Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego ... · OZE Odnawialne źródła energii...

Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego

zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2021-2030

Dokument główny

Konstancin - Jeziorna, 2020 r.

Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2021-2030 | PSE S.A.

3

Spis treści

1 Wprowadzenie ................................................................................................................................ 5

2 Założenia, wyniki analiz cząstkowych determinujących rozwój sieci przesyłowej ............... 16

3 Analiza wystarczalności generacji dla lat 2020 – 2030 ............................................................. 26

4 Metodyka przeprowadzonych analiz rozwoju sieci przesyłowej ............................................. 35

5 Wyniki analiz – planowany rozwój sieci przesyłowej ............................................................... 38

6 Potencjalne kierunki rozwoju sieci przesyłowej do 2040 roku ................................................ 53

4


Wykaz nazw, skrótów i oznaczeń

ARE Agencja Rynku Energii S.A.

EENS (ang. Expected Energy Not Supplied) – oczekiwany wolumen energii niedostarczonej w wyniku deficytów mocy w rozpatrywanym okresie

EJ Elektrownia jądrowa

ENTSO-E (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity) –Stowarzyszenie Europejskich Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej

FW Lądowa elektrownia wiatrowa

IRiESP Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej

JWCD Jednostka Wytwórcza Centralnie Dysponowana

KPEiK Krajowy Plan na Rzecz Energii i Klimatu

KPZK Koncepcja Przestrzennego Zagospodarowania Kraju do roku 2030

KSE Krajowy System Elektroenergetyczny

LOLE (ang. Loss of Load Expectation) – oczekiwany sumaryczny czas trwania deficytów mocy w rozpatrywanym okresie

LOLP (ang. Loss of Load Probability) – prawdopodobieństwo wystąpienia deficytu mocy w rozpatrywany okresie

MAF (ang. Mid-Term Adequacy Forecast) – średnioterminowa prognoza wystarczalności generacji

MFW Morska elektrownia wiatrowa

nJWCD Jednostka wytwórcza niebędąca JWCD

NN Najwyższe napięcie

OSD Operator systemu dystrybucyjnego

OSP Operator systemu przesyłowego

OZE Odnawialne źródła energii

PEP2040 Projekt Polityki energetycznej Polski do 2040 r.

PRSP Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną

PRSP 2018-2027 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018-2027

PRSP 2021-2030 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2021-2030

PSE S.A. Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.

PV (ang. Photovoltaic) – instalacja fotowoltaiczna

PZPW Plan Zagospodarowania Przestrzennego Województwa

Rozporządzenie 943 Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej, Dz.U. UE L 158 z 14.6.2019 r

SE Stacja elektroenergetyczna

TYNDP (ang. Ten-Year Network Development Plan) – Dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym

UE Unia Europejska

URE Urząd Regulacji Energetyki

Ustawa Pe Ustawa Prawo energetyczne


5 Wprowadzenie

1 Wprowadzenie

1.1 Kontekst opracowania PRSP na lata 2021-2030

Zgodnie z zapisami art. 16 ust. 2 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (ustawa Prawo

energetyczne), operator systemu przesyłowego (OSP) sporządza plan rozwoju w zakresie zaspokojenia

obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na okres 10 lat (PRSP). Plan ten

podlega aktualizacji nie rzadziej niż co 3 lata.

Opracowany w 2018 r. i uzgodniony przez Prezesa URE w lutym 2019 r., PRSP 2018-2027 obejmował

swoim zakresem planowane inwestycje w sieci przesyłowej będące odpowiedzią na inicjatywy

podmiotów sektora energetycznego dotyczące budowy nowych źródeł wytwórczych (zarówno

odnawialnych jak i konwencjonalnych), przyłączenia nowych odbiorców końcowych oraz na

prognozowane zmiany zapotrzebowania na moc i energię w Polsce.

Zmiany otoczenia o charakterze strukturalnym związane m.in. z: (i) rosnącą decentralizacją sektora

wytwarzania, (ii) wzrostem źródeł odnawialnych i ciągłym rozwojem technologii w tym obszarze, (iii)

planami budowy morskiej energetyki wiatrowej, (iv) programem energetyki jądrowej, (v) wzrostem

zużycia energii elektrycznej w sektorze transportu i ciepła, (vi) postępującą digitalizacją i potencjalnym

stopniowym wycofaniem części konwencjonalnych zasobów wytwórczych, wyznaczają dalsze

wyzwania, które muszą być adresowane przez kolejne plany rozwoju infrastruktury sieciowej. Ważnym

zagadnieniem jest również zwiększenie znaczenia połączeń transgranicznych oraz połączeń wewnątrz

krajów, pozwalających na przesyłanie energii pomiędzy potencjalnymi nowymi centrami wytwarzania

energii, a miejscami jej zużycia lub magazynowania. Uwzględnienie tych elementów wymaga dalszego

rozwoju sieci przesyłowej o charakterze szkieletowym opartej na napięciu 400 kV wspomaganej siecią

o napięciu 220 kV. Sieć szkieletowa musi posiadać właściwą elastyczność umożliwiającą realizację

dostaw energii elektrycznej w sposób optymalny kosztowo, pozwalając na swobodną realizację

procesów rynkowych na szeroko rozumianym rynku energii. W szczególności, sieć przesyłowa powinna

umożliwiać produkcję energii przez najbardziej efektywne w danym momencie zasoby wytwórcze oraz

pozwalać na utrzymanie stabilności bilansu mocy w przypadku nagłych zmian uwarunkowań

(np. warunków pogodowych). Ponadto, realizowane inwestycje infrastrukturalne nie mogą generować

ryzyka kosztów osieroconych.

Należy również nadmienić, że od czasu sporządzenia i uzgodnienia PRSP 2018-2027, w życie weszły

nowe regulacje prawne, a także zostały zaprezentowane projekty nowych regulacji na poziomie,

zarówno unijnym jak i krajowym, mające istotny wpływ na cały sektor energetyczny, tj.:

1. Rozporządzenia i Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) w ramach tzw. Pakietu Czysta

Energia dla wszystkich Europejczyków, które weszły w życie z dniem 4 lipca 2019 r. i co do zasady

zaczną obowiązywać z dniem 1 stycznia 2020 r.

2. Kluczowe krajowe dokumenty sektorowe wyznaczające kierunek zmian w Krajowym Systemie

Elektroenergetycznym (KSE):

− Projekt Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. z dnia 8 listopada 2019 r.

− Projekt Krajowego Planu na Rzecz Energii i Klimatu na lata 2021-2030 z dnia 4 stycznia 2019 r.

Art. 16 ust. 8 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 (Rozporządzenie 943),

nakłada na OSP obowiązek udostępniania uczestnikom rynku od 1 stycznia 2020 r. międzyobszarowych

zdolności przesyłowych na poziomie nie niższym niż 70% zdolności przesyłowych dla danej granicy

(podejście CNTC, ang. Coordinated Net Transmission Capacity) lub krytycznego elementu sieci

(metoda FBA, ang. Flow Based Allocation) wyznaczonych z uwzględnieniem granic bezpieczeństwa

pracy systemu. Przeprowadzone przez OSP analizy wykazały, że udostępnianie zdolności

przesyłowych na wymaganym poziomie, będzie wymagało działań w celu likwidacji występujących

w związku z tym ograniczeń sieciowych. Realizując postanowienia Planu Działań (opracowanego przez

Rząd na podstawi przepisów art. 15 Rozporządzenia 943), w niniejszym PRSP uwzględniono stosowne

inwestycje sieciowe, mające na celu likwidację barier związanych z wymianą transgraniczną w wyżej

wskazanym kontekście.

6 Wprowadzenie


PRSP 2021-2030 uwzględnia kierunki rozwoju sektora energii w Polsce w perspektywie 2040 r.

wyznaczone przez Projekt Polityki energetycznej Polski do 2040 r., będącej jedną z dziewięciu strategii

wynikających z systemu zarządzania rozwojem kraju, oraz Projekt Krajowego Planu na Rzecz Energii

i Klimatu (KPEiK), którego opracowanie wynika z rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady

(UE) 2018/1999.

Rozwój wybranych technologii wytwarzania energii w latach 2020, 2030 i 2040 z aktualnych projektów

PEP (z 8 listopada 2019 r.) oraz KPEiK (z 4 stycznia 2019 r.) przedstawiono na wykresach Rys. 1-1

i Rys. 1-2.

Rys. 1-1 Porównanie prognoz mocy osiągalnej netto źródeł wytwarzania energii elektrycznej wg technologii w PEP oraz KPEiK do 2040 roku [MW]

Rys. 1-2 Porównanie prognoz produkcji energii elektrycznej brutto wg technologii w PEP oraz KPEiK do 2040 roku [TWh]

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

20 000

PEP KPEiK PEP KPEiK PEP KPEiK

2020 2030 2040

Fotowoltaika Elektrownie wiatrowe morskie i lądowe

Elektrownie i elektrociepłownie gazowe Elektrownie jądrowe

0

10

20

30

40

50

60

PEP KPEiK PEP KPEiK PEP KPEiK

2020 2030 2040

Fotowoltaika Elektrownie wiatrowe morskie i lądowe

Elektrownie i elektrociepłownie gazowe Elektrownie jądrowe


7 Wprowadzenie

Zarówno projekt PEP jak i projekt KPEiK zakładają, że KSE czekają w najbliższych kilkudziesięciu

latach istotne zmiany strukturalne. Prognozowany jest wzrost całkowitej mocy osiągalnej netto źródeł

wytwarzania do poziomu odpowiednio 72,1 i 62,6 GW w zależności od powyższych projektów w roku

2040, co oznacza wzrost o ok. 60% i 40% w porównaniu z rokiem 2019. Znacząco zmniejszy się rola

jednostek systemowych zasilanych paliwami węglowymi – ich udział w mocy zainstalowanej netto

ulegnie redukcji do ok. 20% w 2040 roku. Wzrośnie wyraźnie udział OZE w wytwarzaniu energii

elektrycznej osiągając ok. 32% w 2030 r. i 40% w 2040 r. Nastąpi wzrost produkcji energii pochodzącej

z OZE, w tym głównie z elektrowni wiatrowych i słonecznych. Spodziewany jest również istotny wzrost

udziału jednostek gazowych. Oba dokumenty są spójne także w zakresie terminu rozpoczęcia programu

energetyki jądrowej. Zarówno PEP jak i w KPEiK zakładają, że pierwszy blok elektrowni jądrowej planowany

jest do uruchomienia w 2033 r.

Niniejszy PRSP 2021-2030 uwzględnia wnioski z powyższych dokumentów i regulacji prawnych oraz

stanowi odpowiedź na najważniejsze wyzwania występujące w obszarze przesyłania energii

elektrycznej.

1.2 Uwarunkowania prawne

PSE S.A. prowadzą działalność gospodarczą w sektorze elektroenergetycznym zgodnie

z obowiązującymi aktami prawnymi. Należą do nich m.in.:

− rozporządzenia wykonawcze do ustawy Prawo energetyczne, w szczególności:

▪ rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 roku (z późniejszymi zmianami)

w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,

▪ rozporządzenie Ministra Energii z dnia 6 marca 2019 roku w sprawie szczegółowych zasad

kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną,

− ustawa z dnia 8 grudnia 2017 roku o rynku mocy,

− ustawa z dnia 18 marca 2010 roku o szczególnych uprawnieniach ministra właściwego do spraw

energii oraz ich wykonywaniu w niektórych spółkach kapitałowych lub grupach kapitałowych

prowadzących działalność w sektorach energii elektrycznej, ropy naftowej oraz paliw gazowych,

− ustawa z dnia 29 czerwca 2007 roku o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców

w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy

i energii elektrycznej.

Przy sporządzaniu PRSP 2021-2030 brano pod uwagę wymagania wymienione w przepisach ustawy

Prawo energetyczne tj. uwarunkowania wynikające z:

− KZPK (art. 16 ust. 1 pkt. 2 ),

− PZPW (art. 16 ust. 12),

− Polityki energetycznej Polski (art. 16 ust. 1 pkt. 3),

− 10-letniego planu rozwoju ENTSO-E TYNDP 2018 (art. 16 ust. 1 pkt. 4),

− realizacji umów o przyłączenie oraz określonych warunków przyłączenia do sieci przesyłowej

(art. 16 ust. 11),

− realizacji innych zobowiązań, w tym uzgodnień z OSD (art. 16 ust.12),

a także wymagania przepisów dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia

5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej (oraz

zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE) i rozporządzeń Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) z dnia

5 czerwca 2019 r.:

− 2019/941 w sprawie gotowości na wypadek zagrożeń w sektorze energii elektrycznej

i uchylające dyrektywę 2005/89/WE,

− 2019/942 ustanawiającego Agencję Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji

Energetyki,

− 2019/943 w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej.

W dalszej części rozdziału zamieszczono informacje dotyczące sposobu uwzględnienia w PRSP 2021-

2030 wymogów regulacji odnoszących się bezpośrednio do niniejszego dokumentu.

8 Wprowadzenie


1.2.1 Uwarunkowania wynikające z koncepcji przestrzennego zagospodarowania kraju

Obowiązująca KPZK została przyjęta uchwałą Rady Ministrów z dnia 13 grudnia 2011 r. oraz przez

Sejm RP na posiedzeniu w dniu 15 czerwca 2012 r. W KPZK zasygnalizowano potrzebę rozwoju

elektroenergetycznej sieci przesyłowej krajowej oraz transgranicznej.

KPZK pełni rolę koordynującą zamierzenia krajowych i regionalnych strategii, planów i programów

rozwoju społeczno-gospodarczego. Na podstawie KPZK formułowane są wytyczne i ustalenia

dotyczące dokumentów strategicznych, takich jak PZPW.

Inwestycje ujęte w KPZK wymagają potwierdzenia w analizach rozwojowych wykonywanych

w PSE S.A. w oparciu o najbardziej aktualne założenia dotyczące przewidywanych zmian w KSE.

