Energia XXIV cz. 1
10 lat Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A.
50 lat służb dyspozytorskich
Dodatek reklamowy do RZECZPOSPOLITEJ.
nr 214 (5684) 13 września 2000 r.

Działania PSE SA związane z wdrażaniem rynku energii
Wypowiedź Marka Zerka, wiceprezesa Zarządu Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A.

Rynek energii elektrycznej w Polsce.

Trwa wdrażanie wstępnego etapu rynku energii elektrycznej w Polsce. Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA jako Operator Systemu Przesyłowego są adresatem różnych wystąpień, głównie ze strony przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się wytwarzaniem, przesyłaniem, dystrybucją oraz obrotem energią elektryczną, a także przedsiębiorstw informatycznych i konsultingowych. Wystąpienia te dotyczą przede wszystkim działań podejmowanych przez PSE SA na rzecz budowy rynku energii elektrycznej, realizowanych w ramach wewnętrznego projektu rynku, określanego w skrócie PRE 2000. Obejmują one zarówno pytania, jak również wnioski i propozycje.

Ponieważ znaczna część przedkładanych pytań i wniosków ma charakter ogólny oraz powtarza się w stanowiskach wielu firm, istnieje uzasadniona konieczność zaprezentowania generalnych zasad, jakie obowiązują w trakcie realizacji projektu PRE 2000. Z jednej strony daje to wszystkim podmiotom zaangażowanym w budowę i funkcjonowanie rynku dostęp do pełnej i aktualnej informacji, z drugiej poszerza krąg podmiotów uczestniczących w dyskusji. Dlatego też niniejsze stanowisko jest skierowane nie tylko do podmiotów rynkowych, ale również do organów administracji rządowej odpowiedzialnych za politykę energetyczną państwa, politykę właścicielską, regulację i działania antymonopolowe, a także do organizacji sektorowych i dostawców energetyki. Stanowi ono wyjaśnienie kluczowych przesłanek merytorycznych, jakimi kieruje się Operator Systemu Przesyłowego podejmując określone działania i przyjmując określone rozwiązania, w związku z wdrożeniem wstępnego etapu rynku energii elektrycznej w Polsce.

Podstawę prawną działań PSE SA związanych z wdrożeniem rynku energii stanowią zobowiązania nałożone na firmę w przepisach ustawy Prawo energetyczne, rozporządzeń wykonawczych do ustawy (objętych ostatnio aktualizacją), warunkach koncesji udzielonej przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki oraz statucie przedsiębiorstwa. Odnoszą się one przede wszystkim do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, bilansowania dostaw i poboru energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym w różnych horyzontach czasu z wykorzystaniem efektywnych ekonomicznie zasad, koordynacji pracy systemów rozdzielczych, a także rozwoju koniecznej do funkcjonowania rynku energii infrastruktury techniczno-organizacyjnej. Ponadto działania te wynikają z rządowego programu i harmonogramu budowy rynku energii elektrycznej, zawartych m.in. w dokumencie „Zasady funkcjonowania rynku energii elektrycznej w roku 2000 i latach następnych”. Należy wyraźnie zaznaczyć, że przy stosunkowo precyzyjnie nałożonych na Operatora Systemu Przesyłowego szerokich zobowiązaniach, wymienione wyżej dokumenty w daleko mniejszym stopniu określają zasady opracowania, wdrożenia oraz obiektywnej weryfikacji regulacji, które pozwalają na realizację tych zobowiązań. Stąd też większość regulacji w działalności operatora przyjmowana jest i wdrażana w drodze wewnętrznych decyzji organów zarządzania Operatora Systemu Przesyłowego. Dotyczy to na przykład Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej oraz Regulaminu rynku bilansującego, jak i koniecznych aktualizacji tych dokumentów. Dotychczasowe próby ze strony PSE SA poddania tych regulacji obiektywnej ocenie i weryfikacji ze strony organów administracji rządowej (np. organów regulacji) dowiodły jedynie, że nie istnieją wystarczające podstawy prawne, które przyznawałyby tym organom odpowiednie w tym zakresie kompetencje. W tej sytuacji, do czasu zmiany przepisów prawa, jako rozwiązanie pozwalające przynajmniej w części zapewnić obiektywność i efektywność wdrażanych rozwiązań, przyjęto zasadę otwartości, czyli szerokiej publikacji i dyskusji dokumentów rynkowych Operatora Systemu Przesyłowego.

