Plan rozwoju pse

Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia

obecnego i przyszłego zapotrzebowania na

energię elektryczną na lata 2016-2025

Projekt przeznaczony do konsultacji z zainteresowanymi stronami

Konstancin-Jeziorna 2015

Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 2 z 79

Wykaz skrótów i oznaczeń ...................................................................................................................... 4

Rozdział 1. Wstęp .................................................................................................................................... 7

Rozdział 2. Charakterystyka spółki PSE S.A. ......................................................................................... 8

Rozdział 3. Założenia rozbudowy sieci przesyłowej ............................................................................. 12

3.1. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z KONCEPCJI PRZESTRZENNEGO ZAGOSPODAROWANIA KRAJU (ART.16 UST.1 PKT.2)

................................................................................................................................................................... 12

3.2. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z PLANÓW ZAGOSPODAROWANIA PRZESTRZENNEGO WOJEWÓDZTW (ART. 16 UST.12)

................................................................................................................................................................... 12

3.3. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z POLITYKI ENERGETYCZNEJ POLSKI 2030 (ART.16 UST.1 PKT.3) ....................... 13

3.4. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z 10-LETNIEGO PLANU ROZWOJU ENTSO-E TYNDP 2014 (ART.16 UST.1 PKT.4) 14

3.5. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z UMÓW DOTYCZĄCYCH BUDOWY LUB ROZBUDOWY POŁĄCZEŃ TRANSGRANICZNYCH

................................................................................................................................................................... 15

3.6. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z REALIZACJI UMÓW PRZYŁĄCZENIOWYCH ORAZ OKREŚLONYCH WARUNKÓW

PRZYŁĄCZENIA DO SIECI PRZESYŁOWEJ – (ART. 16 UST.11) ............................................................................... 16

3.7. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z REALIZACJI INNYCH ZOBOWIĄZAŃ, W TYM UZGODNIEŃ Z OSD (ART.16 UST.12) ... 19

Rozdział 4. Analiza bilansowa ............................................................................................................... 21

4.1. PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ (ART.16 UST.7 PKT.1)..................................... 21

4.2. WARIANTY POKRYCIA PROGNOZOWANEGO ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ NA LATA 2015 –

2025 ........................................................................................................................................................... 28

4.3. BILANS MOCY, REZERWA MOCY, OPERATORSKIE ŚRODKI ZARADCZE ................................................................... 33

4.4. BILANS ENERGII ELEKTRYCZNEJ ..................................................................................................................... 40

4.5. PREFEROWANE LOKALIZACJE I STRUKTURA NOWYCH ŹRÓDEŁ ............................................................................ 41

4.6. WNIOSKI ..................................................................................................................................................... 43

Rozdział 5. Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie <2016 – 2025> (art. 16 ust 2) (art. 16

ust.7 pkt 7) ............................................................................................................................. 44

SPIS TREŚCI

Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.


Rozdział 6. Kierunki rozbudowy sieci przesyłowej po 2025 roku zapewniające niezawodność systemu

elektroenergetycznego (art. 16 ust. 8) ................................................................................... 57

6.1. NOWE PUNKTY REDUKCYJNE NN/110 KV ....................................................................................................... 58

6.2. BUDOWA TRZECIEGO POŁĄCZENIA POLSKA – NIEMCY ...................................................................................... 59

6.3. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI JĄDROWEJ DO KSE ............................................................................................ 60

6.4. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI GUBIN DO KSE .................................................................................................. 62

6.5. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI SZCZYTOWO – POMPOWEJ MŁOTY....................................................................... 63

6.6. BUDOWA MORSKICH SIECI PRZESYŁOWYCH („SZYNA BAŁTYCKA”) ....................................................................... 63

Rozdział 7. Przedsięwzięcia racjonalizujące zużycie energii elektrycznej (art. 16 ust.7 pkt 4) ............ 66

Rozdział 8. Efekty realizacji zaplanowanych zadań inwestycyjnych ..................................................... 68

Rozdział 9. Ocena realizacji PRSP 2010-2025 ..................................................................................... 75



A Analiza;

ATR Autotransformator;

ARE Agencja Rynku Energii S.A.;

DD Dokumentacja decyzyjna;

DPI Dokumentacja przedinwestycyjna;

DSR Usługa redukcji zapotrzebowania na moc przez odbiorców;

GPZ Główny punkt zasilający;

GUS Główny Urząd Statystyczny;

EC Elektrociepłownia zawodowa;

EJ Elektrownia jądrowa;

ENTSO-E Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej;

ESP Elektrownia szczytowo-pompowa;

FW Farma wiatrowa;

GK Grupa kapitałowa;

IRiESP Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej;

JWCD Jednostka wytwórcza centralnie dysponowana;

JGWa Jednostka grafikowa wytwórcza aktywna;

K Koncepcja;

KAPE Krajowa Agencja Poszanowania Energii S.A.;

KPZK Koncepcja Przestrzennego Zagospodarowania Kraju do roku 2030;

KSE Krajowy System Elektroenergetyczny;

MFW Morska farma wiatrowa;

MG Ministerstwo Gospodarki;

MPZP Miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego;

MIiR Ministerstwo Infrastruktury i Rozwoju;

NFOŚiGW Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej;

nJWCD Jednostka wytwórcza niebędąca JWCD;

NN Najwyższe napięcie;

n-1; n-2 Kryteria wystarczalności sieci w stanach awaryjnych i remontowych;

ODDZIAŁ Jednostka organizacyjna utworzona w celu wykonywania określonych funkcji

w zdefiniowanym przez Spółkę obszarze działalności. Oddział jest odrębnym

pracodawcą. W PSE S.A. jest pięć Oddziałów:

a) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Warszawie

(PSE Oddział w Warszawie),

b) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Radomiu

(PSE Oddział w Radomiu),

c) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Katowicach

(PSE Oddział w Katowicach),

WYKAZ SKRÓTÓW I OZNACZEŃ



d) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Poznaniu

(PSE Oddział w Poznaniu),

e) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Bydgoszczy

(PSE Oddział w Bydgoszczy);

OSD Operator systemu dystrybucyjnego;

OSP Operator systemu przesyłowego;

OZE Odnawialne źródła energii;

PB Projekt budowlany;

PEP 2030 Polityka energetyczna Polski do 2030 r.;

PEP 2050 Projekt Polityki energetycznej Polski do 2050 r.;

PF-U Program funkcjonalno-użytkowy;

PI Plan Inwestycji Rzeczowych;

PKB Produkt krajowy brutto;

PKR Plan Koordynacyjny Roczny;

PP Projekt podstawowy;

PR Plan Remontów;

PRSP Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego

zapotrzebowania na energię elektryczną;

PRSP 2010-2025 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego

zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2010-2025;

PRSP 2016-2025 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego

zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016-2025;

PSE Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.;

PSE Innowacje PSE Innowacje Sp. z o.o. - Spółka zależna z Grupy Kapitałowej PSE,

świadcząca usługi na rzecz OSP z zakresu analiz, badań, nowych

technologii i rozwiązań informatycznych;

PSE Inwestycje PSE Inwestycje S.A. – Spółka zależna z Grupy Kapitałowej

PSE uczestnicząca w procesie przygotowania i realizacji inwestycji,

realizująca funkcję Biura Projektów i Inżyniera Kontraktu;

PW Projekt wykonawczy;

PW3 Trzyletni Plan Wyłączeń (w tym roczny) sporządzany każdego roku n dla

kolejnych trzech lat n+1, n+2, n+3. Stanowi część wewnętrznego

pięcioletniego planu wyłączeń PW5;

PW5 Pięcioletni Plan Wyłączeń składający się z zatwierdzonego w każdym roku

planu PW3 oraz uzgodnionego z ODDZIAŁEM w zakresie sieci przesyłowej

planu wyłączeń elementów KSE na okres dwóch kolejnych lat n+4 i n+5;

PZI Plan Zamierzeń Inwestycyjnych;

PZPW Plan zagospodarowania przestrzennego województwa;

RIZ Usługa rezerwy interwencyjnej zimniej świadczona przez wytwórców;

RN Rada Nadzorcza PSE S.A.;

RTE Rada Techniczno-Ekonomiczna PSE S.A.;

SE Stacja elektroenergetyczna;

SIWZ Specyfikacja Istotnych Warunków Zamówienia;

ST Specyfikacja techniczna;

SW Studium wykonalności;

TR Transformator;



TYNDP 2014 Dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym opublikowany

w 2014 roku;

UE Unia Europejska;

Prezes URE Prezes Urzędu Regulacji Energetyki;

Ustawa opzp Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym;

Ustawa Pe Ustawa Prawo energetyczne;

WN Wysokie napięcie;

WZA Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy PSE S.A;.



W sierpniu 2009 roku PSE przedłożyły do uzgodnienia Prezesowi URE PRSP 2010-2025.

Przedłożony w 2009 roku do uzgodnienia PRSP 2010-2025 uwzględniał inicjatywy podmiotów sektora

energetycznego polegające na budowie nowych źródeł wytwórczych o deklarowanej wówczas przez

inwestorów mocy ok. 23 000 MW, uwzględniał deklarowane wycofania istniejących jednostek

wytwórczych oraz budowę OZE o mocy wynikającej z polityki klimatycznej UE.

Ze względu na uwarunkowania ekonomiczne oraz zmiany w systemach wsparcia poszczególnych

rodzajów źródeł w następnych latach, decyzje inwestorów o budowie nowych źródeł były zawieszane,

przesuwane, wstrzymywane a w skrajnych przypadkach inwestorzy podejmowali decyzje o rezygnacji

z realizacji projektów budowy nowych źródeł wytwórczych. Podobnie ze względu na uwarunkowania

wynikające ze zmieniającej się polityki klimatycznej UE zmianie ulegały i ulegają do dnia dzisiejszego

decyzje o terminach wycofania istniejących jednostek wytwórczych.

Również, w stosunku do 2009 roku, zmianie uległa prognoza zapotrzebowania na moc i energię

elektryczną. Średnioroczny przyrost zapotrzebowania na moc i energię elektryczną wyliczony

w oparciu o najnowsze prognozy jest mniejszy niż prognozowany w 2009 roku. Jednocześnie

w ostatnich latach obserwowany jest trend większego wzrostu średniorocznego przyrostu

zapotrzebowania na moc dla okresów letnich niż dla okresów zimowych.

Harmonogramy zadań ujętych w PRSP 2010-2025 uwzględniały ułatwienia w realizacji obiektów

liniowych wynikające z tworzonej w tym czasie ustawy o korytarzach przesyłowych. Skutkiem

nieuchwalenia tej ustawy istniejące bariery w realizacji inwestycji liniowych wydłużały etap pozyskania

prawomocnych decyzji poprzedzających fazę budowy obiektów liniowych i w konsekwencji wydłużane

były terminy zakończenia budowy nowych obiektów liniowych. Rozwiązania ujęte w projekcie ustawy

o korytarzach przesyłowych w dużej części zostały ujęte w projekcie ustawy Kodeks budowlany.

Jednak pracom legislacyjnym nad projektem nie został nadany wysoki priorytet.

W wyniku opisanych powyżej zmian i utrudnień PSE corocznie przedkładały do uzgodnienia

Prezesowi URE aktualizacje PRSP 2010-2025 na okresy pięcioletnie.

W 2013 roku nastąpiła nowelizacja ustawy Prawo energetyczne. Zgodnie z art.17 ustawy z dnia

26 lipca 2013 r. – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2013 r. poz. 984) tzw.

„ustawy zmieniającej” operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego został zobowiązany

do opracowania planu rozwoju w brzmieniu nadanym ustawą po raz pierwszy w terminie 2 lat od dnia

wejścia w życie tej ustawy. Powyższa regulacja oznacza, że pierwszy plan rozwoju odpowiadający

wymaganiom art. 16, w znowelizowanym brzmieniu, powinien zostać opracowany w ciągu 2 lat licząc

od dnia 11 września 2013 r. tj. do 10 września 2015. Nowelizacja ustawy Prawo energetyczne

wprowadziła również zmiany w wymaganej treści dokumentu. Najistotniejsze z nich to: obowiązek

przeprowadzenia konsultacji planów rozwoju z zainteresowanymi stronami i obowiązek sporządzenia

raportu z konsultacji, określenie dziesięcioletniego horyzontu planu, konieczność uwzględnienia

w krajowych planach rozwoju 10-letniego planu rozwoju o zasięgu wspólnotowym.

Dane wykorzystane do opracowania PRSP 2016-2025 są zgodne ze stanem wiedzy PSE na dzień

30 kwietnia 2015 roku.

Realizując obowiązek zawarty w nowelizacji z 2013 roku ustawy Prawo energetyczne PSE przedkłada

niniejszy projekt PRSP 2016-2025 do uzgodnienia.

ROZDZIAŁ 1. WSTĘP



PSE, uprzednio działające pod nazwą PSE-Operator S.A., zostały utworzone aktem notarialnym

z 17 lutego 2004 roku. W dniu 3 marca 2004 roku Spółka została wpisana do Krajowego Rejestru

Sądowego prowadzonego przez Sąd Rejonowy dla m.st. Warszawy, XIV Wydział Gospodarczy, pod

numerem 0000197596. PSE-Operator S.A. nadano numer statystyczny REGON 015668195.

Do 30 grudnia 2006 roku jedynym akcjonariuszem Spółki, posiadającym 100% akcji były Polskie Sieci

Elektroenergetyczne SA. Z dniem 31 grudnia 2006 roku wszystkie akcje Spółki zostały przeniesione

w formie dywidendy rzeczowej na Skarb Państwa. W majątek sieci przesyłowej PSE-Operator S.A.

zostały wyposażone pod koniec grudnia 2007 roku.

Kapitał zakładowy PSE-Operator S.A. na dzień 31 grudnia 2008 roku wynosił 9.605.473.000 zł i dzielił

się na akcje imienne o wartości nominalnej 100 zł każda.

Koncesja na przesyłanie energii elektrycznej, została udzielona PSE decyzją Prezesa URE z dnia

15 kwietnia 2004 roku, nr PEE/272/4988/W/2/2004/MS na okres do 1 lipca 2014 roku. Decyzją

zmieniającą z dnia 28 maja 2013 roku, nr PEE/272-ZTO/4988/W/DRE/2013/BT Prezes URE

przedłużył okres ważności koncesji do 31 grudnia 2030 roku.

PSE zostały wyznaczone na operatora systemu przesyłowego na okres od 2 lipca 2014 r. do

31 grudnia 2030 r. na obszarze Rzeczpospolitej Polskiej Decyzją Prezesa URE z dnia 16 czerwca

2014 roku nr DPE-4710-3(7)/2013/2014/4988/ZJ.

12 grudnia 2008 roku na mocy postanowienia Sądu Rejonowego dla m. st. Warszawy, XII Wydział

Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego została dokonana zmiana nazwy firmy PSE-Operator

S.A. na Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A. (skrót PSE Operator S.A.). 9 stycznia 2013

roku na mocy postanowienia Sądu Rejonowego dla m.st. Warszawy w Krajowym Rejestrze Sądowym

została zarejestrowana nowa nazwa polskiego operatora systemu przesyłowego - Polskie Sieci

Elektroenergetyczne Spółka Akcyjna (w skrócie PSE S.A.).

4 czerwca 2014 roku PSE otrzymały pierwszy w Polsce certyfikat niezależności przyznany

operatorowi systemu przesyłowego.

PSE pełniąc funkcję operatora systemu przesyłowego na obszarze Rzeczpospolitej Polskiej, świadczą

usługi przesyłania energii elektrycznej, przy zachowaniu wymaganych kryteriów bezpieczeństwa pracy

KSE.

Ze względu na tę szczególną rolę, PSE należy do przedsiębiorstw o znaczeniu strategicznym i działa

w oparciu o szereg regulacji prawnych, a w szczególności:

ustawy z dnia 15 września 2000 roku Kodeks spółek handlowych,

ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 roku Prawo energetyczne oraz rozporządzeń wykonawczych

do ww. ustawy, w szczególności rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 roku

w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,

ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 roku Kodeks cywilny,

ustawy z dnia 29 września 1994 roku o rachunkowości,

ustawy z dnia 18 marca 2010 roku o szczególnych uprawnieniach ministra właściwego

do spraw Skarbu Państwa oraz ich wykonywaniu w niektórych spółkach kapitałowych lub

grupach kapitałowych prowadzących działalność w sektorach energii elektrycznej, ropy

naftowej oraz paliw gazowych,

rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 22 października 2010 roku w sprawie określenia

przedsiębiorstw państwowych oraz jednoosobowych spółek Skarbu Państwa o szczególnym

znaczeniu dla gospodarki Państwa,

rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 18 sierpnia 2011 roku w sprawie szczegółowych

zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną.

Podstawowymi celami działania PSE są:

1. świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej oraz zapewnienie bezpiecznej

i ekonomicznej pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego jako części

ROZDZIAŁ 2. CHARAKTERYSTYKA SPÓŁKI PSE S.A.



wspólnego, europejskiego systemu elektroenergetycznego, z uwzględnieniem

wymogów pracy synchronicznej i połączeń asynchronicznych;

2. zapewnienie niezbędnego rozwoju Krajowej Sieci Przesyłowej oraz połączeń

transgranicznych;

3. udostępnianie na zasadach rynkowych zdolności przesyłowych dla realizacji wymiany

transgranicznej;

4. tworzenie infrastruktury technicznej i organizacyjnej dla funkcjonowania Rynku

Bilansującego energii elektrycznej;

5. zachowanie stabilności finansowej przedsiębiorstwa, kreowanie wartości Spółki

oraz przyczynianie się do wzrostu wartości Grupy Kapitałowej PSE z poszanowaniem

zasad ładu korporacyjnego i regulacji zewnętrznych.

PSE świadczy usługi na rzecz użytkowników systemu elektroenergetycznego na zasadach

równoprawnego traktowania uczestników systemu przesyłowego i w sposób wolny od dyskryminacji.

Obowiązki PSE jako operatora systemu przesyłowego

Określenie roli operatora systemu przesyłowego oraz przypisana mu odpowiedzialność ustalone

zostały w Ustawie Pe.

W świetle przepisów tej ustawy, operator systemu przesyłowego to przedsiębiorstwo energetyczne

zajmujące się przesyłaniem energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie

przesyłowym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację,

konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi

systemami elektroenergetycznymi.

Operator systemu przesyłowego jest odpowiedzialny za:

1. bezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznej poprzez zapewnienie bezpieczeństwa

funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i odpowiedniej zdolności przesyłowej

w elektroenergetycznej sieci przesyłowej,

2. prowadzenie ruchu sieciowego w sieci przesyłowej w sposób efektywny, przy zachowaniu

wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej i jakości jej dostarczania oraz,

we współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych, koordynowanie pracy części sieci

110 kV (tzw. koordynowanej sieci 110 kV) we współpracy z operatorami systemów

dystrybucyjnych,

3. eksploatację, konserwację i remonty sieci, instalacji i urządzeń, wraz z połączeniami z innymi

systemami elektroenergetycznymi, w sposób gwarantujący niezawodność funkcjonowania

systemu elektroenergetycznego,

4. zapewnienie długoterminowej zdolności systemu elektroenergetycznego w celu zaspokajania

uzasadnionych potrzeb w zakresie przesyłania energii elektrycznej w obrocie krajowym

i transgranicznym, w tym w zakresie rozbudowy sieci przesyłowej, a tam gdzie ma to

zastosowanie, rozbudowy połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi,

5. współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub przedsiębiorstwami

energetycznymi w celu niezawodnego i efektywnego funkcjonowania systemów

elektroenergetycznych oraz skoordynowania ich rozwoju,

6. dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci przesyłowej oraz

jednostek wytwórczych o mocy osiągalnej równej 50 MW lub wyższej, przyłączonych

do koordynowanej sieci 110 kV, uwzględniając umowy z użytkownikami systemu

przesyłowego oraz techniczne ograniczenia w tym systemie,

7. zarządzanie zdolnościami przesyłowymi połączeń z innymi systemami

elektroenergetycznymi,

8. zakup usług systemowych niezbędnych do prawidłowego funkcjonowania systemu

elektroenergetycznego, niezawodności pracy tego systemu i utrzymania parametrów

jakościowych energii elektrycznej,

9. bilansowanie systemu elektroenergetycznego, w tym równoważenie bieżącego

zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej energii w Krajowym Systemie



Energetycznym, zarządzanie ograniczeniami systemowymi oraz prowadzenie

z użytkownikami tego systemu związanych z tym rozliczeń wynikających z:

niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z Krajowego Systemu

Elektroenergetycznego,

zarządzania ograniczeniami systemowymi,

10. prowadzenie centralnego mechanizmu bilansowania handlowego,

11. zarządzanie przepływami energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym

przesyłowym w sposób skoordynowany z innymi połączonymi systemami

elektroenergetycznymi oraz we współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych,

w koordynowanej sieci 110 kV, z uwzględnieniem technicznych ograniczeń w tym systemie,

12. zakup energii elektrycznej w celu pokrywania strat powstałych w sieci przesyłowej podczas

przesyłania energii elektrycznej tą siecią oraz stosowanie przejrzystych

i niedyskryminacyjnych procedur rynkowych przy zakupie tej energii,

13. dostarczanie użytkownikom sieci i operatorom innych systemów elektroenergetycznych,

z którymi system przesyłowy jest połączony, informacji o warunkach świadczenia usług

przesyłania energii elektrycznej, w tym dotyczących realizacji obrotu transgranicznego oraz

zarządzania siecią i bilansowania energii elektrycznej, niezbędnych dla uzyskania dostępu

do sieci przesyłowej i korzystania z tej sieci,

14. opracowywanie planów działania na wypadek zagrożenia wystąpienia awarii o znacznych

rozmiarach w systemie elektroenergetycznym oraz odbudowy tego systemu po wystąpieniu

awarii,

15. realizację ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej, wprowadzonych zgodnie

z przepisami wydanymi na podstawie art. 11 ust. 6 i 7 ustawy Pe,

16. opracowywanie normalnego układu pracy sieci przesyłowej we współpracy z operatorami

systemów dystrybucyjnych,

17. zapewnienie wszystkim odbiorcom na zasadzie równoprawnego traktowania świadczenia

usług przesyłania energii elektrycznej na podstawie stosownej umowy, na zasadach

i w zakresie określonych w ustawie Pe.

OSP prowadzi swoją działalność przy wykorzystaniu majątku sieciowego, w którego skład na dzień

30 kwietnia 2015 r. wchodzą:

104 stacje elektroenergetyczne NN;

253 linii napowietrznych, w tym:

- 1 linia o napięciu 750 kV,

- 79 linii o napięciu 400 kV,

- 173 linii o napięciu 220 kV,

- 1 kabel DC o napięciu 450 kV.

Schemat krajowej sieci przesyłowej wg stanu na dzień 30 kwietnia 2015 roku przedstawiono

na poniższym rysunku.



Rysunek 2.1 Schemat Krajowej Sieci Przesyłowej – stan 30.04.2015

Reasumując, w czerwcu 2014 roku Prezes URE wyznaczył ponownie PSE na operatora systemu

przesyłowego elektroenergetycznego na obszarze Rzeczpospolitej Polskiej na okres od 2 lipca 2014

roku do 31 grudnia 2030 roku potwierdzając tym samym, iż PSE ma warunki do skutecznego

zarządzania elektroenergetycznym systemem przesyłowym na obszarze Polski w sposób

ekonomicznie efektywny oraz prawidłowo realizuje określone w Ustawie Pe zadania operatora

systemu przesyłowego elektroenergetycznego.

OLT

SDP

PKW BYDJAS

ZYD

PLE CZE

PPD

MON

GLN

PLC

GOR

DUN

SLK

ZRC

GBL

GDA

GRU

TEL

WLA

PAT

KON

ADA

OLMOLS

ELK

OST

PDEMSK

SOC MIL

LSN

LES

OSR

ZUK

POL

CRN

MIK

HAG

VIE

MOR

KOZ

ROZPUL LSY

ABRCHS

NAR

BIA

OSC

DOB

STW

CHM

PEL

RZE

BGC

KPK

RAD

KIE

JAN

PIO

PAB

ZGI

BEK

TRE

ROG

JOA

ANI

HCZ

WRZ

LOS

TAW

ATA

KLA

KRIZAP

BUJ

WAN

LUASIE

KHK

ROK

GRO

DBN

BLA

KED

ZBK

SWI

PAS

BOG

CPC

ALB

NOSLIS

KOM

KAT JAM

TCN

LAG

KRA

LEM

ZGC

ROS

HAL

WTO

PIA

MKR ZAM

BYCKOP

BIR

WIE

PRBCZT

MOS

PLO

WRC

KRM

REC

STO

SKA

CHA

LMS

LEGENDA

- linia 400 kV czasowo pracująca na nap. 220 kV

- linia elektroenergetyczna 750 kV



- stacje elektroenergetyczne rozdzielcze

- stacje elektroenergetyczne przyelektrowniane



3.1. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z KONCEPCJI PRZESTRZENNEGO

ZAGOSPODAROWANIA KRAJU (ART.16 UST.1 PKT.2)

KPZK jest najważniejszym krajowym dokumentem strategicznym dotyczącym zagospodarowania

przestrzennego kraju. Obowiązująca na dzień sporządzenia projektu PRSP 2016-2025 KPZK została

przyjęta uchwałą Rady Ministrów z dnia 13.12.2011 r. oraz przez Sejm RP na posiedzeniu w dniu

15 czerwca 2012 r.

KPZK stanowi ramę dla innych dokumentów strategicznych i spełnia rolę koordynującą zamierzenia

krajowych i regionalnych strategii, planów i programów rozwoju społeczno-gospodarczego.

Na podstawie KPZK formułowane są wytyczne i ustalenia dotyczące dokumentów strategicznych

mających znaczenie dla realizacji celów ujętych w KPZK, w tym m. in. PZPW. W stosunku do PZPW

KPZK nakłada obowiązek wdrożenia ustaleń i zaleceń odnoszących się do delimitacji obszarów

funkcjonalnych i wdrożenia działań o charakterze planistycznym w formie opracowania strategii,

planów i studiów zagospodarowania przestrzennego. W praktyce oznacza to, iż KPZK wiąże podmioty

administracji publicznej i powoduje obowiązek:

uwzględnienia w sporządzanych studiach uwarunkowań i kierunków zagospodarowania

przestrzennego gmin zasad określonych w KPZK (art. 9 ust. 2 Ustawy opzp);

uwzględnienia w PZPW ustaleń KPZK (art. 39 ust. 4, art. 41 ust. 1 pkt. 7 Ustawy opzp).