PSE S.A. wykonują tego typu analizy we współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych (OSD).

Ich celem jest identyfikacja potrzeb budowy, rozbudowy i modernizacji zarówno obiektów sieci

przesyłowej, jak i dystrybucyjnej, a wyniki analiz wykorzystywane są do przygotowania kolejnych edycji

lub aktualizacji PRSP. Szczegółowe informacje dotyczące współpracy z OSD zamieszczono

w podpunkcie 1.2.6.

W związku z realizowaną przez polski rząd przebudową systemu zarządzania rozwojem kraju, trwają

prace nad projektami zmian przepisów dotyczących zintegrowanego podejścia do rozwoju państwa.

Zgodnie z założeniami przyjętymi przez Radę Ministrów w dniu 29 października 2018 r. w dokumencie

pt. „System zarządzania rozwojem Polski” KPZK przestanie obowiązywać. Dokumentem

długookresowym (w perspektywie 20–30 lat), o charakterze wizyjnym, określającym scenariusze

(warianty) rozwojowe Polski w wymiarze społeczno-gospodarczym i przestrzennym będzie Koncepcja

Rozwoju Kraju – KRK. Należy jednak mieć na uwadze, że obecnie, dokumentem, który określa

podstawowe uwarunkowania oraz aktualne cele i kierunki rozwoju kraju m.in. w wymiarze

przestrzennym jest Strategia na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju do roku 2020 (z perspektywą do

2030 r.) – SOR – przyjęta przez Radę Ministrów 14 lutego 2017 r.

1.2.2 Uwarunkowania wynikające z planów zagospodarowania przestrzennego województw

Z punktu widzenia realizacji procesu rozbudowy sieci przesyłowej PZPW jest podstawowym

dokumentem planistycznym sporządzanym przez samorządy województw. W PZPW określa się

w szczególności rozmieszczenie inwestycji celu publicznego o znaczeniu ponadlokalnym. W celu

zapewnienia spójności planów inwestycyjnych PSE S.A. oraz planów i strategii sporządzanych przez

samorząd województwa, PSE S.A. prowadzą na bieżąco korespondencję z organami samorządów.

Ponadto, PSE S.A. konsultują PRSP z zainteresowanymi stronami (zgodnie z art. 16 ust. 15 ustawy

Prawo energetyczne). W konsultacjach uczestniczą organy władzy samorządowej szczebla

wojewódzkiego. Plan rozwoju przedstawiany jest także zarządom województw bezpośrednio przez

Prezesa URE do zaopiniowania, w oparciu o art. 23 ust. 2 pkt 5, ust. 3 i ust. 4 ustawy Prawo

energetyczne.

Od opracowania ostatniej edycji PRSP, PSE S.A. opiniowały projekty planów zagospodarowania

przestrzennego 3 województw: dolnośląskiego, śląskiego i świętokrzyskiego (w województwie

świętokrzyskim zmiana PZPW dotyczyła opracowania Planu Zagospodarowania Przestrzennego

Miejskiego Obszaru Funkcjonalnego Ośrodka Wojewódzkiego). Ponadto, w tym okresie proces zmiany

PZPW zakończył się uchwaleniem nowych planów zagospodarowania przestrzennego 3 województw:

mazowieckiego, opolskiego i wielkopolskiego.


9 Wprowadzenie

1.2.3 Uwarunkowania wynikające z Polityki energetycznej Polski

Wraz z ewentualnym przyjęciem PEP2040 uchylona zostanie „Polityka energetyczna Polski do

2030 roku” z 2009 r. oraz Strategia „Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko – perspektywa do

2020 r.” z 2014 r. Główne uwarunkowania dla PRSP 2021-2030 wynikające z projektu PEP2040 to

rozbudowa sieci umożliwiająca:

− wyprowadzenie mocy z istniejących źródeł wytwórczych,

− przyłączanie nowych mocy, w tym bloków jądrowych oraz elektrowni wiatrowych na lądzie

i morzu na poziomie umożliwiającym osiągnięcie wymaganego udziału OZE w bilansie

elektroenergetycznym kraju,

− poprawę pewności zasilania odbiorców,

− tworzenie bezpiecznych warunków współpracy źródeł o zmiennym charakterze pracy

z pozostałymi elementami KSE,

− zapewnienie zdolności wymiany mocy z sąsiadującymi systemami,

− zwiększanie efektywności energetycznej przesyłu energii.

Zaktualizowany PRSP 2021-2030 uwzględnia kierunki rozwoju źródeł wytwórczych określone

w projekcie PEP2040 oraz wytyczne w zakresie rozwoju elektroenergetycznego systemu przesyłowego.

Założenia przyjęte do analiz PRSP są także kierunkowo zgodne z założeniami przyjętymi do analiz

PEP2040. Dotyczy to w szczególności:

− przyjętych cen paliw i uprawnień do emisji CO2,

− poziomu zapotrzebowania na energię elektryczną w perspektywie 2040 r.,

− przyjętego poziomu udziału energii z OZE w końcowym zużyciu energii elektrycznej brutto,

− udziału węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej w 2030 r. na poziomie 56 – 60%,

− wdrożenia energetyki jądrowej w 2033 r.

1.2.4 Uwarunkowania wynikające z 10-letniego planu rozwoju ENTSO-E TYNDP 2018

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

publikuje dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym. Ostatnia edycja takiego planu

została opublikowana w listopadzie 2018 r. Głównym celem inwestycji ujętych w TYNDP 2018 jest

osiągnięcie europejskich celów klimatycznych do 2050 roku w opłacalny sposób, utrzymanie

bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego z uwzględnieniem potrzeb

gospodarczych, politycznych i społecznych w warunkach niepewności przyszłego rozwoju

infrastruktury. Potrzeby rozwoju w europejskim systemie elektroenergetycznym zidentyfikowane

podczas analiz przeprowadzonych w procesie tworzenia TYNDP 2018 wynikają, m.in. z dynamicznego

rozwoju OZE, technologii magazynowania, elektromobilności, pomp ciepła oraz konieczności redukcji

emisji CO2.

W TYNDP 2018 zawarto sześć grup projektów dotyczących rozwoju krajowej 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 S.A.

i operatora niemieckiego 50Hertz Transmission GmbH. Zgodnie z zawartą w dniu 24 lutego 2014 r.

umową PSE S.A. są odpowiedzialne za budowę przesuwników w SE Mikułowa, natomiast 50Hertz

Transmission GmbH w SE Vierraden. Przesuwniki w SE Mikułowa zostały zainstalowane w 2015 roku.

Ze względu na trudności związane z budową linii 400 kV przez powiat Uckermark po stronie niemieckiej,

dwa przesuwniki z planowanych czterech w SE Vierraden zostały uruchomione czasowo poprzez

transformatory 400/220 kV w 2018 roku. Docelowo zakończenie projektu planowane jest w 2021 roku.

Realizacja projektu pozwoli na wzrost zdolności importowych i eksportowych KSE.

10 Wprowadzenie


Projekt 123 „LitPol Link Stage II”

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

zwiększenia zdolności przesyłowej w obu kierunkach. W dniu 28 czerwca 2018 r. została zatwierdzona

polityczna mapa drogowa dotycząca synchronizacji sieci elektroenergetycznej państw bałtyckich

z systemem Europy kontynentalnej poprzez obecne połączenie LitPol Link. W kontekście tej decyzji,

kluczową jest realizacja w Polsce ostatniej inwestycji drugiego etapu projektu ti. linii 400 kV Ostrołęka –

Stanisławów (zakończenie planowane jest do końca 2023 roku). Po wdrożeniu pracy synchronicznej

państw bałtyckich z Europą kontynentalną zdolności wymiany na połączeniu LitPol Link będą w całości

dedykowane wymianie technicznej pomiędzy systemami elektroenergetycznymi Polski i Litwy.

Projekt 170 „Baltics synchro with CE”

Projekt “Baltics synchro with CE” jest ściśle powiązany z projektem “LitPol Link Stage II” i ma na celu

dostosowanie systemów elektroenergetycznych państw bałtyckich do pracy synchronicznej z Europą

kontynentalną oraz zwiększenie rynkowych zdolności wymiany pomiędzy Polską i Litwą. W ramach

projektu planowana jest budowa kabla podmorskiego HVDC „Harmony Link” o zdolności przesyłowej

700 MW z nowej stacji Darbenai (LT) do istniejącej stacji Żarnowiec (PL). Nowemu połączeniu będą

towarzyszyć inwestycje po stronie polskiej w zakresie budowy nowych dwutorowych linii 400 kV

Dunowo-Żydowo Kierzkowo i Żydowo Kierzkowo – Piła Krzewina oraz modernizacji istniejących linii

Krajnik-Morzyczyn, Morzyczyn-Dunowo-Słupsk-Żarnowiec i Żarnowiec-Gdańsk/Gdańsk Przyjaźń-

Gdańsk Błonia. Wdrożenie powyższych inwestycji, poza synchronizacją państw bałtyckich wesprze

również wyprowadzenie mocy z MFW do KSE. Realizacja inwestycji planowana jest do końca

2025 roku.

Projekt 230 „GerPol Power Bridge I”

Projekt obejmuje realizację rozbudowy systemu przesyłowego w zachodniej części kraju w zakresie

budowy linii 400 kV Krajnik-Baczyna-Plewiska oraz Mikułowa-Świebodzice. Realizacja projektu

planowania jest do końca 2024 roku. Efektem wdrożenia projektu będzie zwiększenie transgranicznych

zdolności importowych oraz eksportowych na przekroju synchronicznym.

Projekt 229 „GerPol Power Bridge II”

W zakresie przyszłego rozwoju transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju synchronicznym

w horyzoncie po 2030 roku rozważana jest budowa nowego dwutorowego połączenia 400 kV Polska-

Niemcy w relacji Eisenhuttenstadt-Zielona Góra. Dokładna data realizacji tego projektu uzależniona

będzie od przyszłych warunków pracy połączonych systemów elektroenergetycznych i potrzeb rynku.

Zakłada się, że projekt pozwoli na dalszy wzrost zdolności wymiany transgranicznej na przekroju

synchronicznym.

Projekt 234 „DKE-PL-1”

Analiza kierunków rozwoju połączeń transgranicznych w horyzoncie po 2030 roku wskazuje na

potencjalne korzyści z budowy powiązania pomiędzy Polską i Danią. Połączenie to realizowane byłoby

poprzez kabel HVDC w relacji Avedøre-Dunowo. Data realizacji oraz parametry połączenia uzależnione

będą od wyników analiz techniczno-ekonomicznych. Możliwe zdolności asynchronicznej wymiany

transgranicznej na tym połączeniu szacowane są na 600 MW w obu kierunkach.

PRSP 2021-2030 uwzględnia wszystkie inwestycje na terytorium Polski ujęte w TYNDP 2018 w okresie

do 2030 roku.


11 Wprowadzenie

1.2.5 Uwarunkowania wynikające z realizacji umów o przyłączenie oraz określonych

warunków przyłączenia do sieci przesyłowej

Według stanu na dzień 02.12.2019 r. PSE S.A. mają zawarte umowy o przyłączenie nowych jednostek

wytwórczych o łącznej mocy 14 774,975 MW, w tym 10 057 MW dot. konwencjonalnych jednostek

wytwórczych a pozostała moc dot. OZE (4 717,975 MW). Jednocześnie PSE S.A mają zawarte umowy

o przyłączenie: systemów dystrybucyjnych o łącznej mocy 149,5 MW oraz transformatorów potrzeb

własnych/ogólnych elektrowni o łącznej mocy 331,7 MW.

Ponadto PSE S.A. wydały warunki przyłączenia w odniesieniu do:

− OZE o łącznej mocy 5 163 MW,

− konwencjonalnych źródeł energii o łącznej mocy 2 754 MW,

− systemu dystrybucyjnego o mocy 30 MW,

− transformatorów potrzeb własnych/ogólnych elektrowni o łącznej mocy 95 MW,

− magazynów energii elektrycznej o łącznej mocy 312 MW.

W Tab. 1-1 przedstawiony został wykaz podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródeł do Krajowej

Sieci Przesyłowej.

