania mechanizmu tzw. konta regulacyjnego przychodowego, obejmującego przychód regulowany przedsiębiorstw świadczących usługi przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej. Mechanizm polega na odzyskaniu w kolejnych latach nieuzyskanych przychodów bądź oddaniu nadwyżki uzyskanych przychodów ze stosowania stawek opłat taryfowych w stosunku do wielkości planowanych, przy zachowaniu określonego, maksymalnego poziomu zmienności stawek opłat w kolejnych latach. Uzgodnione zapisy dotyczące konta regulacyjnego przychodowego zostały wdrożone w rozporządzeniu ministra klimatu i środowiska z 13 listopada 2020 r. zmieniającego rozporządzenie ws. szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną.

W kolejnym kroku PSE opracowały koncepcję modelu tzw. konta regulacyjnego kosztowego. W 2021 r. nasza spółka przekazała do Urzędu Regulacji Energetyki propozycję rozwiązań w zakresie konta regulacyjnego kosztowego dla opłaty jakościowej. Uzgodnienia merytoryczne z URE zostały zaplanowane na 2022 rok.

Interim Market Coupling (Interim MC)

Celem projektu Interim MC było połączenie rynków energii elektrycznej Polski i państw 4MMC (Czechy, Węgry, Rumunia, Słowacja) z największym w Europie rynkiem MRC. Połączenie miało się odbyć poprzez wprowadzenie alokacji zdolności przesyłowych typu implicit opartej na metodzie NTC na sześciu granicach (PL-DE, PL-CZ, PL-SK, CZ-DE, CZ-AT, HU-AT). Tym samym realizacja projektu doprowadziła do wdrożenia w tym obszarze Jednolitego łączenia Rynków Dnia Następnego (Single Day-Ahead Coupling – SDAC).

Interim MC został uruchomiony operacyjnie 17 czerwca 2021 r., jako rozwiązanie przejściowe na drodze do wdrożenia Core Flow-Based Market Coupling.

Core Flow-Based Market Coupling (Core FBMC)
Celem projektu DA Core FBMC jest wdrożenie w Regionie Core rozwiązania docelowego dla SDAC, tj. wprowadzenie alokacji zdolności przesyłowych typu implicit opartej na metodzie FBA (Flow-Based Allocation). Mechanizm FBA pozwala na łączenie rynków w sposób oparty na rozpływach energii elektrycznej. Region Core (CCR Core) stanowi Region Wyznaczania Zdolności Przesyłowych (Capacity Calculation Region – CCR) obejmujący granice obszarów rynkowych między następującymi państwami członkowskimi UE: Austria, Belgia, Chorwacja, Czechy, Francja, Niemcy, Węgry, Luksemburg, Holandia, Polska, Rumunia, Słowacja i Słowenia. Operacyjne uruchomienie DA Core FBMC odbyło się 8 czerwca 2022 roku.

Wdrożenie skoordynowanych analiz bezpieczeństwa i mechanizmu podziału kosztów środków zaradczych

Core Regional Operational Security Coordination (Core ROSC) i Core Cost Sharing (Core CS)
Celem projektów Core ROSC i Core CS jest wdrożenie w regionie Core procesu przeprowadzania analiz bezpieczeństwa pracy sieci i aktywacji środków zaradczych uzgodnionych w tym procesie. W 2021 r. OSP regionu Core wraz z przedstawicielami zespołu projektowego CORNET (Coreso, TSCNET) rozpoczęli prace nad wymaganiami biznesowymi dla wdrożenia procesów ROSC i CS, na bazie których zostanie przeprowadzone w roku 2022 postępowanie przetargowe na budowę narzędzia centralnego do obsługi tych procesów. Celem postępowania przetargowego będzie wyłonienie wykonawców na budowę platformy IT (ROSC i CS) i modułu do wyznaczania środków zaradczych w sposób optymalny (RAO). Prace wdrożeniowe zostały podzielone na dwa etapy, które obejmują horyzont dnia następnego (ROSC v1) i horyzont dnia bieżącego (ROSC v2). Zgodnie z harmonogramem prac realizacja etapu 1. potrwa do II kwartału 2024, a etapu 2. do III kwartału 2025 roku. 

Wdrożenie mechanizmu pozyskiwania elastyczności z sieci dystrybucyjnej

Państwa członkowskie zostały zobowiązane do wdrożenia mechanizmu pozyskiwania usług elastyczności z sieci dystrybucyjnej oraz usług niezależnych od częstotliwości na mocy przepisów Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) z 5 czerwca 2019 r. ws. wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE (dalej: Dyrektywa 2019/944). Wdrożenie mechanizmu ma na celu m.in. zmniejszenie ryzyka blackoutu; dzięki zwiększonemu udziałowi użytkowników systemu przyłączonych do sieci dystrybucyjnej w świadczeniu usług systemowych i bilansowaniu KSE operatorzy systemów będą mieli szerszy wachlarz możliwości zapewnienia bezpiecznego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.

W 2021 r. opracowano uwagi do propozycji wdrożenia Dyrektywy 2019/944 (projekt zmiany ustawy nr UC74) zaproponowanej przez MKiŚ. Jednocześnie, w ramach realizacji prac związanych z szeroko pojętymi usługami elastyczności, PSE działają w międzynarodowym projekcie badawczo-rozwojowym OneNet, który uzyskał dofinansowanie ze środków UE. Celem projektu jest sformułowanie i realizacja koncepcji wykonawczej prac, ze szczególnym uwzględnieniem polskiego demonstratora, tj. zdefiniowanie, przetestowanie i zademonstrowanie nabywania usług od źródeł elastyczności, które w przyszłości mogą być wykorzystane do wsparcia zarządzania siecią przez operatorów systemu.