Ponadto zmiany w zasadach działania rynku energii elektrycznej (np. zasady rozliczeń w segmencie bilansującym), jakie są wprowadzane m. in. przez Operatora Systemu Przesyłowego, mają na celu uruchomienie nowych, konkurencyjnych segmentów rynkowych, w tym giełd energii elektrycznej. Przewiduje się, że giełdy energii stopniowo obejmą 20-30% obrotu energią elektryczną, przejmując jego znaczną część także od Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA. Od 1 lipca 2000 r. rozpoczęła działalność Giełda Energii S.A., na której uczestnicy rynku mogą zawierać transakcje na Rynku Dnia Następnego. Ze względu na to, że w chwili uruchomienia giełdy energii nie były uruchomione systemy organizacyjne i techniczne, które pozwalałyby na rozpoczęcie realizacji procesów planowania i rozliczeń w układzie dobowo-godzinowym, niezbędne do pełnego uwzględniania w planach i rozliczeniach transakcji Rynku Dnia Następnego zawieranych na giełdzie, Operator Systemu Przesyłowego wprowadził przejściowe zasady rozliczeń (w formie aneksu do Regulaminu rynku bilansowego). Wprowadzenie zasad przejściowych pozwala z jednej strony na stopniowy rozwój giełdy energii (zapewnia miesięczne rozliczenia zawartych transakcji), z drugiej zaś daje uczestnikom rynku możliwość przygotowania się do funkcjonowania systemu dobowo-godzinowego. Za nietrafne należałoby więc uznać niektóre zarzuty w stosunku do operatora, że zmiany w zasadach planowania i rozliczeń są przejawem jego pozycji monopolistycznej, gdyż, wręcz przeciwnie, służą ograniczaniu pozycji PSE SA w obrocie energią i są podstawą zaistnienia nowych konkurencyjnych mechanizmów, dostępnych dla wszystkich podmiotów rynkowych. Brak zmian w zasadach rozliczeń uniemożliwiałby lub co najmniej utrudniał rozpoczęcie działalności giełdy energii.

Rozwiązania wdrażane na bilansującym rynku energii elektrycznej w Polsce, zgodnie z dokumentami rządowymi zakładają konkurencyjność pozyskiwania usług bilansujących oraz neutralność finansową Operatora Systemu Przesyłowego. Oznacza to, że Operator Systemu Przesyłowego dokonuje zakupu usług bilansujących od najtańszych oferentów, a następnie koszty zakupu tych usług przenosi na tych wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej, którzy w danych okresach rozliczeniowych nie zapewnili zbilansowania swojej pozycji kontraktowej. Tym samym o koszcie zakupu energii elektrycznej na rynku bilansującym decyduje nie operator, lecz rzeczywisty stopień braku zbilansowania uczestników oraz wykorzystane oferty na świadczenie usług bilansujących. Stopniowe wprowadzanie tej zasady przez Operatora Systemu Przesyłowego począwszy od lipca 2000 r., w formie zmian do zasad rozliczeń na rynku bilansującym (aneksów do Regulaminu rynku bilansowego), w naturalny sposób prowadzi do różnicowania sytuacji poszczególnych uczestników rynku energii. Różnicowanie to jest przede wszystkim zależne od umiejętności uczestników bilansowania własnej pozycji kontraktowej oraz świadczenia usług bilansujących o najwyższej wartości z punktu widzenia wymagań systemu elektroenergetycznego. Odbywa się ono w całej grupie uczestników rynku i może powodować różne konsekwencje finansowe dla poszczególnych podmiotów rynkowych. Jest to naturalna konsekwencja wprowadzenia rozwiązań rynkowych w energetyce i dlatego też oczekiwania części uczestników, że pogorszenie ich sytuacji finansowej z tytułu działania mechanizmów rynkowych powinno być kompensowane przez Operatora Systemu Przesyłowego nie ma racjonalnego uzasadnienia (tym bardziej że operator nie uzyskuje na ten cel dodatkowych przychodów, ani, co naturalne, zyskujący uczestnicy rynku nie wykazują gotowości do wprowadzenia rachunku wyrównawczego). W ramach wdrażanych rozwiązań rynkowych nie jest możliwa pełna decentralizacja kompetencji decyzyjnych operatora i jednoczesne utrzymanie jego scentralizowanej odpowiedzialności za skutki tych decyzji. Warto przy tym zauważyć, że już w obecnie obowiązujących rozwiązaniach, odbiorcy przyłączeni do sieci przesyłowej, którzy nie akceptują poziomu ryzyka wynikającego ze zdecentralizowanego kontraktowania i zasad bilansowania, mają możliwość pokrycia całości swojego zapotrzebowania na podstawie ustalonej taryfy PSE SA na energię elektryczną i przeniesienia na PSE SA całości ryzyka związanego z fluktuacją cen.