W zakresie infrastruktury energetycznej rolą KPZK jest stworzenie warunków do zapewnienia

bezpieczeństwa energetycznego poprzez umożliwienie dywersyfikacji źródeł, wskazanie kierunków

i korytarzy, w których będą rozwijane sieci przesyłowe i dystrybucyjne, oraz potencjalnych lokalizacji

nowych mocy wytwórczych. W KPZK wskazano przestrzeń niezbędną dla rozwoju sieci przesyłowych

oraz zasady delimitacji przestrzeni niezbędnej dla wykorzystania potencjału źródeł odnawialnych

regionalnych i lokalnych, w tym do dywersyfikacji źródeł energii. Uwzględniono również gwarancję

możliwości przyszłej eksploatacji złóż strategicznych. Kierunki działań inwestycyjnych w KPZK zostały

wskazane bez przesądzania o bezpośrednich wskazaniach lokalizacyjnych, strukturze wydatków

i nakładach finansowych.

Mając na uwadze obowiązek wynikający z art.16 Ustawy Pe, w KPZK zawarto imienną listę

117 zamierzeń inwestycyjnych oraz mapy ilustrujące rozwój krajowej sieci przesyłowej w podziale na

okresy planistyczne. Zapisy wynikające z PRSP zostały zgłoszone do KPZK w trybie Ustawy opzp,

przed wejściem w życie ustawy z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz

niektórych innych ustaw, która wprowadziła wprost obowiązek uwzględnienia przez operatora systemu

przesyłowego w projekcie PRSP 2016-2025 ustaleń KPZK. Niniejszy projekt PRSP 2016-2025 ujmuje

ustalenia KPZK dotyczące kierunków, w których będą rozwijane elektroenergetyczne sieci

przesyłowe.

PZPW, z punktu widzenia realizacji procesu rozbudowy krajowej sieci przesyłowej, jest podstawowym

dokumentem planistycznym sporządzanym przez samorządy województw. W PZPW określa się

w szczególności powiązania infrastrukturalne, w tym kierunki powiązań transgranicznych

oraz rozmieszczenie inwestycji celu publicznego o znaczeniu ponadlokalnym.

Dotychczasowa współpraca PSE z samorządami województw w zakresie spójności PRSP

z dokumentami planistycznymi sporządzanymi przez te samorządy wynikała z zapisów IRIESP

(pkt. 3.5.8. i dalsze) i odbywała się w trybie Ustawy opzp. Po uzgodnieniu z Prezesem URE PRSP

(pismo DTA-431-23(48)/2009/ŁM z dnia 29 grudnia 2009 roku) OSP wystąpił do samorządów

województw z wnioskami o wprowadzenie zmian do PZPW. Wnioski te zawierały plan działań OSP

ROZDZIAŁ 3. ZAŁOŻENIA ROZBUDOWY SIECI PRZESYŁOWEJ

3.2. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z PLANÓW ZAGOSPODAROWANIA

PRZESTRZENNEGO WOJEWÓDZTW (ART. 16 UST.12)



w podziale na obszary województw. W wyniku powyższej współpracy, w nowych PZPW znalazły

odzwierciedlenie działania i zamierzenia służące realizacji przyjętych kierunków rozwoju systemów

infrastruktury energetycznej. W planach, w tekście i na mapach obrazujących kierunki rozwoju

infrastruktury energetycznej, określone zostały elementy (istniejące i planowane) systemów

infrastruktury technicznej, w tym napowietrzne linie elektroenergetyczne 400 kV, 220 kV i 110 kV

(trasy planowane w orientacyjnym przebiegu).

OSP w niniejszym projekcie PRSP 2016-2025 zapewnił spójność projektu z ustaleniami nowych

PZPW.

Zgodnie z zapisami art.16 ust. 1 Ustawy Pe „Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące

się przesyłaniem lub dystrybucją energii sporządza, dla obszaru swojego działania, plan rozwoju

w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania energię, na okres nie krótszy niż

3 lata”. Jednocześnie w myśl art.16 ust. 2 operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego

sporządza plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania energię

elektryczną na okres 10 lat. Plan ten w zakresie zapotrzebowania na energię elektryczną jest

aktualizowany co 3 lata. Zgodnie z wymaganiem określonym w art.16 ust.1 pkt.3 plan rozwoju

w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną powinien

uwzględniać miedzy innymi Politykę energetyczną Polski.

W październiku 2009 roku Ministerstwo Gospodarki (MG) opublikowało PEP 2030,

a w sierpniu 2014 roku został przedstawiony do konsultacji PEP2050.

Jednym z głównych celów postawionych przez MG w PEP 2030 w zakresie wytwarzania

i przesyłu energii elektrycznej oraz ciepła jest: „…zapewnienie ciągłego pokrycia zapotrzebowania na

energię przy uwzględnieniu maksymalnego możliwego wykorzystania krajowych zasobów oraz

przyjaznych środowisku technologii.”1 Cel ten ma być osiągnięty między innymi poprzez:

Budowę nowych mocy w celu zrównoważenia krajowego popytu na energię elektryczną

i utrzymania nadwyżki mocy z krajowych konwencjonalnych i jądrowych źródeł wytwórczych;

Rozbudowę krajowego systemu przesyłowego umożliwiającego zrównoważony wzrost

gospodarczy kraju i jego poszczególnych regionów oraz zapewniającego niezawodność

dostaw energii elektrycznej jak również odbiór energii elektrycznej z obszarów o dużym

nasyceniu planowanych i nowobudowanych jednostek wytwórczych, ze szczególnym

uwzględnieniem farm wiatrowych,

Rozwój połączeń transgranicznych skoordynowany z rozbudową krajowego systemu

przesyłowego i z rozbudową systemów krajów sąsiednich.

W Projekcie PEP 2050 głównym celem jest ”… tworzenie warunków dla stałego

i zrównoważonego rozwoju sektora energetycznego, przyczyniającego się do rozwoju gospodarki

narodowej, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego państwa oraz zaspokojenia potrzeb

energetycznych przedsiębiorstw i gospodarstw domowych.”2

Cel w zakresie bezpieczeństwa energetycznego ma być realizowany poprzez:

zapewnienie odpowiedniego poziomu mocy wytwórczych;

dywersyfikację struktury wytwarzania energii;

utrzymanie i rozwój zdolności przesyłowych i dystrybucyjnych;

ochronę infrastruktury krytycznej.

Główne uwarunkowania dla PRSP 2016-2025 wynikające z PEP 2030 i PEP 2050 to rozbudowa sieci

umożliwiająca:

1 Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Ministerstwo Gospodarki listopad 2009 str.14.

2 Projekt Polityki energetyczna Polski do 2050 roku, Ministerstwo Gospodarki sierpień 2014 str.7.

3.3. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z POLITYKI ENERGETYCZNEJ

POLSKI 2030 (ART.16 UST.1 PKT.3)



a. Rozwój odnawialnych źródeł energii;

b. Utrzymanie i rozbudowa źródeł wytwórczych pracujących w oparciu o krajowe zasoby węgla

kamiennego i brunatnego;

c. Uruchomienie elektrowni jądrowej po roku 2025.

Dokument PRSP 2016-2025 uwzględnia kierunki rozwoju źródeł wytwórczych określone

w PEP 2030 i PEP 2050.

Wypełniając obowiązek wynikający z zapisów rozporządzenia 714/2009 ENTSO-E co dwa lata

publikuje dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym. Ostatnia edycja

dziesięcioletniego plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym została opublikowana w grudniu 2014 r.

Głównym celem inwestycji ujętych w TYNDP 2014 jest osiągnięcie europejskich celów

energetycznych, takich jak bezpieczeństwo dostaw, zrównoważony rozwój systemu

elektroenergetycznego oraz stworzenie warunków dla funkcjonowania europejskiego rynku energii.

Potrzeby rozwoju w europejskim systemie elektroenergetycznym zidentyfikowane podczas analiz

przeprowadzonych w procesie tworzenia TYNDP 2014 wynikają między innymi z rosnącej mocy

zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii, głównie wiatrowych, oraz likwidacji „wysp

energetycznych”.

W TYNDP 2014 ujęte zostały cztery grupy (tzw. klastry) projektów dotyczące krajowego rozwoju sieci

przesyłowej i połączeń transgranicznych. Należą do nich:

Projekt 94 „GerPol Improvements”

Celem projektu jest zwiększenie transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju

synchronicznym (obejmującym połączenia na granicy z Niemcami, Czechami i Słowacją) poprzez

przełączenie linii 220 kV Krajnik-Vierraden na napięcie 400 kV oraz instalację przesuwników fazowych

na istniejących połączeniach Polska-Niemcy. Projekt realizowany jest wspólnie przez PSE i operatora

niemieckiego 50 Hertz. Zgodnie z zawartą w dniu 24 lutego 2014 umową PSE są odpowiedzialne na

budowę przesuwników w SE Mikułowa, natomiast 50Hertz w SE Vierraden. Zakończenie projektu

planowane jest w 2017 roku, przesuwniki w SE Mikułowa mają zostać zainstalowane do końca

2015 roku. Realizacja projektu pozwoli na wzrost zdolności importowych KSE o 500 MW oraz

zdolności eksportowych o 1 500 MW.

Projekt 58 „GerPol Power Bridge”

Celem projektu jest dalsze zwiększenie transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju

synchronicznym. Realizacja projektu planowana jest w dwóch etapach. W pierwszym etapie, do roku

2020, planowana jest rozbudowa wewnętrznej sieci przesyłowej w zachodniej części kraju, natomiast

w drugim etapie, w horyzoncie 2030, planowana jest budowa nowej linii transgranicznej Polska-

Niemcy. Realizacja pierwszego etapu projektu pozwoli zwiększyć zdolności importowe KSE

o 1 500 MW oraz zdolności eksportowe o 500 MW, natomiast realizacja drugiego etapu pozwoli

zwiększyć zdolności importowe o kolejne 1 500 MW.

Projekt 59 „LitPol Link Stage I”

“LitPol Link Stage I” jest pierwszym etapem projektu nowego połączenia transgranicznego łączącego

systemy elektroenergetyczne Polski i Litwy. Celem projektu jest umożliwienie wymian mocy Państw

Bałtyckich: Litwy, Łotwy i Estonii z Europą Kontynentalną. Projekt przyczyni się do budowy wspólnego

rynku energii unii Europejskiej, wzmocni niezależność energetyczną Polski oraz państw bałtyckich

oraz zwiększy gwarancję ciągłości dostaw energii. Połączenie będzie miało charakter asynchroniczny

poprzez wstawki prądu stałego zlokalizowane w stacji Alytus na terytorium Litwy. Pierwszy etap, który

zostanie zakończony w roku 2015, obejmuje budowę nowego połączenia transgranicznego, jednej

3.4. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z 10-LETNIEGO PLANU ROZWOJU

ENTSO-E TYNDP 2014 (ART.16 UST.1 PKT.4)



wstawki prądu stałego oraz rozbudowę krajowej sieci przesyłowej w północno – wschodniej części

kraju. Realizacja projektu w pierwszym etapie umożliwi wymianę mocy na poziomie 500 MW, z tym,

że możliwości eksportowe KSE będą uzależnione od aktualnych uwarunkowań systemowych.

Projekt 59 „LitPol Link Stage II”

Projekt “LitPol Link Stage II” jest kontynuacją budowy połączenia między Polską i Litwą w celu

osiągnięcia planowanej zdolności przesyłowej na poziomie 1000 MW w obu kierunkach. W celu

realizacji drugiego etapu projektu niezbędna jest budowa dodatkowych obiektów sieci przesyłowej

w Polsce i na Litwie, w tym drugiej wstawki prądu stałego w stacji Alytus. Realizacja drugiego etapu

planowania jest do końca 2020 roku.

PRSP 2016 – 2025 uwzględnia wszystkie inwestycje na terytorium Polski ujęte w TYNDP 2014.

3.5.1.1. Instalacja przesuwników fazowych na liniach Krajnik – Vierraden i Mikułowa – Hagenwerder

Umowa pomiędzy PSE a operatorem niemieckim 50Hertz GmbH na skoordynowaną instalację PST

została podpisana przez Strony w dniu 28 lutego 2014 r. Projekt dotyczy zainstalowania

przesuwników fazowych na liniach wymiany międzynarodowej z Niemcami Krajnik – Vierrraden (przez

50Hertz) oraz Mikułowa – Hagenwerder (przez PSE S.A.). Kluczowe zapisy Umowy obejmują opis

parametrów technicznych przesuwników fazowych oraz zobowiązanie Stron do dotrzymywania

ustalonych warunków technicznych pracy połączeń wzajemnych pomiędzy PSE i 50Hertz GmbH.

Instalacja przesuwników fazowych zwiększy bezpieczeństwo pracy KSE dzięki stworzeniu możliwości

regulacji nieplanowych przesyłów mocy od strony Niemiec do wartości bezpiecznych. Realizacja

projektu pozwala zwiększyć zdolności wymiany mocy na przekroju synchronicznym w wysokości:

1500 MW (eksport mocy) i 500 MW (import mocy).

3.5.1.2. Budowa 3 połączenia elektroenergetycznego Polska-Niemcy (GER-POL Power Bridge)

11 marca 2011 r. operator niemiecki 50Hertz GmbH oraz PSE podpisały w siedzibie Ministerstwa

Gospodarki Umowę Generalną o współpracy w Projekcie. Umowa określa zasady współdziałania

między Operatorami i powołała międzyoperatorską strukturę projektową. W umowie określono

uwarunkowania realizacji prac przygotowawczych dla przyszłej budowy nowego III – go połączenia

400 kV Polska – Niemcy.

W latach 2013 – 2014, uwzględniając aktualną sytuację, PSE wykonały dodatkowe prace analityczne,

w ramach których określono zakres rozbudowy systemu przesyłowego w zachodniej części kraju

zapewniającego w horyzoncie długoterminowym równocześnie:

1. poprawę bezpieczeństwa zasilania w energię elektryczną północno-zachodniego obszaru

KSE;

2. wyprowadzenie mocy z istniejących oraz planowanych na tym obszarze źródeł wytwórczych

(konwencjonalnych i OZE);

3. poprawę warunków międzysystemowej wymiany mocy na przekroju synchronicznym.

Wyniki analiz wykazały, że rozbudowa sieci przesyłowej w rejonie SE Krajnik i SE Mikułowa wykazuje

porównywalne efekty w zakresie możliwości zwiększenia importu mocy, w stosunku do budowy

nowego połączenia z systemem niemieckim. Rozbudowa sieci wewnętrznej jest korzystniejsza

ze względu na uwarunkowania dotyczące poprawy pewności wyprowadzenia mocy z krajowych źródeł

wytwórczych (elektrowni konwencjonalnych oraz farm wiatrowych).

Biorąc powyższe pod uwagę PSE, w pierwszym etapie planuje w horyzoncie 2020 rozbudowę sieci

wewnętrznej na zachodzie kraju w zakresie opisanym poniżej:

3.5. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z UMÓW DOTYCZĄCYCH BUDOWY

LUB ROZBUDOWY POŁĄCZEŃ TRANSGRANICZNYCH



a) linie wychodzące z SE Krajnik:

budowa 2-torowej linii 400 kV Krajnik – Baczyna i dalej w kierunku Poznania, b) linie wychodzące z SE Mikułowa:

budowa 2-torowej linii 400 kV Mikułowa – Pasikurowice,

budowa 2-torowej linii 400 kV Mikułowa – Świebodzice. Po zrealizowaniu powyższych inwestycji, w drugim etapie w horyzoncie 2030 roku rozważana jest budowa nowego dwutorowego połączenia 400 kV Polska – Niemcy. Dokładna data realizacji tego etapu uzależniona będzie od przyszłych warunków pracy połączonych systemów elektroenergetycznych i potrzeb rynku.

Według stanu na dzień 30 kwietnia 2015 roku PSE podpisały umowy na przyłączenie nowych

jednostek wytwórczych o łącznej mocy 21 158 MW, w tym na przyłączenie konwencjonalnych

jednostek wytwórczych 13 091 MW i na przyłączenie OZE 8 067 MW. Umowy na przyłączenie trzech

jednostek wytwórczych o łącznej mocy 1 093 MW są w trakcie negocjacji. Jednocześnie PSE

podpisały dwie umowy z odbiorcami energii na łączną moc 187 MW a dwie umowy na łączną moc

160 MW są w trakcie negocjacji.

Tabela 3.6.1 Podmioty ubiegające się o przyłączenie źródeł do Krajowej Sieci Przesyłowej (stan na dzień 30

kwietnia 2015 r.)

L.p. Miejsce przyłączenia (SE) Moc, MW Rodzaj

instalacji Wnioskodawca

Termin przyłączenia wg

Umowy

1 Słupsk Wierzbięcino 240 OZE Megawatt Polska Sp. z o.o. 2018-03-31

2 Słupsk Wierzbięcino 240 OZE Wiatrowe Elektrownie Sp. z o.o. 2016-01-31

3 Żarnowiec 90 OZE PGE Energia Odnawialna S.A. 2015-03-20

4 Piła Krzewina 120 OZE Relax Wind Park I Sp. z o.o. 2015-12-31

5 Słupsk Wierzbięcino 320 OZE Potegowo Winergy Sp. z o.o. 2017-06-30

6 Dunowo 250 OZE Wind Invest Sp. z o.o. 2015-12-31

7 Kozienice 1000 KJW ENEA Wytwarzanie S.A. 2015-07-01

8 Dunowo 160 OZE EWG Energia Sp. z o.o. 2018-06-30

9 Słupsk Wierzbięcino 240 OZE Green Power Pomorze Sp. z o.o. 2019-03-31

10 Żarnowiec 111 OZE WINDCOM Sp. z o.o. 2014-11-30

11 Krajnik 192 OZE Wiatromill Sp. z o.o. 2015-12-31

12 Puławy 830 KJW Grupa Azoty Zakłady Azotowe Puławy S.A.

2018-06-30

13 Ostrołęka 1000 KJW Elektrownia Ostrołęka S.A. 2017-12-31

3.6. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z REALIZACJI UMÓW

PRZYŁĄCZENIOWYCH ORAZ OKREŚLONYCH WARUNKÓW

PRZYŁĄCZENIA DO SIECI PRZESYŁOWEJ – (ART. 16 UST.11)






Umowy

14 Dunowo 250 OZE ENERTRAG-Dunowo Sp. z o.o. 2018-05-31

15 Krajnik 500 OZE ENERTRAG A.G. 2021-02-28

16 Żarnowiec 45 OZE Stigma Sp. z o.o. 2017-11-30

17 Włocławek Azoty 500 KJW Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A.

2015-12-04

18 Dobrzeń 1800 KJW PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.

2016

19 Groszowice 150 OZE Elektrownie Wiatrowe Nysa Sp. z o.o.

2015-12-31

20 Słupsk Wierzbięcino 100 OZE EVIVA LĘBORK Sp. z o.o. 2016-10-31

21 Stalowa Wola 422 KJW Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A.

2014-09-30

22 Olsztyn Mątki 96 OZE ECO-WIND CONSTRUCTION S.A.

2016-09-30

23 Mikułowa 300 OZE GEO Sulików Sp. z o.o. 2017-12-30

24 Mikułowa 150 OZE GEO Mikułowa I Sp. z o.o. 2017-12-30

25 Lublin Systemowa 500 KJW GDF SUEZ Energia Polska S.A. 2020-06-30

26 Blachownia 250 OZE Elektrownie Wiatrowe Lubrza Sp. z o.o.

2017-09-07

27 Byczyna 910 KJW TAURON Wytwarzanie S.A. 2016-12-31

28 Gdańsk Błonia 132 OZE Windfarm Polska III Sp. z o.o. 2015-10-15

29 Mikułowa 480 KJW PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.

2019-03-01

30 Pelplin 2000 KJW Polenergia Elektrownia Północ Sp. z o.o.

2020-03-31

31 Ząbkowice 160 OZE Elektrownie Wiatrowe Wilamowa Sp. z o.o.

2016-12-07

32 Pelplin 107,425 OZE Radan Nordwind Sp. z o.o. 2016-01-30

33 Gdańsk Błonia 900 KJW EDF Polska S.A. 2020-07-31

34 Kromolice 250 OZE Wind Field Wielkopolska Sp. z o.o. 2019-01-30

35 Stanisławów 250 OZE Wind Field Korytnica Sp. z o.o. 2018-09-30

36 Mikułowa 50 OZE AGRO&EKOPLAN mgr inż. Gustaw Brzyszcz

2015-12-31

37 Grudziądz Węgrowo 874 KJW Elektrownia CCGT Grudziądz Sp. z o.o.

2021-06-30

38 Piła Krzewina 105 OZE Alfa Sp. z o.o. 2017-12-31






Umowy

39 Świebodzice 107,5 OZE EWG Udanin Sp. z o.o. 2016-02-29

40 Dobrzeń 150 OZE Altiplano S.A. 2016-06-30

41 Żydowo 166 OZE Biały Bór Farma Wiatrowa Sp. z o.o.

2017-10-10

42 Gdańsk Błonia 456 KJW Elektrownia CCGT Gdańsk Sp. z o.o.

2020-06-30

43 Płock 600 KJW Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A.

2017-10-31

44 Olsztyn Mątki 120 OZE Nowa Energia Olsztyn Mątki Sp. z o.o.

2026-05-01

45 Pomorzany 244 KJW PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.

2016-10-31

46 Gorzów 138 KJW PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.

2016-02-01

47 Ełk Bis 75 OZE Contino Polska Sp. z o.o. 2017-09-11

48 Wielopole 225 OZE Eko Energia Polska Sp. z o.o. 2018-11-05

49 Słupsk Wierzbięcino 1200 OZE Polenergia Bałtyk Sp. z o.o. 2026-09-27

50 Baczyna 120 OZE EDP Renewables Polska Sp. z o.o.

2022-12-31

51 Żarnowiec 1045,5 OZE Elektrownia Wiatrowa Baltica-3 Sp. z o.o.

2030-12-31

52 Jasiniec 437 KJW PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.

2021-08-31

53 Praga 505 KJW PGNiG TERMIKA S.A.

54 Konin 138 KJW Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin S.A.

55 Pasikurowice 450 KJW Fortum Power and Heat Polska Sp. z o.o.

56 Włocławek Azoty 175 ODB Instalacja Zakładów Anwil S.A. 2015-06-30

57 Adamów 12 ODB Wytwórnia gazów technicznych w Turku

2015-10-15

58 Mory 30 ODB SE Jawczyce

59 Kopanina 130 ODB RE Alloys - huta

Rodzaj instalacji:

KJW - Konwencjonalna Jednostka Wytwórcza;

ODB - odbiorca

* - Zwiększenie mocy istniejącej instalacji



Krajowa sieć przesyłowa (sieć o napięciu 400 i 220 kV) wraz ze znaczną częścią sieci dystrybucyjnej

110 kV pracuje w układzie sieci zamkniętej wielostronnie zasilanej. Jednym z kluczowych aspektów

w procesie planowania rozwoju infrastruktury przesyłowej, zarówno na poziomie sieci NN jak i na

poziomie sieci 110 kV, jest zapewnienie spójnego i skoordynowanego rozwoju całej sieci zamkniętej.

Takie działanie pozwala na zapewnienie długookresowego bezpieczeństwa funkcjonowania KSE oraz

optymalne, z puntu widzenia technicznego i ekonomicznego, zwymiarowanie potrzeb w zakresie

rozbudowy sieci na poszczególnych obszarach. Zagadnienie to jest ujęte w obowiązujących

regulacjach prawnych, w tym m.in. w Ustawie Pe (Art. 9c, ust. 2, pkt 5) oraz IRiESP (Warunki

korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci – pkt. 3.1.1).

Zintegrowane planowanie wymaga prowadzenia wielowariantowych analiz o charakterze iteracyjnym

dla całej sieci zamkniętej uwzględniającym zmieniające się uwarunkowania systemowe. W okresie

poprzedzającym sporządzenie projektu PRSP 2016-2025, PSE wspólnie z poszczególnymi OSD,

wykonali poniżej wykazane opracowania koncepcyjne dotyczące warunków pracy sieci zamkniętej

na poszczególnych obszarach KSE w perspektywie długoterminowej 2015 – 2025:

1. „Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kV jako sieci zamkniętej dla

południa Polski”,

2. „Ekspertyzy dla Programu Rozwoju Sieci 110 kV oraz sieci przesyłowej” – dla obszaru

wschodniej części KSE,

3. „Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kV jako sieci zamkniętej dla Polski

Północnej”,

4. „Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kV jako sieci zamkniętej dla Polski

Północno-Zachodniej”,

5. „Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kV jako sieci zamkniętej dla

południowo – zachodniej części Polski”.

Poza ww. opracowaniami koncepcyjnymi dla poszczególnych obszarów KSE, PSE współpracowały

także przy realizacji pracy zleconej przez OSP dotyczącej zasilania aglomeracji warszawskiej pt.

„Koncepcja uruchomienia na terenie Warszawy dodatkowej stacji 220/110 kV Wschodnia (obecnie

Żerań) i połączenia jej z istniejącą siecią 220 i 110 kV oraz ocena zasadności technicznej koncepcji

uruchomienia na terenie Warszawy dodatkowej stacji 220/110 kV Wschodnia w aspekcie budowy

przez PSE Operator SA stacji 220/110 kV GPZ Siekierki i przyłączenia do niej nowego bloku

wytwórczego”,

Ww. prace koncepcyjne zostały realizowane przez niezależnych ekspertów i uwzględniają uzgodnione

przez operatorów założenia dotyczące przewidywanych uwarunkowań systemowych

w poszczególnych obszarach determinujących potrzeby rozwoju sieci. Analizy te wyznaczają

potencjalne kierunki rozwoju do uwzględnienia w opracowywanych przez Spółki dokumentach

planistycznych w zakresie rozbudowy/modernizacji infrastruktury i układów pracy sieci 400, 220

i 110 kV, w szczególności w planach rozwoju.

W wyniku zintegrowanego planowania rozwoju sieci zamkniętej NN i 110 kV, OSP i OSD

uzgodnili i zawarli bądź są w trakcie zawierania stosownych porozumień w zakresie potrzeb

wzmacniania istniejących oraz budowy nowych sprzężeń sieci przesyłowej 400 i 220 kV z siecią

110 kV w celu poprawy pewności zasilania poszczególnych obszarów OSD. Poniżej przedstawiono

listę nowych SE NN/110 kV, które wynikają z zawartych porozumień i prowadzonych uzgodnień

z OSD.