Projekt OneNet rozpoczął się 1 października 2020 r. i potrwa do 30 września 2023 roku. Nasza spółka określiła produkty, których testowym nabywaniem od podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej SN i nn jest zainteresowana. Trwa budowa internetowej platformy, która ma umożliwić testowe nabywanie usług.

Wdrożenie modułu do zarządzania pełnym modelem sieci (NMMS)

System Zarządzania Modelem Sieci (NMMS – Network Model Management System) to spełniający standardy CIM system umożliwiający tworzenie i weryfikację różnych wariantów czasowych modelu sieci z zaznaczeniem czasu obowiązywania zmian, a także generowanie modelu produkcyjnego na podstawie zaakceptowanych zmian. System ten jest wyposażony w mechanizmy sprawdzające poprawność i spójność tworzonych modeli sieci.

NMMS będzie podstawowym systemem do tworzenia, utrzymywania i rozwijania modelu sieci. Będzie zasilał poszczególne procesy planowania koordynacyjnego i prowadzenia ruchu oraz podstawowe aplikacje dyspozytorskie.

W ramach I etapu prac, zakończonego 21 lutego 2022 r., opracowano projekt techniczny oraz wykonano instalację systemu bazowego. Przeprowadzano również testy FAT zakończone wynikiem pozytywnym. Obecnie trwają prace mające na celu wdrożenie rozszerzeń w Systemie NMMS (etap II). Realizowany jest również program szkoleń oraz warsztatów dla użytkowników systemu. Równocześnie prowadzone są prace nad instalacją NMMS w systemach IT PSE – zaplanowane do ukończenia w maju 2022 roku.

Zapewnienie odpowiednich stanów magazynowych

Głównym zadaniem gospodarki magazynowej Departamentu Eksploatacji jest zapewnienie odpowiednich rezerw magazynowych na wypadek wystąpienia awarii. W celu określenia ilości poszczególnych typów urządzeń i materiałów DE opracował dokument normatywu. Dokument ten, cyklicznie aktualizowany, wskazuje, jakie zapasy są newralgiczne dla PSE w przypadku wystąpienia awarii.

Za prowadzenie gospodarki magazynowej w Departamencie Eksploatacji odpowiedzialny jest Operator Rezerw Urządzeń i Materiałów (ORUiM), który poprzez bieżącą działalność realizuje obowiązek utrzymania zapasów magazynowych DE na odpowiednim poziomie. Zapasy magazynowe są uzupełniane poprzez:zakupy celowe realizowane przez ORUiM, urządzenia i materiały pochodzące z zadań inwestycyjnych (nowe, stanowiące rezerwę zgodnie z zapisami SIWZ) oraz urządzenia i materiały pochodzące z demontaży w ramach zadań eksploatacyjnych, remontowych i modernizacyjnych.

W ramach realizacji celu związanego z zapewnieniem odpowiednich stanów magazynowych ORUiM przygotowuje postępowania przetargowe, w wyniku których zawierane są umowy na dostawy urządzeń i materiałów wskazanych w normatywie. Z uwagi na fakt, że Departament Eksploatacji nie jest w stanie przewidzieć, kiedy wystąpi awaria oraz jakie urządzenia jej ulegną, umowy w miarę możliwości zawierane są najczęściej na okres 3 lat, umożliwiając dokonywanie zakupów w oparciu o rzeczywiste potrzeby DE. W przypadku, gdy nie ma możliwości zawarcia takiego rodzaju umów, dokonywane są zakupy jednorazowe na uzupełnienie zapasów magazynowych. Na lata 2022-2030 opracowany został harmonogram postępowań zakupowych.

Zarządzenie ryzykiem płynnościowym

W ramach zarządzania ryzykiem płynnościowym został wdrożony w SAP systemowy raport, pozwalający cyklicznie monitorować i zarządzać bieżącą płynnością finansową spółki. Na bazie wdrożonego rozwiązania można efektywnie alokować wolne środki finansowe w bezpieczne depozyty z różnym terminem zapadalności. Rozwiązanie swoim zakresem obejmuje zarówno stronę przychodową (sprzedaż), jak i wydatkową (zakupy) na poziomie całej spółki i wszystkich zdarzeń zarejestrowanych w SAP. PSE wprowadziły stały mechanizm weryfikacji danych mających bezpośredni wpływ na zakres i jakość danych wykorzystywanych w zarządzaniu ryzykiem płynnościowym.

Zwiększanie redundancji zasobowej w krytycznych i rzadkich obszarach

W ramach tego kierunku działań, określonego w strategii biznesowej na lata 2020-2030, w spółce została przeprowadzona – we współpracy z Departamentem Personalnym – analiza niedyspozycyjności pracowników PSE. Celem tego działania było zidentyfikowanie w poszczególnych jednostkach operacyjnych ryzyk mogących stanowić przyszłe zagrożenie dla ciągłości działania spółki. W ramach inicjatywy dokonano szczegółowej analizy charakterystyki źródeł niedyspozycyjności, biorąc pod uwagę strukturę zatrudnienia.