Te generalne zasady działania segmentu bilansującego rynku, który jest administrowany przez Operatora Systemu Przesyłowego, wykluczają możliwość dokonywania rozliczeń braku zbilansowania uczestników rynku lub świadczonych przez nich usług bilansujących na podstawie sztywnych stawek i opłat zawartych w taryfie PSE SA na obrót energią elektryczną (bądź traktowania ich jako stawek minimalnych lub maksymalnych). Z formalnego punktu widzenia działalność Operatora Systemu Przesyłowego, w tym bilansowanie zapotrzebowania na energię elektryczną w systemie elektroenergetycznym, jest prowadzona przez PSE SA na podstawie koncesji na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej, udzielonej przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki niezależnie od koncesji na obrót energią elektryczną. Co więcej, właśnie dla zapewnienia obiektywności i niezależności działań Operatora Systemu Przesyłowego, PSE SA m.in. poprzez zmiany organizacyjne dąży do coraz głębszego rozdzielenia tych dwóch rodzajów działalności. Z punktu widzenia merytorycznego kształtu wdrażanych w Polsce rozwiązań rynkowych, ich celem jest m.in. wzrost efektywności sektora elektroenergetyki poprzez decentralizację kompetencji decyzyjnych w zakresie obrotu energią oraz bilansowanie zasobów. Wprowadzenie swobody kontraktowania oznacza jednak również przejmowanie przez podmioty rynkowe ryzyka związanego z kształtowaniem się kosztów zapewniania zbilansowania systemu. Ryzyko to przejawia się w formie fluktuacji cen energii bilansującej, a jego wymiar w poszczególnych okresach jest zależny od sumarycznej wielkości niezbilansowania w systemie oraz kosztów zakupu przez Operatora Systemu Przesyłowego usług bilansujących od świadczących je uczestników rynku. Rozwój swobody kontraktowania i kształtowania własnej pozycji kontraktowej nie jest więc możliwy do pogodzenia z oczekiwaniem, że zakup lub sprzedaż energii bilansującej będą realizowane na podstawie z góry określonych stawek i opłat taryfowych. W przeciwnym wypadku musiałoby to prowadzić do kumulacji znacznej części ryzyka rynkowego na jednym podmiocie (Operatorze Systemu Przesyłowego), któremu z kolei musiałyby zostać zapewnione środki na finansowanie tego ryzyka, co nie jest zgodne z mechanizmami rynkowymi, zakładającymi osiąganie wyższej efektywności poprzez rozproszone działania wielu podmiotów.

Rozwój konkurencyjnego rynku energii elektrycznej, który zakłada wzrost znaczenia indywidualnych działań uczestników rynku coraz bliżej terminu realizacji kontraktów i transakcji, wymaga adekwatnego rozwoju systemów organizacyjnych i infrastruktury technicznej (przede wszystkim wspomagających działania planistyczne, związane z bezpiecznym prowadzeniem ruchu systemu oraz rozliczenia rynkowe). W szczególności systemy te powinny zapewnić planowanie, prowadzenie ruchu oraz rozliczenia na rynku energii elektrycznej, przy istnieniu niezależnych segmentów rynkowych, przejmowaniu przez podmioty rynkowe odpowiedzialności finansowej za zbilansowanie własnej pozycji kontraktowej i coraz krótszym czasie pomiędzy zgłoszeniem umów do realizacji operatorom systemu i rzeczywistym czasem dostawy. Operatorzy systemów zgodnie z posiadanymi koncesjami na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej są zobowiązani do rozwoju rynkowej infrastruktury pomiarowo-rozliczeniowej, która wymaga również rozwoju systemów informatycznych i telekomunikacyjnych. Operator Systemu Przesyłowego zarządzając systemowym rynkiem bilansującym wprowadził rozwiązania zapewniające pozyskiwanie danych i informacji od uczestników rynku (tzw. systemy WIRE i SOWE), niezbędnych do planowania i prowadzenia ruchu systemu, jak również rozliczeń obrotu energią elektryczną. W celu zapewnienia kompatybilności systemów, wdrażanych przez uczestników rynku, co jest warunkiem koniecznym skutecznego uruchomienia całości systemu, operator określił standardy wymiany informacji i współpracy tych systemów. Jednocześnie w ramach posiadanej swobody rozwoju swoich systemów uczestnicy rynku wdrażają własne rozwiązania, nawet w sytuacji gdy zapewniono im nieodpłatny dostęp do rozwiązań jednolitych (ma to np. miejsce w przypadku nieodpłatnie dystrybuowanej przez Operatora Systemu Przesyłowego aplikacji do operatywnej współpracy z elektrowniami SOWE-EL). Dlatego też w interesie wszystkich uczestników rynku są działania, które zapewnią konieczną homologację systemów poszczególnych podmiotów. Jest to warunek bezpiecznej i niezawodnej pracy całej infrastruktury technicznej rynku. Operator Systemu Przesyłowego, który zlecił zewnętrznym firmom realizację systemów na własne potrzeby, nie może przejąć odpowiedzialności organizacyjnej i finansowej za homologację systemów innych uczestników i integrację infrastruktury rynkowej (zgodnie z udzieloną koncesją i zatwierdzoną taryfą trudno byłoby uznać ponoszone w związku z tymi działaniami koszty za uzasadnione). Dlatego za bardziej wskazane przyjmuje się rozwiązanie, w którym działania homologacyjne i integracyjne prowadziłby niezależny podmiot, finansowany przez wszystkich zainteresowanych uczestników rynku. Z kolei operator przeprowadzałby wspólnie z uczestnikami testy funkcjonalne.