Tab. 1-1 Podmioty ubiegające się o przyłączenie źródeł do Krajowej Sieci Przesyłowej

L.p. Miejsce przyłączenia Moc [MW] Rodzaj

instalacji Wnioskodawca Siedziba

Termin przyłączenia

***

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

2 Żarnowiec 90 OZE PGE Energia Odnawialna S.A. Warszawa 2016-03-30

3 Słupsk Wierzbięcino 319,75 OZE Potęgowo Mashav Sp. z o.o. Warszawa 2021-06-30

4 Kozienice 1 000 KJW ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. Świerże Górne

2017-07-31

5 Słupsk Wierzbięcino 239,5 OZE Green Power Pomorze Sp. z o.o. Warszawa 2019-03-31

6 Żarnowiec 111 OZE WINDCOM Sp. z o.o. Choczewo 2021-12-31

7 Puławy 500 KJW Grupa Azoty Zakłady Azotowe Puławy S.A.

Puławy 2019-11-30

8 Ostrołęka 1 000 KJW Elektrownia Ostrołęka S.A. Ostrołęka 2023-08-31

9 Dunowo 250 OZE ENERTRAG-Dunowo Sp. z o.o. Szczecin 2021-06-30

10 Żarnowiec 145 OZE Stigma Sp. z o.o. Sierakowice 2023-07-03

11 Dobrzeń 1 810 KJW PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.

Bełchatów 2019-09-30

12 Słupsk Wierzbięcino 100 OZE EVIVA LĘBORK Sp. z o.o. Słupsk 2021-12-31

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

Stalowa Wola

2020-03-25

14 Mikułowa 150 OZE DOLNOŚLĄSKIE ELEKTROWNIE Sp. z o.o.

Gliwice 2021-12-31

15 Lublin Systemowa 500 KJW Enea Elektrownia Połaniec S.A. Zawada 2020-06-30

16 Byczyna 910 KJW Nowe Jaworzno Grupa TAURON Sp. z o.o.

Jaworzno 2020-07-31

17 Gdańsk Błonia 132 OZE Windfarm Polska III Sp. z o.o. Koszalin 2020-10-30

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

Bełchatów 2019-03-01

19 Pelplin 1 600 KJW Polenergia Elektrownia Północ Sp. z o.o.

Warszawa 2024-12-31

20 Pelplin 107,425 OZE Radan Nordwind Sp. z o.o. Gliwice 2021-12-31

21 Kromolice 79,2 OZE Wind Field Wielkopolska Sp. z o.o. Warszawa 2025-05-30

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

23 Grudziądz Węgrowo 874 KJW CCGT Grudziądz Sp. z o.o. Grudziądz 2026-08-31

12 Wprowadzenie


L.p. Miejsce przyłączenia Moc [MW] Rodzaj

instalacji Wnioskodawca Siedziba

Termin przyłączenia

***

24 Żydowo Kierzkowo 138,6 OZE Biały Bór Farma Wiatrowa

Sp. z o.o. Gdańsk 2021-12-31

25 Gdańsk Błonia 456 KJW CCGT Gdańsk Sp. z o.o. Gdańsk 2020-06-30

26 Słupsk Wierzbięcino 1200 OZE MFW Bałtyk III Sp. z o.o. Warszawa 2030-09-27

27 Baczyna 120 OZE EDP Renewables Polska Sp. z o.o. Warszawa 2020-12-31

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

Warszawa 2027-12-31

29 Praga 505 KJW PGNiG TERMIKA S.A. Warszawa 2020-03-31

30 Adamów 600 KJW Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin S.A.

Konin n.d.

31 Skawina 200 KJW CEZ Skawina S.A. Skawina n.d.

32 Łagisza 520 KJW TAURON Wytwarzanie S.A. Jaworzno n.d.

33 SE1* 240 OZE MFW Bałtyk II Sp. z o.o. Warszawa n.d.

34 SE1 * 1560 OZE Polenergia Bałtyk I S.A. Warszawa n.d.

35 SE1 * 350 OZE Baltic Trade and Invest Sp. z o.o. Słupsk n.d.

36 SE2 ** 1498 OZE Elektrownia Wiatrowa Baltica-2 Sp. z o.o.

Warszawa n.d.

37 SE2 ** 1200 OZE Baltic Power Sp. z o.o. Warszawa n.d.

38 Konin 115 OZE Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin S.A.

Konin n.d.

39 Krajnik 1434 KJW PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.

Bełchatów n.d.

40 Adamów 150 OZE Energia Przykona Sp. z o.o. Warszawa n.d.

41 Adamów 50 OZE Energia Przykona Sp. z o.o. Warszawa n.d.

* - Przyszła stacja elektroenergetyczna w sąsiedztwie stacji Słupsk

** - Przyszła stacja elektroenergetyczna w sąsiedztwie stacji Żarnowiec

*** - zgodnie z postanowieniami umowy o przyłączenie

Rodzaj instalacji: KJW – Konwencjonalna Jednostka Wytwórcza, OZE – Odnawialne Źródło Energii

1.2.6 Uwarunkowania wynikające z realizacji innych zobowiązań, w tym uzgodnień z OSD

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 oraz IRiESP (Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji

i planowania rozwoju sieci – pkt. 3). ). W szczególności, zgodnie z art. 9c ust. 2 pkt 5 ustawy Pe, OSP,

stosując obiektywne i przejrzyste zasady zapewniające równe traktowanie użytkowników tych systemów

oraz uwzględniając wymogi ochrony środowiska, jest odpowiedzialny, m.in., za współpracę z innymi

operatorami systemów elektroenergetycznych lub przedsiębiorstwami energetycznymi w celu

niezawodnego i efektywnego funkcjonowania systemów elektroenergetycznych oraz skoordynowania

ich rozwoju. Ponadto, na podstawie art. 16 ust. 6 ustawy Pe, plany rozwoju w zakresie zaspokojenia

obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną sporządzane przez OSD uwzględniają

odpowiednio plan rozwoju sporządzony przez OSP, a także na podstawie art. 9c ust. 3 pkt 4) OSD jest

zobowiązany do współpracy z PSE w celu zapewnienia spójności działania systemów

elektroenergetycznych i skoordynowania ich rozwoju.


13 Wprowadzenie

Zintegrowane planowanie wymaga prowadzenia wielowariantowych analiz o charakterze iteracyjnym

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

poprzedzającym sporządzenie PRSP 2021-2030, w ramach współpracy pomiędzy PSE S.A. oraz OSD,

wykonano szereg prac koncepcyjnych dla poszczególnych obszarów KSE dla horyzontu 2030 roku,

uwzględniających aktualne uwarunkowania wpływające na potrzeby rozwoju sieci przesyłowej

i dystrybucyjnej 110 kV. Analizy dotyczące koncepcji pracy sieci zamkniętej NN i 110 kV na obszarach

działania TAURON Dystrybucja S.A., PGE Dystrybucja S.A. oraz ENERGA Operator S.A. zakończono

w roku 2019, natomiast zakończenie prac dla obszarów ENEA Operator Sp. z o.o. oraz innogy Stoen

Operator Sp. z o.o. jest planowane w I kwartale 2020.

Analizy te zostały zrealizowane przez niezależnych ekspertów z uwzględnieniem uzgodnionych przez

operatorów założeń dotyczących przewidywanych uwarunkowań systemowych w poszczególnych

obszarach determinujących potrzeby rozwoju sieci. Wyznaczają one potencjalne kierunki rozwoju, które

należy uwzględnić w opracowywanych przez spółki układach pracy sieci 400, 220 i 110 kV oraz

dokumentach planistycznych w zakresie rozbudowy lub modernizacji infrastruktury.

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

poprawy pewności zasilania poszczególnych obszarów OSD, uzgodniły i zawarły 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. Poniżej przedstawiono listę realizowanych

i projektowanych nowych stacji NN/110 kV, które wynikają z zawartych porozumień i prowadzonych

uzgodnień z OSD:

1. Recław z transformatorami 220/110 kV, 2x275 MVA,

2. Żydowo Kierzkowo z transformatorami 220/110 kV, 160 MVA i 400/110 kV, 450 MVA,

3. Pelplin z transformatorem 220/110 kV, 160 MVA w okresie przejściowym i docelowo

z transformatorem 400/110 kV, 450 MVA,

4. Baczyna z transformatorem 400/110 kV, 450 MVA,

5. Praga z transformatorami 220/110 kV, 2x275 MVA,

6. Wyszków z transformatorem 220/110 kV, 275 MVA,

7. Nysa z transformatorami 220/110 kV, 2x275 MVA.

8. Żagań z transformatorem 220/110 kV, 275 MVA.

Dodatkowo prowadzone są uzgodnienia dotyczące budowy nowej stacji 220/110 kV Pomorzany

z transformatorem 220/110 kV o mocy 275 MVA.

1.2.7 Uwarunkowania wynikające z Rozporządzenia 943

Zgodnie z przepisami Rozporządzenia 943, w przypadku zidentyfikowania ograniczeń strukturalnych,

państwo członkowskie, we współpracy z OSP podejmuje decyzję o przygotowaniu międzynarodowego

lub krajowego planu działania, mającego na celu stopniowe osiągnięcie wymaganego poziomu

udostępnianych międzyobszarowych zdolności przesyłowych do 31 grudnia 2025 r. albo o dokonaniu

przeglądu i zmiany konfiguracji jego obszarów rynkowych. Decyzja powinna zostać podjęta przed

1 stycznia 2020 r., gdyż w innym przypadku państwo członkowskie będzie zobowiązane do

udostępniania zdolności przesyłowych w wymaganych wielkościach poczynając od 1 stycznia 2020 r.

i pokrywania kosztów działań zaradczych. Zgodnie z art. 15 ust. 1 i 2 Rozporządzenia 943, plan

działania powinien zawierać konkretny harmonogram przyjmowania środków mających na celu

zmniejszenie stwierdzonych strukturalnych ograniczeń przesyłowych w terminie czterech lat od

przyjęcia ww. decyzji, a coroczny wzrost udostępnianych międzyobszarowych zdolności przesyłowych

ma następować zgodnie z wyznaczoną trajektorią liniową.

W dniu 7 sierpnia 2019 r. Prezes URE zatwierdził Sprawozdanie PSE S.A. dotyczące strukturalnych

ograniczeń przesyłowych w polskim obszarze rynkowym dając wsparcie Ministerstwu Aktywów

Państwowych (uprzednio działającemu pod nazwą: Ministerstwo Energii) dla podjęcia decyzji

14 Wprowadzenie


o wdrożeniu planu działania. W okresie od 14 do 29 listopada 2019 r. ministerstwo to przeprowadziło

konsultacje projektu planu działania, którego celem jest realizacja obowiązku udostępniania

uczestnikom rynku transgranicznych zdolności przesyłowych na poziomie nie niższym niż 70%. Plan

działania przygotowany dla połączeń transgranicznych z Czechami, Niemcami i Słowacją (na profilu

synchronicznym) oraz ze Szwecją (na profilu asynchronicznym) został przyjęty 17 grudnia 2019 r.

i wprowadzony w życie z początkiem 2020 roku.

Wykaz zamierzeń inwestycyjnych przedstawiony w rozdziale 5 niniejszego dokumentu zawiera

inwestycje w zakresie rozbudowy i modernizacji infrastruktury sieciowej niezbędne do eliminacji

strukturalnych ograniczeń przesyłowych.


15 Wprowadzenie

1.3 Zmiana uwarunkowań zewnętrznych po uzgodnieniu PRSP 2018-2027

Nadrzędnym celem realizacji PRSP 2021-2030 była adaptacja do zmieniających się uwarunkowań

związanych z otoczeniem OSP. W okresie 2018-2019 nastąpił wzrost zainteresowania energetyką

odnawialną, szczególnie widoczny w obszarze morskiej energetyki wiatrowej, skutkujący wpływaniem

do PSE S.A. dużej liczby wniosków o uzgodnienia warunków przyłączenia. Ponadto, na podstawie

zawartego w czerwcu 2018 r. porozumienia pomiędzy rządami krajów bałtyckich i Polski dotyczącego

synchronizacji Estonii, Łotwy i Litwy z Europą kontynentalną poprzez istniejące połączenie Ełk (PL) -

Alytus (LT) oraz budowę nowego podmorskiego połączenia HVDC „Harmony Link” rozpoczął się proces

inwestycyjny związany z realizacją tego przedsięwzięcia. Innym kluczowym czynnikiem są

przedstawione wcześniej, szeroko rozumiane skutki Rozporządzenia 943. W istotny sposób zmieniono

również zakres zadania związanego z przebudową linii 400 kV Pasikurowice-Dobrzeń-Trębaczew-

Joachimów. Powyższe uwarunkowania spowodowały konieczność aktualizacji PRSP.

Istotnej zmianie uległ również proces analityczny, służący do identyfikacji wymaganych potrzeb

infrastrukturalnych. Opracowano i wykorzystano udoskonaloną metodykę odwzorowania systemu

elektroenergetycznego i procesów w nim zachodzących.

Pierwszym etapem sporządzenia nowego PRSP było opracowanie prognozy zapotrzebowania na moc

i energię elektryczną na bazie analizy zużycia energii finalnej w Polsce w perspektywie długoterminowej.

Kolejnym krokiem było określenie przyszłej struktury wytwarzania energii elektrycznej (miksu

energetycznego) oraz analiza pokrycia zapotrzebowania na energię i moc elektryczną. Następnie

wykonano rynkowe analizy z wykorzystaniem europejskiego modelu rynku, których wynikiem była

prognoza wymiany transgranicznej pomiędzy Polską i krajami sąsiednimi. W analizach tych

uwzględniono wymagania Rozporządzenia 943 w zakresie wymaganego poziomu udostępnianych

transgranicznych zdolności przesyłowych. W stosowanych narzędziach i metodach istotnie zwiększono

granulację czasową (liczba rozpatrywanych stanów), uwzględniono stochastyczną naturę procesów

w KSE i położono szczególny nacisk na integralność i spójność stosowanych wielkości, baz danych

i założeń.

W kolejnym etapie, przy uwzględnieniu powyższych uwarunkowań, dla lat 2021-2025, 2026-2030

i 2031-2040 wykonano cykl analiz techniczno-ekonomicznych z wykorzystaniem modelu pełnej sieci

400, 220 i 110 kV. Opracowano kilka scenariuszy rozwoju otoczenia (przyszła struktura wytwarzania,

prognoza zapotrzebowania, cen paliw i uprawnień do emisji CO2) w warunkach sezonowych zmian

klimatycznych wpływających na funkcjonowanie sieci przesyłowej.

Ostatnim etapem prac było wykonanie szczegółowej symulacji technicznej (analiza rozpływów i napięć)

z wykorzystaniem modelu pełnej krajowej sieci przesyłowej i 110 kV oraz sieci przesyłowej krajów

Niemiec, Czech, Słowacji, Austrii i Węgier wraz z ekwiwalentem sieci przesyłowej pozostałych krajów

obszaru Europy kontynentalnej.

Wynikiem opisanych powyżej analiz jest zestaw inwestycji sieciowych niezbędnych do realizacji

w okresie najbliższych 10 lat dla zapewnienia niezawodnego funkcjonowania KSE, w tym ciągłości

i ekonomiki dostaw energii elektrycznej. Ponadto wskazane zostały kierunki potencjalnego rozwoju sieci

przesyłowej do roku 2040.

