System elektroenergetyczny sterowany jest centralnie. Za pracę polskiego systemu elektroenergetycznego odpowiada Krajowa Dyspozycja Mocy, tzw. służba dyspozytorska PSE.
WPŁYW NA GOSPODARKĘ I RYNEKStabilna praca systemu elektroenergetycznego
Kluczowe liczby(wg stanu na koniec 2023 r.)
System elektroenergetyczny w Polsce
Bezpieczna i ekonomiczna praca systemu elektroenergetycznego to efekt dysponowania szeregiem narzędzi oraz podejmowania nieustających działań. A w sytuacjach zagrożenia sięgania po działania nadzwyczajne. Podejmujemy działania pozwalające naszej organizacji na utrzymanie ciągłości dostaw energii elektrycznej do odbiorców. Monitorujemy i utrzymujemy na wysokim poziomie wskaźniki niezawodności systemu i ciągłości dostaw.
Połączenia transgraniczne
Krajowy system przesyłowy pracuje:
- synchronicznie z systemami krajów Europy kontynentalnej ENTSO-E,
- z wydzielonymi blokami elektrowni Dobrotwór systemu ukraińskiego,
- niesynchronicznie z systemem szwedzkim poprzez kabel podmorski prądu stałego,
- niesynchronicznie z systemem litewskim poprzez wstawkę prądu stałego.
Rys. Połączenia transgraniczne
Zarządzanie systemem przesyłowym w KSE
W krajowym systemie elektroenergetycznym obowiązuje następująca hierarchia służb dyspozytorskich:
- Krajowa Dyspozycja Mocy (KDM) – kieruje pracą sieci przesyłowej 400, 220 kV, a także wybranymi liniami 110 kV o znaczeniu systemowym,
- Obszarowa Dyspozycja Mocy (ODM) – kieruje pracą sieci przesyłowej i operacjami łączeniowymi sieci przesyłowej 400, 220 i 110 kV,
- Centralne Dyspozycje Mocy, Oddziałowe Centra Dyspozytorskie (CDM, OCD) – kierują pracą sieci dystrybucyjnej 110 kV oraz operacjami łączeniowymi w sieci dystrybucyjnej o napięciu 110 kV i niższym.
Służby dyspozytorskie OSP współpracują bezpośrednio ze służbami dyspozytorskimi OSD (Centralne Dyspozycje Mocy, Oddziałowe Centra Dyspozytorskie) oraz służbami ruchowymi przedsiębiorstw zajmujących się wytwarzaniem energii elektrycznej (Dyżurny Inżynier Ruchu Elektrowni – DIRE). Współpraca ta prowadzona jest zgodnie z Instrukcją Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
Rys. Organizacja służb dyspozytorskich w kraju
Współdziałanie OSP z operatorami systemów przesyłowych krajów sąsiednich w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego odbywa się zgodnie z zasadami opisanymi w kodeksach sieciowych ENTSO-E/UCTE oraz warunkami określonymi w umowach dwustronnych.
Bilansowanie zapotrzebowania na moc
W celu zapewnienia zdolności wytwórczych niezbędnych do pokrycia zapotrzebowania jako operator systemu przesyłowego realizujemy proces planowania koordynacyjnego dla różnych horyzontów czasowych. Proces ten obejmuje plany koordynacyjne: roczne, miesięczne oraz dobowe.
Harmonogram działań związanych z opracowaniem planów oraz zakres prognozowanych i publikowanych danych określa Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
Plany koordynacyjne mają za zadanie umożliwić dotrzymanie wymaganych w założonym okresie poziomów nadwyżek mocy dostępnej ponad prognozowane zapotrzebowanie. Jest to osiągalne poprzez koordynację planów remontów jednostek wytwórczych i wyłączeń elementów sieci zamkniętej, uwzględniającą ograniczenia elektrowni i sieci oraz planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej.
Aby zapewnić ciągłość dostaw energii i zbilansować system nawet w niekorzystnych warunkach, w okresach największego zapotrzebowania na energię elektryczną, Operator dysponuje szeregiem narzędzi:
- Przywołanie dostępnych jednostek wytwórczych do pracy przez wydanie polecenia uruchomienia dostępnych i sprawnych technicznie jednostek wytwórczych, z puli jednostek dysponowanych przez Operatora.