Przejście do systemu dobowo-godzinowego, rozpoczęcie działalności przez giełdy energii oraz decentralizacja aktywności związanej z planowaniem, dysponowaniem jednostkami wytwórczymi i rozliczeniami na rynku, stanowią fundamentalną zmianę w organizacji rynku energii elektrycznej. Przygotowanie poszczególnych przedsiębiorstw do funkcjonowania w nowych warunkach powinno, między innymi, obejmować szkolenia pracowników, w szczególności w zakresie budowy i eksploatacji rynkowej infrastruktury technicznej, kontraktowania (w tym budowy zbilansowanego portfela przy wykorzystaniu różnych segmentów rynkowych), marketingu (w tym budowy systemów taryfowych) i zarządzania ryzykiem rynkowym. Tego rodzaju szkolenia prowadzone są już od dłuższego czasu przez uczelnie (np. Politechnikę Śląską, Politechnikę Warszawską) oraz firmy konsultingowe. Wiele podmiotów od dawna korzysta z tej możliwości poszerzania wiedzy i kompetencji, pomagających w budowie silnej pozycji rynkowej przedsiębiorstw. Z kolei działalność Operatora Systemu Przesyłowego w tym zakresie w naturalny sposób koncentruje się na rynkowej współpracy organizacyjnej i technicznej (np. systemy wymiany informacji, planowania, operatywnej współpracy i rozliczeń, objętych cyklem szkoleń zorganizowanych przez operatora, z których i tak nie zdecydowali się skorzystać wszyscy uczestnicy rynku) i w żadnym wypadku nie może zastąpić działań szkoleniowych w pozostałych dziedzinach. Operator Systemu Przesyłowego może merytorycznie i organizacyjnie wspierać inicjatywy organizacji szkoleń rynkowych przez inne podmioty, lecz w żadnym razie nie może przejąć odpowiedzialności za ich efekty.

Uwzględnienie przez uczestników rynku omówionych wyżej przesłanek i warunków wdrożenia wstępnego etapu rynku energii elektrycznej w obszarze działalności Operatora Systemu Przesyłowego może pomóc w skutecznej i skoordynowanej budowie koniecznych systemów organizacyjnych i technicznych. Może być również pomocne we wdrażaniu nowych rozwiązań, w tym obowiązujących w okresie przejściowym.

Struktura i zasady organizacji projektu PRE2000 w ramach PSE S.A.

W związku z decyzjami Rządu, mającymi na celu wdrożenie mechanizmów konkurencyjnych w sektorze elektroenergetycznym, Zarząd PSE SA uruchomił projekt mający na celu przygotowanie PSE SA do pełnienia roli Operatora Systemu Przesyłowego na wdrażanym rynku energii elektrycznej. Przed zespołem PRE2000 postawiono zadanie sformułowania zakresu prac niezbędnych do przystosowania PSE SA do pełnienia roli OSP w roku 2000, a następnie doprowadzenia do powstania oraz wdrożenia niezbędnych narzędzi pozwalających PSE SA na wywiązanie się z zadań OSP, w tym w szczególności infrastruktury teleinformatycznej, oprogramowania oraz dokumentów określających zasady działania rynku energii elektrycznej.