16 Założenia, wyniki analiz cząstkowych determinujących rozwój sieci przesyłowej


2 Założenia, wyniki analiz cząstkowych determinujących rozwój sieci

przesyłowej

2.1 Zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną

W latach 2013-2019 zapotrzebowanie na energię elektryczną wzrosło ok. 13 TWh, a skumulowany

roczny wskaźnik wzrostu zapotrzebowania dla tego okresu wyniósł 1,44%. Historyczne

zapotrzebowanie na energię elektryczną przedstawiono na Rys. 2-1.

Rys. 2-1 Historyczne zapotrzebowanie na energię elektryczną netto

Historyczne zapotrzebowanie na moc elektryczną netto dla szczytu letniego i rocznego (zimowego)

przedstawiono na Rys. 2-2. W latach 2013-2019 skumulowany roczny wskaźnik wzrostu dla letniego

zapotrzebowania szczytowego na moc elektryczną netto wyniósł 2,27%, a dla zimowego

zapotrzebowania szczytowego na moc elektryczną netto wyniósł 0,98%.

Większy roczny wskaźnik wzrostu dla letniego zapotrzebowania względem zimowego jest w dużej

mierze także efektem zachodzących zmian klimatycznych. Coraz cieplejsze lata skutkują wzrostem

liczby i mocy urządzeń klimatyzacyjnych i chłodniczych.

142,33 143,97 146,21 149,50153,78 156,50 155,06

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Za

po

trze

bo

wa

nie

na

en

erg

ię n

ett

o [T

Wh]



Rys. 2-2 Dane historyczne mocy szczytowej netto w okresie zimowym i letnim

Zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną - prognozy

Prognozowanie przyszłego zużycia energii elektrycznej wykonane zostało w oparciu o oszacowanie

zużycia energii finalnej w Polsce w perspektywie długoterminowej. W ramach analizy uwzględniono:

szereg makroczynników wpływających na strukturę zużycia energii w sektorze gospodarstw domowych,

transportu, przemysłu i usług, zmiany zachodzące w obszarze efektywności energetycznej, prognozy

wzrostu Produktu Krajowego Brutto w poszczególnych sektorach, zmiany technologiczne

i konsumenckie oraz zmiany wynikające z dyrektyw unijnych w zakresie osiągnięcia przez Polskę

wymaganego celu OZE w końcowym zużyciu energii finalnej.

Wzięto pod uwagę zmiany strukturalne tj. rozwój populacji pojazdów elektrycznych oraz pomp ciepła.

Prognozy dotyczące pojazdów elektrycznych i pomp ciepła zostały określone na podstawie publicznie

dostępnych danych i informacji oraz analiz własnych Grupy Kapitałowej PSE S.A.

W Tab. 2-1 i na Rys. 2-3 przedstawiono prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną przyjętą

do analiz w podziale na zapotrzebowanie wynikające z rozwoju pojazdów elektrycznych i pomp ciepła

oraz podstawę zapotrzebowania wynikającą z oszacowania zużycia energii finalnej w Polsce.

22 33823 141 22 541 23 206 23 633 24 083 23 687

19 574 19 670 20 187 20 754 21 146 21 790 22 400

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Mo

c s

zczyto

wa

ne

tto

[M

W]

Okres zimowy Okres letni



Rys. 2-3 Prognozowane zapotrzebowanie na energię elektryczną w latach 2019-2040

Tab. 2-1 Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną netto w Polsce dla lat 2020-2040 [TWh]

2020 2025 2030 2035 2040

Podstawa zapotrzebowania 159,6 168,6 177,5 185,0 193,1

Pojazdy elektryczne i pompy ciepła 0,3 1,5 3,5 6,9 11,1

Całkowite zapotrzebowanie na energię

elektryczną netto 159,9 170,1 181,1 191,9 204,2

Na potrzeby prognozowania zapotrzebowania na moc uwzględniony został dodatkowo wpływ dwóch

czynników tj. sezonowości oraz termosensytywności wynikającej ze zmian temperatury otoczenia.

Na Rys. 2-4 - Rys. 2-7 przedstawiono przykładowe profile dobowe zapotrzebowania na moc w szczycie

obciążenia w zimie oraz w lecie w podziale na składowe odpowiednio dla lat 2030 i 2040.

140

150

160

170

180

190

200

210

201

9

202

0

202

1

202

2

202

3

202

4

202

5

202

6

202

7

202

8

202

9

203

0

203

1

203

2

203

3

203

4

203

5

203

6

203

7

203

8

203

9

204

0

Za

po

trze

bo

wa

nie

na

en

erg

ię n

ett

o [T

Wh]

Podstawa zapotrzebowania Pojazdy elektryczne i pompy ciepła



Rys. 2-4 Struktura zapotrzebowania na moc szczytową w zimie – 2030 r. [MW]

Rys. 2-5 Struktura zapotrzebowania na moc szczytową w lecie – 2030 r. [MW]

16 000

20 000

24 000

28 000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Prognoza bazowa Termosensytywność Pojazdy elektryczne Pompy ciepła

16 000

20 000

24 000

28 000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23




Rys. 2-6 Struktura zapotrzebowania na moc szczytową w zimie – 2040 r. [MW]

Rys. 2-7 Struktura zapotrzebowania na moc szczytową w lecie – 2040 r. [MW]

Przewiduje się, że w okresie 2019-2040 zapotrzebowanie wzrośnie o około 46,5 TWh, co przełoży się

na wartość rocznego skumulowanego wskaźnika wzrostu dla tego okresu na poziomie 1,24%.

W przypadku mocy szczytowej w zimie i lecie ich wzrost przewiduje się kolejno o około 7 GW oraz

5,4 GW. Takie wartości przekładają się odpowiednio na poziom 1,21% i 1,06% rocznego wskaźnika

wzrostu w latach 2019-2040.

16 000

20 000

24 000

28 000

32 000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23


16 000

20 000

24 000

28 000

32 000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23




2.2 Cel OZE w zapotrzebowaniu na energię elektryczną

W grudniu 2018 r. weszła w życie nowa, zmieniona dyrektywa1 w sprawie energii ze źródeł

odnawialnych wchodząca w skład pakietu środków p.n. „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków”.

Pakiet ten ma na celu ustanowienie nowych stabilnych ram prawnych, które ułatwią przejście na czystą

energię i pomogą UE w wypełnieniu zobowiązań wynikających z porozumienia paryskiego w sprawie

ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. Dyrektywa ustanawia nowy wiążący cel UE w zakresie

energii odnawialnej na 2030 r. wynoszący co najmniej 32%, z klauzulą dotyczącą ewentualnego

przeglądu w górę do 2023 r.

Zgodnie z powyższą dyrektywą państwa członkowskie są zobowiązane do opracowania 10-letnich

KPEiK do końca 2019 r. (na dzień uzgadniania założeń dostępny był jedynie projekt KPEiK ze stycznia

2019 r.), w których zobowiązane są przedstawić planowany udział energii z OZE w finalnym zużyciu

energii brutto w 2030 r. jako wkład do wiążącego celu unijnego wynoszącego co najmniej 32% w 2030 r.

Zgodnie z opracowanym projektem KPEiK, w ramach realizacji ogólnounijnego celu na 2030 r., Polska

deklaruje osiągniecie do 2030 r. 21% udziału OZE w finalnym zużyciu energii brutto (zużycie łącznie

w elektroenergetyce, ciepłownictwie i chłodnictwie oraz na cele transportowe).

Na podstawie przeprowadzonej przez OSP prognozy zużycia energii finalnej brutto otrzymano

wynikowy udział OZE w transporcie oraz ciepłownictwie. Dla roku 2030 oszacowano wymagany

procentowy udział OZE w zapotrzebowaniu na energię elektryczną netto na poziomie 33,3%.

W projekcie PEP2040 z listopada 2019 r. zawarto informację, że w ramach udziału w realizacji

ogólnounijnego celu na 2030 r. Polska deklaruje osiągniecie 21-23% udziału OZE w finalnym zużyciu

energii brutto w 2030 r. Niemniej jednak zaznaczono, że realizacja celu OZE na poziomie 23% będzie

możliwa w sytuacji przyznania dodatkowych środków unijnych, w tym na sprawiedliwą transformację.

Na potrzeby osiągnięcia celu OZE w 2030 roku wymagany jest zdecydowany rozwój wszystkich

dostępnych technologii pozwalających na produkcję energii odnawialnej.

2.3 Planowane wyłączenia z eksploatacji jednostek wytwórczych

Na wykresach od Rys. 2-8 do Rys. 2-10 przedstawiono zagregowane informacje w zakresie JWCD

i nJWCD dotyczące terminów odstawień istniejących jednostek wytwórczych pozyskane z procesu

ankietyzacji sektora wytwórczego przeprowadzonej na przełomie 2018 i 2019 roku.

Istotną kwestią determinującą terminy odstawień źródeł jest możliwość korzystania z mechanizmów

mocowych dla jednostek wytwórczych cieplnych po 01.07.2025 r. W zakresie JWCD szacuje się,

że w przypadku możliwości funkcjonowania tych mechanizmów po 01.07.2025 r. dla jednostek

wytwórczych cieplnych emitujących więcej niż 550 g CO2 na kWh i więcej niż 350 kg CO2 średniorocznie

na każdy kW mocy zainstalowanej elektrycznej, do 2030 r. wycofanych zostanie około 3 GW mocy

zainstalowanej. Kumulacja odstawień jednostek wytwórczych z eksploatacji nastąpi dopiero w latach

2030-2040, kiedy przestaną działać źródła o dodatkowej sumarycznej mocy rzędu 15 GW.

1 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania

stosowania energii ze źródeł odnawialnych (wersja przekształcona)



Rys. 2-8 Zainstalowana moc netto w istniejących JWCD cieplnych - wariant zakładający istnienie mechanizmów mocowych dla JWCD cieplnych2 po 01.07.2025 r. Stan na koniec roku.3

W przypadku braku mechanizmów mocowych od 01.07.2025 dla jednostek wytwórczych cieplnych

emitujących więcej niż 550 g CO2 na kWh i więcej niż 350 kg CO2 średniorocznie na każdy kW mocy

zainstalowanej elektrycznej przewiduje się, że już około 2025 r. wyłączonych zostanie w przybliżeniu

4,9 GW zainstalowanej mocy elektrycznej netto, co przekładać się będzie bezpośrednio na istotne

pogorszenie wskaźników wystarczalności generacji w KSE.

Rys. 2-9 Zainstalowana moc netto w istniejących JWCD - wariant zakładający brak mechanizmów mocowych

po 01.07.2025 r. Stan na koniec roku.4

2 Jednostki wytwórcze emitujące więcej niż 550 g CO2 na kWh i więcej niż 350 kg CO2 średniorocznie na kW mocy zainstalowanej elektrycznej

3 Wykres nie uwzględnia jednostek będących w budowie oraz pozostałych jednostek planowanych do budowy

4 Wykres nie uwzględnia jednostek będących w budowie oraz pozostałych jednostek planowanych do budowy

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

201

9

202

0

202

1

202

2

202

3

202

4

202

5

202

6

202

7

202

8

202

9

203

0

203

1

203

2

203

3

203

4

203

5

203

6

203

7

203

8

203

9

204

0

204

1

204

2

204

3

204

4

204

5

204

6

204

7

204

8

204

9

205

0

Mo

c z

ain

sta

low

an

a n

ett

o [M

W]

Węgiel brunatny Węgiel kamienny Gaz ziemny

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

201

9

202

0

202

1

202

2

202

3

202

4

202

5

202

6

202

7

202

8

202

9

203

0

203

1

203

2

203

3

203

4

203

5

203

6

203

7

203

8

203

9

204

0

204

1

204

2

204

3

204

4

204

5

204

6

204

7

204

8

204

9

205

0

Mo

c z

ain

sta

low

an

a n

ett

o [M

W]

Węgiel brunatny Węgiel kamienny Gaz ziemny



Według pozyskanych w drodze ankietyzacji sektora wytwórczego informacji dotyczących nJWCD

cieplnych, istniejące jednostki będą systematycznie odstawiane. Wyłączenia w latach 2019-2050 mają

obejmować około 3,85 GW mocy netto, z czego około 62,5% stanowią wyłączenia jednostek opalanych

węglem kamiennym, około 30% jednostki opalane gazem natomiast reszta wyłączana będzie

w jednostkach opalanych pozostałymi paliwami, w tym węglem brunatnym.

Rys. 2-10 Zainstalowana moc netto w istniejących nJWCD (*Gaz: wysokometanowy, zaazotowany, z odmetanowania kopalń, koksowniczy, inny. **Miks paliwowy: gudron, olej, gaz niestanowiący paliwa podstawowego, inne). Stan na koniec roku.

2.4 Planowane nowe jednostki wytwórcze cieplne

W Tab. 2-2, na podstawie dostępnych w PSE S.A. informacji, przedstawiono zagregowaną moc nowych

JWCD, które znajdują się obecnie w trakcie budowy tj. tych, dla których zakończono postępowanie

przetargowe, podpisano umowę na realizację prac budowlanych i rozpoczęto te prace. Nie

uwzględniono innych, planowanych obecnie jednostek.

Tab. 2-2 Sumaryczne moce netto [MW] planowanych JWCD cieplnych5 będących w fazie realizacji, w podziale na

źródło danych

Źródło danych 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Ankietyzacja sektora

wytwórczego 2 237 2 237 2 237 3 169 3 169 3 169 3 169 3 169 3 169 3 169 3 169

Aukcje główne na

okresy dostaw

przypadające na lata

2021, 2022 i 2023

- 2 190 2 190 3 122 3 122 3 122 3 122 3 122 3 122 3 122 3 122

Bieżące informacje

pozyskane w procesie

przyłączeń

2 237 2 237 2 237 3 169 3 169 3 169 3 169 3 169 3 169 3 169 3 169

Dodatkowo w Tab. 2-3 sporządzono zestawienie szacunkowej mocy netto dla pozostałych planowanych

JWCD cieplnych, w przypadku których zawarto umowę o przyłączenie lub wydano warunki przyłączenia.