- Zmiana terminów prac remontowych dotyczących elementów sieci i jednostek wytwórczych – w przypadku gdy jest taka możliwość, Operator uzgadnia z operatorami jednostek wytwórczych przesunięcia planowych remontów jednostek.
- Skorzystanie z elektrowni szczytowo-pompowych – zdolnych do przepompowania wody do wyżej położonego zbiornika a następnie jej zrzutu do niżej położonego zbiornika wytwarzając w ten sposób energię elektryczną. Praca takich elektrowni jest analogiczna do pracy magazynów energii, pozwalając na zmagazynowanie nadmiaru energii w chwilach jej nadpodaży i wykorzystaniu jej w momentach zmniejszonej podaży.
- Skorzystanie z usługi „praca w przeciążeniu” – skorzystanie z możliwości dodatkowego dociążenia tych jednostek wytwórczych, które są w stanie zwiększyć poziom wytwarzanej mocy ponad moc znamionową. Dotyczy wybranych jednostek i jest ograniczone w czasie.
- Skorzystanie z usług generacji wymuszonej – skorzystanie z możliwości zwiększenia poziomu generacji mocy przez elektrociepłownie (możliwe w określonych warunkach).
- Skorzystanie z usługi zarządzania popytem – odbiorcy gotowi do obniżenia swojego zapotrzebowania składają odpowiednie oferty redukcji mocy na rynek bilansujący.
- Ogłoszenie okresu przywołania na rynku mocy – w przypadku ryzyka niedotrzymania wymaganej nadwyżki mocy, ogłaszany jest tzw. okres przywołania. W takiej sytuacji posiadacze kontraktów mocowych są zobowiązani dostarczyć zakontraktowaną moc do systemu i przedstawić ją do dyspozycji Operatora, składając odpowiednie plany pracy lub oferty bilansujące.
- Zakup interwencyjny mocy za granicą w ramach międzyoperatorskiej pomocy awaryjnej – w sytuacji zaistnienia takiej potrzeby Operator może zwrócić się o wsparcie do swojego odpowiednika z innego kraju.
W przypadku, gdy powyższe działania nie umożliwią zbilansowania systemu, Operator jest zobowiązany do przeciwdziałania zagrożeniu bezpieczeństwa pracy systemu poprzez jego zbilansowanie za pomocą działań nadzwyczajnych przewidzianych w sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, tj. dokonując ingerencji w zapotrzebowanie odbiorców:
- Wprowadzenie ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, czyli ogłoszenie tzw. „stopni zasilania”. Podmioty zobowiązane do redukcji poboru energii oraz wymagana skala redukcji zawarta jest w aktualizowanym corocznie Planie wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej zatwierdzanym przez Prezesa URE. Operator ma możliwość ogłoszenia takich ograniczeń na okres nie dłuższy niż 72 godziny, a ich dłuższe obowiązywanie wymaga rozporządzenia Rady Ministrów. Ograniczenia w postaci „stopni zasilania” dotyczą dużych odbiorców, których moc umowna wynosi powyżej 300 kW.
- Zmniejszenie zapotrzebowania przez awaryjne wyłączenia odbiorców, w trybie planowym w sposób rotacyjny lub w trybie awaryjnym w reakcji na bieżącą sytuację w systemie. Wyłączenia odbiorców we wskazanych trybach są realizowane przez Operatora (zleca ich uruchomienie) przy współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych (fizycznie realizują wyłączenia odbiorców).
W przypadku, gdy powyższe działania nie umożliwią zbilansowania systemu, Operator jest zobowiązany do przeciwdziałania zagrożeniu bezpieczeństwa pracy systemu poprzez jego zbilansowanie za pomocą działań nadzwyczajnych przewidzianych w sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, tj. dokonując ingerencji w zapotrzebowanie odbiorców poprzez:
- wprowadzenie ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, czyli ogłoszenie tzw. stopni zasilania. Podmioty zobowiązane do redukcji poboru energii oraz wymagana skala redukcji opisane są w aktualizowanym corocznie Planie wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej zatwierdzanym przez Prezesa URE. Operator ma możliwość ogłoszenia takich ograniczeń na okres nie dłuższy niż 72 godziny. Dłuższe obowiązywanie ograniczeń wymaga rozporządzenia Rady Ministrów. Ograniczenia w postaci „stopni zasilania” dotyczą odbiorców dużych, których moc umowna wynosi powyżej 300 kW.
