6 Aktywny udział w rozwoju rynku energii elektrycznej
Jesteśmy kreatorem i reformatorem rynku energii elektrycznej.
Reprezentujemy polski system elektroenergetyczny na arenie międzynarodowej.
Bierzemy czynny udział w kształtowaniu regulacji europejskich.
Budujemy niezależność i bezpieczeństwo polskiego systemu elektroenergetycznego.
Krajowy rynek energii elektrycznej
Proces powstawania rynku energii w Polsce rozpoczął się z chwilą wejścia w życie ustawy Prawo energetyczne, co nastąpiło w kwietniu 1997 roku. Działania w ramach procesu tworzenia rynku:
- liberalizacja rynku dla umożliwienia współpracy na zasadach komercyjnych przedsiębiorstwom z sektorów wytwarzania, przesyłu, dystrybucji oraz handlu energią,
- demonopolizacja energetyki dzieląca wyżej wymienione sektory,
- prywatyzacja mająca na celu przekształcenie przedsiębiorstw państwowych w jednoosobowe spółki Skarbu Państwa.
Powyższe działania były konieczne do ukształtowania odpowiednich mechanizmów konkurencji na rynku energii i zapewnienia jej właściwej wyceny. Nie był to jednak jedyny cel uruchomienia mechanizmów rynkowych. Obok właściwego mechanizmu wyceny okazała się konieczna jednoczesna gwarancja bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej przy zapewnieniu jej wysokiej jakości.
Podstawowym założeniem wdrożenia rynku energii elektrycznej jest oddzielenie energii elektrycznej jako produktu od innych towarów, dla których jest ona nośnikiem. Pozwala to na oddzielenie wyceny produktu, jakim jest energia elektryczna, od pozostałych usług (polegających między innymi na zapewnieniu bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego) oraz na wprowadzenie konkurencyjnych zasad obrotu w tym segmencie. W warunkach gospodarki rynkowej energia elektryczna stopniowo przestaje być traktowana jako „dobro” podstawowe, którego dostarczanie jest obowiązkiem przedsiębiorstwa użyteczności publicznej, a staje się zwykłym „towarem” będącym przedmiotem handlu.
Obok poprawnego zdefiniowania towaru, jakim jest obecnie energia elektryczna, na konkurencyjnym rynku energii muszą zaistnieć również odpowiedni jego uczestnicy. Dzielimy ich ze względu na jakże istotne role, jakie pełnią na krajowym rynku elektroenergetycznym, czyli na wytwórców (elektrownie, elektrociepłownie, źródła OZE), spółki obrotu (firmy prowadzące handel energią), firmy przesyłające oraz firmy dystrybuujące energię elektryczną (operatorzy systemów przesyłowych OSP – w Polsce to Polskie Sieci Elektroenergetyczne oraz operatorzy systemów dystrybucyjnych OSD), a także odbiorców końcowych (gospodarstwa domowe oraz wszyscy klienci niebędący gospodarstwami domowymi, ale kupujący energię elektryczną na potrzeby prowadzenia działalności gospodarczej).
Handel energią prowadzony jest na różnych płaszczyznach
Rynek kontraktowy
sprzedaż na podstawie zawartych umów dwustronnych pomiędzy stroną wytwarzającą a firmą handlującą lub odbiorcą końcowym.
Rynek giełdowy
gdzie handel odbywa się na zorganizowanej platformie obrotu w horyzoncie zarówno długoterminowym, jak i na rynku dnia następnego oraz rynku dnia bieżącego.
Rynek bilansujący
tutaj OSP dokonuje bilansowania różnic między transakcjami zawartymi z uczestnikami rynku a rzeczywistym zapotrzebowaniem na energię elektryczną.
Na wprowadzonym w Polsce rynku energii konkurencja odbywa się nie tylko między jego podmiotami, ale również między poszczególnymi jego segmentami – i to w różnych perspektywach czasowych. Rozpoczynanie gry konkurencyjnej na rynku kontraktowym wiele miesięcy, a nawet lat przed dobą handlową, stały przepływ informacji o stanie technicznego i handlowo-technicznego (stan kontraktacji) zbilansowania systemu, a także interakcyjne oddziaływanie rynków i podmiotów pozwalają na ciągłą optymalizację pozycji rynkowej poszczególnych podmiotów. Racjonalizacja ich ryzyka handlowego sprzyja aktywnemu uczestnictwu w konkurencji. Taki model najbardziej sprzyja rynkowej optymalizacji sposobu pokrycia zapotrzebowania odbiorców na energię elektryczną. Co istotne, praktyczna możliwość wdrożenia zliberalizowanego i zdecentralizowanego rynku energii pojawiła się stosunkowo niedawno, dzięki znacznemu postępowi w rozwoju środków technicznych, a szczególnie teleinformatyki.
Opis regulacji europejskich oraz ich wpływu na funkcjonowanie polskiego rynku
i działalność PSE
GRI 103
30 listopada 2016 roku Komisja Europejska opublikowała pakiet dokumentów, w tym projekty aktów prawnych dotyczących sektora energii elektrycznej pod nazwą Czysta energia dla wszystkich Europejczyków. Publikacja ta stanowiła kontynuację działań Komisji Europejskiej zapowiedzianych w 2015 roku w komunikacie dotyczącym utworzenia unii energetycznej. Opublikowany pakiet zawiera szereg propozycji regulacji dotyczących kształtu rynku energii elektrycznej, bezpieczeństwa dostaw tej energii, efektywności energetycznej, OZE oraz zasad zarządzania unią energetyczną.
Przedstawiamy najważniejsze z punktu widzenia OSP projekty aktów prawnych wchodzące w skład tego pakietu
Nowelizacja dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z 13 lipca 2009 roku
dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej (COM(2016) 864 final).
Nowelizacja rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 z 13 lipca 2009 roku
w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej (COM(2016) 861 final).
Nowelizacja rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 713/2009 z 13 lipca 2009 roku
ustanawiającego Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (COM(2016) 863 final).
Projekt rozporządzenia
w sprawie gotowości na wypadek zagrożeń w sektorze energii elektrycznej i uchylającego dyrektywę 2005/89/WE (COM(2016) 862 final).
Projekt rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady
w sprawie zarządzania unią energetyczną (COM(2016) 759 final).
Nowelizacja dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z 23 kwietnia 2009 roku
w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (COM(2016) 767 final).
Wszystkie dokumenty wchodzące w skład pakietu Czysta energia dla wszystkich Europejczyków będą przedmiotem prac w Parlamencie Europejskim oraz Radzie, a następnie przejdą do etapu trójstronnych negocjacji pomiędzy wyżej wymienionymi instytucjami oraz Komisją Europejską przy współudziale państw członkowskich.
Jako operator systemu przesyłowego popieramy cele proponowanych regulacji, czyli efektywną integrację OZE, zwiększenie elastyczności po stronie popytu i podaży, integrację rynku hurtowego i detalicznego, stanowienie cen w sposób odzwierciedlający konkurencyjną relację między podażą a popytem, rozwój rynków długoterminowych zabezpieczających przed zmiennością cen oraz zwiększanie poziomu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.
W wyniku analizy proponowanych rozwiązań dostrzegamy szereg ryzyk regulacyjnych skorelowanychz rozwiązaniami, które nie wspierają osiągania wskazanych celów.
Poniżej wymieniamy ryzyka bezpośrednio wpływające na funkcjonowanie naszej spółki
- utrzymanie w procesach rynkowych uproszczonej, strefowej reprezentacji systemów elektroenergetycznych, skutkujące brakiem możliwości poprawnego uwzględnienia w tych procesach aspektów ekonomicznych oraz warunków bezpieczeństwa funkcjonowania systemów elektroenergetycznych,
- niedopuszczenie do różnicowania rzeczywistych cen energii elektrycznej (cen na rynku bilansującym) w ramach jednej strefy skutkujące brakiem możliwości indywidualnego koordynowania pracy źródeł i odbiorów energii elektrycznej w danej strefie, stosownie do panujących w niej warunków,
- wprowadzenie wymogu pozyskiwania energii elektrycznej oraz rezerw mocy w ramach oddzielnych procesów rynkowych skutkujące nieefektywnym wykorzystaniem zasobów systemu do realizacji dostaw energii elektrycznej do odbiorców.
Istotnym ryzykiem regulacyjnym jest również propozycja utworzenia regionalnych centrów operacyjnych (ROC), które byłyby uprawnione do wydawania wiążących poleceń krajowym operatorom systemów przesyłowych energii elektrycznej w zakresie kwestii kluczowych dla bezpieczeństwa pracy systemów. Stanowi to daleko idącą ingerencję w dotychczasowy proces zarządzania połączonymi systemami europejskimi – ogranicza zakres działań i decyzji, jakie mogą podejmować OSP dla wywiązania się z obowiązku zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu na danym terenie. Rozdzielenie decyzji mających wpływ na bezpieczeństwo pracy systemu od samej odpowiedzialności za to bezpieczeństwo może prowadzić do konfliktów kompetencyjnych oraz podejmowania nieoptymalnych decyzji operacyjnych mających bezpośredni wpływ na pracę krajowego systemu elektroenergetycznego w ramach systemów połączonych.
GRI 103 Wdrażanie wspólnego rynku energii elektrycznej w Europie rozpoczęło się w 1996 roku wraz z publikacją tzw. I Pakietu energetycznego. Wprowadził on reguły konkurencji do segmentu wytwarzania i obrotu energią elektryczną. Zawarte w nim regulacje były dwukrotnie doprecyzowywane – w 2003 i 2009 roku przez II i III Pakiet energetyczny. Celem zmian było przyspieszenie procesu wdrażania rynku energii elektrycznej, w szczególności poprzez utworzenie w ramach III Pakietu Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) i Stowarzyszenia Operatorów Systemów Przesyłowych Energetycznych (ENTSO-E).
III Pakiet wprowadził również pojęcie kodeksów sieciowych jako europejskich aktów prawnych w randze rozporządzenia bezpośrednio implementowanego do prawa krajowego. Określają one 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 ENSTO-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 poniższe segmenty
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)
Filary modelu docelowego europejskiego rynku energii elektrycznej
Model strefowy
reprezentacji systemów elektroenergetycznych.
Metoda Flow-Based Market Coupling
(FBMC), jako podstawa wyznaczania i udostępniania zdolności przesyłowych.
Istotne jest przy tym rozdzielenie funkcji wyznaczania i alokowania zdolności przesyłowych w ramach FBMC pomiędzy operatorów systemów – w zakresie wyznaczania zdolności przesyłowych, a także giełdy energii – odnośnie do alokowania zdolności przesyłowych.
Naszym stanowiskiem na temat organizacji rynku energii elektrycznej wielokrotnie dzieliliśmy się w toku prac. Wypowiadaliśmy się na różnych forach na temat możliwych kierunków dalszych szczegółowych rozwiązań.
Metoda alokacji zdolności przesyłowych
Ze względu na oczkową strukturę sieci na obszarze Europy kontynentalnej i wynikające z niej złożone rozpływy mocy w tej sieci, do alokacji zdolności przesyłowych w Europie kontynentalnej powinna być stosowana metoda Flow-Based. Dla krajów nordyckich, których sieci mają strukturę promieniową – i z tego powodu mniej złożone rozpływy mocy – dopuszczone zostało stosowanie metody ATC (ang. Available Transmission Capacity).
Metoda Flow-Based odwzorowuje fizyczne przepływy mocy w sieci i umożliwia kontrolowanie oraz dotrzymywanie ich dopuszczalnych wartości dla poszczególnych elementów sieci. Obecnie jest ona stosowana do alokacji zdolności przesyłowych jedynie w regionie CWE (Central West Europe), czyli w Niemczech, Francji, Belgii, Holandii oraz Austrii. W regionie CEE ciągle stosowana jest metoda ATC. Zgodnie jednak z postanowieniami kodeksów sieciowych, od 2019 roku metoda Flow-Based ma być stosowana w regionie CEE – wspólnie z CWE stworzy on jeden większy region nazywany CORE.
Reprezentacja zasobów sieciowych w procesach rynkowych
Koncepcja europejskiego rynku energii elektrycznej opiera się na modelu strefowym. Zakłada on, że europejska sieć elektroenergetyczna jest podzielona na strefy skupiające wydzielone obszary systemu (obszary rynkowe). Obowiązuje przy tym założenie, że wewnątrz tych stref nie występują ograniczenia w przesyle energii (strefa jest „miedzianą płytą”) i – w konsekwencji tego – obowiązuje taka sama cena energii elektrycznej. Tym samym, transakcje wewnątrz strefy mogą być zawierane dowolnie, bez konieczności przydzielania do ich realizacji zdolności przesyłowych. Alokacją zdolności przesyłowych są natomiast objęte połączenia między strefami, których pojemność jest niewystarczająca w zestawieniu z potrzebami uczestników rynku.
Obecnie struktura obszarów rynkowych rynku europejskiego opiera się na podziale zgodnym z granicami krajów, z następującymi odstępstwami od tej reguły:
- Niemcy oraz Austria stanowią jedną strefę,
- Szwecja jest podzielona na cztery strefy,
- Norwegia jest podzielona na pięć stref.
Struktura obszarów rynkowych europejskiego rynku energii elektrycznej
Model europejskiego rynku energii wprowadza procedurę weryfikacji stref (tzw. studium obszarów rynkowych), w ramach której dokonywana będzie ocena poprawności istniejących stref oraz – w wymagających tego przypadkach – ich redefinicja. Aktualnie realizowana jest pierwsza iteracja tego studium. Dotyczy ona regionu CORE i napotyka na liczne wyzwania w realizacji. Równolegle, w związku z licznymi interwencjami Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki oraz spółki PSE, wspartymi przez ACER, prowadzone są prace nad rozbiciem strefy austriacko-niemieckiej na dwie: Austrię i Niemcy. Nadzór nad tymi pracami sprawuje niemiecki regulator. Decyzja ustanawiająca regiony wyznaczania zdolności przesyłowych, wydana 17 listopada 2016 roku przez ACER, wprowadziła obowiązek alokacji tych zdolności na granicy austriacko-niemieckiej.
Mechanizm kształtowania cen, w tym scarcity pricing
Za koordynację relacji pomiędzy podażą a popytem na rynku energii elektrycznej odpowiadają sygnały cenowe. Jeżeli podaż jest zbyt mała w stosunku do popytu, rosnące ceny stymulują wzrost podaży, ograniczając równocześnie popyt. Z kolei w przypadku nadwyżki podaży nad popytem malejące ceny ograniczają podaż, zwiększając równocześnie popyt. W ten sposób na rynku osiągana jest równowaga skutkująca zawieraniem transakcji handlowych. W praktyce oznacza to zapewnianie ilości produkcyjnych adekwatnych do zapotrzebowania odbiorców w lokalizacjach systemu oraz technologiach wytwarzania właściwych dla miejsc odbioru energii elektrycznej oraz zmienności zapotrzebowania w czasie.
Na rynku energii elektrycznej bodźce wspierające spełnienie wyżej wymienionych wymagań przez źródła wytwórcze są w głównej mierze tworzone przez dwie ceny: cenę energii elektrycznej i cenę rezerwy mocy.
Zintegrowane podejście do energii elektrycznej i rezerwy mocy
Energia elektryczna oraz rezerwy mocy są produktami wzajemnie ze sobą powiązanymi poprzez możliwość dostarczania ich z jednego źródła. Równocześnie są one ze sobą powiązane względem jednoczesnego wykorzystywania w realizacji dostaw do odbiorców. Energia elektryczna jest dostarczana do odbiorców, natomiast rezerwa mocy zabezpiecza ciągłość i niezawodność tych dostaw.
Mimo tej sytuacji, koncepcja europejskiego rynku energii elektrycznej zakłada rozłączne traktowanie tych 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 tych produktów wynika z forsowanego przez wiele lat w Europie 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 takiego poglądu była pożądana przez uczestników rynku prostota prowadzenia obrotu energią elektryczną, analogiczna do innych towarów rynkowych.
Rynek dnia następnego
Rynek dnia następnego (RDN) funkcjonuje w Polsce od 30 czerwca 2000 roku i jednocześnie jest fizycznym rynkiem spot dla energii elektrycznej.
Poniżej przedstawiamy jego podstawowe zadania
- 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 dwa i 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, czyli miejsce, w którym przecinają się krzywe popytu i podaży.
Można zauważyć, że coraz częściej uczestnicy konkurencyjnego rynku energii elektrycznej decydują się na zawieranie transakcji na rynku dnia następnego, a tym samym wybierają transakcje bieżące, rezygnując z kontraktów długoterminowych. Przyczyną wzrostu zainteresowania RDN jest fakt, że rynek ten dynamicznie reaguje na potrzeby klienta. Ponadto, transakcje zawarte na nim przynoszą większe korzyści finansowe niż transakcje zawierane na rynkach terminowych. Kolejną zaletą wynikającą z funkcjonowania RDN jest możliwość zakupu energii elektrycznej poprzez różne formy obrotu, czyli handel telefoniczny, Towarową Giełdę Energii, rynek bilansujący, platformę internetową POEE oraz kantor energii.
Rozwój Market Coupling
W kontekście planowanego procesu integracji krajowych rynków energii elektrycznej, najważniejsze działania implementacyjne skupione są wokół wdrażania wspólnego rynku w zakresie rynków dnia następnego i bieżącego. Dlatego aktywnie uczestniczymy we wszystkich procesach związanych z implementacją Flow-Based 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 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, czyli łączących obrót prawami przesyłowymi z obrotem energią elektryczną. Uczestnicy rynku nie dokonują rezerwacji zdolności przesyłowych na potrzeby realizacji swoich transakcji transgranicznych, a jedynie dokonują transakcji zakupu lub sprzedaży energii na rynku, do którego są geograficznie przypisani (w pewnym uproszczeniu). Alokacja zdolności przesyłowych poprzez mechanizm MC odbywa się automatycznie, w trakcie dokonywania obrotu energią, w sposób maksymalizujący łączną nadwyżkę rynkową (ang. market surplus).
Graficzna ilustracja Market Coupling
Rynki niepołączone
Rynki połączone
Rynki połączone
Ograniczenie w wymianie transgranicznej
Implementacja europejskiego Market Coupling ma odbywać się w ramach projektów regionalnych, które następnie mają się połączyć w projekt paneuropejski. Aktualnie rozwijane są cztery poniższe projekty.
MRC (Multi Regional Coupling) – podstawowa inicjatywa Market Coupling w Europie, do 13 maja 2014 roku rozwijana pod nazwą NWE (North-Western Europe). Jest to największy i najbardziej zaawansowany projekt, który rozpoczął działanie operacyjne 4 lutego 2014 roku poprzez połączenie rynków regionu Europy Środkowo-Zachodniej (CWE) i krajów skandynawskich wraz z Litwą, Łotwą i Estonią w oparciu o mechanizm łączenia rynków PCR, uznawany za docelowe rozwiązanie dla całej Europy, i mechanizm alokacji NTC. Od 13 maja 2014 roku do projektu NWE dołączyły kraje regionu Europy Południowo-Zachodniej (SWE) – Hiszpania i Portugalia.
Paneuropejski rynek energii MRC (Multi Regional Coupling) obejmuje większą część Unii Europejskiej, poza krajami z obszaru Europy Środkowo- i Południowo-Wschodniej. Polska uczestniczy bezpośrednio w MRC od 2016 roku, ponieważ w ramach tego rynku odbywa się alokacja zdolności przesyłowych na połączeniach Swe-Pol i Lit-Pol. W maju 2017 roku zostaliśmy przyjęci jako pełnoprawny członek MRC.
CWE FB – inicjatywa regionu CWE polegająca na zmianie sposobu wyznaczania zdolności przesyłowych z ATC na skoordynowane FBA. Projekt został uruchomiony w maju 2015 roku. Od tego momentu część granic objęta mechanizmem MRC jest alokowana według metodyki Flow-Based Market Coupling, a pozostałe jako ATC (technicznie jest to jak najbardziej możliwe).
CORE FB MC – projekt regionu Europy Środkowo-Wschodniej (Niemcy, Polska, Czechy, Słowacja, Węgry, Austria i Słowenia) zakładający wdrożenie mechanizmu łączenia rynków w oparciu o PCR i mechanizm alokacji FBA oraz dołączenie do regionu MRC. Projekt ten rozpoczął działanie jako CEE FB MC. Obecnie, po połączeniu regionów CWE i CEE, projekt CEE FB MC jest realizowany jako wspólny dla regionu CORE FB MC. Planowane zakończenie, w tym objęcie granic polsko-niemieckiej, polsko-czeskiej oraz polsko-słowackiej, nastąpi na przełomie 2019 i 2020 roku.
4M (lub 4MC) - NTC MC działający w obszarze Czech, Słowacji, Węgier i Rumunii. Proces ten jest realizowany w oparciu o metodyki i narzędzia MRC (PCR), ale jest od niego niezależny (dwa osobne ośrodki obliczeniowe, inna bramka handlowa, tzn. 11:00). Projekt został uruchomiony ze względu na opóźnienia w projekcie CEE FB MC jako rozwiązanie przejściowe i od startu próbuje dołączyć do MRC. Dotychczas członkowie MRC z Europy kontynentalnej byli zdecydowanie przeciwni połączeniu 4M i MRC na bazie zdolności NTC – powodem był brak koordynacji wyznaczania zdolności przesyłowych, co w połączeniu z bardzo efektywnym mechanizmem MRC mogło zagrozić bezpieczeństwu pracy sieci Europy kontynentalnej. Planowane połączenie 4M z MRC ma nastąpić razem z CORE FB MC, czyli na przełomie 2019 i 2020 roku.
Inicjatywy Market Coupling w Europie
Flow-Based Market Coupling
Aktualnie wszystkie projekty Market Coupling, poza regionem CWE, oparte są o bilateralną metodologię wyznaczania zdolności przesyłowych – NTC, w której nie uwzględnia się współzależności przepływów energii na poszczególnych granicach. Taki mechanizm nie jest jednak odpowiedni dla dużych, połączonych obszarów rynkowych z silnie oczkowymi sieciami przesyłowymi (jak Europa kontynentalna). Aby być efektywnym ekonomicznie i technicznie, europejski rynek energii elektrycznej powinien funkcjonować w oparciu o zasady skoordynowanego wyznaczania i alokacji zdolności przesyłowych. Takim mechanizmem jest Flow-Based Allocation – FBA. Umożliwia on uwzględnienie współzależności pomiędzy transakcjami wymiany handlowej na poszczególnych granicach obszarów rynkowych a przepływami mocy w połączonym systemie elektroenergetycznym.
FBA pozwoli na optymalne wykorzystanie dostępnych zasobów sieciowych i wytwórczych, równe traktowanie uczestników we wszystkich obszarach rynkowych oraz zwiększenie dostępnych zdolności przesyłowych i zmniejszenie poziomu przepływów nieplanowych. Obowiązek wykorzystania mechanizmu alokacji FBA w obszarze Europy kontynentalnej został zawarty w Rozporządzeniu 1222/2015 (tzw. CACM), ustanawiającym ramy prawne dla europejskiego rynku energii elektrycznej.
Inicjatywa Price Coupling of Regions
Price Coupling of Regions (PCR) to inicjatywa siedmiu europejskich giełd energii (APX, Belpex, EPEX SPOT, GME, Nord Pool Spot, OMIE i OTE) mająca na celu stworzenie jednego rozwiązania łączenia rynków dla wyznaczania cen energii elektrycznej w całej Europie i alokacji transgranicznych zdolności przesyłowych w horyzoncie dnia następnego. Oczekuje się, że tak zintegrowany europejski rynek energii elektrycznej zapewni zwiększenie płynności i efektywności handlu oraz zwiększenie dobrobytu społecznego.
Pierwotnie inicjatywa giełd energii objęła rynki energii elektrycznej dnia następnego w: Austrii, Belgii, Czechach, Danii, Estonii, Finlandii, Francji, Niemczech, Luksemburgu, Holandii, Norwegii, Portugalii, Hiszpanii, Szwecji, Szwajcarii, Wielkiej Brytanii oraz we Włoszech, na Łotwie i Litwie.
Projekt zrodził się w 2009 roku, a strony PCR podpisały umowę o współpracy w czerwcu 2012 roku. Inicjatywa jest otwarta dla innych europejskich giełd energii elektrycznej, które chcą się do niej przyłączyć. W 2016 roku do PCR przystąpiła polska giełda TGE.
Działalność PCR opiera się na trzech głównych zasadach
Zasada nr 1
Jeden wspólny algorytm: algorytm zapewnia sprawiedliwe i przejrzyste wyznaczenie cen energii elektrycznej dla dnia następnego w całej Europie i alokuje transgraniczne zdolności przesyłowe. Został opracowany z poszanowaniem specyfiki poszczególnych rynków energetycznych w Europie. Prowadzi to do optymalizacji ogólnego dobrobytu oraz zwiększenia przejrzystości.
Zasada nr 2
Niezawodne działanie algorytmu: proces PCR opiera się na zdecentralizowanej wymianie danych, zapewniając niezawodną i elastyczną pracę.
Zasada nr 3
Indywidualna odpowiedzialność giełdy energii: narzędzie PCR Broker and Matcher (PMB) umożliwia wymianę pomiędzy giełdami zanonimizowanych ksiąg zamówień oraz transgranicznych zdolności przesyłowych w celu wyznaczania cen referencyjnych oraz wielkości przesyłów energii pomiędzy wszystkimi obszarami rynkowymi.
Rynek dnia bieżącego
Jesteśmy zaangażowani w działania mające na celu wdrożenie rozwiązań paneuropejskiego rynku dnia bieżącego (Rynek Intra-Day) poprzez udział m.in. w projekcie Cross-Border Intraday Market (XBID) uznawanym przez KE za rozwiązanie docelowe dla europejskiego rynku dnia bieżącego. Rozwiązanie planowane do wdrożenia w ramach XBID umożliwi – w ramach dostępnych zdolności przesyłowych –zawieranie transakcji w trybie ciągłym na obszarze całej Europy. Docelowy model rynku dnia bieżącego w Europie ma być oparty na zasadzie handlu ciągłego (ang. continuous implicite trading).
Podstawowe zasady modelu
Handel ciągły
Jest realizowany z wykorzystaniem zorganizowanej platformy obrotu energią, np. w formie tzw. bulletin board, gdzie uczestnicy rynku w sposób ciągły zamieszczają oferty zakupu lub sprzedaży energii, określając wolumen i cenę, po jakiej są skłonni dokonać transakcji. Oznacza to, że pierwszy uczestnik rynku, który zaakceptuje ofertę, zawiera transakcję.
Handel transgraniczny
Możliwości handlu transgranicznego są określone przez dostępne zdolności przesyłowe. Są to zdolności, które zostały udostępnione przez OSP po przeprowadzeniu nowej rundy wyznaczania zdolności. Każdy uczestnik rynku widzi tylko oferty fizycznie możliwe do zrealizowania, czyli takie, w których istnieją wystarczające zdolności transgraniczne potrzebne do realizacji danej transakcji pomiędzy obszarami rynkowymi.
Na zasadnicze elementy projektu XBID składają się
dwa rozwiązania
Rozwiązanie centralne
Ogólnoeuropejski system informatyczny, w ramach którego będzie realizowany proces kojarzenia ofert z uwzględnieniem dostępnych zdolności przesyłowych.
Rozwiązanie lokalne
Local Implementation Projects – LIPs stanowiące implementację XBID na poszczególnych połączeniach transgranicznych lub w grupach połączeń.
Rozpoczęliśmy działania mające na celu wdrożenie pierwszego w polskim obszarze rynkowym lokalnego rozwiązania XBID. Obejmuje ono połączenia Polski ze Szwecją i Litwą. W dalszej perspektywie podjęte zostaną działania prowadzące do przyłączenia granic synchronicznych (w ramach regionu CORE).
Połączenia międzysystemowe
W obecnych czasach, gdy polityka Unii Europejskiej wywiera duży wpływ na kształt sektora elektroenergetycznego, połączenia transgraniczne odgrywają istotną rolę w kształtowaniu krajowego systemu elektroenergetycznego. Pod koniec 2015 roku zostało uruchomione nowe stałoprądowe połączenie transgraniczne Polska-Litwa zwiększające zdolności importowe i eksportowe Polski o 500 MW. Most energetyczny Polska-Litwa to projekt strategiczny mający na celu zamknięcie pierścienia bałtyckiego (ang. baltic ring).
Ponadto, w wyniku uzgodnień z operatorem szwedzkim SvK od lipca 2017 roku działa tzw. wirtualna strefa rynkowa pozwalająca na definiowanie łącznych ograniczeń na połączeniach Swe-Pol i Lit-Pol. Umożliwi to lepsze wykorzystanie rynkowe obu połączeń (np. na potrzeby tranzytu energii z obszaru Szwecji do obszaru Litwy przez system polski w przypadku, gdy nie ma możliwości odbioru energii w krajowym systemie elektroenergetycznym).
Współpraca regionalna, międzyoperatorska
i europejska
Współpraca międzyoperatorska w ramach Europejskiej Sieci Operatorów Elektroenergetycznych Systemów Przesyłowych (ENTSO-E)
Jesteśmy członkiem Europejskiej Sieci Operatorów Elektroenergetycznych Systemów Przesyłowych (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity – ENTSO-E). W skład ENTSO-E wchodzi 43 operatorów systemów przesyłowych z 36 krajów.
Celem ENTSO-E 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.
Współpraca regionalna z sąsiednimi OSP
Jako operator systemu elektroenergetycznego, który pracuje w ramach systemów połączonych kontynentalnej Europy, zarządzamy zdolnościami wymiany na połączeniach transgranicznych Polski z sąsiadami. Zdolności te są wyznaczane i udostępniane w koordynacji z OSP systemów sąsiednich w horyzontach czasowych – rocznym, miesięcznym, dziennym (rynek dnia następnego – Day Ahead Market) oraz bieżącym (rynek dnia bieżącego – Intra Day). W ramach współpracy regionalnej z sąsiednimi operatorami, na bieżąco aktualizujemy umowy międzyoperatorskie oraz umowy na awaryjne dostawy energii elektrycznej.
Współpraca regionalna w ramach inicjatywy TSO Security Cooperation (TSC)
Aktywnie współpracujemy z innymi europejskimi operatorami w ramach inicjatywy TSO Security Cooperation (TSC). Członkami TSC jest 13 operatorów, a 1 września 2014 roku została utworzona dedykowana spółka TSCNET realizująca dla operatorów zadania z zakresu planowania operacyjnego dnia następnego i dnia bieżącego, średniookresowej koordynacji włączeń elementów sieciowych oraz koordynacji stosowania międzyoperatorskich środków zaradczych. Są to zadania wpisujące się w kompetencje tzw. Regional Security Coordination Initiatives (RSCI), czyli regionalnych centrów koordynacji i nadzoru.
W ramach TSC prowadzone są między innymi działania ukierunkowane na optymalizację stosowania środków zaradczych w czasie planowania operacyjnego na poziomie regionalnym, wprowadzenie procesu wczesnego ostrzegania przed sytuacjami krytycznymi w systemie oraz implementację pięciu wymaganych usług świadczonych przez TSCNET (jako RSC) dla operatorów w regionie TSC.
W grupach roboczych TSC pracują także przedstawiciele PSE.
Współpraca regionalna w ramach Capacity Calculation Regions
Do listopada 2016 roku prowadziliśmy prace nad wdrożeniem jednolitego łączenia rynku opartego na podejściu Flow-Based na połączeniach równoległych w ramach projektu NWE CEE Flow-Based Market Coupling, w którym pracowali przedstawiciele OSP i giełd energii z regionu CEE.
OSP we wniosku o ustanowienie regionów wyznaczania zdolności przesyłowych (zobowiązanie wynikające z art. 15.1 Rozporządzenia CACM) utrzymali regiony CEE i CWE jako odrębne, jednocześnie zobowiązując się do połączenia ich w jeden region. W tym celu powołany został projekt CEE-CWE Day Ahead Flow- Based Capacity Calculation, w którym uczestniczyli również przedstawiciele naszej spółki. Wniosek o ustanowienie regionów wyznaczania zdolności przesyłowych został odrzucony przez austriacki organ regulacyjny, E-Control, ze względu na jednoznaczne wprowadzenie alokacji zdolności przesyłowych na granicy DE/LU-AT. W wyniku sprzeciwu E-Control, decyzję o ustanowieniu regionów wyznaczania zdolności przesyłowych podjął ACER, podtrzymując wprowadzenie alokacji zdolności przesyłowych na granicy DE/LU-AT i łącząc regiony CEE oraz CWE w jeden region CORE. W rezultacie projekty regionalne z regionów CEE i CWE zostały zamknięte, a zadania przeniesione do struktur związanych z regionem CORE.
Polska jest włączona do trzech regionów wyznaczania zdolności przesyłowych: CCR CORE, Baltic i Hansa, które w listopadzie 2016 roku decyzją ACER zostały utworzone w ramach obszarów rynkowych na wniosek wszystkich operatorów systemów przesyłowych.
Zaangażowanie w XBID
Jesteśmy zaangażowani w prace tzw. Accession Stream – grupy mającej na celu wyrównanie poziomu wiedzy z głównym nurtem XBID (kraje Europy Północno-Zachodniej oraz Włochy, Hiszpania, Portugalia, Austria) i docelowo wdrożenie rozwiązań XBID w krajach nienależących do głównego nurtu. Podejmujemy także działania w obszarach nieobowiązkowych dla członków Accession Stream, w których wypracowywane są rozwiązania mające wpływ na warunki przyszłego funkcjonowania europejskiego rynku dnia bieżącego (np. udział w przygotowaniu projektu umowy Intra-Day Operation Agreement).
Zaangażowanie w MNA
Przygotowaliśmy i przedstawiliśmy do zatwierdzenia przez Prezesa URE zasady regulujące współistnienie wielu NEMO (Nominated Electricity Market Operator) w polskim obszarze rynkowym (MNA – Multi NEMO Arrangements). Przedmiotowe zasady zostały zatwierdzone przez Prezesa URE 5 czerwca 2017 roku. W lipcu 2017 roku rozpoczęliśmy działania w kierunku implementacji MNA, co wymaga zmian zarówno na krajowym rynku bilansującym, jak i w organizacji procesu łączenia rynków na połączeniach Lit-Pol i Swe-Pol.
Regulacje europejskie – współpraca międzyoperatorska
Współpracujemy w procesach opracowywania lub opiniowania regulacji europejskich oraz dokumentów powiązanych, dotyczących bezpieczeństwa pracy i stabilności systemu elektroenergetycznego prowadzonych w ramach struktur ENTSO-E, Inicjatywy TSC oraz poszczególnych CCR.
Poniżej wymieniamy najistotniejsze zagadnienia naszej współpracy.
- poprawa jakości procesu wyznaczania i alokacji zdolności przesyłowych na połączeniach transgranicznych,
- usprawnienie procesu planowania operacyjnego pracy systemu (tzw. Day Ahead Congestion Forecast i Intra Day Congestion Forecast),
- wprowadzenie sprawiedliwych zasad podziału kosztów operatorskich środków zaradczych przypisujących obowiązek pokrywania tych kosztów przez podmioty odpowiedzialne za ich powstawanie (tzw. polluter pays principle),
- wdrożenie rozwiązań europejskiego rynku energii elektrycznej zgodnych z wymaganiami europejskich kodeksów sieciowych, w szczególności w odniesieniu do wdrożonych wytycznych dotyczących alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami (CACM) oraz oczekujących na wdrożenie wytycznych mówiących o pracy systemu przesyłowego (SOGL), a także kodeksu sieci odnoszącego się do stanu zagrożenia i stanu odbudowy systemów elektroenergetycznych (NCER),
- poprawa spójności między modelem rynku a prawami fizyki, poprzez uruchomienie alokacji typu Flow-Based dla rynków dnia bieżącego i dnia następnego, a także dla transgranicznego rynku bilansującego.
Czynnie uczestniczymy w procesie opracowywania uwag ENTSO-E do dokumentów opublikowanych przez Komisję Europejską w ramach tzw. Pakietu zimowego – w szczególności w odniesieniu do regionalnych centrów operacyjnych (ROCs), wyznaczania zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej, kwestii dotyczących elementów nowego modelu rynku oraz mechanizmów mocowych.
Zarządzanie obszarem cyberzagrożeń
GRI 103 Ze względu na istotny wpływ na bezpieczeństwo krajowego systemu elektroenergetycznego, cyberbezpieczeństwo odgrywa kluczową rolę w strategii biznesowej PSE. W 2017 roku opracowano i rozpoczęto realizację Strategii ICT GK PSE na lata 2017-2019. Pierwszym filarem strategii jest bezpieczeństwo teleinformatyczne – ciągłość działania jako dostępność i odporność systemów oraz integralność i poufność danych w rozwiązaniach IT.
Strategia ICT definiuje jako priorytetowe poniższe obszary i jednocześnie wyznacza im kierunki działań
Segmentacja sieci
separacja zasobów o różnych poziomach wrażliwości
Stacja robocza
funkcjonalne i bezpieczne narzędzie pracy
Styk z Internetem
nasz zewnętrzny perymetr
Wykrywanie i reagowanie
przygotowanie na atak
Strategia ICT wskazuje na nieuniknioną i wzajemną zależność cyberbezpieczeństwa naszej spółki, jej partnerów rynkowych w kraju i za granicą oraz podmiotów Grupy Kapitałowej i podwykonawców, a także opisuje sumaryczny wpływ cyberbezpieczeństwa na stabilność pracy KSE.
Prowadzimy we współpracy z naszymi interesariuszami (ww. podmioty) działania mające na celu zapewnienie odpowiedniego poziomu wspólnego bezpieczeństwa ICT i strategicznej harmonizacji podejmowanych wysiłków. Współpracujemy również blisko z podmiotami odpowiedzialnymi za cyberbezpieczeństwo kraju oraz sektora elektroenergetycznego.
Aby pogłębiać tę współpracę, popularyzować zagadnienia zagrożeń dla cyberbezpieczeństwa oraz podejście do ich zwalczania, aktywnie uczestniczymy w licznych konferencjach, seminariach oraz krajowych i międzynarodowych forach współpracy sektorowej.
Przedstawiciele Departamentu Teleinformatyki są również zaangażowani na arenie międzynarodowej w projekty zmierzające do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego w Europie. Jednym z takich obszarów jest działalność w ramach Europejskiej Sieci Operatorów Systemów Przesyłowych (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity – ENTSO-E).
Przedstawiciele PSE opracowują nowe rozwiązania lub koncepcje i zasady dotyczące infrastruktury krytycznej w różnych grupach roboczych i projektowych ENTSO-E. Niektóre z nich przedstawiamy poniżej
Critical System Protection (CSP)
Grupa zajmuje się ochroną infrastruktury krytycznej, również pod względem cyberbezpieczeństwa.
Cyber Security Special Interest Group
Organizacja zajmuje się zagadnieniami bezpieczeństwa teleinformatycznego. Jej zadaniem jest monitorowanie informacji o zagrożeniach na świecie, współpraca w ramach innych projektów, w których potrzebne jest zadbanie o bezpieczeństwo i kształtowanie reguł bezpiecznego działania systemów oraz operatorów.
ENTSO-E według EDI (Electronic Data Interchange)
Grupa, która opracowała standardy elektronicznej wymiany informacji na europejskim rynku energii elektrycznej. Poprzez porozumienie z IEC TC57, standardy opracowywane przez ENTSO-E są zatwierdzane jako międzynarodowe standardy elektronicznej wymiany informacji dla rynku energii, a następnie z powodzeniem implementowane w rozwiązaniach informatycznych, w tym służących wdrożeniu kodeksów sieciowych.
Członkowie PSE włączają się również w prace innych grup, wspierając je swoimi kompetencjami, a także organizują dla ENTSO-E wewnętrzny zespół wymiany informacji o cyberzagrożeniach w branży elektroenergetycznej. Pozostałe zespoły zajmują się zarządzaniem informatyczną siecią międzyoperatorską i projektują przyszłe, które powstaną w celu zaspokojenia rosnących potrzeb systemów operatorskich oraz rynkowych. W ramach tych prac tworzone są koncepcje nowych połączeń do wymiany danych między operatorami systemów przesyłowych, a także rozwijane są istniejące połączenia. Współpraca w wyżej wymienionych grupach ma znaczący wpływ na bezpieczeństwo i stabilność systemów elektroenergetycznych w Europie. Pomaga również podnosić kompetencje pracowników oraz wspierać partnerów w tym procesie.
Bezpieczeństwo infrastruktury krytycznej
GRI 103 Dla zapewnienia bezpieczeństwa infrastruktury krytycznej w PSE na bieżąco współpracujemy z podmiotami administracji publicznej na poziomie samorządowym, wojewódzkim oraz centralnym. Przedstawiciele naszej spółki w 2016 roku aktywnie uczestniczyli w regionalnych i krajowych forach ochrony infrastruktury krytycznej (IK) będących jedną z istotniejszych form współpracy administracji publicznej z operatorami infrastruktury krytycznej.
W analizowanym roku opracowaliśmy plany ochrony obiektów IK należących do majątku PSE S.A. W 2017 roku plany te zostały poddane uzgodnieniom, między innymi z właściwymi terytorialnie komendantami wojewódzkimi policji, komendantami wojewódzkimi Państwowej Straży Pożarnej oraz wojewódzkimi inspektorami nadzoru budowlanego i wojewodami, a następnie z Ministrem Energii. Ostatnim etapem pracy nad planami będzie przekazanie ich do zatwierdzenia przez Dyrektora Rządowego Centrum Bezpieczeństwa.
PSE ściśle współpracowały z administracją rządową, w szczególności z Rządowym Centrum Bezpieczeństwa, Centrum Antyterrorystycznym ABW, Policją oraz władzami wojewódzkimi podczas organizacji i zabezpieczenia Szczytu NATO w Warszawie (7-10 lipca 2016 roku) oraz Światowych Dni Młodzieży w Krakowie (25 lipca-1 sierpnia 2016 roku).
Nasza spółka, wraz z Komendą Stołeczną Policji i Wydziałem Bezpieczeństwa i Zarządzania Kryzysowego Mazowieckiego Urzędu Wojewódzkiego, brała również udział w ćwiczeniu zarządzania kryzysowego DELTA 2016. Celem ćwiczenia było sprawdzenie stopnia przygotowania podmiotów administracji publicznej i wybranych operatorów IK na wprowadzenie IV stopnia alarmowego DELTA.
Bezpieczeństwo teleinformatyczne
W grudniu 2016 roku w naszej spółce powołaliśmy Zespół Reagowania na Incydenty Komputerowe, tzw. CERT PSE (od ang. Computer Emergency Response Team). Zespół działa w ramach Departamentu Bezpieczeństwa.
Poniżej prezentujemy zadania CERT
- prowadzenie analiz i rozwiązywanie incydentów w II i III linii wsparcia,
- koordynacja obsługi incydentów,
- podnoszenie świadomości pracowników, publikacja alertów i ostrzeżeń o zagrożeniach,
- wydawanie biuletynów dotyczących bezpieczeństwa teleinformatycznego,
- raportowanie informacji o incydentach,
- prowadzenie analiz powłamaniowych (prawnych),
- prowadzenie analiz zagrożeń i problemów bezpieczeństwa (w tym analiza złośliwego oprogramowania),
- współpraca z podmiotami zewnętrznymi w obszarze koordynacji obsługi incydentów,
- wymiana informacji na temat zagrożeń z podmiotami zewnętrznymi (np. CERT NASK, CERT.GOV.PL, RCB),
- doradztwo w zakresie bezpieczeństwa,
- tworzenie i rozwój standardów bezpieczeństwa.
Po powołaniu CERT podjęliśmy działania mające na celu dołączenie do Trusted Introducer – inicjatywy wspierającej reagowanie na incydenty bezpieczeństwa z Europy i krajów sąsiednich. Inicjatywa powstała w 2000 roku, a jej twórcą była TF-CSIRT – największa europejska organizacja promująca współpracę z CERT. Od 22 czerwca 2017 roku CERT PSE jako czwarty spośród polskich zespołów reagowania został członkiem Trusted Introducer. Dołączenie do tego prestiżowego grona otworzyło drogę do szerszej współpracy z innymi europejskimi zespołami, a w efekcie – do sprawniejszego, szybszego i efektywniejszego reagowania na incydenty zagrożenia bezpieczeństwa teleinformatycznego w PSE. Co więcej, nasza spółka złożyła deklarację wiodącego podmiotu prowadzącego CERT Sektorowy dla obszaru energii elektrycznej.
Poniżej wymieniamy planowane funkcje
- koordynowanie obsługi incydentów w ramach sektora,
- prowadzenie analiz zagrożeń i złożonych incydentów bezpieczeństwa teleinformatycznego,
- prowadzenie rejestru incydentów w sektorze energetycznym,
- publikacja alertów i ostrzeganie o zagrożeniach,
- wymiana informacji o zagrożeniach pomiędzy podmiotami sektora,
- podnoszenie świadomości pracowników sektora.