5 Jednostki w trakcie realizacji na dzień 12.11.2019 r.

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

201

9

202

0

202

1

202

2

202

3

202

4

202

5

202

6

202

7

202

8

202

9

203

0

203

1

203

2

203

3

203

4

203

5

203

6

203

7

203

8

203

9

204

0

204

1

204

2

204

3

204

4

204

5

204

6

204

7

204

8

204

9

205

0

Mo

c z

ain

sta

low

an

a n

ett

o [M

W]

Węgiel brunatny Węgiel kamienny Gaz* Miks paliwowy**



Wielkości te nie są uwzględnione w Tab. 2-2 ze względu na fakt, że nie ma ostatecznej decyzji inwestora

o ich budowie.

Tab. 2-3 Szacunkowe moce netto [MW] planowanych JWCD cieplnych, dla których zawarta została umowa

o przyłączenie (UP) lub wydane zostały warunki przyłączenia(WP)6

Źródło danych 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Zawarte UP

- obiekty będące w fazie

planowania

483 483 483 951 1 338 1 338 2 237 2 237 2 237 2 237 2 237

Wydane WP - umowa

niezawarta

- obiekty będące w fazie

planowania

597 791 791 2 199 2 618 2 618 2 618 2 618 2 618 2 618 2 618

Szacuje się, że oprócz jednostek zagregowanych w Tab. 2-3, warunki przyłączenia do sieci

dystrybucyjnej zostały wydane dla nJWCD o sumarycznej mocy około 680 MW netto.

2.5 Rozwój OZE

Poniżej przedstawiono posiadane informacje dotyczące planów przyłączenia poszczególnych typów

OZE według danych otrzymanych w trakcie procesów przyłączeń. Tab. 2-4 zawiera moce

przyłączeniowe, które są na różnych etapach procesu przyłączeniowego, w podziale na typ instalacji

oraz napięcie sieci do którego instalacje te mają zostać przyłączone. Zestawienie obejmuje planowane

do przyłączenia lądowe elektrownie wiatrowe, elektrownie fotowoltaiczne, instalacje hybrydowe

(elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne) oraz morskie elektrownie wiatrowe.

Tab. 2-4 Instalacje OZE planowane do przyłączenia do sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnej*

Etap

Łączna planowana

moc

[MW]

FW

[MW]

PV

[MW]

Instalacje hybrydowe

[MW]

MFW

[MW]

Sieć przesyłowa

Zawarto umowę o przyłączenie (uzyskano pozwolenie na

budowę) 1 209 1181 - 28 -

Zawarto umowę o przyłączenie (brak pozwoleń na budowę)

3 302 939 - 117 2 246

Wydane warunki przyłączenia 5 048 - 200 - 4 848

Sieć dystrybucyjna

Planowane do przyłączenia 3 962 3 749 213 - -

Suma 13 521 5 869 413 145 7 094

*) Moce netto, obliczone i oszacowane na podstawie danych i informacji będących w posiadaniu PSE S.A.

Oprócz posiadanych bieżących informacji wynikających z procesu przyłączeń, PSE S.A. wykonują

cyklicznie prace analityczne, których celem jest opracowanie prognozy rozwoju OZE w perspektywie

5 najbliższych lat.

6 Tabela nie zawiera jednostek w trakcie realizacji, o których mowa w Tab. 2-2



Na potrzeby analiz, PSE S.A. uwzględniły obowiązujące akty prawne i źródła danych, w tym:

− Ustawę z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach,

− Wydane rozporządzenia Rady Ministrów w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii

elektrycznej z odnawialnych źródeł energii do sprzedaży w poszczególnych latach,

− Wydane rozporządzenia Rady Ministrów w sprawie kolejności przeprowadzania aukcji na

sprzedaż energii elektrycznej w poszczególnych latach,

− Opublikowane informacje Prezesa URE w sprawie ogłoszenia wyników aukcji na sprzedaż

energii elektrycznej,

− Dostępne oceny skutków regulacji do projektów ustaw o zmianie ustawy o odnawialnych

źródłach energii oraz niektórych innych ustaw,

− Projekt ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw

z dnia 25 lutego 2019 r.,

− Dane na temat OZE będące w posiadaniu OSP,

− Informacje publikowane przez ARE.

Punktem wyjściowym do przeprowadzonej analizy był stan zainstalowanej mocy elektrycznej w OZE na

koniec 2018 roku - bazujący na danych OSP i informacjach publikowanych przez ARE. Wyniki

przeprowadzonych analiz przedstawiono w Tab. 2-5.

Tab. 2-5 Prognozowana moc netto zainstalowana w OZE. Stan na koniec roku.

Typ OZE Jednostka 2018

(bazowy) 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Elektrownie fotowoltaiczne MW 560 927 1 473 2 061 2 539 2 767 2 917

Biogaz, w tym: rolniczy,

składowisk odpadów i

oczyszczalni ścieków

MW 217 234 249 281 326 326 326

Elektrownie biomasowe* MW 720 720 727 727 756 756 756

Elektrownie wodne MW 964 972 979 987 987 987 987

Elektrownie wiatrowe

lądowe MW 5 795 5 855 6 557 7 241 7 678 7 678 7 678

Elektrownie wiatrowe

morskie MW - - - - - - -

Instalacje termicznego

przekształcania odpadów

komunalnych

MW 79 79 79 89 100 119 119

*wolumen mocy dla elektrowni biomasowych uwzględnia blok nr 9 w el. Połaniec

26 Analiza wystarczalności generacji dla lat 2020 – 2030



3.1 Wprowadzenie

Niniejszy rozdział przedstawia podsumowanie prac analitycznych związanych z opracowaniem analizy

wystarczalności generacji dla KSE w latach 2020-2030. Wynikiem analizy jest prognoza bilansu mocy

KSE oraz probabilistycznych wskaźników wystarczalności generacji, tj: LOLE, LOLP i EENS. Przez

wystarczalność generacji w niniejszym dokumencie należy rozumieć zdolność do pokrycia

zapotrzebowania na moc, w dowolnym momencie, przez moc dyspozycyjną wszystkich rodzajów

zasobów KSE.

W rozdziale tym przedstawiono wyniki analiz oraz kluczowe informacje na temat zastosowanych metod

analitycznych i przyjętych założeń. Wykonane analizy w zakresie wykorzystywanej metodyki są zgodne

z pan-europejską analizą wystarczalności generacji prowadzaną przez ENTSO-E, przy czym w zakresie

czynników krajowych rozszerzono i rozwinięto zastosowane tam metody. Mimo faktu stosowania

metody probabilistycznej, wyniki analiz pozostają wrażliwe na elementy otoczenia przyjmowane jako

dane zdeterminowane, w tym przede wszystkim:

− terminy oddawania do eksploatacji obecnie budowanych jednostek wytwórczych,

− harmonogramy postojów remontowych jednostek wytwórczych,

− terminy oddawania do eksploatacji nowych mocy OZE,

− techniczne możliwości wykorzystywania mocy połączeń transgranicznych,

− ewentualne skutki implementacji przepisów Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady

w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej oraz Dyrektywy Parlamentu Europejskiego

i Rady w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej.

Biorąc pod uwagę zmienność powyższych oraz innych czynników, ocena wystarczalności generacji jest

procesem ciągłym i na bieżąco aktualizowanym.

3.2 Prognoza zapotrzebowania na moc i energię elektryczną

Przyjęto aktualne prognozy zapotrzebowania na energię i na moc elektryczną będące w posiadaniu

PSE S.A., szerzej opisane w rozdziale 2.

3.3 Wielkości zdolności wytwórczych

Wielkości zdolności wytwórczych JWCD cieplnych oraz nJWCD przemysłowych i zawodowych

w poszczególnych latach, zostały przyjęte do analizy wystarczalności generacji na podstawie:

− informacji przekazanych przez sektor wytwórczy na potrzeby sporządzania planów

koordynacyjnych rocznych,

− przeprowadzonej ankietyzacji krajowych przedsiębiorstw wytwórczych i inwestorów

planujących budowę nowych jednostek,

− aktualnie posiadanych informacji dotyczących terminów oddania do eksploatacji jednostek

wytwórczych będących w trakcie realizacji,

− aktualnie posiadanych informacji dotyczących terminów trwałego odstawienia istniejących

JWCD.

W analizie wystarczalności generacji zostały uwzględnione jednostki wytwórcze istniejące,

a w zakresie planowanych nowych jednostek wytwórczych (w szczególności jednostek istotnie

wpływających na bilans KSE), zostały uwzględnione tylko te, znajdujące się obecnie w trakcie

budowy, tj. te, dla których zakończono postępowanie przetargowe, podpisano umowę na

realizację prac budowlanych i rozpoczęto te prace.



Powyższe założenie wynika z przyjętej metody obrazującej skalę zapotrzebowania na nowe

zasoby wytwórcze, ponad te, które posiadają znaczące prawdopodobieństwo realizacji. W tym

kontekście założenie to nie może być traktowane jako ocena PSE S.A. odnośnie zasadności

realizacji lub wykonalności określonych poszczególnych projektów inwestycyjnych.

Zastosowanie takiego podejścia w zakresie potencjalnych nowych jednostek, pozwala

na przedstawienie wyników analizy wystarczalności generacji w sytuacji, gdy nie będą podejmowane

dalsze działania dla odbudowy i rozwoju wolumenu mocy wytwórczej w KSE. Kierując się powyższą

zasadą, w analizie nie uwzględniono m.in. planowanej nowej elektrowni jądrowej oraz rozwoju OZE

(w tym planowanych morskich elektrowni wiatrowych) w horyzoncie od 2025 r. Moce zainstalowane

OZE do 2024 r., przyjęto przy uwzględnieniu prognoz rozwoju tych źródeł, szerzej opisanych w rozdziale

2. Jednocześnie należy podkreślić, że w przypadku zmiany warunków inwestycyjnych dla nowych mocy

wytwórczych OZE, rozwój OZE może różnić się od przyjętego scenariusza.

PSE S.A. podkreślają, że przeprowadzany proces analityczno-prognostyczny związany

z analizami wystarczalności generacji jest ciągły i aktualizowany na bieżąco. Przy sporządzaniu

przedmiotowej analizy wystarczalności, PSE S.A. opierały się na stanie wiedzy ze stycznia

2020 r.

3.4 Metodyka analiz bilansowych

3.4.1 Scenariusze lat klimatycznych

KSE jest coraz bardziej czuły na zmiany warunków pogodowych. Aby realistycznie przewidzieć możliwe

przyszłe zdarzenia mające wpływ na sytuację bilansową w systemie, konieczne jest uwzględnienie

danych obejmujących szeroki zakres możliwych kombinacji, uwzględniających zarówno warunki

klimatyczne "normalne" jak i "skrajne".

Wykonana analiza bazuje na metodzie lat klimatycznych ENTSO-E, wykorzystywanej do prowadzenia

analiz takich jak Mid-Term Adequacy Forecast (MAF) czy TYNDP. Metoda pozwala na odwzorowanie

w przyszłości zmiennych warunków pogodowych obserwowanych w ubiegłych latach. Każdy rok

klimatyczny charakteryzuje się współzależnymi parametrami określającymi warunki hydrologiczne,

wietrzność, nasłonecznienie i temperaturę zewnętrzną, co umożliwia ocenę pracy KSE

z uwzględnieniem jednoczesności występowania tych zjawisk.

Na potrzeby analizy, dla prognozy zapotrzebowania na energię i moc, opracowano profile godzinowe

lat klimatycznych 2011 - 2015. Okres ten stanowi odpowiednią próbę z uwagi na zróżnicowanie zarówno

pod względem temperatur zimowych jak i letnich. Rozszerzanie okresu i dodawanie kolejnych lat

klimatycznych nie wpłynęłoby istotnie na wynik analizy.

3.4.2 Remonty JWCD

Założenia dotyczące remontów JWCD w latach 2020 - 2022 wykonano na podstawie zgłoszeń sektora

wytwórczego do Planów Koordynacyjnych Rocznych na lata 2020 - 2022. Plany remontowe na lata

późniejsze określono na podstawie danych ankietowych.

3.4.3 Profile pracy nJWCD

Na potrzeby analizy opracowano profile pracy nJWCD przy wykorzystaniu dwóch źródeł, tj. danych OSP

oraz informacji dostarczonych przez ARE.

Wartości współczynników wykorzystania mocy zainstalowanej dla jednostek zawodowych zostały

wyznaczone w oparciu o dane historyczne generacji tych źródeł, pochodzące z systemów pomiarowych

OSP. Wyznaczono krzywe termosensytywności opisujące relację obciążenia w funkcji temperatury. Dla

każdego miesiąca w roku zastosowano odrębną krzywą termosensytywności wyznaczoną na podstawie

danych historycznych z lat 2011 - 2015.

Wartości współczynników wykorzystania mocy zainstalowanej dla pozostałych nJWCD opracowane

zostały na podstawie danych udostępnionych przez ARE. Zidentyfikowano dane dotyczące

współczynników dyspozycyjności nJWCD z lat 2011 - 2015, z podziałem na poszczególne rodzaje

jednostek tj.:



− zawodowe gazowe,

− przemysłowe węglowe,

− przemysłowe gazowe,

− biogazowe.

Dane dostosowano do wykorzystywanej w modelu granulacji godzinowej. Otrzymano krzywe

charakteryzujące pracę nJWCD dla różnych lat klimatycznych 2011 - 2015, dla każdej z wymienionych

powyżej kategorii, w postaci współczynników uwzględniających zarówno remonty jak i nieplanowe

postoje.

3.4.4 Profile pracy OZE

Godzinowe profile pracy FW i PV wykorzystane w obliczeniach zostały opracowane na podstawie bazy

danych ENTSO-E - Pan-European Climatic Database (PECD). Dodatkowo dla każdego rok analizy

zmodyfikowano je w funkcji prognozowanego postępu technologicznego oraz degradacji urządzeń.

3.4.5 Wymiana transgraniczna

Wielkości mocy dyspozycyjnej na połączeniach transgranicznych przyjęto biorąc pod uwagę aktualne

możliwości przesyłowe. Odpowiadają one szacowanej mocy możliwej do uzyskania w okresach

(godzinach) największego niedoboru nadwyżki mocy w KSE. Przyjęto wartości możliwego importu mocy

na poziomie ok. 1 800 MW. Należy podkreślić, że założone wartości importu mocy mogą ulec zmianie

po zrealizowaniu planowanych inwestycji w zakresie połączeń transgranicznych.

3.5 Analiza bilansowa

W ramach wykonanej analizy opracowano bilanse zapotrzebowania na moc dla każdego dnia w roku

w przedziałach godzinowych. W celu szczegółowego odwzorowania wpływu warunków pogodowych

i temperatury otoczenia na wyniki wykonanych bilansów mocy, w modelu wykorzystano dane

historyczne z pięciu lat klimatycznych (2011 - 2015), które przełożyły się na przyszłe prognozowane

zapotrzebowanie, profile generacji jednostek OZE oraz nJWCD.

3.5.1 Analiza niezawodności KSE

W celu przeprowadzenia analiz awaryjności źródeł wytwórczych i związanego z tym

prawdopodobieństwa niezbilansowania systemu elektroenergetycznego opracowano model

wyznaczania tabeli prawdopodobieństw stanów systemu (z ang. COPT - Capacity Outage Probability

Table) oraz dystrybuanty mocy dyspozycyjnej.

Model uwzględnia aktualną na dany rok analizy liczbę i moc bloków i oblicza tabelę COPT podstawowo

dla 1 stycznia, 1 lipca, 1 września oraz dodatkowo dla każdego dnia, w którym następuje zmiana

dostępnej mocy JWCD cieplnych w KSE. Parametry niezawodnościowe (wskaźnik FOR - z ang. Forced

Outage Rate) określone zostały na podstawie danych historycznych dla poszczególnych jednostek

wytwórczych.

Wynikiem modelu jest tabela prawdopodobieństw poszczególnych stanów systemu – wielkości

ubytków. Na tej podstawie możliwa jest analiza niezawodności systemu wytwórczego m.in. obliczenie

parametrów niezawodnościowych LOLE i LOLP oraz wykreślanie dystrybuanty mocy dyspozycyjnej.

Ocena niezawodności KSE związana jest z zapewnieniem wystarczającej liczby źródeł wytwórczych

pozwalających na pokrycie zapotrzebowania na moc w określonym czasie. W celu określenia

niezawodności wyznaczone zostały następujące wskaźniki:

a) LOLP

Parametr, który określa prawdopodobieństwo wystąpienia sytuacji, w której zapotrzebowanie

przekroczy zdolność wytwórczą systemu w danym okresie.

𝐿𝑂𝐿𝑃(𝑍𝑘) = 𝑃 {𝑃𝑑𝑦𝑠 < 𝑍𝑘}



gdzie:

𝑃 – prawdopodobieństwo, wystąpienia sytuacji, gdzie całkowita zdolność wytwórcza systemu jest

mniejsza od zapotrzebowania,

𝑃𝑑𝑦𝑠 – moc dyspozycyjna systemu,

𝑍𝑘 – zapotrzebowanie systemu.

Z uwagi na to, że parametr LOLP nie definiuje wielkości niedoboru mocy oraz niedostarczonej energii

wyznaczone zostały dodatkowo parametry LOLE i EENS.

b) LOLE

Jest to oczekiwana sumaryczna liczba godzin w danym okresie (np. roku), w którym zdolność wytwórcza

nie zapewnia pokrycia zapotrzebowania w systemie elektroenergetycznym (LOLE jest równoznaczne

z sumarycznym czasem trwania deficytów mocy w danym okresie).

𝐿𝑂𝐿𝐸 = ∑ ∆𝑡𝑘𝐿𝑂𝐿𝑃(

𝑎

𝑘=1

𝑍𝑘)

gdzie:

𝑎 – koniec rozpatrywanego okresu,

∆𝑡𝑘 – czas trwania stałej wartości obciążenia (1 godzina)

c) EENS

Jest to oczekiwana wielkość/ilość niedostarczonej energii odbiorcom, wynikająca z zapotrzebowania

przewyższającego zdolność wytwórczą systemu, na potrzeby analizy wyznaczona zgodnie ze wzorem

poniżej.

𝐸𝐸𝑁𝑆 = ∑ ∆𝑡𝑘

𝑎

𝑘=1

∑ ∆𝐴𝑖 ∑ 𝑝(𝑥)

𝑃𝑧,𝑖

𝑥=𝑃𝑖

10

𝑖=1

gdzie:

𝐸𝐸𝑁𝑆 – ilość energii niedostarczonej dla danego stanu systemu (i),

∆𝐴𝑖 – uśredniona wartość niedostarczonej mocy (w przedziałach od 1 do 10) pomiędzy Pi i Pz,

𝑃𝑖 – aktualna nadwyżka/niedobór mocy wynikająca z różnicy generacji z zapotrzebowaniem,

𝑃𝑧 – aktualna możliwość generacji wszystkich JWCD w systemie i możliwości importu mocy

z sąsiednich systemów.

3.6 Wyniki przeprowadzonych analiz

3.6.1 Wyniki analizy niezawodności systemu elektroenergetycznego – wariant podstawowy

Poniżej przedstawiono wyniki przeprowadzonej analizy wystarczalności generacji dla wariantu

podstawowego zakładającego funkcjonowanie mechanizmów mocowych dla jednostek cieplnych.

Wariant podstawowy zakłada brak opóźnień względem deklarowanych terminów uruchomienia nowych

JWCD.

Dla każdego z analizowanych lat, wyznaczono średnie wartości probabilistycznych wskaźników

wystarczalności generacji LOLE oraz EENS w horyzoncie do 2030 r. Jako standard bezpieczeństwa

przyjęto poziom LOLE w wielkości 3 godzin na rok, rozumiany jako dopuszczalny sumaryczny czas

trwania deficytów mocy w rozpatrywanym okresie. Dokonując analizy otrzymanych wyników, należy

mieć na uwadze, że od roku 2021 będzie funkcjonował rynek mocy, który w optymalny ekonomicznie

sposób wspiera zapewnienie wystarczalność generacji.



Wskaźniki LOLE dla wariantu podstawowego

Wskaźnik LOLE dla wariantu podstawowego przedstawiono na Rys. 3-1.

Rys. 3-1 Średnie wartości wskaźnika LOLE [h/rok] w latach 2020 - 2030 - wariant podstawowy

W horyzoncie 2020 – 2026 nie występują przekroczenia standardu bezpieczeństwa 3 h/rok. Po raz

pierwszy przekroczenie standardu bezpieczeństwa występuje w roku 2027 (3,93 h/rok). W następnych

latach widoczny jest znaczący wzrost przekroczenia standardu bezpieczeństwa.

Wskaźniki EENS dla wariantu podstawowego

Wartości wskaźnika EENS dla wariantu podstawowego przedstawiono na Rys. 3-2.

Rys. 3-2 Średnie wartości wskaźnika EENS [MWh/rok] w latach 2020 - 2030 - wariant podstawowy

0,360,26

0,09

0,66

0,24

1,702,40

3,93

12,05

33,72

103

0,01

0,10

1,00

10,00

100,00

1 000,002

02

0

202

1

202

2

202

3

202

4

202

5

202

6

202

7

202

8

202

9

203

0

LO

LE

[h/r

ok]

464271

96

731

271

1 9472 840

4 775

14 743

42 165

132 267

10

100

1 000

10 000

100 000

1 000 000

202

0

202

1

202

2

202

3

202

4

202

5

202

6

202

7

202

8

202

9

203

0

EE

NS

[M

Wh/r

ok]



3.6.2 Wyniki analizy niezawodności systemu elektroenergetycznego – wariant opóźnień

i braku mechanizmów mocowych po 01.07.2025 r. dla wybranych JWCD w ramach rynku

mocy

W niniejszym rozdziale przedstawiono wyniki analizy wystarczalności generacji przy założeniu

kilkumiesięcznych opóźnień w oddaniu do eksploatacji nowych jednostek wytwórczych (w lokalizacjach:

Jaworzno, Turów, Stalowa Wola, Żerań, Ostrołęka) oraz przy dodatkowym założeniu braku

mechanizmów mocowych po 01.07.2025 r. dla JWCD emitujących powyżej 550 g CO2/kWh i więcej niż

350 kg CO2 średniorocznie na każdy kW mocy zainstalowanej (Rys. 3-3 i Rys. 3-4).

Dla każdego z analizowanych lat, wyznaczono średnie wartości wskaźników LOLE oraz EENS

w horyzoncie do 2030 r.

Rys. 3-3 Średnie wartości wskaźnika LOLE [h/rok] w latach 2020 - 2030 - wariant opóźnień i braku mechanizmów mocowych po 01.07.2025 r. dla JWCD w ramach rynku mocy

Rys. 3-4 Średnie wartości wskaźnika EENS [MWh/rok] w latach 2020 - 2030 - wariant opóźnień i braku mechanizmów mocowych po 01.07.2025 r. dla JWCD w ramach rynku mocy

0,93

0,28

0,09

0,81

0,24

3,31

660

815

1 080

1 417

2 294

0,01

0,10

1,00

10,00

100,00

1 000,00

10 000,00

202

0

202

1

202

2

202

3

202

4

202

5

202

6

202

7

202

8

202

9

203

0

LO

LE

[h/r

ok]

1 196

295

96

895

271

3 783

785 903

1 016 829

1 407 274

2 001 724

3 797 785

10

100

1 000

10 000

100 000

1 000 000

10 000 000

202

0

202

1

202

2

202

3

202

4

202

5

202

6

202

7

202

8

202

9

203

0

EE

NS

[M

Wh/r

ok]



3.6.3 Wyniki analizy niezawodności systemu elektroenergetycznego – wariant braku importu

mocy na połączeniach transgranicznych

W niniejszym rozdziale przedstawiono wyniki analizy wystarczalności generacji przy założeniach

opisanych w pkt 3.6.1 i 3.6.2 oraz przy dodatkowym założeniu braku importu mocy na połączeniach

transgranicznych.

Dla każdego z analizowanych lat wyznaczono średnie wartości wskaźników LOLE w horyzoncie od

2020 do 2030 r. (Rys. 3-5 i Rys. 3-6).

Rys. 3-5 Średnie wartości wskaźnika LOLE [h/rok] w latach 2020 - 2030 – wariant podstawowy i braku importu mocy na połączeniach transgranicznych

Rys. 3-6 Średnie wartości wskaźnika LOLE [h/rok] w latach 2020 - 2030 – wariant opóźnień i braku mechanizmów mocowych po 01.07.2025 r. dla JWCD w ramach rynku mocy oraz braku importu mocy na połączeniach transgranicznych

38

22

10

35

15

68 78 90

200

361

701

1,00

10,00

100,00

1 000,00

10 000,00

202

0

202

1

202

2

202

3

202

4

202

5

202

6

202

7

202

8

202

9

203

0

LO

LE

[h/r

ok]

77

24

10

46

15

107

2 193

2 374

2 680

3 015

3 836

1,00

10,00

100,00

1 000,00

10 000,00

202

0

202

1

202

2

202

3

202

4

202

5

202

6

202

7

202

8

202

9

203

0

LO

LE

[h/r

ok]



3.7 Podsumowanie i wnioski

W wariancie podstawowym w latach 2020 – 2026 nie występują przekroczenia wskaźników LOLE

w zakresie przyjętego standardu bezpieczeństwa. Począwszy od 2027 roku wskaźnik LOLE przekracza

wartość 3 h/rok.

W wariancie braku mechanizmów mocowych przekroczenie założonego standardu bezpieczeństwa

następuje w roku 2025, a wskaźnik LOLE osiąga wartość 3,31 h/rok, zaś od 2026 roku następuje

lawinowy wzrost wartości wskaźnika LOLE co przedkłada się na pogłębienie problemu braku

wystarczalności zasobów. Jest to spowodowane wcześniejszymi odstawieniami (tj. począwszy od

końca 2024 roku) istniejących jednostek węglowych, które deklarują brak efektywności ekonomicznej

po 01.07.2025 r. Przedstawione w tym wariancie wartości wskaźnika LOLE należy traktować jako

skrajne. Rzeczywista liczba jednostek nieefektywnych ekonomicznie maleje wraz z pogarszaniem się

bilansu mocy i wzrostem cen oraz marż na rynku energii. Należy spodziewać się wystąpienia równowagi

między określonym poziomem bezpieczeństwa dostaw, a wolumenem nieefektywnych jednostek.

Niemniej jednak, punkt tej równowagi może ustalić się przy nieakceptowalnych wartościach wskaźników

bezpieczeństwa, w związku z czym ryzyko braku wystarczalności zasobów należy uznać za istotne.

Niezależnie od przyjętego wariantu, połączenia transgraniczne mają istotny udział w zapewnieniu

odpowiedniego bilansu mocy. W wariantach uwzględniających brak importu mocy na połączeniach

transgranicznych uwidocznione zostało ryzyko braku wystarczalności zasobów we wszystkich

analizowanych latach. Należy podkreślić, że dostępność importu mocy na połączeniach

transgranicznych pozwala na zachowanie standardu bezpieczeństwa do roku 2024, zarówno dla

wariantu podstawowego jak i wariantu opóźnień.

W celu zapewnienia wystarczalności generacji w perspektywie od 2025 roku, dla wariantów

uwzględniających brak możliwości importu na połączeniach transgranicznych, należy zapewnić

wolumen dodatkowej mocy w systemie, zgodnie z Rys. 3-7 i Rys. 3-8 (przerywana czerwona linia na

rysunkach symbolizuje oczekiwany wolumen importu mocy na połączeniach międzysystemowych).

Rys. 3-7 Średnie wartości wskaźnika LOLE dla wariantu podstawowego i braku importu mocy na połączeniach transgranicznych, w zależności od wolumenu dodatkowej mocy w systemie



Rys. 3-8 Średnie wartości wskaźnika LOLE dla wariantu braku mechanizmów mocowych po 01.07.2025 r. dla JWCD w ramach rynku mocy oraz braku importu mocy na połączeniach transgranicznych, w zależności od wolumenu dodatkowej mocy w systemie

Dla wszystkich wariantów, dla lat w których zidentyfikowano przekroczenie standardu bezpieczeństwa,

istnieje możliwość obniżenia wartości wskaźników LOLE do wymaganego poziomu poprzez

zapewnienie dodatkowego wolumenu mocy dyspozycyjnej netto, który można uzyskać poprzez:

− przyłączenie nowych zasobów wytwórczych do KSE – biorąc pod uwagę wykresy powyżej,

z punktu widzenia bilansu mocy, mogą to być jednostki zdolne do pracy podszczytowej

lub szczytowej,

− przedłużenie pracy jednostek wytwórczych planowanych obecnie do odstawienia,

− pozyskanie mocy w ramach usługi redukcji zapotrzebowania – w szczególności elastycznych

produktów o jak najmniejszej liczbie ograniczeń odnośnie długości trwania i częstości aktywacji,

zmaterializowanie się i maksymalizację mocy dyspozycyjnej planowych jednostek redukcji

zapotrzebowania, które zawarły umowy mocowe w ramach rynku mocy

− modernizowanie istniejących jednostek pod kątem zwiększenia ich mocy dyspozycyjnej – w tym

mocy elektrycznej w układach kogeneracyjnych.

Wyniki ankietyzacji sektora wytwórczego wskazują na spadek mocy w cieplnych jednostkach nJWCD.

Odbudowa mocy w tych jednostkach – głównie kogeneracyjnych, pozytywnie wpłynie na wystarczalność

generacji. Podobnie, bardziej dynamiczny niż przyjęty w obecnej analizie, rozwój OZE, w szczególności

o wysokich współczynnikach wykorzystania mocy, poprawi wystarczalność generacji w KSE.


35 Metodyka przeprowadzonych analiz rozwoju sieci przesyłowej


Niniejszy rozdział przedstawia metodykę procesu analitycznego zastosowaną do identyfikacji oraz

wyboru inwestycji o charakterze modernizacyjno-rozwojowym, których efektem jest poprawa

parametrów technicznych i ekonomicznych pracy sieci przesyłowej. Inwestycje te zostały umieszczone

na liście projektów przewidzianych do wykonania do 2030 roku przedstawionej w rozdziale 5 oraz

zostały zasygnalizowane w rozdziale 6 zawierającym kierunki rozwoju sieci przesyłowej do 2040 roku.

Proces analityczny obejmował pięć sekwencyjnie realizowanych etapów, przedstawiony poniżej

w uproszczony sposób.

Rys. 4-1 Etapy procesu analitycznego zastosowane przy tworzeniu PRSP

Etap I: Prognoza zapotrzebowania na moc i energię elektryczną

Prognozę zapotrzebowania na moc i energię elektryczną opracowano w oparciu o oszacowanie bilansu

energii finalnej w Polsce w perspektywie długoterminowej. Wykonane analizy uwzględniły szereg

makroczynników wpływających na strukturę zużycia energii w przyszłych latach. Uwzględniono czynniki

o charakterze strukturalnym wpływające na zmiany zużycia energii finalnej oraz rodzajów energii

pierwotnej w sektorze gospodarstw domowych, transportu, przemysłu i usług, tj. m. in.: zmiany

zachodzące w obszarze efektywności energetycznej, wzrostu gospodarczego w poszczególnych

sektorach, zmiany technologiczne i konsumenckie. Zastosowana metoda pozwoliła ponadto na

symulację zobowiązań w zakresie osiągnięcia wymaganego celu OZE w końcowym zużyciu energii

finalnej i transpozycji tego celu na sektor energii elektrycznej w ramach analizy przyszłej struktury

paliwowej – miksu energetycznego. Wyniki prognozy zaprezentowano wcześniej w rozdziale 2.1.

Etap II: Prognoza zmian w strukturze wytwarzania – miks energetyczny

Przeprowadzono analizy optymalizacyjne przyszłej struktury zasobów wytwórczych w KSE. Kryterium

optymalizacji była minimalizacja całkowitych kosztów pokrycia zapotrzebowania na energię przy

uwzględnieniu licznych warunków ograniczających o charakterze techniczno-ekonomicznym, przy czym

na tym etapie nie uwzględniono jeszcze ograniczeń sieciowych. Analizy wykonano dla zróżnicowanych

scenariuszy, które odzwierciedlają globalne czynniki niepewności co do cen paliw oraz

deterministycznego rozwoju wybranych technologii. Podstawowymi czynnikami różnicującymi

scenariusze są ceny uprawnień do emisji oraz wolumen mocy w poszczególnych rodzajach OZE

(zdeterminowane zmiany wyników optymalizacji kosztowej), a także fakt budowy elektrowni jądrowych.

Różnorodność scenariuszy pozwoliła na wielowariantową ocenę potrzeb rozwoju sieci przesyłowej do

2030 roku z kierunkowym rozszerzeniem do 2040 roku. Każdy ze scenariuszy dla roku 2030 pozwala

na osiągnięcie celu OZE w sektorze energii elektrycznej istotnie przekraczającego 30%, pozwalającego

tym samym na osiągnięcie celu krajowego na aktualnie deklarowanym poziomie. Zestaw scenariuszy

jest kierunkowo zgodny zarówno z założeniami PEP jak i KPEiK.

W kolejnej tabeli przedstawiono opracowane scenariusze rozwojowe wykorzystane w procesie

analitycznym w perspektywie 2025 i 2030 roku wraz z ich podstawowymi wyznacznikami.

Etap I

• Prognoza zapotrzebowania na moc i energię elektryczną

Etap II

• Prognoza zmian w strukturze wytwarzania –miks energetyczny

Etap III

• Prognoza przepływów transgranicznych

Etap IV

• Obliczenia techniczno-ekonomiczne

Etap V

• Weryfikacja zakresu inwestycji wyznaczonych w Etapie IV -analizy techniczne



Tab. 4-1 Zestaw scenariuszy rozwojowych ujętych w analizach PRSP.

Rok Scenariusz

Rozwój

PV

[GW]

Rozwój

MFW

[GW]

Rozwój

LFW

[GW]

Cena CO2

[€/t] Skrót

2025 Bazowy 4,1 - 8,5 26,77 CbG25 Coal before Gas 25

2025 Wysokich cen CO2 4,1 - 8,5 44,41 GbC25 Gas before Coal 25

2030 Bazowy z umiarkowanym rozwojem

morskich elektrowni wiatrowych 6,6 3,6 9,9 27,51 CbG30

Coal before Gas 30

2030 Wysokich cen CO2 z umiarkowanym

rozwojem morskich elektrowni wiatrowych 6,6 3,6 9,9 47,68 GbC30

Gas before Coal 30

2030 Bazowy bez rozwoju morskich elektrowni

wiatrowych 10 - 13,3 27,51 BO30

Brak offshore 30

2030 Bazowy z dynamicznym rozwojem morskich

elektrowni wiatrowych 2,9 10,1 6,5 27,51 RO30

Rozwój offshore 30

Na poniższym wykresie przedstawiono strukturę sektora wytwarzania, opracowaną w oparciu o wynik

miksu energetycznego, w każdym z analizowanych scenariuszy w 2025 i 2030 roku.

Rys. 4-2 Struktura mocy wytwórczych w poszczególnych scenariuszach [GW]

El. i Ec. biomasowe i biogazowe

El. fotowoltaiczne

El. wiatrowe morskie

El. wiatrowe lądowe

El. rezerwowe

El. gazowo-parowe

El. na węgiel kamienny

El. i Ec pozostałe (wielopaliwowe)

El. na węgiel brunatny

El. wodne

Ec. gazowe

Ec. węglowe

Scenariusze:

1. 2025 Bazowy

2. 2025 Wysokich cen CO2

3. 2030 Bazowy z umiarkowanym rozwojem morskich elektrowni wiatrowych

4. 2030 Wysokich cen CO2 z umiarkowanym rozwojem morskich elektrowni wiatrowych

5. 2030 Bazowy bez rozwoju morskich elektrowni wiatrowych

6. 2030 Bazowy z dynamicznym rozwojem elektrowni wiatrowych morskich

4,0 4,0 3,7 3,7 3,7 3,7

1,8 1,8 2,4 2,4 2,4 2,4

2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4

7,4 7,4 7,0 7,0 7,0 7,0

1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0

15,6 15,611,5 11,5 11,5 11,5

3,8 3,8

4,5 4,5 4,5 4,5

0,5 0,5 0,5 0,5

8,5 8,5

9,9 9,913,3

6,5

3,6 3,6 10,14,1 4,1

6,6 6,610,0 2,91,3 1,3

1,6 1,6

1,6

1,6

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4 5 6



Etap III: Prognoza przepływów transgranicznych

Wykonano prognozę przepływów handlowych na poszczególnych granicach kraju w oparciu

o fundamentalny model strefowy dla obszaru Europy. Model został opracowany na podstawie bazy

danych ENTSO-E przygotowanej w 2018 r. w ramach analiz wystarczalności generacji. W prognozie

uwzględniono uwarunkowania udostępniania zdolności przesyłowych na połączeniach Polski z krajami

sąsiednimi w wielkościach wynikających z wymagań Rozporządzenia 943. Ponadto zastosowany model

uwzględnia uwarunkowania fizyczne przepływów mocy przez poszczególne strefy w wyniku zawartych

transakcji handlowych.

Wykonane prognozy wykazały, że zarówno w roku 2025, jak i 2030 należy się liczyć z istotnie większymi

przepływami mocy na liniach międzysystemowych w stosunku do stanu obecnego. Dotyczy to przede

wszystkim tzw. przekroju synchronicznego, czyli połączeń z systemami Niemiec, Czech i Słowacji, gdzie

graniczne wartości wymiany mocy (zarówno importu, jak i eksportu) mogą osiągnąć okresowo ponad

4000 MW. Na połączeniach asynchronicznych, z systemami Szwecji i Litwy, prognozy przepływów

handlowych wykazały pełne wykorzystanie zdolności przesyłowych przez większość godzin w roku.

Etap IV: Analizy techniczno-ekonomiczne

W celu podstawowej identyfikacji i wyboru projektów inwestycyjnych przeprowadzono złożone analizy

techniczno-ekonomiczne z wykorzystaniem oprogramowania Plexos (program komputerowy firmy

Energy Exemplar do wykonywania analiz rynkowych). Uwzględniono m.in.: topologię krajowej sieci

najwyższych napięć oraz wysokiego napięcia, indywidualną reprezentację większości zasobów

wytwórczych wraz z ich charakterystyką techniczno-ekonomiczną, prognozy krajowego

zapotrzebowania na moc w granulacji godzinowej wraz z dynamiką zmian geograficznych,

transgraniczne przepływy handlowe w granulacji godzinowej. Podczas analiz rozwiązywano

zagadnienie typu n-1 DC SCUC (ang. direct current security constrained unit commitment). Obliczenia

polegały na wyznaczaniu optymalnego pod względem ekonomicznym sposobu pokrycia

zapotrzebowania, w taki sposób, aby przepływy mocy nie powodowały przekroczeń maksymalnych

dopuszczalnych obciążalności elementów sieci i umożliwiły realizację zadanej wymiany

międzysystemowej, przy zachowaniu uwarunkowań i ograniczeń technicznych pracy zasobów

wytwórczych. Obliczenia przeprowadzono dla wszystkich scenariuszy przedstawionych w Tab. 4-1.

Analiza wyników pozwoliła na ocenę zasadności doboru nowych zadań inwestycyjnych, poprzez

kwantyfikację i monetaryzację zakresu redukcji ograniczeń sieciowych i tym samym na stosowanie

kryterium zdyskontowanych przepływów pieniężnych.

Etap V: Weryfikacja zakresu inwestycji wyznaczonych w Etapie IV - analizy techniczne

Ostatnim etapem prac było wykonanie analizy technicznej w oparciu o symulacje rozpływów mocy

z wykorzystaniem pełnego modelu krajowej sieci przesyłowej i 110 kV oraz sieci krajów sąsiednich.

Podczas analiz wykorzystano model typu AC PF (ang. alternating current power flow). Celem analizy

była symulacja m in. specyficznych stanów awaryjnych lub uwarunkowań pracy sieci i tym samym

weryfikacja wystarczalności inwestycji zidentyfikowanych w etapie IV, a także identyfikacja

dodatkowych zadań wymaganych z punktu widzenia poprawy parametrów technicznych

funkcjonowania KSE, niemożliwych do określenia metodą opisaną w Etapie IV, np. doboru urządzeń do

kompensacji mocy biernej, bądź oceny poziomów mocy zwarciowych w stacjach

elektroenergetycznych.

Wynikiem analiz prowadzonych zgodnie z wyżej przedstawionymi etapami jest zestaw inwestycji

sieciowych niezbędnych do realizacji w okresie najbliższych 20 lat, z tym że do PRSP 2021-2030

przyjęto zakres inwestycji wymagany na najbliższe 10 lat, do 2030 roku (rozdział 5), natomiast

inwestycje do 2040 roku umieszczono w kierunkach rozwoju sieci przesyłowej (rozdział 6).