Poniżej szczegółowo przedstawiono strukturę organizacyjną projektu PRE2000 oraz podano dane kontaktowe zaangażowanych w niego osób (również ze strony najważniejszych wykonawców zewnętrznych), do których tą drogą można kierować wszelkie zapytania dotyczące odpowiednich obszarów merytorycznych i organizacyjnych.

Kierownik projektu

Marek Zerka, zakres merytorycznej odpowiedzialności – całość prac realizowanych w ramach projektu, bezpośredni nadzór nad pracami trzech zespołów realizacyjnych (patrz niżej).

Zespół 1 – procesy dobowe OSP:

 

• Stanisław Poręba, zakres merytorycznej odpowiedzialności – model rynku energii elektrycznej
• Stefania Kasprzyk, zakres merytorycznej odpowiedzialności – prace realizowane w obszarze SP-KDM (planowanie koordynacyjne i prowadzenie ruchu w KSE oraz rynek techniczny)
• Jan Rakowski, zakres merytorycznej odpowiedzialności – prace realizowane w obszarze RS (administrowanie segmentem bilansującym rynku w tym w szczególności zgłaszanie umów i ofert oraz rozliczenia ilościowe i wartościowe, wdrożenie Regulaminu rynku bilansującego)

Zespół 2 – regulacje i dokumenty:

 

• Roman Janiczek, zakres merytorycznej odpowiedzialności – prace realizowane w obszarze US (zawieranie i aneksowanie umów przyłączeniowych i przesyłowych, w tym w szczególności nadzór nad nowelizacją Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej)
• Jerzy Dudzik, zakres merytorycznej odpowiedzialności – prace realizowane w obszarze SP-KDM (planowanie koordynacyjne i prowadzenie ruchu w KSE oraz rynek techniczny)
• Tomasz Sikorski, zakres merytorycznej odpowiedzialności – prace realizowane w obszarze RS (administrowanie segmentem bilansującym rynku w tym w szczególności zgłaszanie umów i ofert oraz rozliczenia ilościowe i wartościowe, wdrożenie Regulaminu rynku bilansującego)

Zespół 3 – infrastruktura techniczna:

 

• Maciej Olejniczak, zakres merytorycznej odpowiedzialności – prace realizowane w obszarze PT (infrastruktura teleinformatyczna, w tym w szczególności standardy oraz sposoby wymiany informacji pomiędzy OSP a uczestnikami rynku
• Henryk Baranowski, zakres merytorycznej odpowiedzialności – prace realizowane w obszarze PT (infrastruktura teleinformatyczna, w tym w szczególności standardy oraz sposoby wymiany informacji pomiędzy OSP a uczestnikami rynku)
• Ewa Zabawska, zakres merytorycznej odpowiedzialności – system pomiarowo-rozliczeniowy w zakresie oprogramowania
• Krystyna Partyka, zakres merytorycznej odpowiedzialności – system pomiarowo-rozliczeniowy w zakresie infrastruktury pomiarowej

Ponadto, w zakresie standardów wymiany informacji od strony informatycznej uczestnicy rynku mogą kontaktować się bezpośrednio z p. Andrzejem Bursztyńskim. Z kolei wszelkie pytania dotyczące procedur aktualizacji umowy przesyłowej należy kierować do Wydziału Obsługi Klienta PSE SA.

W ramach PRE2000 z PSE SA współpracują, między innymi, następujący wykonawcy, którzy również służą informacjami w zakresie wykonywanych przez siebie prac na rzecz PSE SA:

 

• Winuel S.A., realizujący dla PSE SA kompleksowy system informatyczny wspomagający OSP (w tym w szczególności moduły komunikacji z uczestnikami rynku: SOWE i WIRE),
• Tel-Energo SA, realizujące w imieniu Konsorcjum Teleinformatycznego budowę systemu teletransmisyjnego dla potrzeb rynku energii elektrycznej.

Funkcje administracyjno-organizacyjne w projekcie PRE 2000 pełni zespół pracowników PSE International Sp. z o.o.:

 

• Kamila Majewska,
• Tomasz Gapys,
• Artur Głuszek,
• Wiesław Leniarski,
• Robert Paprocki,
• Władysław Zawolik.