- zmniejszenie zapotrzebowania przez awaryjne wyłączenia odbiorców, w trybie planowym w sposób rotacyjny lub w trybie awaryjnym w reakcji na bieżącą sytuację w systemie. Wyłączenia odbiorców we wskazanych trybach są realizowane przez Operatora (zleca ich uruchomienie) przy współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych (fizycznie realizują wyłączenia odbiorców).
Działania na rzecz niezawodnej pracy systemu przesyłowego, w tym wskaźniki niezawodności
PSE dokonują zakupu usług systemowych, aby zapewnić bezpieczną i ekonomiczną pracę krajowego systemu elektroenergetycznego, a w szczególności osiągnięcie wymaganych parametrów niezawodnościowo-jakościowych.
Usługi systemowe:
- Regulacyjne usługi systemowe (RUS):
- udział w regulacji pierwotnej,
- udział w regulacji wtórnej,
- praca z zaniżeniem lub z przeciążeniem,
- udział w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej.
- Usługa uruchamiania Jednostek Wytwórczych (usługa uruchamiania).
- Regulacyjne usługi systemowe reprezentujące jednostki wytwórcze elektrowni szczytowo-pompowych:
- udział w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej (ARNE),
- praca kompensatorowa.
- Regulacyjne usługi systemowe w zakresie rezerwy interwencyjnej:
- interwencyjna ofertowa redukcja poboru mocy przez odbiorców (IRP).
- interwencyjna ofertowa redukcja poboru mocy przez odbiorców (IRP).
- Udział w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej jednostek wytwórczych nieuczestniczących aktywnie w rynku bilansującym.
- Usługa dyspozycyjności jednostek wytwórczych nJWCD (usługa GWS).
- Usługa odbudowy krajowego systemu elektroenergetycznego.
Wskaźniki niezawodności pracy systemu (ENS, AIT)
Wskaźniki charakteryzujące ciągłość zasilania i czas trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej (ENS i AIT) skalkulowano dla grupy miejsc dostarczania, do której zalicza się odbiorców końcowych oraz OSD elektroenergetycznych posiadających jedno miejsce dostarczania z sieci przesyłowej. Wyłączenie miejsca dostarczania tych odbiorców skutkuje przerwą w realizacji dostaw energii z sieci przesyłowej.
Dla określenia niezawodności pracy sieci zgodnie z obowiązującymi regulacjami prawnymi kalkulowane są wskaźniki ENS i AIT dla wyłączeń awaryjnych.
Warto wiedzieć
Wskaźniki niezawodności pracy systemu
ENS – wskaźnik energii elektrycznej niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny. Wyrażony jest w MWh na rok i stanowi sumę iloczynów mocy niedostarczonej wskutek przerwy i czasu jej trwania. Wskaźnik ten obejmuje przerwy krótkie, długie oraz bardzo długie z uwzględnieniem przerw katastrofalnych i bez uwzględnienia tych przerw.
AIT – wskaźnik średniego czasu trwania przerwy w systemie przesyłowym elektroenergetycznym. Wyrażany w minutach na rok, stanowi iloczyn liczby 60 i wskaźnika energii niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny (ENS) podzielony przez średnią moc dostarczoną przez system przesyłowy elektroenergetyczny wyrażoną w MW.
W roku 2023, analogicznie jak w latach 2021-2020 i 2018, nie odnotowano zdarzeń skutkujących awaryjnymi przerwami w dostawach energii do odbiorców w miejscach dostarczania z sieci przesyłowej określonych jak wyżej.
Wskaźniki skalkulowane dla lat 2017, 2019 i 2022 odzwierciedlają przerwy awaryjne, których przyczyny opisano poniżej.
W roku 2022 zarejestrowano jedną przerwę awaryjną, która spowodowała brak napięcia u odbiorcy. Jej przyczyną było doziemienie na linii zasilającej odbiorcę spowodowane wyładowaniem atmosferycznym podczas burzy. Całkowity czas trwania przerwy wyniósł 4 godz. 41 minut.
W 2019 r. odnotowano jedną przerwę awaryjną skutkującą brakiem zasilania odbiorcy. Przerwa trwała ok. 36 godzin i była spowodowana samoczynnym wyłączeniem linii 110 kV, z której zasilany jest odbiorca pobierający energię z sieci przesyłowej. Bezpośrednią przyczyną przerwy było doziemienie spowodowane zbliżeniem drzewa na odcinku przebiegu linii.
W 2017 r. wystąpiła jedna przerwa awaryjna, która skutkowała ok. 3-godzinną przerwą w dostawie energii do jednego z odbiorców zasilanych z sieci przesyłowej. Przerwa była spowodowana awaryjnym, manualnym wyłączeniem linii zasilających. Przyczyną wyłączenia zasilania odbiorcy było wejście postronnej osoby na słup linii 220 kV. Wyłączenie pozostałych urządzeń, linii oraz transformatorów powiązanych z miejscem zdarzenia było podyktowane względami bezpieczeństwa.
Niskie poziomy wskaźników ENS i AIT świadczą o wysokim poziomie niezawodności pracy sieci przesyłowej, którą zarządzają PSE, a także o pewności zasilania odbiorców przyłączonych do tej sieci.
WSKAŹNIK GRIWskaźniki ENS i AIT dla wszystkich wyłączeń (planowanych i awaryjnych)
W latach 2023 i 2022 wartości wskaźników ENS i AIT powróciły do poziomu sprzed roku 2021, w konsekwencji mniejszego zakresu prac prowadzonych w ramach wyłączeń planowych.
W 2021 r. miał miejsce wzrost wartości wskaźników ENS i AIT – kalkulowanych dla wszystkich wyłączeń – w stosunku do lat poprzednich. Wynikał on przede wszystkim z planowanej, znacznie dłuższej niż w poprzednich latach przerwy dla jednego z odbiorców zasilanych z sieci przesyłowej spowodowanej szerokim zakresem prac realizowanych przez OSP na majątku zasilającym odbiorcę (rozbudowa i modernizacja pola autotransformatora w rozdzielni 110 kV). Termin wystąpienia przerwy został wcześniej uzgodniony z odbiorcą.
Utrzymywanie się wartości wskaźników ENS i AIT na niskim poziomie wpływa pozytywnie na zaufanie odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej. Ograniczenie liczby i długości planowanych przerw w dostawach energii elektrycznej do odbiorców wynika m.in. z wdrożenia systemu optymalizacji harmonogramu prac remontowo-eksploatacyjnych elementów sieci przesyłowej zasilających odbiorców. PSE realizują wyłączenia w przypadku przerw planowanych w terminach uzgadnianych z odbiorcami – przeważnie w okresach braku poboru energii deklarowanego przez odbiorców. Dzięki temu w okresach wyłączeń odbiorcy dostosowują swoje zapotrzebowanie lub korzystają z innych metod zaopatrzenia w energię elektryczną (np. z sieci OSD).
Wskaźnik ciągłości dostaw energii elektrycznej – WCD
Warto wiedzieć
WCD
Wskaźnik został skalkulowany jako iloraz całkowitej ilości energii elektrycznej dostarczonej do odbiorców usług przesyłania (OSD i odbiorcy końcowi) i sumy ilości energii elektrycznej niedostarczonej i dostarczonej tym obiorcom w ciągu roku.
Utrzymanie wskaźników ciągłości dostaw na wysokim poziomie jest efektem realizowanej przez OSP polityki eksploatacyjno-remontowej majątku przesyłowego.
Ilość energii elektrycznej niedostarczonej do odbiorców usług przesyłania w ciągu roku została wyznaczona z uwzględnieniem zarówno planowych, jak i nieplanowych przerw w dostawach energii do odbiorców. Wykorzystany w kalkulacji wskaźnik całkowitej ilości energii elektrycznej dostarczonej w ciągu roku z sieci przesyłowej stanowi wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci przesyłowej we wszystkich miejscach dostarczania przez odbiorców końcowych i OSD przyłączonych do sieci przesyłowej.
Działania podejmowane przez PSE w celu utrzymania ciągłości dostaw energii elektrycznej do odbiorców:
- Opracowanie planów koordynacyjnych pracy sieci w horyzoncie długo- i krótkookresowym. Harmonogramy prac – zarówno eksploatacyjnych, jak i remontowych elementów sieciowych oraz jednostek wytwórczych – są tworzone w taki sposób, aby zapewnić dotrzymanie wymaganych w danym okresie poziomów nadwyżek mocy dostępnej ponad prognozowane zapotrzebowanie oraz zapewnić wymagane kryteria bezpiecznej pracy sieci, w tym kryterium niezawodnościowe (n-1).
- Opracowanie i wdrożenie jednolitego modelu eksploatacji, pozwalającego w sposób cykliczny, ustandaryzowany i mierzalny oceniać stan techniczny urządzeń oraz środowiska ich pracy. Dzięki tym działaniom najbardziej wyeksploatowane i najstarsze elementy majątku sieciowego – potencjalne źródło stanów awaryjnych i zakłóceniowych – są prewencyjnie wymieniane.
- Realizacja programu rozwoju służb eksploatacyjnych pozwalająca na ciągłe zwiększanie kompetencji własnych służb eksploatacyjnych, w tym wykonujących prace w terenie.
- Podejmowanie działań inwestycyjnych, które optymalizuje obciążenie linii przesyłowych i eliminuje stany przeciążeniowe elementów systemu przesyłowego.
- Systematyczna standaryzacja wyposażenia sieci i tworzenie bazy magazynowej pozwalające na szybkie i optymalne finansowo dokonywanie niezbędnych wymian.
- Bliska współpraca i dokonywanie uzgodnień z odbiorcami usług przesyłania na każdym etapie; od planowania do realizacji.
Wskaźnik strat energii elektrycznej w procesie przesyłania
Proces przesyłu energii elektrycznej nierozerwalnie związany jest ze stratami, które pomniejszają ilość energii elektrycznej dostarczanej do odbiorców. Głównym czynnikiem, który powoduje pomniejszenie przesyłanej energii elektrycznej są straty techniczne, wywoływane przez zjawiska fizyczne zachodzące podczas przesyłu energii elektrycznej przez infrastrukturę przesyłową. Do strat technicznych zaliczają się straty prądowe (podłużne) oraz straty napięciowe (poprzeczne). Ich wielkość jest zależna od wielu czynników, z których najważniejszymi są wielkość i zmienność generacji, lokalizacje źródeł wytwórczych oraz zapotrzebowanie podmiotów przyłączonych do sieci, a także wielkość i kierunki wymiany transgranicznej. Na ilość strat wpływ mają także warunki pogodowe.
W roku 2023 nastąpiła stabilizacja warunków cenowych na rynkach surowców w Europie, co spowodowało zmniejszenie różnic cen energii elektrycznej pomiędzy krajami, a tym samym – ograniczenie przepływów transgranicznych. Efektem tego było zmniejszenie wolumenu strat w sieci przesyłowej do poziomu obserwowanego przed rokiem 2022. Wpływ na spadek energii elektrycznej oddawanej z sieci operatora systemu przesyłowego miała również wysoka generacja energii elektrycznej pochodząca ze źródeł odnawialnych zlokalizowanych u prosumentów co dodatkowo wpływa na spadek wolumenu strat w sieci przesyłowej w roku 2023.
W sieciach należących do OSP w ostatnich latach, tj. do roku 2021 włącznie, współczynnik strat był niski i malał z każdym rokiem. W roku 2022 ilość strat wzrosła, a razem z nią współczynnik strat, głównie z powodu znacznie większej niż w poprzednich latach zmienności przepływów energii za sprawą zmiennych przepływów transgranicznych (zarówno wielkości, jak i kierunków przepływów). Powyższe zjawisko było skutkiem rozwijających się mechanizmów europejskiego jednolitego rynku energii elektrycznej oraz nietypowych warunków na rynku energii w 2022 roku. W 2023 roku wielkość strat oraz wielkość energii wprowadzonej oraz oddanej z sieci operatora systemu przesyłowego zmalały w porównaniu do 2022 roku, natomiast współczynnik strat wzrósł, ponieważ wartość strat odnosiła się do zmniejszonej energii wprowadzonej do sieci. Wpływ na to miała duża zmienność przepływów energii na połączeniach transgranicznych jak to miało miejsce w 2022 roku oraz zwiększona autokonsumpcja energii elektrycznej przez prosumentów.
PSE jest – zgodnie z unijnymi regulacjami prawnymi – sygnatariuszem umowy ITC, zawieranej pomiędzy europejskimi OSP, w ramach której dodatkowe koszty przepływów (tranzytów) energii przez daną sieć przesyłową są operatorom kompensowane.
Energia wprowadzona oraz oddana w latach 2014-2023 Wskaźnik strat w latach 2014-2023
Rok 2023 był dla PSE rekordowy pod względem wolumenu energii elektrycznej przesyłanej siecią przesyłową. W roku tym odnotowano najniższe od 10 lat wartości energii wprowadzonej i oddanej z sieci przesyłowej. Na powyższym wykresie można odczytać, że wartość przesyłanej energii w latach 2021 oraz 2022 była znacznie wyższa niż wartość przesyłanej energii w latach poprzednich i w roku 2023. Jednym z czynników, który wpłynął na takie zjawisko było zakończenie okresu pandemii, która trwała w od początku 2020 r. do połowy roku 2021. Okres po pandemiczny charakteryzował się znacznym zwiększeniem produkcji przemysłowej w kraju, a tym samym zwiększeniem zapotrzebowania na energię elektryczną. W roku 2023 wolumen energii przesłanej siecią przesyłową wrócił do wartości zbliżonych sprzed okresu pandemii, co było efektem stabilizacji warunków rynkowych w Europie i ograniczeniem przepływów tranzytowych siecią przesyłową, jak również intensywny rozwój źródeł fotowoltaicznych w Polsce, który wpłynął na zmniejszenie produkcji u wytwórców przyłączonych do sieci przesyłowej i energii oddanej z sieci przesyłowej do sieci dystrybucyjnej. W 2023 r. straty wyniosły 1 623 845 MWh, co stanowiło 1,59 proc. całkowitej energii wprowadzonej do systemu.
Zapewnienie bezpieczeństwa infrastruktury krytycznej
W celu zapewnienia ochrony obiektów infrastruktury znajdującej się w dyspozycji spółki w 2023 r. wykonaliśmy następujące działania:
- Zapewniliśmy monitoring zagrożeń infrastruktury krytycznej - w zależności od poziomu zagrożenia danego obiektu dostosowano odpowiednią formę zabezpieczenia fizycznego;
- Zaktualizowaliśmy porozumienia z wojewodami w sprawie zasad współpracy i zakresu wymiany informacji w przypadku wystąpienia awarii energetycznych;
- Zaktualizowaliśmy i uzgodniliśmy plany ochrony infrastruktury krytycznej PSE;
- Podejmowaliśmy działania zmierzające do zapewnienia paliwa na obiektach PSE w przypadku wprowadzenia ograniczeń na postawie ustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym;
- Realizowaliśmy działania określone w Procedurze powoływania Zespołów Kryzysowych, informowania o sytuacji kryzysowej oraz postępowania w sytuacji zagrożeń aktami terrorystycznymi w PSE. Działania obejmowały m.in. testy urządzeń i systemów obiektowych oraz realizację procedur wynikających z wprowadzonych stopni alarmowych;
- Współpracowaliśmy z administracją państwową oraz innymi podmiotami zewnętrznymi w zakresie ochrony infrastruktury (cykliczne raportowanie bieżącej sytuacji);
- Przedstawiciele PSE uczestniczyli w ćwiczeniach dla operatorów infrastruktury krytycznej AMBER-2023, których organizatorem było Rządowe Centrum Bezpieczeństwa oraz Ministerstwo Klimatu i Środowiska. Celem było przeprowadzenie stress testów w warunkach skrajnych z udziałem wyznaczonych operatorów IK oraz zarządzanej przez nich infrastruktury krytycznej, która ma istotne znaczenie dla bezpieczeństwa publicznego i sprawnego funkcjonowania państwa;
- Rozbudowaliśmy i uruchomiliśmy w ODM Warszawa, ODM Radom i KDM, ODM Bydgoszcz, ODM Katowice i ODM Poznań łączność radiową z Wojewódzkimi Centrami Zarządzania Kryzysowego w Radiowej Sieci Zarzadzania Kryzysowego;
- Utrzymywaliśmy we współpracy z Rządowym Centrum Bezpieczeństwa strefy geograficzne DRA-RL dla bezzałogowych statków powietrznych wyznaczonych nad obiektami PSE;
- Uczestniczyliśmy w międzynarodowych ćwiczeniach w zakresie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.