Lista nowych SE wynikająca z zawartych porozumień:

1. SE Ełk Bis (EKB) z transformatorem 400/110 kV, 330 MVA;

2. Siedlce Ujrzanów (SDU) z transformatorem 400/110 kV, 330 MVA;

3. Recław (REC) z transformatorami 220/110 kV, 2x275 MVA;

4. Żydowo Kierzkowo (ZDK) z transformatorem 220/110 kV, 160 MVA;

3.7. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z REALIZACJI INNYCH ZOBOWIĄZAŃ,

W TYM UZGODNIEŃ Z OSD (ART .16 UST.12)



5. Pelplin (PLP) z transformatorem) 220/110 kV, 160 MVA w okresie przejściowym i docelowo z

transformatorem 400/110 kV, 450 MVA;

6. Baczyna (BCS) z transformatorem 400/110 kV, 450 MVA;

7. Żydowo Kierzkowo (ZDK) z transformatorem 400/110 kV, 450 MVA.

Lista nowych SE wynikająca z prowadzonych uzgodnień:

1. Pomorzany (POM) z transformatorem 220/110 kV, 275 MVA;

2. Żerań (WZE) z transformatorem 220/110 kV, 2x275 MVA;

3. Elbląg (ELS) z transformatorem 400/110 kV, 450 MVA;

4. Wyszków (WYS) z transformatorem 400/110 kV, 330 MVA.

Z uwagi na zmieniające się uwarunkowania makroekonomiczne oraz systemowe, które wpływają

na czynniki decydujące o potrzebach rozwoju sieci elektroenergetycznej, OSP i OSD planują

kontynuacje prac analitycznych i koncepcyjnych w tym zakresie. Do najważniejszych czynników

wpływających na zakres rozbudowy sieci przesyłowej i 110 kV można zaliczyć:

- zmianę długoterminowej prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną,

- urealnienie projektów związanych z budową źródeł konwencjonalnych opartych na węglu

kamiennym i brunatnym oraz gazie,

- urealnienie projektów związanych z rozwojem OZE, w tym w szczególności farm wiatrowych.

Jednocześnie operatorzy systemów dystrybucyjnych, zgodnie z art. 16 ust 6 oraz art. 9c ust 5 ustawy

Prawo energetyczne, zobowiązani są do uwzględnia w ich planach rozwoju niniejszego planu rozwoju

sporządzonego przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego w tym terminowej

realizacji skoordynowanych zadań.



4.1. PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ

(ART.16 UST.7 PKT.1)

Przy tworzeniu długoterminowych planów rozwojowych i prognoz dotyczących stanu bezpieczeństwa

dostarczania energii elektrycznej duże znaczenie mają dwa czynniki - wzrost zapotrzebowania na

energię elektryczną oraz zmiany w strukturze i lokalizacji jednostek wytwórczych energii elektrycznej.

Prognozowanie w horyzoncie 10 lat zapotrzebowania na energię elektryczną odbywa się w oparciu

o wskaźniki makroekonomiczne i projekcje wielkości, które mają wpływ na zapotrzebowanie na moc

i energię elektryczną.

4.1.1. ZEWNĘTRZNE UWARUNKOWANIA GOSPODARCZE KRAJU MAJĄCE

WPŁYW NA PROGNOZĘ ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC

ELEKTRYCZNĄ

Popyt na energię elektryczną jest zdeterminowany przez kilka wskaźników, lecz jednym z najbardziej

istotnych jest wzrost gospodarczy, opisywany za pomocą zmiennych makroekonomicznych. Rysunek

4.1.1 przedstawia relację pomiędzy zużyciem energii elektrycznej ogółem w kraju a produktem

krajowym brutto - PKB w latach 1961-2014 (w cenach stałych 1990 roku). W zaprezentowanym na

wykresie ponad 50-letnim okresie, wyodrębniają się trzy cykle wzrostu gospodarczego: do 1978 roku;

powolny w latach 1983-1989; stabilny od roku 1992 do 2014 oraz dwa cykle spowolnienia

gospodarczego: w latach 1979-1982 oraz krótkotrwały 1990-1991. W przypadku zużycia energii

elektrycznej ogółem, okresy spadku oraz wzrostu są zależne od kształtowania się dochodu

narodowego. Stały wzrost zużycia energii, w analizowanym okresie, przypada na lata 1961-1980

i 1982-1988 oraz stabilny, choć z rocznymi wahaniami, w przedziale od roku 1997 do 2014.

Odnotowane spadki zużycia energii elektrycznej przypadły na kolejne okresy kryzysu ekonomicznego

i gospodarczego lat 1981 r., 1989-1992 oraz światowego kryzysu gospodarczego zapoczątkowanego

w Stanach Zjednoczonych i recesji gospodarki światowej w 2009 r.

Rysunek 4.1.1 Zużycie energii elektrycznej ogółem i produkt krajowy brutto w latach 1961 – 2014

(źródło: ARE i GUS)

0

20

40

60

80

100

120

140

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

19

61

19

62

19

63

19

64

19

65

19

66

19

67

19

68

19

69

19

70

19

71

19

72

19

73

19

74

19

75

19

76

19

77

19

78

19

79

19

80

19

81

19

82

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

mld

zł '9

0

TW

h

L a t a

Zużycie energii elektrycznej

PKB

ROZDZIAŁ 4. ANALIZA BILANSOWA



4.1.2. SCENARIUSZE ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ

W KRAJU

Porównywane w kolejnych podrozdziałach 4.1.2.1. i 4.1.2.2. prognozy zapotrzebowania na energię

i moc elektryczną wywodzą się z różnych ośrodków prognostycznych:

prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) w horyzoncie do 2040 r., została zlecona do

wykonania przez PSE w 2014 r. dla potrzeb opracowania projektu PRSP 2016-2025.

Długoterminowe prognozy zapotrzebowania na energię i moc elektryczną zostały opracowane

przez firmę PSE Innowacje Sp. z o.o. przy wykorzystaniu ekonometrycznego modelu rozkładu

kanonicznego wektora zmiennych losowych. Dla potrzeb tego modelu do obliczeń zostały przyjęte

zmienne objaśniające zewnętrzne, w tym: zapotrzebowanie na energię pierwotną i energię

elektryczną netto w europejskich krajach OECD oraz zmienne wewnętrzne (krajowe), w tym:

wzrost realny PKB czy zmiany liczby ludności Polski. W wyniku wykonanych obliczeń otrzymano

trzy scenariusze prognostyczne – niski, bazowy, wysoki. Poszczególne scenariusze zróżnicowane

są pomiędzy sobą tempem wzrostu zapotrzebowania na moc i energię elektryczną. Ostatecznie do

dalszych analiz podażowych przyjęty został scenariusz bazowy prognoz, zarówno na energię

elektryczną, jak i moc szczytową.

prognoza KAPE w horyzoncie do 2050 r., wykonana w 2013 r. na zlecenie MG. Prognozy te

zostały opublikowane w opracowaniu „Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2050

roku” i są składnikiem w strategicznym dokumencie rządowym MG - projekt „Polityka Energetyczna

Polski do 2050 r.”.

prognoza ARE w horyzoncie do 2040 r., zlecona w 2013 r. w ramach cyklicznej działalności PSE.

Celem pracy było zaktualizowanie, w oparciu o najnowsze, dostępne dane i prognozy czynników

silnie oddziaływujących na poziom popytu na energię elektryczną, prognoz zapotrzebowania na

energię i moc z 2011 r.

4.1.2.1. Zapotrzebowanie na energię elektryczną

Według danych ARE, w 2014 roku krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną wyniosło

161 253 GWh i było wyższe od zapotrzebowania w 2013 roku o około 0,8%. Od momentu globalnego

kryzysu gospodarki światowej z 2009 r., kiedy zużycie energii w Polsce było na poziomie

149 529 GWh, zauważalny jest stały, stabilny wzrost, który w przedziale 2009-2014 wyniósł około 8%.

Należy podkreślić, że o ile w światowych gospodarkach odnotowano recesję, o tyle w Polsce nastąpiło

jedynie spowolnienie rozwoju, a to dzięki m.in. wysokiemu popytowi wewnętrznemu. Powolny wzrost

zużycia energii elektrycznej jest nadal kontynuowany.

Poniższy rysunek 4.1.2 przedstawia ścieżkę zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2005-

2014. Dynamika zapotrzebowania na energię elektryczną w tym przedziale czasowym była dodatnia,

a całkowity wzrost wyniósł około 11%. Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną

w latach 2005 do 2014 wyniósł 1,1%, natomiast od roku 2009 do 2014 – 1,5%.



Rysunek 4.1.2 Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2005-2014

(źródło: ARE)

Struktura zużycia energii elektrycznej finalnej w podziale na poszczególnych odbiorców w przedziale

czasowym 2005-2013 przedstawia rysunek 4.1.3. Od momentu kryzysu z roku 2009 zauważalny jest

stały wzrost udziału przemysłu i budownictwa oraz pozostałych odbiorców (usługi i lokale mieszkalne,

małe gosp. rolne), natomiast zmniejsza się zużycie energii elektrycznej w transporcie i rolnictwie.

Rysunek 4.1.3 Struktura zużycia finalnego energii elektrycznej w kraju w latach 2005-2013

(źródło: ARE)

0 20 40 60 80

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

LATA

TWh Przemysł i budownictwo

Pozostali odbiorcy w tym lokale mieszkalne (od 2005 r. łącznie z małymi gosp. rolnymi)

Rolnictwo (od 2005 r. tylko duże gosp. rolne)

Transport



Przebieg prognoz zapotrzebowania na energię elektryczną do 2025 r. został zaprezentowany na

rysunku 4.1.4. Porównanie obejmuje trzy prognozy – PSE Innowacje (scenariusz bazowy), KAPE,

ARE.

Rysunek 4.1.4 Porównanie prognoz zapotrzebowania na energię elektryczną do 2025 r.

(źródło: PSE, KAPE)

Prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) charakteryzuje się średniorocznym wzrostem w latach

2015-2025 – 1,5% (począwszy od 163 TWh w roku 2015) natomiast przyrost zapotrzebowania na

energię w tych latach wynosi 17%, osiągając w 2025 r. poziom 190 TWh.

Natomiast krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną w prognozie KAPE, charakteryzuje się

średniorocznym wzrostem w latach 2015-2025 w tempie 1,6% (począwszy od 159 TWh w roku 2015)

osiągając w 2025 r. poziom 187 TWh. Planowany wzrost popytu na energię w latach 2015-2025

wynosi 18%.

W prognozie ARE średnioroczne zapotrzebowanie na energię elektryczną w latach 2015-2025 wynosi

około 1,4% (począwszy od 162 TWh w roku 2015) osiągając w roku 2025 poziom zapotrzebowania

186 TWh. Wzrost w tych latach wynosi 15% i w porównaniu do prezentowanych na rysunku 4.1.4

pozostałych prognoz jest niższe o około 1 TWh od prognozy KAPE i 4 TWh od prognozy

PSE Innowacje (scenariusz bazowy).

4.1.2.2. Zapotrzebowanie na moc elektryczną

W 2014 roku maksymalne zapotrzebowanie na moc elektryczną wystąpiło w dniu 29 stycznia

o godz. 17.15 i wyniosło 25 535 MW i było wyższe o 3,1% od zapotrzebowania z roku 2013.

Dotychczas maksymalne zapotrzebowanie na moc elektryczną wystąpiło w dniu 7 lutego 2012 roku

o godz. 17.30 i wyniosło 25 845 MW.

150,0

160,0

170,0

180,0

190,0

200,0

2015 2020 2025

TWh

L a t a

prognoza ARE

prognoza KAPE

prognoza PSE Innowacje(scenariusz bazowy)



Rysunek 4.1.5 Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na moc szczytową w latach 2005-2014

(źródło: ARE)

Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc szczytową w latach 2005-2014 wyniósł 0,9%,

natomiast w latach 2009-2013 - 0,8%. Zmienność zapotrzebowania na moc szczytową, prezentuje

powyższy rysunek 4.1.5. Wzrost zapotrzebowania na moc w latach 2005-2014 wynosi około 9%,

natomiast w latach 2009-2014 – około 4%.

W ostatnich latach zauważalna jest tendencja szybszego wzrostu wartości szczytu letniego niż

zimowego, co prezentuje rysunek 4.1.6. Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc w szczycie

letnim w latach 2005-2014 wyniósł 1,5% a wzrost w tym okresie 15%.

Rys. 4.1.6 Przebieg zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie zimowym i letnim w latach 1997-2014

(źródło: ARE, PSE)

Szczyt letni zazwyczaj przypada w dzień roboczy, w okolicach godziny 13, przy długotrwałych,

upalnych temperaturach, kiedy duża liczba odbiorców korzysta z urządzeń klimatyzacyjnych

14 000

16 000

18 000

20 000

22 000

24 000

26 000

28 000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Prz

eb

ieg

za

po

trze

bo

wa

nia

na

mo

c e

lektr

yczn

ą w

szczycie

zim

ow

ym

i le

tnim

[M

W]

L a t a

Zima

Lato



i chłodzących. Na podstawie analizy danych statystycznych dotyczących mocy szczytowych i letnich

w KSE widoczny jest znacząco szybszy przyrost wartości mocy w okresie letnim w stosunku do

szczytu rocznego. Dla lat 2005-2014 średnia z wartości udziału szczytu letniego do szczytu rocznego

wynosi około 0,83. Rysunek 4.1.7 przedstawia trend współczynnika przyrostu mocy szczytu letniego

w stosunku do przyrostu mocy szczytu zimowego w latach 2005-2014.

Rysunek 4.1.7 Wartości udziału szczytu letniego zapotrzebowania KSE na moc elektryczną

w szczycie rocznym w latach 2005-2014 (źródło: ARE, PSE)

Według danych PSE rekordowe zapotrzebowanie na moc w szczycie letnim w KSE wystąpiło 30 lipca

2014 r. o godzinie 13.15 i wyniosło 21 804 MW. W związku z zachowaną tendencją szybkiego wzrostu

zapotrzebowania na moc w szczycie letnim w przeszłości, obecnie zakłada się powolne ale stopniowe

wygaszanie tego trendu.

Na rysunku 4.1.8 zostały przedstawione prognozy zapotrzebowania na moc szczytową

w perspektywie do 2025 r., według - PSE Innowacje (scenariusz bazowy), KAPE i ARE.

Rysunek 4.1.8 Porównanie prognoz zapotrzebowania na moc szczytową do 2025 r.

(źródło: PSE, KAPE)

0,5000

0,5500

0,6000

0,6500

0,7000

0,7500

0,8000

0,8500

0,9000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Ko

rela

cja

szczytu

le

tnie

go

do

zim

ow

eg

o w

la

tach

20

05

-2

01

3 z

lin

ią tre

nd

u

L a t a

szczyt letni / szczyt zimowy

Log. (szczyt letni / szczyt zimowy)

22

24

26

28

30

32

2015 2020 2025

GW

L a t a

prognoza ARE

prognoza KAPE

prognoza PSE Innowacje(scenariusz bazowy)



Prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) w latach 2015-2025 charakteryzuje się

średniorocznym wzrostem około 1,7%. Przyrost zapotrzebowania na moc w analizowanym przedziale

lat wynosi 18%, osiągając w 2025 r. poziom około 30 GW.

W prognozie KAPE średnioroczny wzrost w latach 2015-2025 utrzymuje się w tempie 1,8%, osiągając

w 2025 r. poziom 31 GW. Planowany wzrost w latach 2015-2025 to około 19%.

W prognozie ARE średnioroczne zapotrzebowanie na moc szczytową w latach 2015-2025 wynosi

1,2%. Wzrost w latach 2015-2025 jest na poziomie 13% i osiąga wartość około 29 GW.

Różnice pomiędzy prognozą ARE w 2025 r. wynosi około 1 GW względem prognozy PSE Innowacje

(scenariusz bazowy) i 2 GW do prognozy KAPE.

4.1.3. PRZEWIDYWANY ZAKRES DOSTARCZANIA ENERGII I PROGNOZA

ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC

Dla potrzeb PRSP 2016-2025 do planowania rozwoju sieci przesyłowej zostały przyjęte prognozy

zapotrzebowania na energię elektryczną i moc szczytową PSE Innowacje (scenariusz bazowy).

Poniżej podano podstawowe parametry tych prognoz.

4.1.3.1. Prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną

Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną wyrażona w wartościach bezwzględnych,

która została przyjęta do analiz przy budowie PRSP 2016-2025 została przedstawiona w poniższej

tabeli 4.1.1.

Tabela 4.1.1 Prognoza wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną dla potrzeb budowy PRSP 2016-2025

LATA 2005 2010 2015 2016 2020 2025

PSE Innowacje

(scenariusz

bazowy)

TWh

145,7 156,3 163,0 166,0 176,0 190,0

W perspektywie do 2025 r. planowany jest stabilny wzrost zapotrzebowania, które osiąga poziom

190 TWh. Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2015-2025 wynosi

1,5%, natomiast wzrost w tej dziesięciolatce to około 17%.

4.1.3.2. Prognozy zapotrzebowania na moc elektryczną

Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie rocznym, wyrażona w wartościach

bezwzględnych, która została przyjęta do analiz przy budowie PRSP 2016-2025 przedstawia poniższa

tabela 4.1.2.

Tabela 4.1.2 Prognoza wzrostu zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie rocznym dla potrzeb budowy

PRSP 2016-2025

LATA 2005 2010 2015 2016 2020 2025

PSE Innowacje

(scenariusz

bazowy)

GW

23,5 25,4 25,7 26,2 28,0 30,3

Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc szczytową w latach 2015-2025 wynosi 1,7%,

osiągając w 2025 r, poziom 30,3 GW.

W poniższej tabeli 4.1.3 przedstawiono prognozowane wartości bezwzględne zapotrzebowania na

moc elektryczną w szczycie letnim w latach 2015-2025.



Tabela 4.1.3 Prognoza wzrostu zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie letnim dla potrzeb budowy

PRSP 2016-2025

LATA 2005 2010 2015 2016 2020 2025

PSE Innowacje

(scenariusz

bazowy)

GW

19,0 20,6 22,1 22,7 24,8 27,5

Wzrost zapotrzebowania na moc elektryczną w przedziale lat 2015-2025 to około 24%. Przyrost

zapotrzebowania w szczycie letnim jest szybszy w porównaniu do szczytu rocznego. Dla szczytu

letniego średnioroczny wzrost wynosi 2,0% a dla szczytu rocznego 1,7%.

Wariantowe oceny możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc przeprowadzono dla okresów

miesięcznych, natomiast wariantowe oceny możliwości pokrycia zapotrzebowania na energię

elektryczną przeprowadzono dla okresów rocznych. Oceny zostały wykonane dla lat 2015 – 2025.

4.2.1. METODYKA ANALIZ BILANSOWYCH

Dla oceny możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc w perspektywie roku 2025 sporządzone

zostały bilanse mocy w układzie miesięcznym. Bilanse te sporządzono zgodnie z zasadami PKR.

Podstawowe założenia metodyczne określające zasady opracowywania PKR są następujące:

bilans wykonywany jest dla wartości średniomiesięcznych szczytów zapotrzebowania na moc

z dni roboczych. Wszystkie wartości ujęte w bilansie (ubytki, moce dyspozycyjne, obciążenie

i zapotrzebowanie) są wartościami średniomiesięcznymi dla dni roboczych,

do pokrycia średniomiesięcznego szczytowego zapotrzebowania na moc przyjmowane jest

10 % mocy osiągalnej farm wiatrowych. Współczynnik ten wyznaczono na podstawie danych

statystycznych dotyczących faktycznego wykorzystania zdolności wytwórczych farm

wiatrowych biorąc pod uwagę fakt, że dyspozycyjność źródeł wiatrowych jest silnie

uzależniona od bieżących warunków atmosferycznych i charakteryzuje się dużą zmiennością

oraz małą przewidywalnością w długim horyzoncie czasowym.

Parametrem kryterialnym do oceny wymaganego poziomu bezpieczeństwa pracy KSE w horyzoncie

długoterminowym jest nadwyżka mocy dyspozycyjnej dostępna dla OSP ponad prognozowane

krajowe zapotrzebowanie na moc. Wymagana nadwyżka mocy dyspozycyjnej dostępna dla OSP

w przypadku rocznych okresów planistycznych (zgodnie zapisami IRiESP), zatwierdzonej przez

Prezesa URE wynosi 18% uśrednionego miesięcznego zapotrzebowania na moc szczytową z dni

roboczych.

Dane do analiz w zakresie mocy źródeł wytwórczych pozyskano w wyniku przeprowadzonej

w końcu 2014 r. ankietyzacji krajowych przedsiębiorstw wytwórczych i inwestorów planujących

budowę nowych jednostek.

W analizach zaprezentowano dwa warianty pokrycia zapotrzebowania na moc szczytową i energię

elektryczną. W każdym z wariantów wyróżniono dwie składowe: stałą i zmienną.

Składowa stała – identyczna dla każdego wariantu zawiera:

Prognozy średniomiesięcznego szczytowego zapotrzebowania na moc czynną oraz roczną

prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną;

Harmonogram zmian mocy osiągalnej oraz planowaną produkcję energii elektrycznej:

4.2. WARIANTY POKRYCIA PROGNOZOWANEGO ZAPOTRZEBOWANIA NA

ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ NA LATA 2015 – 2025



- istniejących jednostek wytwórczych w elektrowniach zawodowych z uwzględnieniem zmian

w wyniku modernizacji i planowanych wycofań,

- elektrociepłowni zawodowych,

- elektrociepłowni przemysłowych i źródeł rozproszonych,

- elektrowni szczytowo – pompowych,

- elektrowni jądrowych,

- źródeł energetyki odnawialnej (OZE).

Składowa zmienna – różnicuje warianty pod kątem mocy osiągalnych nowych, systemowych

jednostek wytwórczych planowanych do budowy przez przedsiębiorstwa wytwórcze lub wymaganych

z powodów bilansowych.

W analizach uwzględniono i zaprezentowano dwa warianty rozwoju systemowych konwencjonalnych

źródeł wytwórczych:

wariant realistyczny – uwzględniający jednostki wytwórcze w budowie lub dla których

rozstrzygnięto postępowanie przetargowe na realizację inwestycji,

wariant wymagany – uwzględniający jednostki wytwórcze z wariantu realistycznego oraz

dodatkową moc niezbędną do utrzymania na wymaganym poziomie

dostępnej dla OSP mocy dyspozycyjnej w całym okresie

planistycznym.

4.2.2. WIELKOŚĆ ZDOLNOŚCI WYTWÓRCZYCH

SKŁADOWA STAŁA BILANSÓW POKRYCIA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ

ELEKTRYCZNĄ

Składowa stała obejmuje prognozy mocy osiągalnych oraz produkcji energii elektrycznej dla

poszczególnych rodzajów jednostek wytwórczych, które są identyczne dla rozpatrywanych wariantów.

JWCD cieplne

Prognozę zmian mocy osiągalnej (z uwzględnieniem planowanych wycofań i modernizacji

zwiększających moc zainstalowaną) oraz prognozę produkcji energii elektrycznej w istniejących dalej

JWCD cieplnych przedstawiono w tabeli 4.2.1.

Tabela 4.2.1 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w istniejących JWCD cieplnych

w latach 2015 – 2025

Rok 2015 2020 2025

Moc osiągalna JWCD cieplne MW 23 459 20 262 20 262

Produkcja energii elektrycznej GWh 115 580 112 728 113 140

W tabeli 4.2.2 przedstawiono skumulowane wartości wycofań mocy jednostek JWCD cieplnych.

Tabela 4.2.2 Skumulowane wielkości wycofań mocy w istniejących JWCD cieplnych w latach 2015 – 2025

Rok 2015 2020 2025

Skumulowane wycofania JWCD cieplnych MW - 3 438 3 438

nJWCD z grupy istniejących EC zawodowych

Prognozę zmian mocy osiągalnej (z uwzględnieniem planowanych wycofań) oraz prognozę produkcji

energii elektrycznej jednostek nJWCD z grupy elektrociepłowni zawodowych przedstawiono w tabeli



4.2.3. W tabeli 4.2.4 przedstawiono planowane wycofania mocy w źródłach nJWCD istniejących,

natomiast w tabeli 4.2.5 zaprezentowano sumaryczne zestawienie mocy jednostek nJWCD

planowanych do budowy oraz prognozę produkcji energii elektrycznej dla tych jednostek.

Tabela 4.2.3 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w nJWCD z grupy istniejących

elektrociepłowni zawodowych w latach 2015 – 2025

Rok 2015 2020 2025

Moc osiągalna nJWCD z grupy

istniejących EC zawodowych MW 6 557 5 435 5 136


Tabela 4.2.4 Skumulowane wielkości wycofań mocy w nJWCD z grupy istniejących elektrociepłowni

zawodowych w latach 2015 – 2025

Rok 2015 2020 2025

Skumulowane wycofania nJWCD

z grupy EC zawodowych MW - 1 122 1 421

Tabela 4.2.5 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w nJWCD z grupy nowych

elektrociepłowni zawodowych w latach 2015 – 2025

Rok 2015 2020 2025


nowych EC zawodowych MW 0 821 844

Produkcja energii elektrycznej GWh 0 4 685 4 830

nJWCD z grupy elektrociepłowni przemysłowych

Harmonogram zmian mocy osiągalnej nJWCD z grupy elektrociepłowni przemysłowych został

przedstawiony w tabeli 4.2.6. Przyjęto utrzymanie stałego poziomu mocy i produkcji energii

elektrycznej w zakresie obiektów węglowych. Założono ponadto, że przyrost mocy odbywał się będzie

w oparciu o źródła gazowe. Prognozę produkcji energii elektrycznej dla EC przemysłowych

opracowano na podstawie statystyki ARE.

Tabela 4.2.6 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w nJWCD z grupy

elektrociepłowni przemysłowych w latach 2015 – 2025

Rok 2015 2020 2025


EC przemysłowych MW 1 703 2 008 2 010


Farmy wiatrowe

Harmonogram zmian mocy osiągalnej FW jest zgodny z wynikami przeprowadzonych w PSE analiz

stanu bezpieczeństwa pracy KSE opracowanych dla wyznaczenia maksymalnego wolumenu mocy

FW możliwej do przyłączenia do krajowego systemu. W prognozie uwzględniono rozwój zarówno

lądowych jak i morskich farm wiatrowych. Zgodnie z założeniem analizy przyjęto, że do pokrycia

zapotrzebowania szczytowego na moc wykorzystane zostanie 10 % mocy osiągalnej farm wiatrowych.

W zakresie prognozy produkcji energii elektrycznej założono, że roczny czas wykorzystania mocy

farm lądowych jest na poziomie 1900 h (średni statystyczny czas wykorzystania dla roku 2013

wyliczony zgodnie z danymi pomiarowymi OSP) a dla farm morskich przyjęto czas wykorzystania



równy 3000 h. Prognoza zmian mocy osiągalnej FW oraz produkcji energii elektrycznej została

przedstawiona w tabeli 4.2.7.


FW w latach 2015 – 2025

Rok 2015 2020 2025

Moc osiągalna nJWCD z grupy FW MW 4 533 8 900 10 000


Źródła fotowoltaiczne

Harmonogram rozwoju źródeł fotowoltaicznych (dalej PV) przyjęto zgodnie ze scenariuszem

planowanym do zamieszczenia w nowej Polityce energetycznej dla Polski do 2050 roku. W analizach

przyjęto, że pokrycie zapotrzebowania szczytowego na moc przez te źródła odbywało będzie się

jedynie w okresie maj – sierpień. Dla tych miesięcy określono udział mocy osiągalnej PV w szczycie

obciążenia na poziomie ok 50%. W pozostałych miesiącach godzina występowania dobowego szczytu

zapotrzebowania na moc leży poza zakresem czynnej pracy PV i dla tych miesięcy w analizach

bilansowych nie uwzględniono generacji w tych źródłach. W zakresie produkcji energii elektrycznej

założono roczny czas wykorzystania mocy źródeł PV na poziomie ok. 1000 h. Prognoza zmian mocy

osiągalnej PV oraz produkcji energii elektrycznej została przedstawiona w tabeli 4.2.8.


PV w latach 2015 – 2025

Rok 2015 2020 2025

Moc osiągalna nJWCD z grupy PV MW 25 175 600

Produkcja energii elektrycznej GWh 25 175 600

Źródła na biomasę i biogaz

Harmonogram rozwoju źródeł na biomasę i biogaz opracowano na podstawie informacji uzyskanych

w badaniu ankietowym przeprowadzonym u wytwórców energii elektrycznej w 2014 roku oraz zgodnie

ze średnim wzrostem tych źródeł w latach 2011 – 2013. Sumaryczna moc tych źródeł jest zgodna

ze scenariuszem planowanym do zamieszczenia w nowej Polityce energetycznej dla Polski do 2050

roku. W zakresie prognozy produkcji energii elektrycznej założono, że roczny czas wykorzystania

mocy źródeł na biomasę i biogaz jest na poziomie 5300 h (średni statystyczny czas wykorzystania

mocy dla roku 2013). Prognoza zmian mocy osiągalnej źródeł na biomasę i biogaz oraz produkcji

energii elektrycznej została przedstawiona w tabeli 4.2.9.

Tabela 4.2.9 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w nJWCD z grupy źródeł na

biomasę i biogaz w latach 2015 – 2025

Rok 2015 2020 2025

Moc osiągalna nJWCD z grupy el. na

biomasę i biogaz MW 842 894 1 234




Elektrownie szczytowo-pompowe

Przyjęto utrzymanie obecnego potencjału JWCD z grupy ESP. W zakresie produkcji energii

elektrycznej przyjęto utrzymanie wytwarzania na poziomie roku 2013. Prognoza zmian mocy

osiągalnej JWCD z grupy ESP oraz produkcji energii elektrycznej została przedstawiona w tabeli

4.2.10.

Tabela 4.2.10 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w JWCD z grupy ESP

w latach 2015 – 2025

Rok 2015 2020 2025

Moc osiągalna JWCD z grupy ESP MW 1 696 1 696 1 696

Produkcja energii elektrycznej GWh 558 558 558

Elektrownie wodne przepływowe

W zakresie elektrowni wodnych przepływowych przyjęto przyrosty mocy zgodnie ze scenariuszem

planowanym do zamieszczenia w nowej Polityce energetycznej dla Polski do 2050 roku. W zakresie

produkcji energii elektrycznej założono, że dla źródeł istniejących utrzymana będzie produkcja z roku

2013, a dla jednostek nowych założono roczny czas wykorzystania mocy na poziomie 3900 h (średni

statystyczny czas wykorzystania mocy dla roku 2013). Prognoza zmian mocy osiągalnej oraz

produkcji energii elektrycznej nJWCD z grupy elektrowni wodnych przepływowych została

przedstawiona w tabeli 4.2.11.

Tabela 4.2.11 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w nJWCD z grupy elektrowni

wodnych przepływowych w latach 2015 – 2025

Rok 2015 2020 2025


el. wodnych przepływowych MW 670 700 725


Energetyka jądrowa

Zgodnie z przeprowadzoną w 2014 roku ankietyzacją, PGE S.A. przekazało zmodyfikowany,

w stosunku do Programu Polskiej Energetyki Jądrowej, scenariusz uruchomienia pierwszej polskiej

elektrowni jądrowej. Zgodnie z nim PGE S.A. planuje uruchomienie pierwszego bloku o mocy

z zakresu (700-1650) MW w 2029 roku.

Zapotrzebowanie szczytowe na moc

W analizach przyjęto, że zapotrzebowanie szczytowe zimowe przypada w miesiącu styczniu

natomiast zapotrzebowanie szczytowe letnie w lipcu.

SKŁADOWA ZMIENNA BILANSÓW POKRYCIA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC

Zgodnie z informacją zamieszczoną w rozdziale 4.2.1, warianty analiz różnią się wielkością mocy

nowych JWCD cieplnych. W analizach uwzględniono dwa warianty rozwoju tych źródeł. Poniżej

zamieszczono krótką charakterystyką każdego z wariantów. W zakresie jednostek wytwarzających

energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem (nJWCD z grupy elektrociepłowni zawodowych)

planowanych przez inwestorów do budowy w latach 2015 – 2025 nie dokonywano oceny ich realizacji.

Sumaryczna moc tych jednostek jest niższa od planowanych wycofań w elektrociepłowniach

istniejących, dlatego też założono, że z powodu konieczności odbudowy mocy z uwagi na wymagania

ciepłownicze inwestycje te zostaną zrealizowane.



Wariant realistyczny

Wariant realistyczny zaprezentowany w tabeli 4.2.12 dotyczy nowych JWCD cieplnych, które znajdują

się aktualnie w trakcie budowy lub dla których zakończono postępowanie przetargowe i podpisano

umowę na realizację prac budowlanych. W zakresie tego wariantu przedstawiono terminy oddania do

eksploatacji zgodne z deklaracjami inwestorów otrzymanymi w ramach badania ankietowego.

Tabela 4.2.12 Wariant realistyczny nowych źródeł systemowych (JWCD) przyjęty do analiz bilansu

pokrycia zapotrzebowania na moc

Inwestor Lokalizacja Termin

realizacji

Moc

[MW]

PKN Orlen S.A. Włocławek 2.2016 473

TAURON Wytwarzanie S.A. Stalowa Wola 5.2016 467

ENEA Wytwarzanie S.A. Kozienice 7.2017 1 075

PKN Orlen S.A. Płock 12.2017 596

PGE GiEK S.A. Opole 5 8.2018 900

TAURON Wytwarzanie S.A. Jaworzno 4.2019 910

PGE GiEK S.A. Opole 6 4.2019 900

PGE GiEK S.A. Turów 9.2019 496

Moc razem 5 817

Wariant wymagany

W wariancie wymaganym uwzględniono nowe JWCD cieplne ujęte w wariancie realistycznym oraz

dodatkową moc niezbędną do utrzymania odpowiedniego poziomu dostępnej dla OSP mocy

dyspozycyjnej w całym okresie planistycznym. Założono, że moc ta będzie sukcesywnie oddawana do

eksploatacji w okresie 2020 – 2025 w miarę narastających potrzeb będących efektem planowanych

wycofań istniejących mocy wytwórczych i prognozowanego wzrostu zapotrzebowania.

4.3.1. WARIANT REALISTYCZNY

W tabeli 4.3.1 przedstawiono bilans mocy dla wariantu realistycznego bez uwzględnienia środków

zaradczych poprawy bilansu możliwych do zastosowania przez OSP. Zaprezentowane wyniki i dane

liczbowe odnoszą się do stycznia i lipca, dla których prognozowane jest wystąpienie szczytu

zimowego i letniego na moc. Pozycje 1 – 5 przedstawiają zmiany mocy osiągalnych źródeł

wytwórczych, pozycje 6 – 10 zmiany mocy dyspozycyjnych tych źródeł uwzględniające planowe ubytki

mocy. W pozycjach 11 i 12 przedstawiono wartości prognozy zapotrzebowania na moc szczytową

oraz moc szczytową średniomiesięczną z dni roboczych. Zapotrzebowanie szczytowe

średniomiesięczne z dni roboczych jest podstawą do wyznaczenia kryterium bezpieczeństwa

systemu. Wynik bilansu mocy przedstawiony jest w pozycjach 13 – 15, przy czym dwie pierwsze

wielkości to wymagana przez OSP rezerwa mocy i rezerwa dostępna, natomiast w ostatniej różnica

pomiędzy tymi wielkościami. Dla różnicy tej (pozycja 15) wartości mniejsze od zera przedstawiają

niedobór wymaganego poziomu rezerwy mocy. Na rysunku 4.3.1 przedstawiono interpretację

4.3. BILANS MOCY, REZERWA MOCY, OPERATORSKIE ŚRODKI ZARADCZE



graficzną wyniku bilansu mocy dla wszystkich miesięcy w poszczególnych latach, przy czym wynika

z nich, że największe problemy bilansowe nie dotyczą miesięcy szczytowego zapotrzebowania, lecz

występują w okresie jesiennym, głównie we wrześniu.

Tabela 4.3.1 Bilans mocy dla wariantu realistycznego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego prognozy

zapotrzebowania na moc – bez środków zaradczych OSP [MW]

Lp. Wyszczególnienie 2015 2020 2025

I VII I VII I VII

1 Moc osiągalna JWCD 25155 25155 27775 27775 27775 27775

2 Moc osiągalna nJWCD (bez FW i PV)

9748 9761 9789 9826 9930 9941

3 Moc osiągalna nJWCD - FW 3836 4176 8182 8573 9908 9958

4 Moc osiągalna nJWCD - PV 15 20 148 163 522 565

5 Moc osiągalna JWCD i nJWCD

38753 39112 45893 46337 48135 48238

6 Moc dyspozycyjna JWCD 23248 21977 25683 24485 25683 24485

7 Przewidywane obciążenie nJWCD (bez FW i PV)

5761 2904 5707 2934 5695 3029

8 Przewidywane obciążenie nJWCD - FW 384 418 818 857 991 996

9 Przewidywane obciążenie nJWCD - PV 0 11 0 87 0 303

10 Moc dyspozycyjna dostępna dla OSP 29392 25309 32208 28363 32369 28813

11 Zapotrzebowanie na moc szczytową 25700 22100 28000 24800 30300 27500

12 Zapotrzebowanie na moc szczytową średniomiesięczne z dni roboczych

24461 21361 26650 23971 28839 26580

13 Wymagana przez OSP nadwyżka mocy 4403 3845 4797 4315 5191 4784

14 Nadwyżka mocy dostępna dla OSP 4931 3948 5558 4393 3529 2232

15 Niedobór (-) / nadmiar (+) wymaganej nadwyżki mocy

528 104 761 78 -1662 -2552



Rys. 4.3.1 Wynik bilansu mocy dla wariantu realistycznego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego

prognozy zapotrzebowania na moc – bez środków zaradczych OSP

W wariancie realistycznym bez środków zaradczych OSP przy prognozowanym na lata 2015 – 2025

średniorocznym wzroście zapotrzebowania na moc w wysokości 1,7% dla szczytu zimowego oraz

2,0% dla szczytu letniego, wielkość wymaganej i dostępnej dla OSP nadwyżki mocy w powyższym

okresie można scharakteryzować w następujący sposób:

W drugiej połowie 2015 roku oraz w całym okresie 2016 – 2018 występują niedobory wymaganej

nadwyżki mocy osiągające maksymalne wartości w miesiącu wrześniu. Maksymalny poziom tych

niedoborów zmienia się w przedziale 1500 – 2500 MW, przy czym najgorsza sytuacja bilansowa

występuje we wrześniu 2016 r.

W związku z zakończeniem procesu uruchamiania nowych jednostek wytwórczych objętych

wariantem realistycznym od grudnia 2018 r. do połowy 2021 r. utrzymywany będzie poziom

nadwyżki mocy na odpowiednim poziomie.

Od drugiej połowy 2021 roku do końca okresu objętego analizą (2025) obserwowane jest

sukcesywne pogorszenie sytuacji bilansowej systemu. We wrześniu 2025 wielkość niedoboru

wymaganej nadwyżki mocy dochodzi do 3500 MW.

Realizacja inwestycji tylko w zakresie jednostek wytwórczych ujętych w wariancie realistycznym,

przy zakładanym poziomie wycofań w źródłach istniejących pozwala na utrzymanie rezerwy mocy

w systemie na wymaganym poziomie tylko w krótkim, około trzy letnim przedziale czasowym 2019

– 2021, nie rozwiązując problemu niedoboru mocy w okresach 2015 – 2018 i od drugiej połowy

2021 do końca horyzontu analitycznego.

Identyfikując możliwość wystąpienia niedoborów nadwyżki mocy dostępnej dla OSP, PSE podjęły

działania, zmierzające do pozyskania dodatkowych środków poprawy bilansu mocy. Wśród nich

można wyróżnić podstawowe środki zaradcze oraz bieżące operatorskie środki zaradcze.

Podstawowe operatorskie środki zaradcze

Duży ubytek mocy związany z wycofywaniem bloków z eksploatacji, szczególnie istotny dla bilansów

mocy w latach 2016 – 2017 spowodował, że PSE podjęły działania w celu określenia możliwości

przedłużenia pracy jednostek planowanych do wycofania w postaci zakupu usługi RIZ na okres 2016

– 2017 z opcją przedłużenia do roku 2019. Sumaryczna moc jednostek wytwórczych w ramach

powyższej usługi to 830 MW i dotyczy: PGE S.A. dla bloków 1 i 2 w Elektrowni Dolna Odra oraz

-7000

-6000

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Nadmiar wymaganej nadwyżki mocy Niedobór wymaganej nadwyżki mocy Wymagana przez OSP nadwyżka mocy Nadwyżka mocy dostępna dla OSP

MW



TAURON S.A. dla bloków 3 i 6 w Elektrowni Siersza i bloku 8 w Elektrowni Stalowa Wola.

W prezentowanym dalej bilansie mocy założono wykorzystanie pełnego potencjału usługi RIZ

planowanej do zakupienia przez OSP w okresie 2016 – 2019.

Innym narzędziem poprawiającym sytuację w systemie energetycznym jest usługa DSR świadczona

przez odbiorców na rzecz OSP. W 2014 r. w konsekwencji przeprowadzonych przetargów publicznych

zawarto łącznie 8 umów na świadczenie usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP. Łączny

wolumen pozyskany w ramach tych umów objął 147 MW. Umowy te zostały podpisane z PGE

Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. oraz z firmą Enspirion Sp. z o.o., która pełni rolę

agregatora usług świadczonych przez kilkudziesięciu odbiorców. Udział w przetargu nowego

podmiotu, którym jest agregator, wskazuje na wystąpienie nowego modelu biznesowego, który

potwierdza istnienie na rynku potencjału redukcji, który może być wykorzystany nie tylko do celów

bilansowania na potrzeby OSP ale również na potrzeby przedsiębiorstw obrotu, czy w przyszłości

również OSD. Planowane są również działania w celu pozyskania większego wolumenu tej usługi.

W zaprezentowanym bilansie mocy przyjęto w roku 2015 możliwość obniżenia zapotrzebowania

szczytowego o 147 MW a od roku 2016 o 200 MW z tytułu wdrożenia usługi DSR.

Bieżące operatorskie środki zaradcze

Bieżące operatorskie środki zaradcze poprawy bilansu wykorzystane są przez OSP w sytuacjach

zagrożenia bezpieczeństwa pracy KSE. Wykorzystanie tych działań jest ograniczone czasowo

i bardzo niepewne, gdyż wynika z aktualnej sytuacji w systemie polskim i sąsiednich systemach

połączonych z KSE. Do bieżących operatorskich środków zaradczych zaliczane są:

Korekta pola remontowego JWCD - odpowiednia zmiana harmonogramu remontów

Przebieg krzywej bilansu mocy dla poszczególnych miesięcy wskazuje na możliwość uzyskania

pozytywnego efektu poprzez przesunięcie remontów z miesięcy letnich. Dotyczy to przede wszystkim

okresu, kiedy deficyt rezerw mocy dotyka tylko wybranych miesięcy. Potencjalne efekty można

szacować na ok. 200 MW.

Uruchomienie rezerw mocy w jednostkach nJWCD

W celu zapewnienia ciągłości i niezawodności dostaw energii elektrycznej, OSP zarządza

ograniczeniami systemowymi, m.in. poprzez zakup usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych.

Usługa ta służy do zapewnienia minimalnych, niezbędnych z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy

KSE, wielkości generacji mocy czynnej oraz mocy biernej w poszczególnych „miejscach sieci”

(węzłach lub obszarach skupiających określone węzły), z wykorzystaniem jednostek nJWCD. W celu

skutecznej i efektywnej realizacji zadań w zakresie zarządzania ograniczeniami systemowymi, OSP

zawiera umowy o świadczenie usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych z wytwórcami, których

jednostki muszą produkować energię w ilościach zdeterminowanych przez względy bezpieczeństwa

funkcjonowania KSE. Umowy o świadczenie usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych

zapewniają wymaganą z punktu widzenia bieżącego bezpieczeństwa KSE dyspozycyjność

określonych jednostek wytwórczych. W grudniu 2013 r. wszczęte zostały postępowania na

świadczenie usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych. Obecnie trwają negocjacje z tymi

wytwórcami zmierzające do ustalenia warunków świadczenia usług. Dodatkowo przeprowadzono

prace w zakresie oszacowania wielkości dostępnych rezerw mocy w elektrociepłowniach

przemysłowych. Pozytywne wyniki tych analiz pozwoliły OSP na wszczęcie postępowań i podjęcie

negocjacji w celu zapewnienia dostępu do dodatkowych rezerw mocy, z których OSP będzie mógł

skorzystać w przypadku braku wystarczających rezerw mocy do zbilansowania KSE. Poziom mocy

dyspozycyjnej w jednostkach nJWCD określa się na podstawie mocy zainstalowanej w tych źródłach

oraz średniego obciążenia. PSE uwzględniają źródła nJWCD w wykonywanych bilansach mocy.

Jednakże na podstawie doświadczeń lat ubiegłych, wielkość dodatkowej mocy, możliwej do

pozyskania przez OSP z jednostek nJWCD wynosi ok. 300 MW. Ta dodatkowa wielkość mocy

możliwej do pozyskania przez OSP traktowana jest jako bieżący operatorski środek zaradczy.



Okresowa praca z przeciążeniem.

Usługa ta jest świadczona na rzecz OSP przez zdolne do takiej pracy (JGWa). Praca z przeciążeniem

polega na prowadzeniu ruchu JGWa z obciążeniem powyżej jej mocy osiągalnej. Jest ona

kontraktowana w ramach porozumień w sprawie warunków świadczenia usług systemowych, które

stanowią wyodrębnioną część umów o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej. Ze względu

na stosunkowo niewielki wolumen mocy dostępnej obecnie dla OSP w ramach świadczonej usługi

praca z przeciążeniem (ok. 100 MW), OSP rozważa zmianę zasad jej nabywania tak, by zachęcić

wytwórców do jej świadczenia na rzecz OSP w szerszym zakresie.

Operatorski import energii

OSP zawarł z zagranicznymi operatorami systemów elektroenergetycznych umowy, które pozwalają

w szczególnych przypadkach, po wykorzystaniu wszystkich środków dostępnych w kraju, na

operatorski import energii. Można zakładać, że na podstawie tego typu umów, PSE mogą uzgodnić

w trybie operatorskim dostawy mocy na poziomie do 300 MW, jednakże dostępność tego typu pomocy

jest przede wszystkim bardzo ograniczona ilościowo oraz obarczona dużym ryzykiem braku

dostępności niezbędnej mocy w systemach sąsiednich (np. niekorzystne warunki pogodowe

powodujące problemy bilansowe mają przeważnie szerszy zasięg obszarowy).

Import mocy

Pewnym zabezpieczeniem poprawy sytuacji bilansowej może być również możliwość wykorzystania

transgranicznych zdolności przesyłowych, głównie przy wykorzystaniu istniejących połączeń ze

Szwecją, Ukrainą, a także Niemcami (po uruchomieniu przesuwników fazowych) oraz po

wybudowaniu nowego połączenia z Litwą. Należy jednak podkreślić, że wymiana mocy na

połączeniach transgranicznych dokonywana jest w oparciu o mechanizmy rynkowe. Ponadto należy

mieć na uwadze, że w przypadku wystąpienia problemów bilansowych w naszym kraju, Polska nie

miałaby żadnych gwarancji, że kraje sąsiednie będą posiadały odpowiednie nadwyżki mocy

wytwórczych, które mogłyby zostać przesłane do Polski. Z tego powodu długoterminowe analizy

bilansowe, w opinii OSP, powinny zakładać samowystarczalność kraju w zakresie pokrycia

zapotrzebowania na moc.

Na rysunku 4.3.2 przedstawiono wynik bilansu mocy dla wariantu realistycznego z uwzględnieniem

podstawowych środków zaradczych – RIZ i DSR. W analizach tych nie uwzględniono bieżących

operatorskich środków zaradczych, gdyż są one środkami doraźnymi, a możliwość ich wykorzystania

w danej sytuacji w systemie nie jest pewna i wynika z aktualnych uwarunkowań i ich faktycznej

dostępności. Niemniej, przy formułowaniu wniosków z wykonywanych analiz bilansów mocy,

szczególnie w zakresie określania potrzeb budowy nowych wytwórczych, uwzględniano możliwość

zastosowania operatorskich środków zaradczych.



Rys. 4.3.2 Wynik bilansu mocy dla wariantu realistycznego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego

prognozy zapotrzebowania na moc – z uwzględnieniem podstawowych środków zaradczych OSP

Z uwagi na fakt, że do 2020 roku terminy zakończenia budowy nowych jednostek wg wariantu

realistycznego są późniejsze niż wystąpienie największych potrzeb, dla zachowania nadwyżki mocy

na wymaganym poziomie, konieczne będzie zastosowanie przez OSP podstawowych środków

zaradczych poprawy bilansu. Zakup usługi RIZ, pozwoli na przesunięcie terminu wycofania

z eksploatacji istniejących jednostek wytwórczych, przewidzianych do likwidacji do końca 2015 r.,

przez co nastąpi poprawa bilansu mocy w KSE w latach 2016 – 2019. Analizy wskazują, że okresem

wystąpienia największych potrzeb na usługę RIZ są lata 2016 – 2018. Pomimo zastosowania

podstawowych środków zaradczych wystąpią okresy, w których będzie zachodziła konieczność

wykorzystania bieżących środków zaradczych poprawy bilansu. Należy jednakże podkreślić wysoką

niepewność możliwości skorzystania z tej usługi, szczególnie w odniesieniu długoterminowym.

W wariancie realistycznym po roku 2021 w będzie następowało stopniowe pogarszanie zdolności

bilansowych. Niedobór mocy dyspozycyjnej w roku 2025 osiągnie poziom ok. 3500 MW. W związku

z powyższym w latach 2022 – 2025 konieczne będzie uruchomienie dodatkowych mocy wytwórczych

ponad jednostki realizowane w ramach wariantu realistycznego.

4.3.2. WARIANT WYMAGANY

W wariancie wymaganym określono poziom dodatkowych mocy wytwórczych (ponad wartość mocy

dla wariantu realistycznego) niezbędnych do uruchomienia w celu wypełnienia wymagań określonych

kryterium bezpieczeństwa w ramach metodyki PKR. Założono, że moc dodatkowa będzie

sukcesywnie oddawana do eksploatacji w okresie 2022 – 2025 w miarę narastających potrzeb

będących efektem planowanych wycofań istniejących mocy wytwórczych i prognozowanego wzrostu

zapotrzebowania. W wariancie tym uwzględniono podstawowe środki zaradcze OSP – RIZ dla lat

2016 – 2019 oraz DSR od roku 2015. Nie uwzględniano natomiast bieżących operatorskich środków

zaradczych poprawy bilansu. Zestawienie przyrostu nowych mocy dla wariantu wymaganego

przedstawiono na rysunku 4.3.3, na którym kolorem niebieskim zaznaczono moc wg wariant

realistycznego natomiast kolorem czerwonym moc dodatkową wymaganą do oddania do eksploatacji

w okresie 2022 – 2025. Na rysunku 4.3.4 przedstawiono wynik bilansu mocy dla wariantu

wymaganego z uwzględnieniem podstawowych środków zaradczych – RIZ i DSR.

-7000

-6000

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000


2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


MW



Rys. 4.3.3 Sumaryczne zestawienie przyrostu nowych mocy systemowych dla wariantu wymaganego

Tabela 4.3.2 Sumaryczne przyrosty nowych mocy dla wariantu wymaganego [MW]

Rok 2020 2025

Moc dodatkowa 0 2 500

Moc w wariancie wymaganym 5 800 8 300

Rys. 4.3.4 Wynik bilansu mocy dla wariantu wymaganego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego

prognozy zapotrzebowania na moc – z uwzględnieniem podstawowych środków zaradczych OSP

W wariancie wymaganym, przy uwzględnieniu podstawowych środków zaradczych, w okresie 2022 –

2025 pożądany przyrost dodatkowej mocy osiąga poziom około 2000-2500 MW. Zaprezentowane na

rys. 4.3.4, dla niektórych miesięcy okresu 2020 – 2025, zbyt małe poziomy rezerwy mocy mogłyby

w razie wystąpienia takiej potrzeby być pokryte poprzez wykorzystanie usługi bieżących operatorskich

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

Moc dodatkowa, która łącznie z mocą warianturealistycznego określa wariant wymagany

Wariant realistyczny

Rok

MW

-7000

-6000

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000


2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


MW



środków zaradczych i importu. Jednakże, jak już wspomniano w opisie tej usługi, z bieżących środków

zaradczych korzysta się doraźnie, a możliwość wykorzystania ich w odległym horyzoncie nie jest

pewna i wynika z aktualnych uwarunkowań i ich faktycznej dostępności. Podobna sytuacja dotyczy

możliwości skorzystania z importu mocy.

4.4.1. WARIANT REALISTYCZNY

Tabela 4.4.1 Bilans energii elektrycznej dla wariantu realistycznego [TWh]


1 JWCD 117 155 154

2 nJWCD cieplne 33 35 34

3 nJWCD OZE 15 24 29

4 Razem 165 214 218

5 Zapotrzebowanie na energię elektryczną

163 176 190

Rys. 4.4.1 Bilans energii elektrycznej dla wariantu realistycznego

W wariancie realistycznym przy prognozowanym średniorocznym wzroście zapotrzebowania na

energię elektryczną w wysokości 1,5%, analiza bilansowa wykazuje, że sumaryczne zdolności

produkcyjne jednostek wytwórczych są wyższe niż prognozowane zapotrzebowanie na energię

elektryczną w całym horyzoncie planistycznym. W związku z powyższym nie tylko nie powinny

występować problemy związane z pokryciem zapotrzebowania na energię elektryczną, ale może się

utrzymywać potencjalna nadwyżka produkcyjna.

0

50

100

150

200

250

300

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

JWCD

nJWCD cieplne

nJWCD OZE

Zapotrzebowanie na energię elektryczną

TWh

TWh

4.4. BILANS ENERGII ELEKTRYCZNEJ



4.4.2. WARIANT WYMAGANY

Tabela 4.4.2 Bilans energii elektrycznej dla wariantu wymagalnego [TWh]


1 JWCD 117 155 171

2 nJWCD cieplne 33 35 34

3 nJWCD OZE 15 24 29

4 Razem 165 214 234

5 Zapotrzebowanie na

energię elektryczną 163 176 190

Rys. 4.4.2 Bilans energii elektrycznej dla wariantu wymaganego

Warunki pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną w wariancie wymaganym do roku 2019 są

porównywalne z warunkami wariantu realistycznego. Po 2020 roku dzięki oddaniu do eksploatacji

nowych jednostek wytwórczych warunki te ulegną poprawie. W całym horyzoncie planistycznym nie

powinno być problemów z pokryciem zapotrzebowania na energię elektryczną.

W ramach przeprowadzonego w końcu 2014 roku badania ankietowego istniejących wytwórców

i nowych inwestorów, w zakresie dotyczącym planów budowy nowych systemowych jednostek

wytwórczych, dokonano aktualizacji planowanych terminów oddania do eksploatacji oraz docelowej

mocy poszczególnych źródeł, dla których OSP wydał warunki przyłączenia lub podpisał umowy

o przyłączenie. W poniższym zestawieniu zaprezentowano zaktualizowane informacje o planowanych

inwestycjach, dla których zostały wydane warunki przyłączenia.

Wydanie warunków przyłączenia wiąże się z przeprowadzeniem przez OSP szczegółowych analiz

sieciowych, w których m.in. oceniana jest proponowana lokalizacja w kontekście jej wpływu na pracę

0

50

100

150

200

250

300

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

JWCD

nJWCD cieplne

nJWCD OZE

Zapotrzebowanie na energię elektryczną

TWh

TWh

4.5. PREFEROWANE LOKALIZACJE I STRUKTURA NOWYCH ŹRÓDEŁ



sieci oraz identyfikowane są działania w zakresie wymaganej rozbudowy lub modernizacji

infrastruktury sieciowej. Biorąc pod uwagę aktualne lokalizacje krajowych źródeł wytwórczych

(umiejscowione głównie w centralnej i południowej Polsce) preferowanymi lokalizacjami dla nowych

elektrowni są obszary, na których nie występuje znacząca generacja mocy. Dotyczy to przede

wszystkim obszaru północnej Polski oraz aglomeracji miejskich. Jednocześnie, biorąc pod uwagę

planowane wycofania istniejących źródeł wytwórczych oraz istniejącą infrastrukturę sieciową

zbudowaną dla wyprowadzenia mocy z wycofywanych bloków, zasadna jest lokalizacja (odbudowa)

nowych jednostek wytwórczych również w istniejących lokalizacjach. W tym kontekście, analizując

planowane źródła wytwórcze dla których zostały wydane warunki przyłączenia oraz zostały zawarte

umowy o przyłączenie należy stwierdzić, że wszystkie rozpatrywane lokalizacje spełniają wyżej

wymienione uwarunkowania. Należy przy tym podkreślić, że warunki przyłączenia do KSE dla tych

jednostek wytwórczych były przedmiotem szczegółowych analiz przeprowadzonych przez OSP.

Podsumowując, realizacja wszystkich poniżej zaprezentowanych inwestycji przewyższa

prognozowane do 2025 r. potrzeby na nowe moce systemowe i nie wymaga poszukiwania przez OSP

lokalizacji dla dodatkowych źródeł wytwórczych. Sumaryczna moc poniższych źródeł wynosi

ok. 13 000 MW i jest wyższa o ok. 5 000. MW od maksymalnych potrzeb dla roku 2025 określonych

w wariancie wymaganym.

Struktura nowych źródeł wytwórczych w podziale na paliwo produkcyjne, dla których określono

warunki przyłączenia przedstawia się następująco:

Węgiel kamienny 6 871 MW, w tym:

ENEA Wytwarzanie S.A. - Kozienice 1075

PGE GiEK S.A. - Opole 5 900

PGE GiEK S.A. - Opole 6 900

TAURON Wytwarzanie S.A. - Jaworzno 910

Polenergia Elektrownia Północ Sp. z o.o. - Północ 1 793

Polenergia Elektrownia Północ Sp. z o.o. - Północ 2 793

GDF Suez Energia Polska S.A. - Łęczna 500

ENERGA SA - Ostrołęka 1000

Węgiel brunatny 496 MW, w tym:

PGE GiEK S.A. - Turów 496

Gaz ziemny 5 608 MW, w tym:

TAURON Wytwarzanie S.A. - Stalowa Wola 467

PKN Orlen S.A. - Włocławek 473

PKN Orlen S.A. - Płock 596

PGNiG TERMIKA SA - Żerań 450

Grupa Azoty Zakłady Azotowe Puławy S.A. - Puławy 830

PGE GiEK S.A. - Bydgoszcz 437

Fortum Power and Heat Polska Sp. z o.o - Wrocław 425

ENERGA SA - Gdańsk 456

ENERGA SA - Grudziądz 874

EDF Polska S.A. - Gdańsk 600

Razem 12 975 MW



Planowana struktura mocy nowych źródeł systemowych w roku 2025, w ujęciu procentowym została

przedstawiona na Rys. 4.5.1.

Rys. 4.5.1 Struktura mocy nowych źródeł systemowych w roku 2025 wynikająca z wydanych warunków

przyłączenia

1. Z uwagi na konieczność utrzymania wymaganego poziomu rezerwy mocy w KSE niezbędna

jest budowa do 2020 r. nowych systemowych źródeł wytwórczych o sumarycznej mocy ok.

6 tys. MW. Biorąc pod uwagę obecnie prowadzone działania inwestycyjne w zakresie budowy

nowych jednostek wytwórczych można stwierdzić, że ich sumaryczna moc odpowiada

zidentyfikowanym potrzebom.

2. Z uwagi na fakt, że terminy oddawania do eksploatacji budowanych jednostek wg wariantu

realistycznego są późniejsze niż wystąpienie największych potrzeb, dla zachowania nadwyżki

mocy na wymaganym poziomie, konieczne będzie zastosowanie przez OSP w latach 2016 –

2018 podstawowych środków zaradczych poprawy bilansu, szczególnie usługi RIZ, która

pozwoli na przesunięcie terminu wycofania z eksploatacji istniejących jednostek wytwórczych,

przewidzianych do likwidacji do końca 2015 r.

3. Pomimo zastosowania podstawowych środków zaradczych wystąpią okresy, w których będzie

zachodziła konieczność wykorzystania bieżących środków zaradczych poprawy bilansu mocy.

Należy jednakże podkreślić wysoką niepewność możliwości skorzystania z tej usługi,

szczególnie w odległym horyzoncie.

4. W okresie 2022 – 2025, pomimo uwzględnienia w bilansie mocy podstawowych środków

zaradczych OSP, zaistnieje potrzeba wybudowania dodatkowych jednostek systemowych

o sumarycznej mocy ok. 2000-2500 MW. Biorąc pod uwagę również jednostki oddane do

eksploatacji w latach 2015 – 2019, całkowite potrzeby uruchomienia nowych mocy

systemowych w okresie 2015 – 2025 należy szacować na poziom ok 8-8,5 tys. MW.

5. Niezależnie od wariantu bilansu mocy, zdolności wytwórcze krajowych źródeł gwarantują

w całym analizowanym okresie pokrycie zapotrzebowania na energię elektryczną.

53%

4%

43%Węgiel kamienny

Węgiel brunatny

Gaz ziemny

4.6. WNIOSKI



W rozdziale przedstawiono tabele planowanych zamierzeń dla dwóch okresów pięcioletnich 2016 –

2020 (Tabela 5.1) i 2021 – 2025 (Tabela 5.2). Zamierzenia w tabelach zestawione są wg

następujących grup:

Grupa I - w tej grupie ujęto zamierzenia z zakresu teleinformatyki;

Grupa II - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z budową i rozbudową obiektów sieci

przesyłowej;

Grupa III - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z modernizacją obiektów sieci przesyłowej;

Grupa IV - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z budynkami i budowlami;

Grupa V - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z zakupami gotowych dóbr inwestycyjnych;

Grupa VI - w tej grupie ujęto zamierzenia na etapie przygotowania inwestycji lub zadania

których realizacja uzależniona jest od decyzji inwestora;

W każdej tabeli dla zamierzeń z Grupy I do V podano planowane lata rozpoczęcia i zakończenia

zamierzenia. Zamierzenia ujęte w Grupie VI Tabeli 5.1 w przyszłości, w zależności od decyzji

Inwestorów mogą zostać przesunięte do Grupy II lub III.

Tabela 5.1 Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie 2016-2020

Grupa i

nr Nazwa zamierzenia/zadania.

Okres realizacji

Planowany rok

rozpoczęcia

Planowany rok

zakończenia

1 2 3 4

I Teleinformatyka

I.1 Rozwój systemów teleinformatycznych w obszarze zarządzania rynkiem

energii

I.1.1 Opracowanie i wdrożenie narzędzi informatycznych wspierających

bilansowanie handlowo-techniczne 2006 2017

I.2 Budowa systemu informatycznego obsługi mechanizmów zarządzania pracą

systemu elektroenergetycznego opartych na pełnym modelu sieci 2014 2018

I.3 Dostawa i wdrożenie Nowego Systemu Centralnego SCADA/EMS 2016 2019

I.4 Zakup oprogramowania i licencji producentów oprogramowania zadanie stałe zadanie stałe

I.5 Zakup i wdrożenie systemów wspomagania zarządzania przedsiębiorstwem

(EOD, Workflow, Analityczno-Decyzyjne, itp.)

I.5.1 Zakup i wdrożenie systemu Elektronicznego Obiegu Dokumentów 2013 2016

I.5.2 Rozwój systemów opartych na rozwiązaniach SAP zadanie stałe zadanie stałe

I.5.3 Wdrożenie w Grupie Kapitałowej PSE systemu do planowania finansowego i

raportowania zarządczego w środowisku SAP 2013 2016

I.6

Modernizacja pomieszczeń telekomunikacyjnych obiektów PSE S.A. w

zakresie klimatyzacji i zasilania 48 V DC wraz z zapewnieniem zdalnego

nadzoru

2013 2020

I.7 Modernizacja urządzeń sieci teletransmisyjnej 2013 2016

I.8 Rozwój platformy sprzętowej systemów informatycznych PSE S.A.

I.8.1 Platforma sprzętowa systemów informatycznych PSE S.A. zadanie stałe zadanie stałe

I.9 Modernizacja makiet synoptycznych w ODM-ach 2016 2016

I.10 Budowa systemów bezpieczeństwa teleinformatycznego

na stacjach elektroenergetycznych 2014 2018

I.11 Wdrożenie systemu monitorowania bezpieczeństwa teleinformatycznego

klasy SIEM w Grupie Kapitałowej PSE 2013 2018

ROZDZIAŁ 5. WYKAZ ZAMIERZEŃ I ZADAŃ INWESTYCYJNYCH W OKRESIE

<2016 – 2025> (ART. 16 UST 2) (ART. 16 UST.7 PKT 7)



Grupa i


Okres realizacji

Planowany rok

rozpoczęcia

Planowany rok

zakończenia

1 2 3 4

I.12 Budowa portalu intranetowego dla Grupy Kapitałowej PSE 2015 2016

I.13 Modernizacja sieci LAN w siedzibach Oddziałów PSE S.A. 2015 2018

I.14 Modernizacja sieci LAN w CPD PSE S.A. 2016 2018

I.15 Rozbudowa centralnego systemu przetwarzania danych bilingowych 2016 2016

I.16 Budowa centralnych systemów pozyskiwania i archiwizacji nagrań służb

dyspozytorskich 2017 2017

I.17 Dostawa i wdrożenie Systemu Informacji Przestrzennej

w skali kraju 2015 2016

II Budowa i rozbudowa stacji i linii elektroenergetycznych

ROZBUDOWA WĘZŁA CENTRALNEGO

II.1 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Pątnów

wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Kromolice-Pątnów 2015 2021

II.2 Budowa linii 400 kV Pątnów-Jasiniec 2014 2020

II.3 Rozbudowa stacji 220/110 kV Adamów 2016 2018

BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ

II.4 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 220/110 kV Piaseczno 2015 2019

II.5 Budowa stacji 220/110 kV Praga (Żerań) wraz z wprowadzeniem linii 220 kV

Miłosna-Mory 2016 2022

II.6 Budowa linii 400 kV Kozienice-Ołtarzew 2014 2022

II.7 Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów wraz z rozbudową stacji 400 kV

Stanisławów i stacji 400/220/110 kV Ostrołęka - etap II

II.7.1 Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów

wraz z wprowadzeniem do stacji 400(220)/110 kV Wyszków 2015 2021

II.7.2 Rozbudowa stacji 400 kV Stanisławów 2015 2021

II.7.3 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Ostrołęka - etap II 2015 2021

II.8

Budowa stacji 400(220)/110 kV Wyszków

/poprzednia nazwa: Budowa stacji 400/110 kV Wyszków wraz z

wprowadzeniem linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów/

2016 2021

II.9 Budowa linii 400 kV Kozienice-Siedlce Ujrzanów 2013 2019

II.10 Rozbudowa stacji 400/110 kV Siedlce Ujrzanów 2015 2019

II.11 Rozbudowa stacji 400/110 kV Płock 2013 2016

BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI

W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU

II.12 Rozbudowa stacji 220/110 kV Bydgoszcz Zachód o rozdzielnię 400 kV 2015 2019

II.13 Rozbudowa stacji 220/110 kV Piła Krzewina o rozdzielnię 400 kV 2015 2019

II.14

Rozbudowa i modernizacja stacji Piła Krzewina w związku z wprowadzeniem

linii 400 kV, instalacją transformatora 400/110 kV oraz urządzeń do

kompensacji mocy biernej

2018 2021

II.15 Budowa linii 400 kV Bydgoszcz Zachód-Piła Krzewina 2012 2019

II.16

Rozbudowa rozdzielni 400 kV i 110 kV w stacji 400/220/110 kV Dunowo

wraz z instalacją transformatorów 400/110 kV 450 MVA

/poprzednio 2 zadania: Rozbudowa rozdzielni 400 kV

i 110 kV w stacji 400/220/110 kV Dunowo oraz Montaż autotransformatora

400/110 kV 450 MVA w stacji 400/220/110 kV Dunowo/

2015 2018

II.17 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Olsztyn Mątki 2015 2019

II.18 Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Olsztyn Mątki 2013 2018



Grupa i


Okres realizacji

Planowany rok

rozpoczęcia

Planowany rok

zakończenia

1 2 3 4

BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI SZCZECIŃSKIEJ

II.19 Budowa linii 220 kV Glinki-Recław 2013 2018

II.20 Rozbudowa stacji 220/110 kV Glinki 2013 2016

II.21 Rozbudowa stacji 110 kV Recław o rozdzielnię 220 kV 2015 2019

BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU

II.22 Rozbudowa stacji 400/110 kV Tarnów wraz z instalacją urządzeń do

kompensacji mocy biernej 2015 2018

II.23 Budowa linii 400 kV Chełm-Lublin Systemowa 2015 2021

II.24 Rozbudowa stacji 220/110 kV Chełm 2017 2021

II.25 Rozbudowa stacji 400/110 kV Lublin Systemowa 2016 2021

II.26 Rozbudowa i modernizacja stacji 750/400/110 kV Rzeszów

wraz z instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej 2015 2020

II.27 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220/110 kV Kozienice

w zakresie rozdzielni 400 kV 2014 2017

BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU

II.28 Budowa linii 400 kV Mikułowa- Świebodzice 2016 2022

II.29 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Mikułowa w związku

z wprowadzeniem linii 400 kV 2019 2022

II.30 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Świebodzice

dla wprowadzenia linii 400 kV Mikułowa-Świebodzice 2019 2022

II.31

Budowa linii 400 kV od stacji 400/110 kV Czarna do stacji 220/110 kV

Polkowice wraz z rozbudową stacji Polkowice o rozdzielnię 400 kV i

rozbudową stacji Czarna w zakresie rozdzielni 400 kV

II.31.1 Budowa linii 400 kV od stacji 400/110 kV Czarna do stacji

220/110 kV Polkowice 2013 2018

II.31.2 Rozbudowa stacji 220/110 kV Polkowice o rozdzielnię 400 kV 2013 2018

II.31.3 Rozbudowa stacji 400/110 kV Czarna w zakresie rozdzielni 400 kV 2013 2018

II.32 Rozbudowa rozdzielni 400 kV w stacji 400/110 kV Ostrów wraz z instalacją

urządzeń do kompensacji mocy biernej 2014 2018

II.33 Budowa linii 400 kV Mikułowa-Czarna 2015 2021

II.34 Budowa linii 400 kV Czarna-Pasikurowice 2015 2021

II.35 Rozbudowa stacji 400/110 kV Pasikurowice 2017 2021

II.36 Wykonanie układu automatyki odciążającej w rozdzielni

220 kV stacji Mikułowa 2015 2016

II.37 Budowa linii 400 kV Baczyna-Plewiska 2016 2022

II.38 Rozbudowa stacji 400/110 kV Baczyna dla wprowadzenia

linii 400 kV Baczyna-Plewiska 2019 2022

BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ

II.39

Budowa stacji 400/220 kV Podborze wraz z wprowadzeniem linii 220 kV:

Kopanina-Liskovec, Bujaków-Liskovec, Bieruń-Komorowice, Czeczott-

Moszczenica oraz linii 400 kV Nosovice-Wielopole

2015 2021

II.40 Budowa linii 2 × 400 + 220 kV Byczyna-Podborze 2015 2021

II.41 Rozbudowa stacji 220/110 kV Skawina o rozdzielnię 400 kV i 110 kV wraz z

wprowadzeniem linii 2 x 400 kV Tarnów-Tucznawa, Rzeszów-Tucznawa

II.41.1 Rozbudowa stacji 220/110 kV Skawina o rozdzielnię 400 kV i 110 kV 2013 2017

II.41.2 Budowa linii 400 kV Skawina-nacięcie linii Tarnów-Tucznawa, Rzeszów-

Tucznawa 2013 2017



Grupa i


Okres realizacji

Planowany rok

rozpoczęcia

Planowany rok

zakończenia

1 2 3 4

POŁĄCZENIE TRANSGRANICZNE NA PRZEKROJU SYNCHRONICZNYM

POLSKA - NIEMCY

II.42 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220 kV Krajnik 2014 2020

II.43 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220/110 kV Mikułowa 2014 2018

PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ

WYTWÓRCZYCHW CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU

II.44 Rozbudowa stacji Stanisławów dla przyłączenia FW Korytnica 2015 2016


WYTWÓRCZYCH W PÓŁNOCNEJ CZĘŚCI KRAJU

II.45 Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia farm wiatrowych: FW

Kukowo-Dargoleza i FW Drzeżewo IV 2016 2019

II.46 Budowa linii 400 kV Grudziądz Węgrowo-Pelplin-Gdańsk Przyjaźń 2014 2020

II.47 Budowa stacji 400/110 kV Gdańsk Przyjaźń wraz

z wprowadzeniem jednego toru linii 400 kV Gdańsk Błonia-Żarnowiec 2015 2020

II.48 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Grudziądz Węgrowo 2014 2019

II.49 Budowa stacji 400(220)/110 kV Pelplin wraz z instalacją transformatora

220/110 kV 2014 2019

II.50 Budowa linii 400 kV Jasiniec-Grudziądz Węgrowo 2014 2020

II.51 Rozbudowa stacji 220/110 kV Jasiniec o rozdzielnię 400 kV

/poprzednia nazwa: Budowa rozdzielni 400 kV w stacji 220/110 kV Jasiniec/ 2015 2020

II.52 Budowa linii 400 kV Gdańsk Przyjaźń-Żydowo Kierzkowo 2013 2020

II.53 Budowa linii 400 kV Dunowo -Żydowo Kierzkowo 2016 2022

II.54 Budowa linii 400 kV Piła Krzewina-Żydowo Kierzkowo 2016 2022

II.55 Budowa linii 400 kV Piła Krzewina-Plewiska 2015 2021

II.56 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Dunowo dla wprowadzenia toru nr 1 linii

400 kV Dunowo -Żydowo Kierzkowo 2018 2022

II.57 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Plewiska 2018 2021

II.58 Budowa linii 400 kV Żydowo Kierzkowo-Słupsk 2013 2020

II.59 Budowa stacji 400/110 kV Żydowo Kierzkowo wraz z instalacją

transformatora 220/110 kV 2013 2020

II.60 Budowa stacji 400/110 kV Baczyna wraz z wprowadzeniem linii 400 kV

Krajnik-Plewiska 2015 2021

II.61 Budowa linii 400 kV Baczyna-Krajnik 2015 2021


WYTWÓRCZYCH W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU

II.62 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 220/110 kV Piła Krzewina dla

przyłączenia farm wiatrowych: FW Krzewina i FW Chwiram 2012 2016

II.63 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 220/110 kV Ząbkowice

dla przyłączenia transformatora 220/110 kV i FW Paczków 2016 2018

II.64 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 400/220/110 kV Mikułowa dla

przyłączenia FW Mikułowa 1 2016 2017

II.65 Rozbudowa rozdzielni 400 kV w stacji 400/220 kV Krajnik

dla przyłączenia FW Krajnik 2014 2020

II.66 Rozbudowa rozdzielni 400 kV w stacji 400/110 kV Kromolice

dla przyłączenia FW Wielkopolska 2016 2018



Grupa i


Okres realizacji

Planowany rok

rozpoczęcia

Planowany rok

zakończenia

1 2 3 4


WYTWÓRCZYCH W POŁUDNIOWEJ CZĘŚCI KRAJU

II.67 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 220/110 kV Groszowice 2013 2016

II.68 Rozbudowa stacji 220/110 kV Blachownia wraz z wprowadzeniem linii

220 kV Groszowice-Kędzierzyn 2016 2021

II.69 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji Dobrzeń

dla przyłączenia FW Bąków II 2016 2017

PRZYŁĄCZENIE BLOKU NR 11 ENEA WYTWARZANIE Sp. z o.o.

DO STACJI 400/220/110 kV KOZIENICE

II.70 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Kozienice w związku z przyłączeniem

bloku nr 11 ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. 2014 2017

PRZYŁĄCZENIE BLOKU O MOCY 244 MW DO STACJI POMORZANY

II.71 Budowa linii 220 kV Pomorzany - nacięcie linii Krajnik-Glinki 2014 2017

II.72 Rozbudowa stacji 110 kV Pomorzany o rozdzielnię 220 kV 2014 2017

PRZYŁĄCZENIE BLOKÓW 5 i 6 ELEKTROWNI OPOLE

DO STACJI 400/110 kV DOBRZEŃ

II.73 Rozbudowa stacji 400/110 kV Dobrzeń 2015 2019

II.74 Budowa linii 400 kV Dobrzeń-nacięcie linii Pasikurowice-Wrocław 2012 2016

PRZYŁĄCZENIE BLOKU WYTWÓRCZEGO JAWORZNO II DO STACJI

BYCZYNA

II.75 Rozbudowa i modernizacja stacji Byczyna wraz z wprowadzeniem linii 400

kV Tucznawa-Tarnów (Skawina) 2013 2017

PRZYŁĄCZENIE WYTWÓRNI GAZÓW TECHNICZNYCH W TURKU

II.76 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 220/110 kV Adamów

dla przyłączenia wytwórni gazów technicznych 2014 2016

POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE

II.77 Wdrożenie systemów ochrony technicznej stacji 2006 2019

II.78 Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej w stacjach: Narew,

Olsztyn Mątki, Ostrów, Rzeszów, Siedlce Ujrzanów, Tarnów 2014 2017

III Modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych

MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO

III.1 Modernizacja linii 220 kV Adamów-Konin tor I 2018 2021

III.2 Modernizacja linii 220 kV Adamów-Konin tor II 2019 2022

III.3 Modernizacja stacji 220/110 kV Konin 2015 2021

III.4 Modernizacja linii 220 kV Rogowiec-Pabianice 2017 2020

III.5 Modernizacja linii 220 kV Janów-Rogowiec, Rogowiec-Piotrków 2016 2020

III.6 Modernizacja stacji 400/220 kV Rogowiec w zakresie rozdzielni 400 kV 2018 2022

III.7 Modernizacja stacji 400/220 kV Rogowiec w zakresie rozdzielni 220 kV 2015 2021

III.8 Modernizacja linii 220 kV Janów-Zgierz-Adamów 2016 2021

III.9 Modernizacja stacji 220/110 kV Pabianice 2013 2016


III.10 Dostosowanie linii 220 kV Ołtarzew-Mory do większych przesyłów mocy

(likwidacja ograniczeń zwisowych) 2016 2018


III.11 Modernizacja linii 220 kV Morzyczyn-Police - etap I 2014 2016

III.12 Modernizacja odkupionej od ENEA Operator Sp. z o.o.

linii 220 kV Morzyczyn-Recław 2016 2021

III.13 Przebudowa linii 220 kV Krajnik-Glinki 2015 2021



Grupa i


Okres realizacji

Planowany rok

rozpoczęcia

Planowany rok

zakończenia

1 2 3 4


III.14 Modernizacja stacji 400/110 kV Ostrowiec 2016 2020

III.15 Modernizacja stacji 220/110 kV Rożki 2016 2020

III.16 Modernizacja stacji 220/110 kV Chmielów 2016 2020

III.17 Modernizacja stacji 220/110 kV Mokre 2013 2016


III.18 Modernizacja linii 220 kV Mikułowa-Leśniów 2016 2021

III.19 Modernizacja stacji 220/110 kV Żukowice 2015 2018

III.20 Modernizacja stacji 220/110 kV Leśniów - etap II 2015 2019

BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI POZNAŃSKIEJ

III.21 Modernizacja stacji 220/110 kV Leszno Gronowo - etap II 2016 2019

III.22

Uruchomienie drugiego toru linii 400 kV Kromolice-Plewiska wraz z

utworzeniem gwiazdy 220 kV relacji Plewiska-Konin

z odczepem do Poznań Południe

2016 2019

III.23 Modernizacja stacji 220/110 kV Czerwonak 2015 2019


III.24 Modernizacja stacji 220/110 kV Halemba 2013 2017

III.25 Modernizacja linii 220 kV Byczyna-Jamki, Byczyna-Koksochemia 2015 2019

III.26 Modernizacja obwodów pierwotnych w stacji 220 kV Bujaków wraz z

dostosowaniem obwodów wtórnych 2014 2017

III.27 Modernizacja obwodów pierwotnych rozdzielni 220 kV w stacji Klikowa 2014 2016

III.28

Modernizacja stacji 400/220/110 kV Joachimów /poprzednio 2 zadania:

Przygotowanie infrastruktury do posadowienia autotransformatora 400/220

kV 500 MVA w stacji Joachimów oraz Wymiana odłączników 400 kV w stacji

400/220/110 kV Joachimów wraz z dostosowaniem obwodów wtórnych i

układem lokalizacji miejsca zwarcia/

2015 2019

III.29 Modernizacja stacji 400/110 kV Tucznawa 2016 2019

III.30 Modernizacja linii 220 kV Blachownia-Łagisza w związku

z przyłączeniem FW Lubrza i FW Paczków 2016 2019

III.31 Modernizacja stacji 220 kV Koksochemia 2014 2016


III.32 Modernizacja populacji transformatorów - etap III 2010 2016

III.33 Modernizacja populacji transformatorów - etap V 2013 2018

III.34 Modernizacja populacji transformatorów - etap VI 2015 2020

III.35 Modernizacja populacji transformatorów - etap VII 2018 2022

III.36 Program wymiany transformatorów w zakresie zapewnienia jednostek

rezerwowych 2016 2018

III.37 Program wymiany izolatorów na liniach i stacjach elektroenergetycznych NN 2015 2018

III.38 Wdrożenie Zespołów Eksploatacyjnych (ZES) 2014 2016

III.39 Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych

OPGW na wybranych liniach 220 kV i 400 kV - etap I (pakiet I) 2015 2016

III.40 Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych

OPGW na wybranych liniach 220 kV i 400 kV - etap II 2016 2021

III.41

Program likwidacji zagrożeń w pracy transformatorów sieciowych oraz ich

wpływu na infrastrukturę stacji poprzez prewencyjną wymianę izolatorów

przepustowych - etap II i III

2016 2021

III.42 Montaż dodatkowych urządzeń zabezpieczających kanalizację stacyjną 2014 2016

IV Budynki i budowle



Grupa i


Okres realizacji

Planowany rok

rozpoczęcia

Planowany rok

zakończenia

1 2 3 4

V Zakup gotowych dóbr inwestycyjnych

V.1 ZGDI - Departament Administracji zadanie stałe zadanie stałe

V.2 ZGDI - Departament Teleinformatyki zadanie stałe zadanie stałe

V.3 ZGDI - Departament Eksploatacji 2016 2017

VI Finansowanie prac związanych z przygotowaniem zamierzeń i zadań

inwestycyjnych

ROZBUDOWA I MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO

VI.1 Modernizacja linii 220 kV Pątnów-Konin w celu dostosowania do

zwiększonych przesyłów mocy

VI.2 Rozbudowa stacji 220/110 kV Janów o rozdzielnię 400 kV

wraz z wprowadzeniem linii Rogowiec-Płock

VI.3 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Rogowiec 2


VI.4 Modernizacja linii 400 kV Płock-Miłosna (Ołtarzew) w celu dostosowania do


VI.5 Rozbudowa stacji 400/110 kV Mościska

BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNEJ CZĘŚCI KRAJU

VI.6 Modernizacja linii 2 x 400 kV Żarnowiec-Gdańsk/Gdańsk Przyjaźń-Gdańsk

Błonia w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

VI.7 Wymiana autotransformatorów w stacji 220/110 kV Olsztyn I wraz z

dostosowaniem infrastruktury

BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECIW PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ CZĘŚCI

KRAJU

VI.8 Budowa stacji 400/110 kV Elbląg wraz z wprowadzeniem linii

400 kV Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki

VI.9

Przełączenie linii 220 kV Piła Krzewina-Bydgoszcz Zachód-Jasiniec na

napięcie 400 kV wraz z dostosowaniem stacji Piła Krzewina i stacji

Bydgoszcz Zachód do pracy na napięciu

400 kV


W PÓŁNOCNO-ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU

VI.10 Modernizacja linii 400 kV Morzyczyn –Dunowo -Słupsk-Żarnowiec

VI.11 Modernizacja linii 400 kV Krajnik-Baczyna na odcinkach wykorzystujących

istniejące linie 400 kV Krajnik-Morzyczyn, Krajnik-Plewiska

VI.12

Uruchomienie na napięciu 400 kV toru linii 400 kV Krajnik-Baczyna wraz z

rozbudową stacji 400/110 kV Baczyna

i instalacją transformatora 400/220 kV


VI.13 Modernizacja linii 220 kV Krajnik-Morzyczyn

VI.14 Modernizacja linii 400 kV Krajnik-Morzyczyn w celu dostosowania do


VI.15 Modernizacja linii 220 kV Morzyczyn-Police - etap II


VI.16 Modernizacja stacji 400/220/110 kV Kozienice

w zakresie rozdzielni 220 kV i 110 kV

VI.17 Modernizacja stacji 400/220/110/15 kV Połaniec

w zakresie rozdzielni 110 kV i 15 kV

VI.18 Modernizacja linii 220 kV Kielce-Radkowice

VI.19 Modernizacja stacji 220/110 kV Ełk



Grupa i


Okres realizacji

Planowany rok

rozpoczęcia

Planowany rok

zakończenia

1 2 3 4

VI.20 Modernizacja stacji 400/110 kV Narew w zakresie obwodów wtórnych


VI.21 Budowa linii 400 kV Pasikurowice-Dobrzeń-Joachimów

VI.22 Modernizacja linii 220 kV Mikułowa-Polkowice w celu dostosowania do



VI.23 Podwieszenie drugiego toru 400 kV na linii Ostrów-Kromolice


VI.24 Modernizacja stacji 220/110 kV Kędzierzyn

VI.25 Modernizacja stacji 220/110 kV Komorowice

VI.26 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Łagisza/ Wrzosowa

VI.27 Modernizacja linii 220 kV Byczyna-Siersza

VI.28 Modernizacja linii 220 kV Wielopole-Moszczenica

VI.29 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Łośnice

VI.30 Rozbudowa stacji (400)/220/110 kV Skawina w celu przełączenia bloku

nr 3 El. Skawina

POŁĄCZENIE TRANSGRANICZNE NA PRZEKROJU SYNCHRONICZNYM

POLSKA - NIEMCY

VI.31 Rozbudowa połączeń transgranicznych pomiędzy systemami

elektroenergetycznymi Polski i Niemiec

POŁĄCZENIE TRANSGRANICZNE NA PRZEKROJU

ASYNCHRONICZNYM POLSKA - UKRAINA

VI.32 Uruchomienie linii 750 kV Rzeszów-Chmielnicka

PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY ZE ŹRÓDEŁ

WYTWÓRCZYCH W PÓŁNOCNEJ I ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU

VI.33 Rozbudowa stacji 400/110 kV Gdańsk Błonia dla przyłączenia bloku EC

Wybrzeże oraz bloku G-P EC Gdańsk

VI.34 Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia

MFW Bałtyk Środkowy III i FW Wierzbięcin

VI.35 Rozbudowa stacji 400/110 kV Żarnowiec

dla przyłączenia MFW Baltica-3

VI.36 Rozbudowa stacji 400/110 kV Baczyna dla przyłączenia

FW Strzelce Krajeńskie II

VI.37 Rozbudowa stacji 400/110 kV Pasikurowice dla przyłączenia bloku EC

Wrocław

VI.38 Modernizacja linii 400 kV Grudziądz Węgrowo-Płock

w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

VI.39 Modernizacja linii 220 kV Grudziądz Węgrowo-Toruń Elana


VI.40 Modernizacja linii 400 kV Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki


VI.41 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Olsztyn Mątki

dla przyłączenia FW Olsztyn Mątki

VI.42 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 400/220/110 kV Mikułowa dla

przyłączenia FW Mikułowa

VI.43 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/220/110 kV Mikułowa dla



Grupa i


Okres realizacji

Planowany rok

rozpoczęcia

Planowany rok

zakończenia

1 2 3 4

przyłączenia FW Sulików

VI.44 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 220/110 kV Świebodzice

dla przyłączenia FW Udanin II


WYTWÓRCZYCH WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU

VI.45 Rozbudowa stacji 400/110 kV Ełk Bis dla przyłączenia FW Grajewo


WYTWÓRCZYCH W POŁUDNIOWEJ CZĘŚCI KRAJU

VI.46 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Wielopole dla przyłączenia FW Silesia

VI.47 Rozbudowa stacji 220/110 kV Kopanina dla przyłączenia Zakładu RE Alloys

VI.48 Modernizacja stacji 400/220/110 kV Wielopole dla przyłączenia

transformatora potrzeb ogólnych TR 4 w El. Rybnik

PRZYŁĄCZENIE BLOKU GAZOWO-PAROWEGO EL. KONIN

VI.49 Rozbudowa stacji 220/110 kV Konin

PRZYŁĄCZENIE PKP ENERGETYKA

VI.50 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 220/110 kV Mory

dla przyłączenia PKP Energetyka

PRZYŁĄCZENIE BLOKU EL. ŁĘCZNA

DO STACJI 400/110 kV LUBLIN SYSTEMOWA

VI.51 Rozbudowa stacji 400/110 kV Lublin Systemowa

PRZYŁĄCZENIE BLOKU ZAKŁADÓW AZOTOWYCH "PUŁAWY" S.A. DO

STACJI 400/220 kV PUŁAWY AZOTY

VI.52 Budowa linii 400 kV od stacji Puławy Azoty

do nacięcia linii Kozienice-Lublin Systemowa

VI.53 Budowa linii 400 kV od stacji Puławy Azoty

do nacięcia linii Kozienice-Ostrowiec

VI.54 Budowa stacji 400/220 kV Puławy Azoty

PRZYŁĄCZENIE BLOKU nr 11 EL. TURÓW

VI.55 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Mikułowa

PRZYŁĄCZENIE BLOKU EC BYDGOSZCZ

VI.56 Rozbudowa stacji 400(220)/110 kV Jasiniec

PRZYŁĄCZENIE LINII 110 kV ENERGA-OPERATOR S.A.

VI.57 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/220/110 kV Gdańsk I dla

przyłączenia linii 110 kV ENERGA-OPERATOR S.A.

PRZYŁĄCZENIE LINII 110 kV PGE Dystrybucja S.A.

DO STACJI 400/110 kV KROSNO ISKRZYNIA

VI.58 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/110 kV Krosno Iskrzynia dla

przyłączenia linii 110 kV PGE Dystrybucja S.A.

PRZYŁĄCZENIE LINII 110 kV PGE Dystrybucja S.A.

DO STACJI 400/110 kV MOŚCISKA

VI.59 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/110 kV Mościska dla przyłączenia

linii 110 kV PGE Dystrybucja S.A.


VI.60 Modernizacja stacji przekształtnikowej AC/DC Słupsk

VI.61 Budowa budynku magazynowego w stacji 400/220/110 kV Gdańsk I

VI.62 Modernizacja i przystosowanie zaplecza magazynowego

w stacji elektroenergetycznej 400/110 kV Tucznawa

VI.63 Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej - etap II



Grupa i


Okres realizacji

Planowany rok

rozpoczęcia

Planowany rok

zakończenia

1 2 3 4

VI.64 Zakup centralnego systemu monitoringu dla nowych autotransformatorów,

przesuwników fazowych i dławików

VI.65 Budowa ekranów akustycznych w stacji 220/110 kV Olsztyn I

VI.66 Przystosowanie stacji Mościska, Kielce, Adamów, Wielopole, Rokitnica,

Łośnice, Tarnów do zdalnego sterowania i nadzoru

VI.67 Rozbudowa systemów ochrony technicznej dla wybranych stacji NN

VI.68

Zakup, dostawa i montaż jednostek regulacyjnych kąta fazowego napięcia

do pracy z autotransformatorami AT1 i AT2 400/220 kV o mocy 500 MVA

w stacji 400/220 kV Joachimów

Suma planowanych nakładów w latach 2016 do 2020 wynosi 7 080 mln zł w cenach stałych 2015 roku

w tym w grupie II – 5 491 mln zł.



Tabela 5.2 Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie 2021-2025

Lp. Nazwa zamierzenia/zadania

Okres realizacji

Planowany rok rozpoczęcia

Planowany rok zakończenia

1 2 4 5

I Teleinformatyka

I.4 Zakup oprogramowania i licencji producentów oprogramowania zadanie stałe zadanie stałe

I.5.2 Rozwój systemów opartych na rozwiązaniach SAP zadanie stałe zadanie stałe

I.8.1 Platforma sprzętowa systemów informatycznych PSE S.A. zadanie stałe zadanie stałe

II Budowa i rozbudowa stacji i linii elektroenergetycznych

ROZBUDOWA WĘZŁA CENTRALNEGO

II.1 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Pątnów wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Kromolice-Pątnów

2015 2021


II.5 Budowa stacji 220/110 kV Praga (Żerań) wraz z wprowadzeniem linii 220 kV Miłosna-Mory

2016 2022

II.6 Budowa linii 400 kV Kozienice-Ołtarzew 2014 2022

II.7 Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów wraz z rozbudową stacji 400 kV Stanisławów i stacji 400/220/110 kV Ostrołęka - etap II

II.7.1 Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów wraz z wprowadzeniem do stacji 400(220)/110 kV Wyszków

2015 2021

II.7.2 Rozbudowa stacji 400 kV Stanisławów 2015 2021

II.7.3 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Ostrołęka - etap II 2015 2021

II.8 Budowa stacji 400(220)/110 kV Wyszków /poprzednia nazwa: Budowa stacji 400/110 kV Wyszków wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów /

2016 2021

BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ

CZĘŚCI KRAJU

II.14 Rozbudowa i modernizacja stacji Piła Krzewina w związku z wprowadzeniem linii 400 kV, instalacją transformatora 400/110 kV oraz urządzeń do kompensacji mocy biernej

2018 2021


II.23 Budowa linii 400 kV Chełm-Lublin Systemowa 2015 2021

II.24 Rozbudowa stacji 220/110 kV Chełm 2017 2021

II.25 Rozbudowa stacji 400/110 kV Lublin Systemowa 2016 2021


II.28 Budowa linii 400 kV Mikułowa-Świebodzice 2016 2022

II.29 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Mikułowa w związku z wprowadzeniem linii 400 kV

2019 2022

II.30 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Świebodzice dla wprowadzenia linii 400 kV Mikułowa-Świebodzice

2019 2022

II.33 Budowa linii 400 kV Mikułowa-Czarna 2015 2021

II.34 Budowa linii 400 kV Czarna-Pasikurowice 2015 2021

II.35 Rozbudowa stacji 400/110 kV Pasikurowice 2017 2021

II.37 Budowa linii 400 kV Baczyna-Plewiska 2016 2022

II.38 Rozbudowa stacji 400/110 kV Baczyna dla wprowadzenia linii 400 kV Baczyna-Plewiska

2019 2022


II.39 Budowa stacji 400/220 kV Podborze wraz z wprowadzeniem linii 220 kV: Kopanina-Liskovec, Bujaków-Liskovec, Bieruń-Komorowice, Czeczott-Moszczenica oraz linii 400 kV Nosovice-Wielopole

2015 2021

II.40 Budowa linii 2 × 400 + 220 kV Byczyna-Podborze 2015 2021

PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH

ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W PÓŁNOCNEJ CZĘŚCI KRAJU

II.53 Budowa linii 400 kV Dunowo-Żydowo Kierzkowo 2016 2022

II.54 Budowa linii 400 kV Piła Krzewina-Żydowo Kierzkowo 2016 2022

II.55 Budowa linii 400 kV Piła Krzewina-Plewiska 2015 2021

II.56 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Dunowo dla wprowadzenia toru nr 1 linii 400 kV Dunowo-Żydowo Kierzkowo

2018 2022

II.57 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Plewiska 2018 2021

II.60 Budowa stacji 400/110 kV Baczyna wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Krajnik-Plewiska

2015 2021

II.61 Budowa linii 400 kV Baczyna-Krajnik 2015 2021




Okres realizacji



1 2 4 5

PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W POŁUDNIOWEJ CZĘŚCI KRAJU

II.68 Rozbudowa stacji 220/110 kV Blachownia wraz z wprowadzeniem linii 220 kV Groszowice-Kędzierzyn

2016 2021


II.79 Rozbudowa stacji 220/110 kV Janów o rozdzielnię 400 kV wraz z wprowadzeniem linii Rogowiec-Płock

2021 2025


II.80 Rozbudowa stacji 400/110 kV Mościska 2022 2026

BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ

CZĘŚCI KRAJU

II.81 Budowa stacji 400/110 kV Elbląg wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki

2022 2026


II.82 Budowa linii 400 kV Pasikurowice-Dobrzeń-Joachimów 2021 2030


II.83 Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej - etap II 2021 2024

III Modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych

MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO

III.1 Modernizacja linii 220 kV Adamów-Konin tor I 2018 2021

III.2 Modernizacja linii 220 kV Adamów-Konin tor II 2019 2022

III.3 Modernizacja stacji 220/110 kV Konin 2015 2021

III.6 Modernizacja stacji 400/220 kV Rogowiec w zakresie rozdzielni 400 kV

2018 2022

III.7 Modernizacja stacji 400/220 kV Rogowiec w zakresie rozdzielni 220 kV

2015 2021

III.8 Modernizacja linii 220 kV Janów-Zgierz-Adamów 2016 2021


III.12 Modernizacja odkupionej od ENEA Operator Sp. z o.o. linii 220 kV Morzyczyn-Recław

2016 2021

III.13 Przebudowa linii 220 kV Krajnik-Glinki 2015 2021


III.18 Modernizacja linii 220 kV Mikułowa-Leśniów 2016 2021


III.35 Modernizacja populacji transformatorów - etap VII 2018 2022

III.40 Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych OPGW na wybranych liniach 220 kV i 400 kV - etap II

2016 2021

III.41 Program likwidacji zagrożeń w pracy transformatorów sieciowych oraz ich wpływu na infrastrukturę stacji poprzez prewencyjną wymianę izolatorów przepustowych - etap II i III

2016 2021


III.43 Modernizacja linii 220 kV Pątnów-Konin w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2022 2024

III.44 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Rogowiec 2 2021 2023


III.45 Modernizacja linii 400 kV Płock-Miłosna (Ołtarzew) w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2022 2025

BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNEJ CZĘŚCI KRAJU

III.46 Modernizacja linii 2 x 400 kV Żarnowiec-Gdańsk/Gdańsk Przyjaźń-Gdańsk Błonia w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2022 2025

III.47 Wymiana autotransformatorów w stacji 220/110 kV Olsztyn I wraz z dostosowaniem infrastruktury

2023 2023


W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU

III.48 Przełączenie linii 220 kV Piła Krzewina-Bydgoszcz Zachód-Jasiniec na napięcie 400 kV wraz z dostosowaniem stacji Piła Krzewina i stacji Bydgoszcz Zachód do pracy na napięciu 400 kV

2021 2023


W PÓŁNOCNO-ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU

III.49 Modernizacja linii 400 kV Morzyczyn-Dunowo-Słupsk-Żarnowiec 2022 2025

III.50 Modernizacja linii 400 kV Krajnik-Baczyna na odcinkach wykorzystujących istniejące linie 400 kV Krajnik-Morzyczyn, Krajnik-Plewiska

2023 2023




Okres realizacji



1 2 4 5

III.51 Uruchomienie na napięciu 400 kV toru linii 400 kV Krajnik-Baczyna wraz z rozbudową stacji 400/110 kV Baczyna i instalacją transformatora 400/220 kV

2023 2024


III.52 Modernizacja linii 220 kV Krajnik-Morzyczyn 2023 2023

III.53 Modernizacja linii 400 kV Krajnik-Morzyczyn w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2023 2023

III.54 Modernizacja linii 220 kV Morzyczyn-Police - etap II 2022 2022


III.55 Modernizacja stacji 400/220/110 kV Kozienice w zakresie rozdzielni 220 kV i 110 kV

2021 2025

III.56 Modernizacja stacji 400/220/110/15 kV Połaniec w zakresie rozdzielni 110 kV i 15 kV

2022 2025

III.57 Modernizacja linii 220 kV Kielce-Radkowice 2021 2023


III.58 Modernizacja linii 220 kV Mikułowa-Polkowice w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2022 2025


III.59 Podwieszenie drugiego toru 400 kV na linii Ostrów-Kromolice 2022 2022


III.60 Modernizacja stacji 220/110 kV Kędzierzyn 2023 2025

III.61 Modernizacja stacji 220/110 kV Komorowice 2023 2023

III.62 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Łagisza/ Wrzosowa 2021 2023

III.63 Modernizacja linii 220 kV Byczyna-Siersza 2021 2023

III.64 Modernizacja linii 220 kV Wielopole-Moszczenica 2021 2023

III.65 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Łośnice 2021 2023

PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY

ZE ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W PÓŁNOCNEJ I ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU

III.66 Modernizacja linii 400 kV Grudziądz Węgrowo-Płock w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2022 2024

III.67 Modernizacja linii 220 kV Grudziądz Węgrowo-Toruń Elana w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2022 2023

III.68 Modernizacja linii 400 kV Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2022 2025


III.69 Modernizacje odtworzeniowe sieci przesyłowej 2023 2025

V Zakup gotowych dóbr inwestycyjnych

V.1 ZGDI - Departament Administracji zadanie stałe zadanie stałe

V.2 ZGDI - Departament Teleinformatyki zadanie stałe zadanie stałe

VI Finansowanie prac związanych z przygotowaniem zamierzeń i zadań

inwestycyjnych

VI.1 Nowe punkty redukcyjne NN/110 kV

VI.2 Budowa trzeciego połączenia Polska – Niemcy

VI.3 Przyłączenie 1 bloku Elektrowni jądrowej do KSE

VI.4 Przyłączenie Elektrowni Gubin do KSE

VI.5 Przyłączenie Elektrowni Szczytowo – Pompowej Młoty

VI.6 Budowa morskich sieci przesyłowych („Szyna Bałtycka”)

VI.7 Pozostałe niezblokowane

Modernizacja linii 400 kV Gdańsk Błonia – Olsztyn Mątki

Modernizacja linii 220 kV Blachownia – Groszowice

VI.8 Połączenie transgraniczne na przekroju asynchronicznym Polska - Ukraina

Uruchomienie linii 750 kV Rzeszów-Chmielnicka

Suma planowanych nakładów w latach 2021 do 2025 wynosi 6 434,7 mln zł w cenach stałych 2015

roku, w tym w grupie II – 4 294,5 mln zł.

Suma planowanych nakładów w latach 2016 do 2025 wynosi 13 514,7 mln zł w cenach stałych 2015

roku, w tym w grupie II – 9 785,6 mln zł.



Opisane kierunki rozbudowy sieci przesyłowej wynikają z trwających, lecz niepotwierdzonych

formalnymi dokumentami działań albo niezakończonych analiz. Ujęte w niniejszym rozdziale kierunki

rozbudowy sieci przesyłowej wynikają z:

1. Analiz realizowanych razem z operatorami sieci dystrybucyjnych w kwestii budowy nowych

punktów sprzęgających sieć przesyłową z siecią dystrybucyjną;

2. Analiz w zakresie budowy trzeciego połączenia z Republiką Federalną Niemiec i budową

elektrowni Gubin;

3. Brakiem ostatecznej decyzji o lokalizacji EJ i wynikającym stąd brakiem formalnego wniosku o

określenie warunków przyłączenia EJ do sieci przesyłowej;

4. Brakiem decyzji inwestora w kwestii budowy ESP Młoty;

5. Prac analitycznych lub innowacyjnych w kwestii budowy morskich sieci przesyłowych oraz

magazynów energii.

W Rozdziale 5, w tabeli Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych, w części VI Przygotowanie ujęto

grupy zamierzeń ujętych w kierunkach rozbudowy sieci przesyłowej. Wstępnie określony kształt sieci

przesyłowej uwzgledniający zamierzenia opisane w niniejszym rozdziale przedstawiono na rysunku

6.1.

Rys. 6.1 Wstępnie określony kształt sieci przesyłowej uwzgledniający zamierzenia wynikające z kierunków rozwoju

PKW

BYD

CZE

PPD

MON

GLN

PLC

GOR

DUN

SLK

ZRC

GBL

GDA

GRU

TEL

WLA

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

PDEMSK

SOC

LSN

LESZUK

POL

CRN

MIK

HAG

VIE

MOR

KOZ

ROZPuławy

LSY

ABR CHS

BIA

OSC

DOB

STW

CHM

PEL

RZE

BGC

KPK

RAD

KIE

JAN

PIO

PAB

ZGI

BEKTRE

ROG

JOA

ANI

HCZ

WRZ

LOS

TAW

ATA

KLA

KRIZAP

BUJ

SKA

WAN

LUASIE

KHK

ROK

GRO

DBN

BLA

KED

ZBK

SWI

PAS

BOG

CPC

ALB

NOSLIS

KOM

KAT JAM

TCN

LAG

KRA

LEM

ROS

HAL

WTO

PIA

MKR ZAM

BYCKOP

BIR

WIE

CZT

PLO

WRC

KRM

REC

STO

OLT

CHAKierunki rozwoju sieci przesyłowej

ELK

NAROST

MIL

- linia 400 kV czasowo pracująca na napięciu 220 kV




LEGENDA



- obiekty sieci przesyłowej ujęte w kierunkach rozwoju

NAROST

ALY

Łomża Systemowa

EKB

150 MVAr

3x50 MVAr

SDU

MIL

Stanisławów

100 MVAr

OSR100 MVAr

PLP

100 MVAr

ZDK

150 MVAr

100 MVAr

POM

POL

BCS

PRG

PBO

MOS

PRB

GDP

PLE

WYS

JAS

ELS

Jarosław

Wronki

Zielona Góra

Czechnica

Żagań(Żary)

Pawłowice

Działdowo

KutnoGubin

Eisen-hüttenstadt

Młoty

ZGC

ROZDZIAŁ 6. KIERUNKI ROZBUDOWY SIECI PRZESYŁOWEJ PO 2025 ROKU

ZAPEWNIAJĄCE NIEZAWODNOŚĆ SYSTEMU

ELEKTROENERGETYCZNEGO (ART. 16 UST. 8)



Zdefiniowany w niniejszym dokumencie rozwój sieci przesyłowej przewiduje budowę licznych nowych

sprzężeń pomiędzy siecią przesyłową 400 i 220 kV oraz siecią dystrybucyjną 110 kV. Dotyczy to

zarówno wzmacniania powiązań istniejących, jak również uruchamiania nowych punktów

redukcyjnych. Sumaryczna moc transformacji NN/110 kV planowanych tylko w nowych lokalizacjach

wynosi ok. 4500 MVA (łączny przyrost zdolności przesyłowych pomiędzy siecią NN i 110 kV wynosi

blisko. 9800 MVA).

Zaplanowane nowe powiązania NN/110 kV nie stanowią zamkniętej planistycznie listy, a ewentualna

budowa kolejnych sprzężeń stanowi perspektywiczny kierunek rozwoju sieci zamkniętej NN i 110 kV.

Dotyczy to zarówno rozbudowy istniejących (planowanych) stacji NN (po określeniu odpowiednich

powiązań z siecią 110 kV), jak również budowy punktów redukcyjnych w nowych lokalizacjach.

Powyższe wymagać będzie uzgodnień z OSD celem skoordynowania działań w zakresie budowy

nowych sieci OSP i OSD.

Do potencjalnych nowych sprzężeń sieci przesyłowej NN z siecią dystrybucyjną 110 kV należą:

a. Ujęte w niniejszym PRSP stacje NN:

na obszarze działania PGE Dystrybucja S.A.:

– 400/110 kV Łomża;

– 400/110 kV Stanisławów;

– 400(220)/110 kV Puławy;

na obszarze działania Energa Operator S.A:

– 400/110 kV Gdańsk Przyjaźń;

b. SE w nowych lokalizacjach:

na obszarze działania PGE Dystrybucja S.A.:

– 400/110 kV Jarosław (Przemyśl) – zasilany nową linią Rzeszów – Jarosław (Przemyśl)

lub z linii 750 kV Rzeszów - Chmielnicka;

na obszarze działania Tauron Dystrybucja S.A.:

– 400/110 kV Czechnica (Oława);

– 400/110 kV Pawłowice;

na obszarze działania Enea Operator Sp. z o.o.:

– 400/110 kV Wronki;

– 400/110 kV Zielona Góra;

– 220/110 kV Żagań (Żary);

na obszarze działania Energa Operator SA:

– 400/110 kV Działdowo;

– 220/110 kV Kutno;

Planowane, nowe punkty redukcyjne NN/110 kV zaznaczono na rysunku 6.1.

Realizacja ww. sprzężeń sieci NN i 110 kV będzie uzależniona od ewentualnych zmian w zakresie

przewidywanych obecnie uwarunkowań systemowych, w tym w szczególności prognozowanego

przyrostu zapotrzebowania na moc poszczególnych obszarów KSE. Z uwagi na zmienność

uwarunkowań makroekonomicznych i systemowych determinujących potrzeby rozwoju systemu

elektroenergetycznego przewiduje się cykliczną realizację (wspólnie z OSD) prac analitycznych

i koncepcyjnych w tym zakresie. Pomimo, iż na chwilę obecną inwestycje te są traktowane jako

potencjalne kierunki rozwoju do realizacji w perspektywie po roku 2025, to nie wyklucza się jednak ich

przyspieszenia w przypadku zaistnienia odpowiednich okoliczności.

Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 1 280 mln zł.

6.1. NOWE PUNKTY REDUKCYJNE NN/110 KV



Potencjalna budowa nowego trzeciego dwutorowego połączenia 400 kV z Niemcami pozwoliłaby na

zwiększenie zdolności wymiany mocy na przekroju synchronicznym o 1500 MW w kierunku importu

ponad efekty uzyskane po uruchomieniu przesuwników fazowych na liniach Krajnik – Vierraden i

Mikułowa – Hagenwerder oraz po zrealizowaniu w horyzoncie 2022 roku wewnętrznej rozbudowy sieci

przesyłowej w zachodniej części systemu elektroenergetycznego opisanej w punkcie 3.5.1.2.

W latach 2013 - 2014, uwzględniając aktualne uwarunkowania systemowe, PSE wykonały prace

analityczne, w ramach których, określono wymagany zakres rozbudowy systemu przesyłowego

w zachodniej części kraju zapewniający w horyzoncie długoterminowym równocześnie: poprawę

bezpieczeństwa zasilania w energię elektryczną północno-zachodniego obszaru KSE, możliwości

wyprowadzenia mocy z istniejących oraz planowanych na tym obszarze źródeł wytwórczych

(konwencjonalnych i OZE) oraz poprawę warunków międzysystemowej wymiany mocy na przekroju

synchronicznym. Wyniki analiz wykazały, że rozbudowa sieci przesyłowej w rejonie SE Krajnik

i SE Mikułowa wykazuje porównywalne efekty w zakresie możliwości zwiększenia importu mocy,

w stosunku do budowy nowego połączenia z systemem niemieckim, wymaga natomiast niższych

nakładów inwestycyjnych. Ponadto, rozbudowa sieci wewnętrznej będzie korzystniejsza ze względu

na inne uwarunkowania dotyczące przede wszystkim poprawy pewności zasilania zachodniej części

kraju, poprawy pewności wyprowadzenia mocy z krajowych źródeł wytwórczych oraz uniknięcia

zwiększenia przepływów kołowych z systemu.

Inwestycje te pozwolą na osiągnięcie zdolności importowych w wysokości 2000 MW, bez konieczności

budowy trzeciego połączenia z systemem niemieckim.

PSE S.A. poinformowały 50Hertz o zmianie planów w zakresie budowy trzeciego połączenia

i uzgodniły odpowiedni komentarz do opracowanego TYNDP 2016 przesuwający w czasie tę

inwestycję.

Budowa trzeciego połączenia Polska – Niemcy może być rozważana w kontekście potrzeby dalszego

wzrostu zdolności wymiany mocy na przekroju synchronicznym, szczególnie w kierunku importu mocy.

Ocenia się, że takie potrzeby nie wystąpią przed 2030 rokiem, a decyzja i termin potencjalnego

uruchomienia połączenia, w uzgodnieniu z operatorem niemieckim, zostanie poprzedzona stosownymi

analizami systemowymi.

Poniżej na rys. 6.2.1 przedstawiono koncepcję realizacji trzeciego połączenia Polska- Niemcy.

Szacuje się, że dla realizacji trzeciego połączenia konieczna jest budowa po stronie polskiej:

stacji 400 kV Zielona Góra,

dwóch linii 2x400kV Zielona Góra w kierunku do nacięcia linii 2x400kV w relacji Plewiska –

Baczyna o długości ok. 40 km,

linii 2x400 kV Zielona Góra - Gubin o długości ok. 60 km,

stacji 400 kV Gubin wraz z zainstalowaniem 2 przesuwników fazowych o parametrach

identycznych jak w SE Mikułowa na linii 2x400 kV do Eisenhuettenstadt (Niemcy),

linii 2x400 kV Gubin – Granica Państwa o długości ok. 10 km.

Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 682 mln zł.

6.2. BUDOWA TRZECIEGO POŁĄCZENIA POLSKA – NIEMCY



Rys. 6.2.1 Budowa nowego trzeciego połączenia Polska-Niemcy

Wytyczne polityki klimatyczno-energetycznej UE dotyczące zmniejszenia emisji szkodliwych gazów

powstających w trakcie produkcji energii elektrycznej determinują potrzebę zmian w zakresie struktury

wytwarzania energii elektrycznej w perspektywie długoterminowej. W tym kontekście, energetyka

jądrowa będzie stanowić jedno z najważniejszych obok OZE zero emisyjnych źródeł energii

elektrycznej. Opracowany Program Polskiej Energetyki Jądrowej docelowo zakłada budowę dwóch

elektrowni o mocach ok. 3000 MW każda. Potencjalną lokalizacją pierwszej elektrowni jądrowej

w Polsce (EJ) jest „Choczewo” lub „Żarnowiec” w woj. pomorskim.

W chwili obecnej prowadzone są przez inwestora (PGE S.A.) analizy w zakresie lokalizacji, docelowej

mocy i harmonogramu budowy pierwszej EJ w Polsce. Zgodnie z aktualnymi planami, w perspektywie

do roku 2030 ma zostać wybudowany jeden blok o mocy z zakresu 750 – 1650 MW, w zależności od

wyboru dostawcy technologii wytwarzania przyłączony do stacji elektroenergetycznej Żarnowiec lub

do nowej stacji w tym rejonie.

Wstępne analizy w zakresie możliwości wyprowadzenia mocy z EJ na tle innych uwarunkowań

systemowych przewidywanych na północy kraju wykazują, że konieczne będzie wzmocnienie

powiązania rejonu stacji Żarnowiec z KSP, a także budowa dodatkowych linii wyprowadzających moc

w głąb kraju. Na poniższych rysunkach pokazano zakres dodatkowej rozbudowy sieci przesyłowej

w perspektywie roku 2030 wymagany przed uruchomieniem pierwszego bloku EJ (Rys. 6.3.1 –

wariant minimalny, Rys. 6.3.2 – wariant maksymalny).

LSN

BCS

PLE

Zielona GóraGubin

Eisen-hüttenstadt

ZGC

GOR

MIK ZUK

6.3. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI JĄDROWEJ DO KSE



Rys. 6.3.1 Dodatkowa rozbudowa sieci przesyłowej do wyprowadzenia mocy z pierwszego bloku EJ

– wariant minimalny ok. 750 MW

Rys. 6.3.2 Dodatkowa rozbudowa sieci przesyłowej do wyprowadzenia mocy z pierwszego bloku EJ

– wariant maksymalny ok. 1700 MW

W wariancie minimalnym konieczna będzie:

a. budowa dwutorowej linii 400 kV w relacji Ostrów –Pątnów o długości ok. 105 km;

b. Przebudowa linii 400 kV w relacji Grudziądz –Płock na linię dwutorową (długość linii 120 km);

c. Przebudowę linii 400 kV w relacji Gdańsk Błonia –Olsztyn Mątki na linię dwutorową (długość

linii 136 km) wraz z budową nowej stacji Elbląg.

PKW

BYD

CZE

PPD

MON

GLN

PLC

GOR

DUN

SLK

ZRC

GBL

GDA

GRU

TEL

WLA

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

PDEMSK

SOC

LSN

LESZUK

POL

VIE

MOR

KOZ

ROZ PUL

BIA

JAN

PIO

PAB

ZGI

TREPAS

KRA

ZGC

ROS

WTO

PIA

PLO

KRM

REC

STO

OLT

ELK

NAROST

MIL

NAROST

ALY

LMS

EKB

150 MVAr

3x50 MVAr

SDU

MIL

STN

OSR100 MVAr

PLP

ZDK

150 MVAr

100 MVAr

POM

BCS

PRG

GDP

PLE

WYS

JAS

ELS

MIK ROG ROG

PKW

BYD

CZE

PPD

MON

GLN

PLC

GOR

DUN

SLK

ZRC

GBL

GDA

GRU

TEL

WLA

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

PDEMSK

SOC

LSN

LESZUK

POL

VIE

MOR

KOZ

ROZ PUL

BIA

JAN

PIO

PAB

ZGI

TREPAS

KRA

ZGC

ROS

WTO

PIA

PLO

KRM

REC

STO

OLT

ELK

NAROST

MIL

NAROST

ALY

LMS

EKB

150 MVAr

3x50 MVAr

SDU

MIL

STN

OSR100 MVAr

PLP

ZDK

150 MVAr

100 MVAr

POM

BCS

PRG

GDP

PLE

WYS

JAS

ELS

MIK ROG ROG

Kierunki rozwoju sieci przesyłowej





LEGENDA



- obiekty sieci przesyłowej ujęte w kierunkach rozwoju



W wariancie maksymalnym konieczna będzie budowa obiektów jak w wariancie minimalnym oraz

dodatkowo budowa dwutorowej linii 400 kV w relacji Żarnowiec –Gdańsk Przyjaźń o długości ok. 70

km. Uruchomienie kolejnych bloków energetyki jądrowej w Polsce planowane jest po roku 2030.

Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 1 800 mln zł.

Jedną z rozważanych w przyszłości inwestycją w sektorze wytwórczym jest budowa Elektrowni Gubin,

której praca oparta będzie o zasoby węgla brunatnego zlokalizowane w okolicach Gubina (złoże

Gubin – Zasieki – Brody). W chwili obecnej inwestor (PGE S.A.) nie podjął jeszcze decyzji

o ostatecznym terminie realizacji oraz o docelowej mocy elektrowni. Niemniej dotychczasowe plany

zakładały uruchomienie pierwszego bloku (bloków) elektrowni w perspektywie (2025-2030), a moc

elektrowni zawierała się w przedziale od 800 (1x800 MW) do 2400 MW (3x800 MW). Zakres

rozbudowy sieci przesyłowej dla przyłączenia i wyprowadzenia mocy z Elektrowni Gubin w dużej

mierze będzie uzależniony od decyzji dotyczącej budowy trzeciego połączenia Polska – Niemcy

opisanego w punkcie 6.2. Zakłada się, że Elektrownia Gubin zostanie przyłączona do KSE w nowej

stacji 400 kV Gubin (która jednocześnie może być stacją graniczną na nowym, trzecim połączeniu

z Niemcami). W celu niezawodnego wyprowadzenia mocy konieczne będzie powiązanie stacji Gubin

z KSE, w zależności od mocy elektrowni, dwiema lub trzema 2-torowymi liniami 400 kV. Przykładowy

sposób powiązania stacji Gubin z KSE przy elektrowni o mocy 2400 MW podano na rysunku 6.4.1.

Obejmuje on następujące inwestycje liniowe:

a. Budowa dwutorowej linii 400 kV w relacji Baczyna – Gubin o orientacyjnej długości ok.140 km;

b. Budowa dwutorowej linii 400 kV w relacji Polkowice – Gubin o orientacyjnej długości ok. 129 km;

oraz obiekty ujęte w rozdziale 6.2:

c. Budowa dwutorowej linii 400 kV w relacji Zielona Góra – Gubin o szacowanej długości

ok. 60 km;

d. Budowa SE Gubin i SE Zielona Góra;

e. Budowa wcięcia z linii Baczyna –Plewiska do SE Zielona góra o szacowanej długości ok. 40 km


Rys. 6.4.1 Dodatkowa rozbudowa sieci przesyłowej dla wyprowadzenia mocy z elektrowni Gubin

PKW

CZE

PPD

GOR

LSN

LESZUK

POL

MIK

KRM

BCS

PLE

Zielona GóraGubin

Eisen-hüttenstadt

ZGC

MIK CRN

KRA

potencjalne kierunki rozwoju

w przypadku zainstalowana

w elektrowni Gubin mocy

2400 MW

6.4. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI GUBIN DO KSE



Rosnący udział energetyki odnawialnej (głównie wiatrowej) w pokryciu krajowego zapotrzebowania na

energię charakteryzującej się dużą zmiennością mocy generowanej uzależnionej od warunków

pogodowych może uzasadnić potrzebę rozwoju regulacyjnych źródeł wytwórczych w kraju. Jednym

z rozważanych rozwiązań jest budowa nowej elektrowni szczytowo – pompowej (ESP) Młoty na

terenie gminy Bystrzyca Kłodzka w południowo – zachodniej Polsce. Dotychczas rozważana była

budowa elektrowni o mocy 750 MW (3x250 MW) Dla przyłączenia i wyprowadzenia mocy z ESP Młoty

konieczne jest wybudowanie – przedstawionego na rysunku 6.5.1 – ciągu przesyłowego 400 kV:

a. Dwutorowa linia 400 kV w relacji SE Świebodzice – SE Ząbkowice – SE Dobrzeń (jeden tor

przejściowo pracujący na napięciu 220 kV) o szacowanej długości łącznie 230 km;

b. dwutorowej linii 400 kV SE Młoty – SE Ząbkowice o szacowanej długości ok. 70 km.


Rys. 6.5.1 Dodatkowa rozbudowa sieci przesyłowej dla przyłączenia i wyprowadzenia mocy z elektrowni Młoty

Kolejnym z rozpatrywanych kierunków rozwoju sieci przesyłowej w dalszym horyzoncie czasowym jest

budowa sieci elektroenergetycznych na morzu. Scenariusz taki jest ściśle związany z perspektywą

rozwoju energetyki morskiej w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej, w tym w szczególności

dalszego rozwoju morskich farm wiatrowych.

W chwili obecnej planowana do przyłączenia do KSE moc morskich farm wiatrowych wynosi

2250 MW(na podstawie zawartych umów o przyłączenie). Wielkość ta nie stanowi jeszcze podstawy

do budowy morskich sieci przesyłowych na obszarze Morza Bałtyckiego.

Jednak biorąc pod uwagę analizy w zakresie ewentualnego, gospodarczego wykorzystania polskiej

wyłącznej strefy ekonomicznej wskazują, że realny potencjał sektora offshore wynosi

ok. 7,5 GW rozpatrywanie takiego kierunku rozbudowy sieci przesyłowej jest uzasadnione. Analizy te

wskazują cztery najbardziej dogodne lokalizacje do instalacji farm wiatrowych, tj. północny stok Ławicy

Odrzańskiej, północny i wschodni stok Ławicy Słupskiej oraz południowo-zachodni stok Ławicy

Środkowej (Rys. 6.6.1).

TRE

GRO

DBNZBK

SWI

BOG

CPC

WRC

Młoty

MIK

ALB WIE

PAS

6.5. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI SZCZYTOWO – POMPOWEJ MŁOTY

6.6. BUDOWA MORSKICH SIECI PRZESYŁOWYCH („SZYNA BAŁTYCKA”)



Rys. 6.6.1 Obszary morskie wskazane dla lokalizacji morskich farm wiatrowych (źródło: Ministerstwo Transportu,

Budownictwa i Gospodarki Morskiej)

Ewentualna możliwość wykorzystania pełnego potencjału tego sektora wymaga strategicznego

podejścia i sprecyzowania roli morskiej energetyki wiatrowej w podsektorze wytwarzania

(ustanowienia celów ilościowych), a następnie rozwiązania barier o charakterze zarówno legislacyjno-

organizacyjnym, jak i technicznym.

Długofalowy rozwój morskich farm wiatrowych wymagać będzie uwzględnienia szeregu zagadnień

systemowych, które:

umożliwią uniknięcie scenariusza, w którym każdy z inwestorów farmy morskiej na morzu

przyłącza się do sieci OSP oddzielnym przyłączem (wykonanym dodatkowo w różnej

technologii),

zapewnią racjonalną dalszą rozbudowę sieci przesyłowej na lądzie (stworzenie dodatkowych

ciągów przesyłowych relacji północ-południe) w celu wyprowadzenia mocy z morskich farm

wiatrowych,

pozwolą wdrożyć ekonomicznie uzasadnione technologie magazynowania energii w celu jak

najefektywniejszego wykorzystania nadwyżek energii wytwarzanej przez morskie farmy

wiatrowe.

Sieć morska uwzględniająca przyłączenie farm „offshore” może stanowić podstawę, w dalszym etapie

jej rozwoju, do ewentualnej budowy morskich połączeń międzysystemowych. Realizacja ww.

scenariusza rozwoju sieci morskiej wymaga uwzględnienia morskiej energetyki wiatrowej, jako

ważnego elementu polityki energetycznej i gospodarczej kraju, a następnie opracowania

odpowiedniego planu wykorzystania potencjału sektora „offshore”.

Poniżej przedstawiono ideę morskiej sieci przesyłowej, tzw. „Szyny Bałtyckiej” dedykowanej morskiej

energetyce wiatrowej (Rys. 6.6.2). Na rysunku tym nie uwzględniono wymaganej rozbudowy sieci

przesyłowej na lądzie, której zakres będzie ściśle związany z mocą przyłączonych farm morskich,

budową EJ oraz morskich połączeń transgranicznych.



Rys. 6.6.2 Idea morskiej sieci przesyłowej (tzw. „Szyny Bałtyckiej”)

MKR ZAM

GLN

POM

GDP

KOP

BYD

JAS

PLE

CZE

PPD

MON

PLC

GOR

DUN

SLK

ZRC

GBL

GDA

GRU

TEL

WLA

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

EKB

PLO

PDEMSK

SOC

LSN

LES

OSRZUK

POL

CRN

MIK

HAG

VIE

PIA

SDU

KOZ

ROZPUL

ABRCHS

NAR

OSC

DOB

STW

CHM

PEL

RZE

BGC

KPK

RAD

KIE

JAN

PIO

PAB

ZGI

BEKTRE

ROG

JOA

ANI

HCZ

WRZ

LOS

TAW

ATA

KLA

KRI

WAN

LUASIE

ROK

GRO

DBN

ZBK

SWI

WRC

PAS

BOG

CPC

ALBNOS

TCN

KRA

LEM

KRM

OLT

SKA

MOR

LSY

PKW

WSI

OST

ALY

BLA

REC

KED

CHAWIE

LAG

CZT

ZAP

BUJKOM

BIR

HALKAT JAM

KHK

MOS

LIS

LMS

MIL

PBO

STN

BYC

ZDKELS

PLP

WYS

PRB

KAL

ZLG

PLB

EISGUB

WTO

WPR

400 kV

750 kV

220 kV

400 kV tymczasowo pracująca na napięciu 220 kV

kabel stałoprądowy 450 kV

Legenda:

stacja elektroenergetyczna 400-220-110 kV

nowa inwestycja

modernizacja

budowa stacji

proponowane lokalizacje MFW

granica EEZ

Ławica Odrzańska

Ławica Słupska

Ławica Środkowa

BCS PLE PAT WLA PLO WYS/STN STN

ELK



Realizując zadania, o których mowa w art. 16 ust. 7 pkt 4 ustawy Pe, PSE prowadzą oraz planują

działania obejmujące:

1. Udział w projektach pilotażowych w zakresie innowacyjnych taryf, których celem jest

przetestowanie, na ograniczonym obszarze działania, innowacyjnych taryf i zachowań odbiorców

komunalnych w związku z tymi taryfami. Zrealizowane dotychczas działania obejmowały roczne

stosowanie nowych taryf obejmujących ponad 600 odbiorców komunalnych wyposażonych

w liczniki inteligentne.

W ramach prac zastosowano:

a. taryfę o zróżnicowanych cenach energii w różnych okresach doby (w trzech strefach).

Występuje w dwóch wariantach:

Proporcja pomiędzy najwyższą a najniższą stawką wynosi 2:1,

Proporcja pomiędzy najwyższą a najniższą stawką wynosi 3:1,

b. taryfę zachęcająca odbiorcę energii do ograniczenia swojego zużycia na polecenie Operatora

Systemu Przesyłowego w czasie dwóch z góry określonych godzin, oraz

c. taryfę zobowiązująca odbiorcę energii do ograniczenia swojego zużycia na polecenie

Operatora Systemu Przesyłowego w czasie dwóch z góry określonych godzin. W sytuacji

przekroczenia określonego poziomu poboru mocy z sieci elektroenergetycznej odbiorca był

czasowo odłączany od sieci.

Ustalone w ramach umów z odbiorcami zachowania były wynagradzane – częściowo w formie

bonusu z chwilą zawarcia umowy o udział w projekcie pilotażowym, a w części po zakończeniu

projektu, zależnie od efektów osiągniętych przez uczestników projektu.

Po zakończeniu projektu zostanie opracowany raport, który oceni cały przebieg projektu oraz

jego wyniki. Ponadto raport będzie zawierał rekomendacje odnośnie szerokiego stosowania tego

typu innowacyjnych taryf.

Doświadczenia zdobyte przy realizacji projektu zostaną wykorzystane do opracowania zasad

przetargu na pozyskanie usług redukcji zapotrzebowania w oparciu o potencjał odbiorców

komunalnych już wyposażonych w inteligentne liczniki oraz do ustalenia założeń do realizacji

kolejnych projektów pilotażowych, których celem będzie zbadanie potencjału różnych rozwiązań

w zakresie racjonalizacji zużycia energii elektrycznej przez odbiorców.

2. Nawiązywanie współpracy z gminami, która koncentrować się będzie na stworzeniu

w gminie/regionie warunków do uzyskania oszczędności w zakresie zaopatrzenia w energię

elektryczną oraz umożliwieniu skutecznego prowadzenia przez gminę/region działań pro-

efektywnościowych, a także działań poprawiających bezpieczeństwo zaopatrzenia jej w energię

elektryczną. Inicjatywy podjęte przez PSE będą się wiązać z zapewnieniem wsparcia dla:

a. działań w wybranych gminach/regionach w zakresie oszczędzania energii elektrycznej

i wdrażania programów zarządzania popytem,

b. działań promujących rozwój generacji rozproszonej w gminie/regionie, w tym generacji

rozsianej u odbiorców komunalnych.

Działania realizowane przez PSE będą się głównie koncentrować na wsparciu jednostek

samorządowych oraz zapewnią udział patronacki w projektach pilotażowych, które będą

realizowane w wyznaczonym lokalizacjach (ograniczonych swoim zasięgiem pod względem

geograficznym). Zakres planowanych projektów będzie uwzględniał wykorzystanie zasobów

lokalnych źródeł generacji rozproszonej.

Działania kolejnego etapu prac będą koncentrować się na rozpoznaniu obecnych modeli

gospodarowania energią elektryczną w gminach/regionach kraju. Zostaną przeprowadzone

badanie ankietowe, skierowane do wybranych gmin/regionów w Polsce, aby pozyskać

reprezentatywną próbkę badawczą. Kwestionariusz będzie zawierał szczegółowe pytania

dotyczące wdrożonych w gminach rozwiązań optymalizacji gospodarki energetycznej.

W kwestionariuszu ankietowym znajdą się pytania dotyczące chęci aktywnego zaangażowania

ROZDZIAŁ 7. PRZEDSIĘWZIĘCIA RACJONALIZUJĄCE ZUŻYCIE ENERGII

ELEKTRYCZNEJ (ART. 16 UST.7 PKT 4)



w rozwój gmin/regionów. Opracowane wyniki ankiet posłużą do stworzenia katalogu rozwiązań

stosowanych w gminach/regionach. Pozwolą również wyłonić liderów w zarządzaniu gospodarką

energetyczną, których doświadczenia mogą być wykorzystane w kolejnych fazach projektu.

W etapie tym również zostaną podjęte działania zmierzające do zebrania informacji

o inicjatywach gmin/regionów związanych z inicjatywami efektywnościowymi, oszczędnościowymi

oraz w zaopatrzenie w energię elektryczną w tym budowa i eksploatacja małych źródeł energii.

Prace obejmować będą również opracowanie szczegółowego katalogu rozwiązań dla gmin

w zakresie gospodarowania energią elektryczną. Propozycje, mogą obejmować różne

rozwiązania w zależności od położenia, wielkości i stopnia rozwoju gmin/regionów.

Ostatnia faza prac dotyczyć będzie komunikacji z wybranymi gminami. W zależności od wyników

ankiet zostanie zorganizowane spotkanie lub cykl spotkań, na których zainteresowane gminy

uzyskają informacje na temat możliwości wdrożenia rozwiązań w zakresie optymalizacji

gospodarki energią elektryczną. Głównym celem spotkania jest również uruchomienia

technicznego doradztwa po stronie PSE skierowanego do gmin/regionów. Zainteresowane

samorządy mogłyby uzyskać pomoc w zakresie wdrożenia konkretnych rozwiązań,

przewidzianych w opracowanym katalogu.

PSE będą występować jako propagator działań w gminach ukierunkowanych na przyjęte

rozwiązania i standardy. Działania te będą ukierunkowane na udział w konferencjach,

szkoleniach organizowanych dla samorządów lokalnych oraz warsztatach edukacyjnych.

Ostatnia faza projektu obejmować będzie fazę konsultacji i doradztwa dla gmin zainteresowanych

nowymi rozwiązaniami energetycznymi. Istotnym jest również wskazanie możliwości

finansowania (szczególnie współpraca z NFOŚiGW).



Planowane efekty rzeczowe

W wyniku realizacji planowanych zamierzeń, w latach 2020/2021 zostaną zakończone zadania

zaznaczone na rys. 8.1.

Rys. 8.1 Sieć przesyłowa 400 i 220 kV – inwestycje planowane do zakończenia w latach 2020/2021

W wyniku realizacji planowanych zamierzeń do końcu roku 2025 zostaną zakończone zadania

zaznaczone na rys. 8.2.

PKW

BYD

CZE

PPD

MON

GLN

PLC

GOR

DUN

SLK

ZRC

GBL

GDA

GRU

TEL

WLA

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

PDEMSK

SOC

LSN

LESZUK

POL

CRN

MIK

HAG

VIE

MOR

KOZ

ROZPUL

LSY

ABR CHS

BIA

OSC

DOB

STW

CHM

PEL

RZE

BGC

KPK

RAD

KIE

JAN

PIO

PAB

ZGI

BEKTRE

ROG

JOA

ANI

HCZ

WRZ

LOS

TAW

ATA

KLA

KRIZAP

BUJ

SKA

WAN

LUASIE

KHK

ROK

GRO

DBN

BLA

KED

ZBK

SWI

PAS

BOG

CPC

ALB

NOSLIS

KOM

KAT JAM

TCN

LAG

KRA

LEM

ZGC

ROS

HAL

WTO

PIA

MKR ZAM

BYCKOP

BIR

WIE

CZT

PLO

WRC

KRM

REC

STO

OLT

CHASchemat KSP w perspektywie 2020/21 r.

ELK

NAROST

MIL

ALY

LMS

EKB

150 MVAr

3x50 MVAr

SDU

100 MVAr

OSR100 MVAr

PLP

100 MVAr

ZDK

150 MVAr

100 MVAr

POM

POL

BCS

PBO

MOS

PRB

GDP

PLE

JAS

2021

ZYD

PRG STN

WYS





LEGENDA



- nowa inwestycja sieciowa

- nowa inwestycja (wymiana/instalacja) w istniejącej stacji

- modern izacja lini i

Wymagania w zakresie rozwoju KSP w perspektywie 2020/2021

ROZDZIAŁ 8. EFEKTY REALIZACJI ZAPLANOWANYCH ZADAŃ

INWESTYCYJNYCH



Rys. 8.2 Sieć przesyłowa 400 i 220 kV – inwestycje planowane do zakończenia do końca roku 2025

Realizacja zamierzeń rozwojowych ujętych w niniejszym planie w okresie 2016÷2025 wraz

z przewidywanym rozwojem sektora wytwórczego w sposób istotny zmieni strukturę sieci i rozkład

mocy w KSE. W roku 2025 w stosunku do roku 2015 nastąpi:

przyrost długości linii 400 kV o 4 280 km;

redukcja długości linii 220 kV o 1 156 km;

zwiększenie zdolności transformacji pomiędzy poszczególnymi poziomami napięć:

400/220 kV – przyrost o 4 170 MVA;



zwiększenie zdolności regulacyjne mocy biernej.

Na poniższych rysunkach zobrazowano ww. przewidywane zmiany w strukturze KSP.

PKW

BYD

CZE

PPD

MON

GLN

PLC

GOR

DUN

SLK

ZRC

GBL

GDA

GRU

TEL

WLA

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

PDEMSK

SOC

LSN

LESZUK

POL

CRN

MIK

HAG

VIE

MOR

KOZ

ROZPUL

LSY

ABR CHS

BIA

OSC

DOB

STW

CHM

PEL

RZE

BGC

KPK

RAD

KIE

JAN

PIO

PAB

ZGI

BEKTRE

ROG

JOA

ANI

HCZ

WRZ

LOS

TAW

ATA

KLA

KRIZAP

BUJ

SKA

WAN

LUASIE

KHK

ROK

GRO

DBN

BLA

KED

ZBK

SWI

PAS

BOG

CPC

ALB

NOSLIS

KOM

KAT JAM

TCN

LAG

KRA

LEM

ZGC

ROS

HAL

WTO

PIA

MKR ZAM

BYC

KOPBIR

WIE

CZT

PLO

WRC

KRM

REC

STO

OLT

CHASchemat KSP w perspektywie roku 2025

ELK

NAROST

MIL





LEGENDA



NAROST

ALY

LMS

EKB

150 MVAr

3x50 MVAr

SDU

MIL

STN

100 MVAr

OSR100 MVAr

PLP

100 MVAr

ZDK

150 MVAr

100 MVAr

POM

POL

BCS

PRG

PBO

MOS

PRB

GDP

PLE

WYS

JAS

ELS

150 MVAr

150 MVAr

150 MVAr

100 MVAr

150 MVAr

- nowa inwestycja sieciowa

- nowa inwestycja (wymiana/instalacja) w istniejącej stacji

- modern izacja lini i

Wymagania w zakresie rozwoju KSP w okresie 2021 ÷ 2025



Rys. 8.3 Budowa nowych linii przesyłowych NN i likwidacje linii 220 kV na tle linii istniejących [km]

Rys. 8.4 Modernizacje (zwiększenie przepustowości) linii przesyłowych NN [km]

-1310

5982

8014

4280 154

-2000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

400 kV 220 kV

nowe

istniejące

do likwidacji



Rys. 8.5 Zmiany w zakresie zdolności transformacji pomiędzy poszczególnymi poziomami napięć KSE [MVA]

Planowane efekty w zakresie efektywności wykorzystania energii i efekty systemowe

Planowana rozbudowa sieci przesyłowej zapewaniająca bezpieczeństwo energetyczne wraz

z przewidywanym rozwojem sektora wytwórczego na północy kraju (nowe źródła oparte na

technologiach konwencjonalnych oraz OZE) istotnie wpłynie na poprawę efektywności energetycznej.

Ujęte w niniejszym planie czynniki wpływające na poprawę efektywności energetycznej to:

podniesienie napięcia przesyłu z 220 kV na 400 kV, praca źródeł wytwórczych na obszarze

północnym oraz źródeł rozproszonych przyłączonych na poziomie sieci dystrybucyjnej w całym kraju.

Istotnym wskaźnikiem obrazującym zmiany przepływów mocy w sieci przesyłowej wg napięć jest tzw.

„praca sieci” [MWkm]. Przykładowe zmiany w strukturze przepływów mocy sieci poszczególnych

poziomów napięć zobrazowano poniżej. Dotyczą one stanów szczytowego zapotrzebowania na moc

w KSE (rok 2015, 2025) przy wysokiej generacji wiatrowej, w których obserwowany jest przyrost pracy

sieci 400 kV, spadek pracy sieci 220 kV, a także nieznaczny wzrost pracy sieci dystrybucyjnej 110 kV.

Zmiany te zobrazowano na poniższych wykresach

Rys. 8.6 Przykładowe wielkości pracy sieci wg napięć w KSE w latach 2015 i 2025 r. [MWkm]

-330

11320

4500

-2000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

400/220 kV [MVA]

NOWE

ISTNIEJĄCE

PRZEWIDZIANE DO LIKWIDACJI

-750

15920

9150

-5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

400/110 kV [MVA]

NOWE

ISTNIEJĄCE


-2295

19910

4560

-5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

220/110 kV [MVA]

NOWE

ISTNIEJĄCE


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2015 2025

110kV:

220kV:

400kV:

654 800 702 400

757 500

537 300

1 877 800

2 075 700

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

2015 2025

110kV:

220kV:

400kV:



Rys. 8.7 Przykładowe zmiany w pracy sieci wg napięć w KSE w latach 2015 i 2025 r. [MWkm]

Przewidywane efekty systemowe

Zdefiniowany w przedmiotowym dokumencie planistycznym rozwój sieci NN zapewni:

wystarczające zdolności przesyłowe wynikające z prognozowanego do 2025 roku zapotrzebowania

na moc i energię elektryczną poszczególnych obszarów KSE;

przyłączenie i wyprowadzenie mocy z nowych źródeł wytwórczych opartych na technologiach

konwencjonalnych posiadających wydane warunki przyłączenia i/lub podpisane umowy

przyłączeniowe;

zdolności przesyłowe do przyłączenia i wyprowadzenia mocy zainstalowanej w farmach

wiatrowych na poziomie pozwalającym na spełnienie wymaganych wskaźników udziału OZE

w bilansie energetycznym kraju;

możliwości redukcji nieplanowych przepływów mocy;

zwiększenie pewności zasilania dużych centrów odbioru;

wzrost zdolności do wymiany mocy z innymi systemami pracującymi synchronicznie;

wzmocnienie roli systemu przesyłowego w KSE poprzez rozbudowę sieci 400 kV oraz częściowe

i stopniowe przejmowanie funkcji przesyłowych z sieci dystrybucyjnej 110 kV;

zwiększenie zdolności do regulacji napięć;

stworzenie warunków bezpiecznej pracy KSE zapewniając współpracę źródeł energii

o zróżnicowanej technologii wytwarzania i różnych charakterystykach pracy;

zwiększenie elastyczności ruchowej systemu przesyłowego umożliwiającej odstawienie z ruchu do

prac eksploatacyjnych i remontowych ważnych elementów sieci, których wyłączenie przy obecnym

kształcie i obciążeniu sieci jest trudne;

poprawę efektywności wykorzystania energii elektrycznej;

stworzenie płaszczyzny do dalszej rozbudowy sieci (potencjalne kierunki rozwoju);

realizację strategicznych celów krajowych określonych w PEP 2030 i PEP 2050;

Efekty finansowe

W pierwszym okresie pięcioletnim objętym niniejszym Planem rozwoju planowane nakłady

inwestycyjne oszacowano na kwotę 7 080 mln zł. W strukturze nakładów dominantę (blisko 78%)

stanowią nakłady na budowę nowych obiektów sieci przesyłowej. Natomiast nakłady na modernizację

obiektów sieci przesyłowej stanowią blisko 18 % nakładów całkowitych. Wynika to z faktu przyłączenia

do sieci nowych, jednostek wytwórczych oraz z konieczności dostosowania sieci przesyłowej do

197900

-220200

47600

-250000

-200000

-150000

-100000

-50000

0

50000

100000

150000

200000

250000

400 kV 220 kV 110 kV



zmiennych kierunków przepływu mocy (z północy na południe przy dużej generacji FW i z południa na

północ przy małej generacji FW). Strukturę planowanych nakładów w latach dla pierwszego okresu

pięcioletniego przedstawiono na rys. 8.8.

Rys. 8.8 Struktura planowanych nakładów w latach dla pierwszego okresu pięcioletniego

W drugim okresie pięcioletnim objętym niniejszym Planem rozwoju planowane nakłady inwestycyjne

oszacowano na kwotę 6 434,7 mln zł w cenach stałych 2015 roku. W porównaniu z pierwszym

okresem pięcioletnim, w strukturze nakładów nadal dominantę (blisko 67%) stanowią nakłady na

budowę nowych obiektów sieci przesyłowej lecz wysokość tych nakładów wynika z pierwszych dwóch

lat okresu pięcioletniego (lat kończenia zadań z pierwszego okresu pięcioletniego). Natomiast nakłady

na modernizację obiektów sieci przesyłowej rosną i stanowią ponad 30 % nakładów całkowitych.

W następnych latach udział nakładów na modernizację obiektów sieci przesyłowej znacznie wzrasta.

Strukturę planowanych nakładów w latach dla drugiego okresu pięcioletniego przedstawiono na

rys. 8.8.

Rys. 8.9 Struktura planowanych nakładów w latach dla drugiego okresu pięcioletniego

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

2021 2022 2023 2024 2025

Nakłady w latach [tys. PLN]

Budowa i rozbudowa sieci Modernizacja sieci Pozostałe



Reasumując

1. Realizacja zamierzeń zaplanowanych w niniejszym Planie rozwoju wraz z budową

wymienionych w planie jednostek wytwórczych:

a. Pozwoli na pokrycie prognozowanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną;

b. Zapewni bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej w stanach normalnych

i w stanach (n – 1) pracy sieci przesyłowej.

2. Decyzje o realizacji zamierzeń ujętych w rozdziale 6 Kierunki rozbudowy sieci przesyłowej

będą zapadać po spełnieniu warunków ich realizacji w tym między innymi określeniu

warunków przyłączenia, podpisaniu umów o przyłączenie lub ujęciu danego zamierzenia

w kolejnych edycjach planu TYNDP.



PRSP 2010-2025 w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię

elektryczną został opracowany w 2009 r., dotyczył lat 2010 – 2025 i został uzgodniony w zakresie

roku 2010 przez Prezesa URE pismem znak: DTA-431-23(48)/2009/ŁM z dnia 29.12.2009 r.

Opracowywane w latach następnych aktualizacje planu rozwoju zostały przez Prezesa URE

uzgodnione w zakresie obejmującym:

1) rok 2011 – Prezes URE, pismem z dnia 21 grudnia 2010 r., znak DTA-4310-44(18)/2010/ŁM,

uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 11 października 2010 r. przy piśmie znak

Z/RS/631/2010, projekt aktualizacji PRSP na lata 2011-2025, za uzgodniony w zakresie roku

2011,

2) lata 2012-2016 – Prezes URE, pismem z dnia 29 czerwca 2011 r., znak DTA-4310-

32(18)/2011/ŁM, uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 21 kwietnia 2011 r. przy piśmie

znak Z-353-RSAR-504-1-MW/11, projekt aktualizacji PRSP na lata 2010-2025 w zakresie lat

2012-2016, za uzgodniony w zakresie obejmującym lata 2012-2016,

3) lata 2013-2017 – Prezes URE, pismem z dnia 4 lutego 2013 r., znak DTA-4310-

52(29)/2012/2013/ŁM, uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 23 października 2012 r.

przy piśmie znak Z-661-DSWS-504-4-MW/12, projekt aktualizacji PRSP na lata 2010-2025

w zakresie lat 2013-2017, za uzgodniony w zakresie obejmującym lata 2013-2017,

4) lata 2014-2018 – Prezes URE, pismem z dnia 24 stycznia 2014 r., znak DRE-4310-

25(21)/2013/2014/ŁM, uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 1 października 2013 r. przy

piśmie znak Z-721-DSWS-504-9-MW/13, projekt aktualizacji PRSP na lata 2010-2025

w zakresie lat 2014-2018, za uzgodniony w zakresie obejmującym lata 2014-2018.

Wyżej wymienione plany przedstawiały zamierzenia inwestycyjne aktualizowane corocznie na kolejne

lata w zakresie:

planowanego roku rozpoczęcia i zakończenia inwestycji,

szacunkowych nakładów inwestycyjnych,

harmonogramów ponoszenia nakładów w okresie najbliższych pięciu lat,

doprecyzowania zakresów rzeczowych planowanych zamierzeń.

Analizując zestawienia wielkości nakładów przewidywanych w planie rozwoju i jego aktualizacji

z wielkościami nakładów rzeczywiście poniesionych, wynikających z realizacji rocznych Planów

Inwestycji Rzeczowych Spółki, trzeba pamiętać o tym, że plan rozwoju oraz jego aktualizacja są

dokumentami planistycznymi wieloletnimi i nie należy ich bezpośrednio utożsamiać z planem

realizacyjnym inwestycji. Zgodnie z przyjętym przez PSE systemem planowania wyszczególnione

w dokumentacjach wieloletnich zamierzenia inwestycyjne są wprowadzane do operacyjnego planu

inwestycji rzeczowych Spółki dopiero po odpowiednim przygotowaniu umożliwiającym rozpoczęcie ich

realizacji. Wielkości planistyczne (wysokość nakładów i terminy realizacji) uwidocznione w rocznych

planach inwestycyjnych mogą i w szeregu przypadkach różnią się od wielkości założonych w planach

wieloletnich. Rozbieżności w nakładach planowanych i faktycznie poniesionych spowodowane były

najczęściej doprecyzowaniem zakresu rzeczowego inwestycji, aktualną sytuacją na rynku

wykonawców, która przekładała się bezpośrednio na wynik prowadzonych postępowań

przetargowych, uzyskanymi wynikami negocjacji i wielkością wypłaty odszkodowań za pozyskanie

praw do dysponowania gruntem w celach budowlanych, bądź przedłużającym się w czasie

przygotowaniem spraw formalno – prawnych. Na sposób, warunki i terminy realizacji poszczególnych

zamierzeń inwestycyjnych istotny wpływ miały niżej wymienione uwarunkowania:

obowiązujące regulacje prawne,

kolizje z obszarami chronionymi objętymi np. Programem Natura 2000,

możliwości i warunki pozyskania wyłączeń elementów Krajowego Systemu Przesyłowego,

nieuregulowany stan prawny nieruchomości zajmowanych pod inwestycję,

ROZDZIAŁ 9. OCENA REALIZACJI PRSP 2010-2025



stopień nasilenia protestów społeczności lokalnych i organizacji ekologicznych,

uwarunkowania zewnętrzne jak np. warunki przyłączenia podmiotów zewnętrznych,

przedłużające się prowadzone postępowania o udzielenie zamówienia,

Pomimo licznych barier występujących w procesie przygotowania i realizacji inwestycji zwłaszcza

liniowych, OSP stara się dużym wysiłkiem układać pakiet zadań inwestycyjnych w taki sposób, aby

zapewnić skuteczną realizację zadań ujętych w wieloletnich planach rozwoju sieci, z uwzględnieniem

aktualnych uwarunkowań realizacyjnych, bez groźby zamrożenia środków finansowych.

W wyniku poniesionych w latach 2010 – 2014 nakładów inwestycyjnych uzyskane zostały przyrosty

zdolności produkcyjnych, których zestawienie przedstawiono w tabeli poniżej. W przypadku

transformatorów i dławików przyrosty zdolności produkcyjnych dotyczą jednostek oddanych

do eksploatacji i pracujących.

Tabela 9.1 Uzyskane przyrosty zdolności produkcyjnych

Rodzaj urządzeń Jednostka

miary

Uzyskany przyrost zdolności produkcyjnej

2010 2011 2012 2013 2014

Linie napowietrzne 400 kV km 0 50,3 43 0 0

Trakty światłowodowe km 165,6 270,7 162,3 522,3 197,5

Transformatory NN/110 kV MVA 490 410 3568 2070 [-] 610

Urządzenia kompensujące

moc bierną Mvar 0 0 120 0 0

Łączne poniesione nakłady inwestycyjne w latach 2010 – 2014 wyniosły 3.414,8 mln zł, co stanowi

93,9% planowanej wielkości tych nakładów, która wynosiła 3.638,3 mln zł. Największą część

nakładów poniesiono na realizację zadań związanych z budową lub rozbudową elektroenergetycznych

stacji i linii przesyłowych, modernizacją obiektów istniejących oraz na teleinformatykę.

Rozpatrując nakłady inwestycyjne poniesione w latach 2010 – 2014 w zakresie dwóch głównych grup

inwestycyjnych, a więc na realizację zadań związanych z budową, rozbudową oraz modernizacją

stacji i linii przesyłowych z uwzględnieniem wydatków na przygotowanie nowych zamierzeń, nakłady

te zostały zrealizowane na poziomie 102% planu, z czego 54% dotyczyło nakładów na stacje

elektroenergetyczne, a 46% nakładów na linie przesyłowe.

Rozkład poniesionych w latach 2010 – 2014 nakładów inwestycyjnych na tle wielkości nakładów

planowanych przedstawiono na rys. 9.1. Planowane oraz poniesione nakłady i ich strukturę

przedstawiono na rys. 9.2 i 9.3.



Rys. 9.1 Planowane oraz zrealizowane nakłady inwestycyjne w latach 2010 – 2014 z wyszczególnieniem grup

inwestycyjnych

Rys. 9.2 Planowane nakłady inwestycyjne w mln zł według grup inwestycyjnych w latach 2010 – 2014

Rys. 9.3 Poniesione nakłady inwestycyjne w mln zł według grup inwestycyjnych w latach 2010 – 2014

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500PLANOWANE NAKŁADY NA LATA 2010-2014

NAKŁADY PONIESIONE W LATACH 2010-2014

mln zł

Budowa i rozbudowa stacji i linii

elektroenergetycznych

Modernizacja stacji i linii

elektroenergetycznych

Teleinformatyka Budynki i budowle

Zakupy gotowych dóbr inwestycyjnych

Przygotowanie nowych

inwestycji

Finansowanie prac

innowacyjnych

2289,8

770,8

329,8

28,2 18,5

104,1 7,0

PLANOWANE NAKŁADY NA LATA 2010-2014

Budowa i rozbudowa stacji i liniielektroenergetycznych

Modernizacja stacji i liniielektroenergetycznych

Teleinformatyka

Budynki i budowle


Przygotowanie nowych inwestycji

61%

20%

9%

2407,5

788,1

137,1 22,2

17,4 25,2

2,3

NAKŁADY PONIESIONE W LATACH 2010-2014

Budowa i rozbudowa stacji i liniielektroenergetycznych

Modernizacja stacji i liniielektroenergetycznych

Teleinformatyka

Budynki i budowle


Przygotowanie nowych inwestycji

Finansowanie prac innowacyjnych

65%

21%

4%



Przekazane w latach 2010–2014 na majątek PSE nakłady inwestycyjne wyniosły 2.882,9 mln zł.

W łącznej kwocie przekazań na majątek:

46% wartości stanowiła grupa 2 środków trwałych, tzn. obiekty inżynierii lądowej, w tym linie

elektroenergetyczne,

39% wartości przekazań na majątek stanowiła grupa 6 środków trwałych, tzn. urządzenia

techniczne, w tym rozdzielnie i transformatory,

15% pozostałe środki trwałe, w tym systemy informatyczne i wartości niematerialne i prawne.

Strukturę przyrostu majątku Spółki według grup środków trwałych (zgodnie z Klasyfikacją Środków

Trwałych) przedstawia rys. 9.4.

Rys. 9.4 Struktura przekazań na majątek nakładów inwestycyjnych poniesionych w latach 2010 - 2014 według

grup środków trwałych

Z punktu widzenia planowania i rozbudowy infrastruktury przesyłowej elektroenergetycznej należy

zaznaczyć, że dotychczasowa skuteczność działań legislacyjnych mających na celu usunięcie barier

prawnych związanych z realizacją inwestycji zwłaszcza liniowych jest niewystarczająca. Z uwagi na

rosnący trend zapotrzebowania na moc i energię elektryczną konieczne jest zintensyfikowanie działań

związanych z przyjęciem projektowanych przepisów prawnych mających na celu umożliwienie

skutecznej realizacji rozbudowy sieci przesyłowej. Jakość prawa to nadal jedna z najważniejszych

barier w rozwoju infrastruktury przesyłowej.

Reasumując:

1. Realizując uzgodniony z Prezesem URE zakres rzeczowy ujęty w PRSP 2010-2025 i jego

późniejszych aktualizacjach w latach 2010–2014 zakończono:

Zakup części połączenia stałoprądowego Polska – Szwecja,

Budowę linii 400 kV Pasikurowice – Wrocław,

Budowę linii 400 kV Ostrów – Plewiska,

Budowę stacji 400/220/110 kV Ołtarzew,

Budowę stacji 400/110 kV Wrocław,

II etap modernizacji populacji TR 220/110,

Instalację drugich TR 400/110 kV w stacjach: Mościska i Płock oraz 220/110 kV w stacji

Leśniów,

Rozbudowę stacji 220/110 kV Morzyczyn o rozdzielnię 400 kV oraz transformację 400/220

kV i 400/110 kV,

2% 3%

46%

6%

39%

0,3% 4% Gr 0 - Grunty

Gr 1 - Budynki

Gr 2 - Obiekty inżynierii lądowej

Gr 3 - Kotły i maszyny energetyczne

Gr 4 - Maszyny i urz. ogólnego zastos.

Gr 5 - Specjalistyczne maszyny i urz.

Gr 6 - Urządzenia techniczne

Gr 7 - Środki transportu

Gr 8 - Narzędziai i wyposażenie

Gr 9 - Wartości niematerialne i prawne



Modernizacje 10 stacji elektroenergetycznych (Moszczenica, Połaniec, Janów, Mościska,

Jamki, Czerwonak, Cieplice, Ząbkowice, Abramowice, rozdzielni 220kV w stacji

Wrzosowa),

Modernizacje linii:

o 6 zadań w zakresie linii 400 kV (Kozienice – Ostrowiec, Miłosna – Mościska –

Rogowiec z wprowadzeniem do SE Ołtarzew, Miłosna – Płock, Wielopole –

Joachimów, Wielopole – Rokitnica, Wielopole – Joachimów, Tucznawa –

Rogowiec, Tucznawa – Rogowiec, Joachimów – Rogowiec 3),

o 6 zadań w zakresie linii 220 kV (Leśniów – Żukowice w zakresie wymiany

przewodu odgromowego na OPGW, Joachimów – Kielce, Kozienice – Mory –

Piaseczno, Piotrków – Janów, Poręba – Czeczott oraz odcinka linii 220 kV Poręba

– Byczyna w zakresie OPGW, Połaniec – Klikowa w zakresie wymiany przewodu

odgromowego OPGW),

Przyłączenie do sieci przesyłowej farm wiatrowych Margonin, Chwiram i Darłowo o łącznej

mocy 401 MW.

2. W latach 2010 do 2014 PSE:

określiły 47 warunki przyłączenia na łączną moc ponad 18 GW,

podpisały umowy przełączeniowe na łączną moc ponad 22,9 GW,

3. W latach 2010–2014 poniesiono nakłady w wysokości 3.414,8 mln zł,

4. W latach 2010–2014 przekazano na majątek spółki środki trwałe o łącznej wartości 2.882,9 mln

zł.

Analiza przedstawionych danych pozwala na stwierdzenie, że w latach 2010–2014

PSE prowadziła działalność inwestycyjną w wymiarze zgodnym co do wielkości nakładów

i ich struktury z uzgodnionymi przez Prezesa URE planem rozwoju oraz jego późniejszymi

aktualizacjami.

Plan rozwoju pse

Business

Transcript of Plan rozwoju pse