Ze względu na charakterystyczne cechy zawieranych umów sprzedaży energii rynek energii elektrycznej czynnej dzieli się na trzy segmenty, wzajemnie się uzupełniające:

 

• Segment kontraktowy (rynek kontraktowy, zwany też bilateralnym) – obrót energią elektryczną jest w nim prowadzony w formie kontraktów zawieranych bezpośrednio pomiędzy uczestnikami rynku, których warunki handlowe są znane tylko stronom danego kontraktu. Rozliczenia są prowadzone bezpośrednio pomiędzy stronami kontraktów, niezależnie od rozliczeń w pozostałych segmentach rynku. Rynek kontraktowy na ogół obejmuje umowy sprzedaży energii elektrycznej dotyczące dostaw na okres co najmniej miesiąca. Do tego rynku zaliczane są również kontrakty bilateralne dotyczące dostaw energii w krótszych okresach – nawet w poszczególnych godzinach.
• Segment giełdowy (rynek giełdowy) – obrót energią elektryczną jest w nim prowadzony w formie standardowych umów lub kontraktów zawieranych poprzez giełdy energii. Ceny są publikowane i dostępne zainteresowanym, zarówno stronom kontraktu jak i obserwatorom. Rozliczenia są prowadzone niezależnie od innych segmentów rynku.
• Segment bilansujący (rynek bilansujący) – operatorzy (OSP i OSR) bilansują różnice pomiędzy podażą wynikającą z segmentu kontraktowego i giełdowego, a bieżącym zapotrzebowaniem na energię elektryczną. Są tu realizowane tylko transakcje obejmujące fizyczne, rzeczywiste dostawy energii. Ceny rozliczeniowe są publikowane i udostępniane zainteresowanym. Wielkość i rodzaj obrotów na rynku bilansującym wynika z dokładności, z jaką umowy sprzedaży energii elektrycznej na rynku kontraktowym i giełdowym pokrywają rzeczywisty pobór energii przez odbiorców przy uwzględnieniu stanu i wymagań Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w danej dobie handlowej.

 

---

Źródło:”Segment bilansujący rynku energii elektrycznej 2000 w Polsce – opis”, PSE SA, Warszawa, 16 maja 2000 r.

W związku z realizacją programu rządowego dotyczącego budowy konkurencyjnego rynku energii elektrycznej spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA rozwija systemy informatyczne, pomiarowo-rozliczeniowe i telekomunikacyjne, w tym SOWE i WIRE, niezbędne do prawidłowego wykonania pełnego zakresu funkcji Operatora Systemu Przesyłowego.

Uczestnicy rynku, zdecydowani w pełnym zakresie wykorzystać możliwości, jakie niesie rynek konkurencyjny, powinni zapewnić budowę własnych systemów informatycznych, pomiarowo-rozliczeniowych i telekomunikacyjnych, które pozwolą na aktywny udział w konkurencyjnym rynku energii elektrycznej.

Aby zapewnić kompatybilność systemów Operatora Systemu Przesyłowe i innych podmiotów, PSE SA udostępnia wszystkim zainteresowanym podmiotom konieczne dane, parametry i informacje w tym zakresie, które między innymi publikowane są na stronie internetowej PSE SA www.pse.pl.

Na stronie internetowej publikowane są także pytania i odpowiedzi związane z wdrożeniem rynku, które pozwalają uczestnikom na przygotowanie się do zmian na rynku konkurencyjnym.

Serdecznie zachęcamy do odwiedzania naszej strony i korzystania z materiałów na niej umieszczonych.

 

Jednocześnie PSE SA podkreśla, że wymagania i warunki związane z kompatybilnością systemów nie ograniczają swobody wyboru przez uczestników rynku wykonawców systemów informatycznych oraz platformy sprzętowej tych systemów (stąd wszystkie odniesienia do konkretnych firm wykonawczych lub dostarczających sprzęt mają wyłącznie charakter przykładowy lub informacyjny). Informacje te mogą być wykorzystane również przez firmy, które podejmują się na rzecz podmiotów rynkowych realizacji systemów wymiany informacji rynkowej, współpracujących z systemami informatycznymi Operatora Systemu Przesyłowego.

Ponadto należy zaznaczyć, że PSE SA nie są stroną umów o wykonanie tych systemów dla innych podmiotów. Dlatego też nie ponoszą odpowiedzialności za wybór firm i platformy sprzętowej, skutki działań lub zaniechania wykonawców w stosunku do podmiotów, które zleciły wykonanie tych systemów. Decyzje w sprawie wyboru dostawców leżą wyłącznie po stronie uczestników rynku.

 

• Informacje o Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA