Pokaż treści dedykowane dla:

NASZA STRATEGIARealizacja Strategii biznesowej

Wybrane kierunki strategiczne

Adekwatna integracja z RSC/RCC

Pogłębiająca się regionalna integracja systemów elektroenergetycznych determinuje PSE do intensyfikacji działań na rzecz odpowiedniego modelowania wzajemnych relacji z partnerami. Działalność spółki jest ukierunkowana na regionalizację kluczowych procesów operatorskich oraz przeniesienie wybranych spośród nich do regionalnych centrów koordynacji (ang. Regional Coordination Center, RCC), które rozpoczęły swoją działalność 1 lipca 2022 r., zastępując funkcjonujących dotychczas regionalnych koordynatorów bezpieczeństwa (ang. Regional Security Coordinator, RSC).

Funkcję regionalnego centrum koordynacyjnego, do którego przynależą PSE, pełni TSCNET Services GmbH. PSE dążą do systematycznego wzmacniania RCC, rozwijając równocześnie narzędzia pozwalające na weryfikację działań podejmowanych na szczeblu regionalnym.

Wdrożenie systemu planowania wyłączeń

W roku 2023 nasza organizacja podjęła decyzję o konieczności zaktualizowania planu dostarczania systemu planowania wyłączeń, tzw. Outage Management System – Wyłączenia (OMS-W). Naszym priorytetem było dostarczenie systemu do użytku dla planistów i dyspozytorów ODM oraz KDM. Kolejnym zaplanowanym działaniem było, w odróżnieniu od poprzedniego planu, umożliwienie zgłaszania potrzeb wyłączeń elementów KSE w systemie jednostkom operacyjnym z Departamentu Eksploatacji, Centralnej Jednostki Inwestycyjnej oraz partnerom biznesowym (np. OSD). 

W ramach realizacji powyższego celu podjęto również ważną decyzję o refaktoryzacji, polegającej na przeniesieniu logiki aplikacji z kodu PLSQL do serwisów Java w backendzie oraz zastosowaniu podejścia mikrousługowego. Takie rozwiązanie, zgodne z obecnymi trendami IT, umożliwia wysoką skalowalność aplikacji (w odróżnieniu od logiki osadzonej na bazie danych), zautomatyzowanie testów aplikacji oraz łatwiejszy dostęp do specjalistów Java (w odróżnieniu od trudno dostępnych specjalistów PLSQL). Wskazane zalety przekładają się na wzrost szybkości działania aplikacji oraz na szybsze wdrażanie nowych wersji aplikacji.

Zgodnie z nowym planem dostarczania, zrealizowano etap prac obejmujący zaprojektowanie i implementację systemu OMS-W w zakresie:

  • refaktoryzacji, polegającej na przeniesieniu logiki aplikacji z kodu PLSQL do serwisów Java w backendzie oraz zastosowaniu podejścia mikrousługowego. Takie rozwiązanie, umożliwia wysoką skalowalność aplikacji (w odróżnieniu od logiki osadzonej na bazie danych), zautomatyzowanie testów aplikacji oraz łatwiejszy dostęp do specjalistów Java (w odróżnieniu od trudno dostępnych specjalistów PLSQL). Wskazane zalety przekładają się na wzrost szybkości działania aplikacji oraz na szybsze wdrażanie nowych wersji aplikacji.
  • obsługi kart wyłączeń i wyłączeń z uwzględnieniem wielu planowanych okresów wyłączenia oraz rejestrację potrzeb wyłączeń powiązanych z wyłączeniami.

System do zarządzania niedostępnością elementów systemu elektroenergetycznego OMS-W zostanie zaimplementowany na nowoczesnej platformie informatycznej wykorzystującej dane o elementach systemu KSE zawartych w bazie RBES. Na poziomie naszej spółki, będzie stanowił kolejny krok do przyszłej integracji procesów planowania wyłączeń w korporacji (z systemem AM). Docelowo planowane jest wyposażanie aplikacji w moduł obsługi podprocesu zarządzania zmianą (zintegrowany z OMS-R i systemem OMS-OS) oraz dodatkowy moduł pozwalający na tworzenie układów pracy przyporządkowanych do poszczególnych zgłoszeń wyłączeń w KSE.

System OMS-W ma zastąpić używane obecnie do planowania wyłączeń systemy SEW Rejestr i SEW Projekty stworzone ponad 25 lat temu. Częściowo ma też zastąpić system DYSTAN w zakresie rejestracji wyłączeń awaryjnych i operatywnych, zmian topologicznych w KSE oraz ograniczeń odbiorców wynikających z wyłączeń awaryjnych elementów sieci przesyłowej i zdarzeń atmosferycznych w sieci SN.

Rozpoczęty został również kolejny etap prac, których celem jest realizacja procesu planowania wyłączeń w systemie OMS-W umożliwiającego określenie rezultatów planowania dla wyłączeń w ramach planu wyłączeń krótkoterminowego (PWK), zatwierdzenie planu wyłączeń dobowego (PWD), integracja z Referencyjną Bazą Elementów Systemu (RBES) oraz podstawową obsługę ról i uprawnień.

Zdefiniowanie procesu CC z określeniem zasobów, realizacja równoległa w PSE

Zgodnie z Rozporządzeniem Komisji (UE) 2015/1222 z 24 lipca 2015 r. ustanawiającym wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi oraz Rozporządzeniem (EC) 714/2009, dla wyznaczania zdolności przesyłowych wymiany równoległej w horyzoncie dnia następnego została przyjęta nowa metodyka Flow-Based (FB). 

W 2023 r. kontynuowaliśmy opracowywanie narzędzi IT wspierające proces precouplingu i narzędzie Capacity Calculation Analysis wspierające proces Intraday Flow-Based Capacity Calculation w regionie CORE w następującym zakresie:

  • kontynuacja prac w fazie ewolucyjnego rozwoju dla wdrożenia rozwiązania IT wspierającego fazę precouplingu w horyzoncie dnia bieżącego (IDCC Etap 1)  dla zadania Flow Based Market Coupling,
  • kontynuacja prac w fazie ewolucyjnego rozwoju w ramach opracowania i wdrożenia podstawowej funkcjonalności narzędzia Capacity Calculation Analysis  wspierającego proces Intraday Flow-Based Capacity Calculation w regionie CORE.

Zdefiniowanie procesu CSA z określeniem zasobów, realizacja równoległa w PSE

Zgodnie z rozporządzeniami Komisji (UE) dla przeprowadzania analiz bezpieczeństwa i podziału kosztów aktywacji środków zaradczych zostały przyjęte nowe metodyki ROSC i CS RDCT. Nowe metodyki mają za zadanie zwiększyć bezpieczeństwo operacyjnego systemu elektroenergetycznego Europy.

W 2023 r. kontynuowano prace wdrożeniowe narzędzia IT do obsługi procesu ROSC/CS w ramach projektu CorNet (RCC TSCNET i RCC Coreso) przy wsparciu OSP z regionu CORE. W ramach przygotowań do wdrożenia procesu ROSC po stronie PSE w spółce została opracowana faza podstaw w celu zaprojektowania rozwiązania umożliwiającego zasilanie danymi procesu centralnego, automatyczną wymianę danych i wsparcie informatyczne procesu ROSC. Opracowano również fazę podstaw, w której zaprojektowano rozwiązanie umożliwiające wsparcie informatyczne procesu podziału kosztów.

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). We wrześniu 2023 r. weszła w życie Ustawa o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, która wdrożyła Dyrektywę 2019/944. 

Wdrożenie mechanizmu pozyskiwania usług elastyczności z sieci dystrybucyjnej oraz usług niezależnych od częstotliwości miało na celu m.in. zmniejszenie ryzyka blackoutu – dzięki zwiększonemu udziałowi użytkowników systemu przyłączonych do sieci dystrybucyjnej w świadczeniu usług systemowych i bilansowaniu KSE. Usługi powyższe, świadczone na rzecz operatorów systemu, poszerzają możliwość zapewnienia przez operatorów bezpiecznego i niezawodnego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. 

W ramach realizacji prac związanych z szeroko pojętymi usługami elastyczności PSE działają w międzynarodowym, dofinansowanym ze środków UE projekcie badawczo-rozwojowym OneNet. 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., a w jego ramach m.in.: 

  • zdefiniowano usługi, których nabywanie od podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej SN i nn uważa się za przydatne dla OSP;
  • zbudowano i przetestowano prototyp platformy elastyczności;
  • pozyskano klientów, którzy świadczyli usługi na rzecz OSP/OSD;
  • przeprowadzono demonstrację w zakresie zakupu i wykorzystania usług na potrzeby bilansowania KSE oraz zarządzania ograniczeniami i regulacji napięć w sieci dystrybucyjnej WN, SN i nn.

Doświadczenie zdobyte w czasie realizacji projektu zostanie wykorzystane przez PSE oraz OSD na etapie wdrażania usług elastyczności na obszarze Rzeczypospolitej Polskiej zgodnie z wymogami Dyrektywy 2019/944.

W 2022 r. Komisja Europejska zainicjowała proces opracowania nowego kodeksu sieci lub modyfikacji istniejących kodeksów tak, by swoim zakresem objęły obszar usług świadczonych przez tzw. elastycznych odbiorców. Zakresem podmiotowym objęto wszelkie zasoby rozproszone (w szczególności odbiorcy, drobni wytwórcy oraz posiadacze magazynów energii elektrycznej). Zgodnie z procedurą legislacyjną, Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) w 2022 r. opracowała i przeprowadziła konsultacje publiczne dokumentu „Framework guideline on demand response”, czyli wytycznych co do zawartości przyszłego kodeksu sieci. PSE uczestniczyły w pracach grup roboczych ENTSO-E w tym obszarze. Nasza spółka złożyła również, za pośrednictwem ENTSO-E, swoje uwagi w ramach konsultacji. 21 grudnia 2022 r. ACER opublikował i przekazał do KE ostateczny „Framework Guideline on Demand Response”.

W marcu 2023 r. Komisja Europejska zwróciła się do stowarzyszeń EU DSO Entity i ENTSO-E z zadaniem opracowania na podstawie wytycznych „Framework guideline on demand response” Kodeksu Sieci Demand Response (NC DR) dotyczącego odpowiedzi odbioru, który objąłby w szczególności obszar usług świadczonych przez zasoby rozproszone (m.in. odbiorcy, posiadacze pomp ciepła, drobni wytwórcy oraz posiadacze magazynów energii elektrycznej). PSE aktywnie uczestniczyły w pracach grup roboczych utworzonych z przedstawicieli zarówno EU DSO Entity, jak i ENTSO-E, w celu opracowania propozycji Kodeksu Sieci NC DR. Od 29 września do 10 listopada 2023 r. przeprowadzone zostały konsultacje publiczne opracowanego wspólnie projektu NC DR, a 8 maja 2024 r. EU DSO Entity i ENTSO-E przedłożyły ACER propozycję NC DR. Zgodnie z procedurą legislacyjną ACER przeanalizuje propozycję NC DR, przeprowadzi konsultacje publiczne i przedłoży Komisji Europejskiej ostateczną propozycję NC DR.

Budowa centrum kompetencyjnego zdolnego do wdrażania innowacji

Działania Operatora w obszarze badań i rozwoju ukierunkowane są na: poprawę efektywności energetycznej, wzrost bezpieczeństwa KSE i utrzymanie ciągłości dostaw energii elektrycznej oraz poprawę implementacji rozwiązań umożliwiających adaptację dywersyfikacji struktury wytwarzania, w tym z OZE.

PSE od lat budują kompetencje w obszarze badań i rozwoju, zarówno wewnątrz organizacji, jak i w grupie kapitałowej. Przy realizacji zadań z obszaru badań i rozwoju korzystamy ze wsparcia spółki PSE Innowacje.

W 2023 r. prowadzone były działania ukierunkowane na inicjowanie relacji z partnerami krajowymi i zagranicznymi, w celu zawiązania konsorcjów zmierzających do udziału w przyszłych międzynarodowych projektach badawczych i rozwojowych. PSE w ramach inicjowanych konsorcjów międzynarodowych ubiegały się o dofinansowanie z programów unijnych takich jak Horyzont Europa oraz Digital Europe. Rozważany jest również udział w konkursach realizowanych przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju.

Budowa systemu zarządzania jakością energii elektrycznej w KSE

Celem Budowy systemu zarządzania jakością energii elektrycznej w KSE jest wdrożenie rozwiązań służących do zapewnienia przez PSE wymaganych parametrów jakości energii elektrycznej (JEE), a w przypadku konieczności 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 (analizatory) i obejmuje ok. 39 proc. wymaganych punktów pomiarowych. Realizacja zadania inwestycyjnego Rozbudowa systemu monitorowania jakości energii elektrycznej umożliwi prowadzenie monitorowania jakości energii 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 4 kolejne lata. W ramach 1. etapu zadania wykonawcy opracowali i uzgodnili szczegółowe harmonogramy prac. W 2022 r. w etapie 2. wykonawcy opracowali i uzgodnili dokumentację projektową wykonawczą w odniesieniu do instalowanych urządzeń w 104 stacjach elektroenergetycznych. W roku 2023 w ramach etapu 3. wykonawcy opracowali i uzgodnili dokumentację projektową wykonawczą dla systemów informatycznych SMJEE.  Dla jednego z pakietów zadania wdrożono pilotażowy system SMJEE wraz z instalacją urządzeń pomiarowych w 2 stacjach oraz przeprowadzono testy SAT. Zakończenie realizacji projektu jest zaplanowane na rok 2026.

System SPRJEE będzie umożliwiał identyfikowanie dominujących źródeł zaburzeń, określanie udziału stron w ich wprowadzaniu oraz weryfikację zasadności bonifikat, a w przyszłości - o ile będzie to uregulowane prawnie - również szacowanie kar z tytułu przekroczonego poziomu dopuszczalnych poszczególnych parametrów. W roku 2023 rozpoczęto realizację prac i został opracowany projekt rozwiązania oraz wdrożono w środowisku rozwojowym pilotażową wersję systemu obejmującą podstawowe funkcjonalności w zakresie konfiguracji, wyznaczania wskaźników JEE i oceny parametrów JEE w oparciu o definiowalne kryteria. Zakończenie realizacji projektu jest zaplanowane na rok 2026.

Zarządzanie jakością energii elektrycznej w układzie docelowym będzie opierało się o:

  • systemy monitorowania jakości energii elektrycznej (SMJEE) – realizujące odczyt danych z urządzeń pomiarowych zainstalowanych w obiektach sieci przesyłowej oraz służących do ich weryfikacji,
  • system pomiarowo-rozliczeniowy jakości energii elektrycznej (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

Nakłady PSE na realizację zadań inwestycyjnych w 2023 r. wyniosły ok. 1,8 mld zł. Najważniejszymi zadaniami zakończonymi w tym roku były:

  • Budowa linii 400 kV Chełm – Lublin Systemowa,
  • Budowa linii 400 kV Baczyna – Plewiska oraz budowa linii 400 kV Krajnik – Baczyna na przedpolu stacji Baczyna,
  • Budowa linii 400 kV Kozienice – Miłosna*,
  • Budowa linii 400 kV Ostrołęka – Stanisławów (w zakresie 1 toru linii 400 kV)*,
  • Podwieszenie drugiego toru 400 kV na linii Ostrów – Kromolice wraz z rozbudową stacji 400/110 kV Ostrów i stacji 400/110 kV Kromolice*,
  • Uruchomienie linii Rzeszów – Chmielnicka do pracy na napięciu 400 kV,
  • Przebudowa linii 220 kV Byczyna – Poręba, Poręba – Czeczott,
  • Modernizacja linii 220 kV Janów – Zgierz – Adamów – etap II (na odcinku Zgierz – Adamów),
  • Modernizacja odcinka dwutorowego linii 400 kV Dobrzeń – Trębaczew – Joachimów,
  • Wymiana przewodu odgromowego OPGW na liniach 220 kV: Kozienice – Mory – Piaseczno i Mory – Podolszyce,
  • Rozbudowa stacji 220/110 kV Chełm,
  • Dostosowanie stacji 400(220)/110 kV Żydowo Kierzkowo wraz z wprowadzeniem linii 220 kV ze stacji Piła Krzewina i stacji Dunowo,
  • Wymiana transformatora wraz z dostosowaniem infrastruktury w stacji 220/110 kV Radkowice,
  • Modernizacja wyposażenia jednostek transformatorowych w stacjach 400/220 kV Krajnik i 400/220/110 kV Skawina,
  • Modernizacja linii kablowych 6 kV oraz układu zasilania potrzeb własnych na stacji 400/110 kV Żarnowiec.

*Linie zostały uruchomione w 2023 r. Na 2024 r. zaplanowano formalne zakończenie wymienionych zadań inwestycyjnych i przekazanie ich na majątek PSE S.A. 

Wdrożenie operacji lotniczych wykonywanych samodzielnie

PSE posiadają od 5 lutego 2021 r. 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 w zakresie bezpieczeństwa strategicznej infrastruktury energetycznej.
Zatrudniamy wyszkolonych, doświadczonych pilotów i specjalistów zadaniowych. Jesteśmy również właścicielem trzech śmigłowców Robinson R66, których parametry odpowiadają zapotrzebowaniu spółki, a dodatkowo spełniły warunki niskich kosztów zakupu i eksploatacji.
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.

Cyberbezpieczeństwo

Ze względu na istotny wpływ na bezpieczeństwo krajowego systemu elektroenergetycznego, cyberbezpieczeństwo odgrywa kluczową rolę w strategii biznesowej PSE.

Jedną z ważniejszych inicjatyw strategicznych określonych w dotychczasowej Strategii PSE było odparcie zagrożeń zewnętrznych. Działania te są kontynuowane w ramach realizowanych projektów, zadań bieżących oraz inicjatyw skierowanych na podniesienie bezpieczeństwa. Obejmują m.in. zarządzanie ryzykiem utraty możliwości sterowania/zarządzania pracą KSE związane z cyberatakami na systemy IT/OT operatora systemu przesyłowego oraz operatorów systemów dystrybucyjnych, wytwórców, firm obrotu, giełd lub odbiorców przemysłowych.

W 2023 r. kontynuowaliśmy działania wynikające ze strategii cyberbezpieczeństwa, w której określono możliwe kierunki rozwoju sytuacji i realizowaliśmy działania niezbędne do niwelowania zdefiniowanych ryzyk. Rosnąca ilość cyberzagrożeń i specjalizowanych narzędzi służących do ataku potwierdziły prawidłowość przyjętych założeń. Wymiar bezpieczeństwa jest istotnym elementem kolejnych aktywności spółki.

Bezpieczeństwo teleinformatyczne i zarządzanie obszarem cyberzagrożeń – podejście i projekty

Departament Teleinformatyki PSE w okresie raportowanym kontynuował działania w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa ICT. Założenia wskazywały na nieuniknioną i wzajemną zależność cyberbezpieczeństwa PSE, , partnerów rynkowych naszej spółki w kraju i za granicą oraz podmiotów Grupy Kapitałowej i podwykonawców, wskazując jednocześnie na sumaryczny wpływ cyberbezpieczeństwa na stabilność pracy KSE. Filarem podejmowanych działań było zawsze bezpieczeństwo teleinformatyczne, tj. zapewnienie ciągłości działania poprzez dostępność i odporność systemów oraz integralność i poufność danych w rozwiązaniach IT.

Priorytetowymi obszarami projektów realizowanych w PSE są:

  • Segmentacja sieci – projekty mające za zadanie zapewnienie adekwatnej separacji 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, odpowiednie kształtowanie projektów biznesowych, jak 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 zapewniający pracownikom i gościom PSE, z uwzględnieniem reguł wynikających z zasad separacji i zarządzania uprawnieniami, funkcjonalny i zunifikowany dostęp do Internetu (w tym poprzez bezpieczną sieć WiFi wdrożoną zarówno w Centrali spółki, jak i w zamiejscowych komórkach organizacyjnych) oraz adekwatny do potrzeb i bezpieczny dostęp zdalny;
  • Wykrywanie i reagowanie – dla zapewnienia bieżącego bezpieczeństwa teleinformatycznego dedykowany zespół Security Operations Center (SOC) prowadzi 7x24h monitoring zagrożeń, podejmując stosowane działania i środki zaradcze w przypadku incydentów dotyczących zarówno sieci IT jak i OT. Kolejną linię wsparcia stanowi Computer Emergency Response Team (CERT), który powstał w 2016 r., uzyskując w kolejnych latach stosowne certyfikacje, czym potwierdził spełnianie najwyższych standardów działania. Istotnym elementem tego kierunku jest podnoszenie świadomości pracowników, publikacja alertów i ostrzeżeń o zagrożeniach, raportowanie informacji o incydentach oraz współpraca z podmiotami zewnętrznymi w zakresie bezpieczeństwa teleinformatycznego (w tym m.in. CERT NASK, CERT.GOV.PL, RCB).

W ramach podejmowanych działań dostosowujemy rozwiązania organizacyjne i techniczne do obowiązujących i rozwijanych wymagań prawnych, tj. ustawa o Krajowym Systemie Cyberbezpieczeństwa, kodeks sieci dot. cyberbezpieczeństwa - network code for cyber security2, oraz aktualnych standardów bezpieczeństwa ICT i standardów branżowych.

2 Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) 2024/1366 z dnia 11 marca 2024 r. uzupełniające rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 poprzez ustanowienie kodeksu sieci dotyczącego zasad sektorowych w zakresie aspektów cyberbezpieczeństwa w transgranicznych przepływach energii elektrycznej.

Współpraca

Działania mające na celu zapewnienie odpowiedniego poziomu wspólnego bezpieczeństwa ICT i strategicznej harmonizacji podejmowanych wysiłków prowadzimy we współpracy z naszymi interesariuszami. Współpracujemy blisko z krajowymi i zagranicznymi podmiotami odpowiedzialnymi za cyberbezpieczeństwo sektora elektroenergetycznego.
Aby pogłębiać tę współpracę oraz popularyzować wiedzę na temat zagrożeń dla cyberbezpieczeństwa i metod obrony przed nimi aktywnie uczestniczymy w licznych konferencjach, seminariach oraz krajowych i międzynarodowych forach współpracy sektorowej. W ramach propagowania bezpieczeństwa ICT i zacieśniania współpracy w sektorze energetycznym od 2018 r. organizujemy szkolenia PolEx oraz konferencje Cybersecurities Conference For Energy Sector (CC4ES) z udziałem ekspertów branżowych z kraju i z zagranicy.

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, opracowują nowe rozwiązania lub koncepcje i zasady dotyczące infrastruktury krytycznej w różnych grupach roboczych i projektowych. Niektóre grupy ENTSO-E, w których uczestniczymy:

  • ICTC Information and Communication Technologies Committee – komitet koordynujący całość zagadnień z obszaru ICT i bezpieczeństwa teleinformatycznego w ENTSO-E, ze szczególnym uwzględnieniem wspólnych narzędzi ICT wykorzystywanych przez społeczność operatorów systemów przesyłu energii elektrycznej;
  • Grupy sterujące wspierające ICTC, odpowiedzialne za zagadnienia strategii, dostarczanie usług ICT oraz bezpieczeństwa ICT;
  • Cyber Security Working Group – grupa robocza ICTC 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 skupiająca ekspertów ENTSO-E oraz podobnego stowarzyszenia europejskich operatorów systemów dystrybucyjnych (E-DSO), której zadaniem jest opracowanie i wdrożenie regulacji Network Code for Cyber Security;
  • Enterprise Architecture Working Group – grupa robocza ICTC, której misją jest zapewnienie właściwej koordynacji, spójności i wsparcia decyzyjnego w sprawach dotyczących architektury w ramach współpracy społeczności operatorów;
  • CIM (Common Information Model) Working Group – grupa robocza ICTC, 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 mających na celu zaspokojenie 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 wymienionych 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 tworzenie światowych standardów bezpieczeństwa teleinformatycznego systemów przemysłowych oraz znacząco podnoszą swoje kompetencje w tym zakresie. Współpraca ta ułatwia również dostosowanie środowiska teleinformatycznego do rosnących wymagań bezpieczeństwa i podnoszenie odporności na zagrożenia.

Strategia biznesowa do roku 2030

Filary zrównoważonego rozwoju PSE

Strona wykorzystuje pliki cookies. Używamy informacji zapisanych za pomocą cookies w celach statystycznych oraz w celu dopasowania serwisu do indywidualnych potrzeb użytkowników. W przeglądarce internetowej można zmienić ustawienia dotyczące cookies. Więcej o plikach cookies i o ochronie Twojej prywatności przeczytasz tutaj