38 Wyniki analiz – planowany rozwój sieci przesyłowej



5.1 Proces doboru zadań inwestycyjnych wynikający z analizowanych scenariuszy

rozwoju

Na rysunku poniżej zobrazowano proces analityczny wyboru zakresu rozbudowy sieci przesyłowej dla

lat 2021 – 2030 uwzględniający scenariusze rozwojowe.

Rys. 5-1 Proces analityczny wyboru zakresu rozbudowy sieci przesyłowej

Proces analityczny przeprowadzono dla dwóch horyzontów czasowych – 2025 i 2030. W pierwszej

kolejności dokonano oceny wystarczalności układu sieciowego w 2025 roku, przyjmując przy tym

zakończenie wszystkich zaplanowanych do tego czasu inwestycji, które są obecnie realizowane. W roku

2025 dokonano analizy dwóch scenariuszy: bazowego (CbG25) oraz wysokich cen CO2 (GbC25).

Wyniki oceny układu sieciowego zidentyfikowały identyczny zakres potrzeb rozbudowy i modernizacji

sieci przesyłowej dla obu scenariuszy. Oznacza to, że wzrost ceny uprawnień do emisji CO2 w 2025

roku przy zadanej strukturze źródeł wytwórczych nie ma jeszcze istotnego wpływu na uwarunkowania

pracy sieci przesyłowej, a tym samym na potrzeby inwestycyjne.

Scenariusz bazowy Scenariusz wysokich

cen CO2

Wariant „zrównoważony” rozwoju sieci na 2025 r. (RS25)

Wariant „zrównoważony”

rozwoju sieci na 2030 r. z umiarkowanym rozwojem MFW

(RS30Z)

Wariant „pasywny” rozwoju sieci na 2030 r.

bez MFW (RS30P)

Wariant „ekspansji” rozwoju sieci na 2030 r.

z dynamicznym rozwojem MFW (RS30E)

Scenariusz wysokich cen CO2

MFW 3,6 GW

FW 9,9 GW

PV 6,6 GW

Scenariusz bazowy

MFW 10,1 GW

PV 2,9 GW

FW 6,5 GW

Scenariusz bazowy

MFW 0 GW

PV 10 GW

FW 13,3 GW

Scenariusz bazowy

MFW 3,6 GW

FW 9,9 GW

PV 6,6 GW



Następnie dokonano oceny wystarczalności układu sieciowego w 2030 roku, przyjmując przy tym

wszystkie inwestycje zidentyfikowane w horyzoncie 2025 roku. W 2030 roku przeanalizowano łącznie

cztery scenariusze zgodnie z informacjami przedstawionymi w poprzednim rozdziale. Analiza tych

scenariuszy pozwoliła na identyfikację trzech różnych zakresów potrzeb rozwoju sieci przesyłowej:

1. Najmniejszym zakresem wymaganych zadań odznaczył się wariant „pasywny” (RS30P)

oparty na scenariuszu nieuwzględniającym rozwoju morskich elektrowni wiatrowych, dla

którego nie było potrzeby realizacji istotnej części inwestycji na północy KSE.

2. Szerszym zakresem wymaganych zadań inwestycyjnych odznaczył się wariant

„zrównoważony” (RS30Z) oparty na scenariuszach CbG i GbG, który wymagał dodatkowych

inwestycji na północy KSE na potrzeby przyłączenia morskich elektrowni wiatrowych.

3. Największy zakres inwestycyjny został zidentyfikowany w wariancie „ekspansji” (RS30E)

opartym na scenariuszu dynamicznego rozwoju morskich elektrowni wiatrowych, który wymagał

oprócz inwestycji na północy kraju, wzmocnienia sieci przesyłowej w środkowej części KSE.

W wariancie tym przyjęto przyłączenie MFW (10,1 GW) zgodnie następującym rozkładem:

5,25 GW – rejon Żarnowca, 4,85 GW – rejon Słupska.

Ponadto, na bazie scenariusza dynamicznego rozwoju MFW oraz wariantu ekspansji rozwoju sieci

wykonano analizy czułościowe mające na celu sprawdzenie innego rozkładu przyłączenia MFW

uwzględniającego również obszar Ławicy Odrzanej (przyłączenie do SE Dunowo) oraz określenie

granicznej mocy zainstalowanej MFW w 2030 r. W analizie wyników odniesiono się do wymogu

Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie

rynku wewnętrznego energii elektrycznej dopuszczającego ubytek generacji źródeł OZE z tytułu

redispatchingu nie większy niż 5%. Oznacza to, że akceptowalny współczynnik wyprowadzenia mocy

MFW nie może być niższy niż 95%. Uzyskane wyniki obliczeń wykazały że:

− graniczna wartość mocy zainstalowanej MFW przyłączonych do SE Dunowo (obszar Ławicy

Odrzanej) wynosi 3 GW przy założeniu, że łączna moc zainstalowana MFW w rejonie Słupska

i Ławicy Odrzanej nie przekracza ok. 5 GW,

− graniczna wartość mocy zainstalowanej MFW w 2030 roku przy założonym zakresie rozwoju sieci

przesyłowej zgodnym z wariantem „ekspansji” wynosi ok. 11 GW.



5.2 Wykaz planowanych zadań inwestycyjnych

W tabeli poniżej zawarto zestawienie planowanych zadań inwestycyjnych przewidzianych do realizacji

w okresie 2021 – 2030. W zestawieniu tym oznaczono inwestycje wymagane w poszczególnych

wariantach rozwoju do 2030 roku, opisanych w punkcie 5.1 powyżej. Do planu rozwoju, jako docelowy

i rekomendowany do realizacji wariant rozwoju sieci, przyjęto zakres inwestycji zgodny z wariantem

„ekspansji”. Należy podkreślić, że poniższe zestawienie, oprócz inwestycji zidentyfikowanych

w procesie analitycznym, zawiera również inwestycje określone w innych procesach planowania

potrzeb rozwojowych. Należą do nich zadania:

− dla których obecnie trwa proces inwestycyjny, głównie z zakresu budowy i rozbudowy sieci

przesyłowej,

− z obszaru teleinformatyki,

− modernizacji aktualnie eksploatowanego majątku sieciowego w celu utrzymania jego

niezawodności,

− wynikające z zobowiązań w ramach procesu przyłączeniowego,

− pozostałe – związane z budynkami i budowlami, z zakupem gotowych dóbr inwestycyjnych oraz

regulowaniem stanu prawnego nieruchomości.

Tab. 5-1 Zestawienie planowanych zadań inwestycyjnych w okresie 2021-2030

Grupa i nr

Nazwa grupy/zadania

Okres realizacji Wariant rozwoju

Ro

k

rozp

oc

zęcia

Ro

k

zako

ńczen

ia

RS

30E

RS

30Z

RS

30P

I TELEINFORMATYKA

I.1 Opracowanie i wdrożenie narzędzi informatycznych wspierających bilansowanie handlowo-techniczne

zadanie stałe

zadanie stałe

x x x

I.2 Budowa systemu informatycznego obsługi mechanizmów zarządzania pracą systemu elektroenergetycznego opartych na pełnym modelu sieci

2015 2026 x x x

I.3 Dostawa i wdrożenie Nowego Systemu Centralnego SCADA/EMS 2017 2023 x x x

I.4 Budowa systemu IT dla Rynku Mocy (STORM) 2017 2022 x x x

I.5 Modernizacja Podstawowego Punktu Dyspozytorskiego Krajowej Dyspozycji Mocy

2020 2021 x x x

I.6 Instalacja systemu monitorowania obciążalności linii 2017 2029 x x x

I.7 Zakup oprogramowania i licencji producentów oprogramowania zadanie

stałe zadanie

stałe x x x

I.8 Zakup i wdrożenie systemów wspomagania zarządzania przedsiębiorstwem (EOD, Workflow, Analityczno-Decyzyjne, itp.)

I.8.1 Rozwój systemów opartych na rozwiązaniach SAP zadanie

stałe zadanie

stałe x x x

I.8.2 Rozwój funkcjonalności Systemu Zarządzania Projektami 2019 2022 x x x

I.8.3 Rozwój narzędzi wspierających proces zarządzania ryzykiem (myRisk) 2019 2024 x x x

I.8.4 Rozwój funkcjonalności systemu Asset Management zadanie

stałe zadanie

stałe x x x

I.8.5 Rozwój funkcjonalności Systemu Obsługi Spraw 2017 2022 x x x

I.8.6 Budowa wysokowydajnej i bezpiecznej platformy integracyjnej 2019 2022 x x x

I.8.7 Elektronizacja obiegu delegacji zagranicznych oraz rozliczenia kosztów wyjazdu zagranicznego w PSE S.A.

2019 2021 x x x

I.8.8 Modernizacja Systemu WindEx 2019 2022 x x x

I.8.9 Rozwój funkcjonalności platformy aplikacji WEB 2019 2023 x x x

I.9 Modernizacja pomieszczeń telekomunikacji/serwerowni/zasilania gwarantowanego w siedzibie PSE S.A. w Bydgoszczy

2015 2021 x x x

I.10 Uruchomienie węzła teletransmisyjnego w nowej lokalizacji RCPD 2023 2024 x x x



Grupa i nr

Nazwa grupy/zadania


Ro

k

rozp

oc

zęcia

Ro

k

zako

ńczen

ia

RS

30E

RS

30Z

RS

30P

I.11 Modernizacja systemów łączności 2017 2022 x x x

I.12 Modernizacja systemu telezabezpieczeń na liniach elektroenergetycznych 2018 2023 x x x

I.13 Modernizacja systemów zasilania urządzeń teleinformatycznych 2017 2023 x x x

I.14 Modernizacja systemów klimatyzacji w stacjach elektroenergetycznych 2017 2021 x x x

I.15 Wdrożenie systemu monitorowania urządzeń teleinformatyki WinCN2 2019 2022 x x x

I.16 Budowa linii światłowodowych (podstawowej i rezerwowej) w relacji CPD – RCPD

2020 2024 x x x

I.17 Systemy w zakresie bezpieczeństwa IT

I.17.1 Program Segmentacji Sieci – zaprojektowanie rozwiązania, nadzór autorski oraz zarządzanie Programem

2019 2022 x x x

I.17.2 Program Segmentacji Sieci - wdrożenie zmian w systemach krytycznych 2020 2022 x x x

I.17.3 Program Segmentacji Sieci - separacja sieci komputerowych poszczególnych stref OT, IT oraz zewnętrznych podmiotów

2020 2022 x x x

I.17.4 Program Segmentacji Sieci – wdrożenie komponentów architektury bezpieczeństwa

2020 2023 x x x

I.18 Modernizacja rdzenia sieci WAN PSE S.A. 2020 2021 x x x

I.19 Modernizacja sieci SDH 2021 2024 x x x

I.20 Rozbudowa sieci DWDM 2022 2023 x x x

I.21 BMC Remedy 2019 2021 x x x

I.22 Rozbudowa Macierzy Dyskowych Platform Vmware 2020 2021 x x x

I.23 Budowa centralnego systemu informacji rynku energii CSIRE 2019 2026 x x x

I.24 Modernizacja dróg łączności w zakresie układów pomiarowych 2019 2023 x x x

I.25 Aktualizacja oprogramowania systemu monitorowania jakości energii elektrycznej PQ Secure

2021 2022 x x x

I.26 Stworzenie aplikacji edukacyjnej na potrzeby komunikacyjne PSE S.A. 2019 2023 x x x

I.27 Instalacja układu MK-SORN w ODM Radom oraz powiązanie komunikacyjne z układami ARST/ARNE na stacjach

2020 2021 x x x

II BUDOWA, ROZBUDOWA I MODERNIZACJA STACJI I LINII ELEKTROENERGETYCZNYCH

INWESTYCJE REALIZOWANE

II.1 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Olsztyn Mątki 2015 2022 x x x

II.2 Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów wraz rozbudową stacji 400 kV Stanisławów oraz stacji 400/220/110 kV Ostrołęka oraz z wprowadzeniem do stacji 400(220)/110 kV Wyszków

2017 2023 x x x

II.3 Budowa stacji 400(220)/110 kV Wyszków 2017 2022 x x x

II.4 Budowa stacji 220/110 kV Praga (Żerań) wraz z wprowadzeniem linii 220 kV Miłosna-Mory

2017 2022 x x x

II.5 Budowa linii 400 kV Kozienice-Miłosna 2017 2024 x x x

II.6 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Miłosna 2017 2024 x x x

II.7

Budowa linii 400 kV wraz ze zmianą układu sieci NN pomiędzy aglomeracją warszawską a Siedlcami (pomiędzy nacięciami linii Stanisławów-Narew, Stanisławów-Siedlce Ujrzanów, Kozienice-Siedlce Ujrzanów)

2017 2022 x x x

II.8 Modernizacja linii 220 kV Miłosna-Ostrołęka 2019 2024 x x x

II.9 Modernizacja stacji 220/110 kV Żukowice 2016 2023 x x x

II.10 Modernizacja stacji 220/110 kV Leśniów - etap II 2015 2021 x x x



Grupa i nr

Nazwa grupy/zadania


Ro

k

rozp

oc

zęcia

Ro

k

zako

ńczen

ia

RS

30E

RS

30Z

RS

30P

II.11 Budowa linii 400 kV Mikułowa-Czarna 2015 2022 x x x

II.12 Budowa linii 400 kV Czarna-Pasikurowice 2015 2023 x x x

II.13 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Mikułowa dla wprowadzenia linii 400 kV 2017 2022 x x x

II.14 Rozbudowa stacji 400/110 kV Pasikurowice w związku z wprowadzeniem linii 400 kV i wymianą transformatora 400/110 kV

2017 2023 x x x

II.15 Budowa linii 400 kV Mikułowa-Świebodzice wraz z rozbudową stacji 400/220/110 kV Świebodzice i stacji 400/220/110 kV Mikułowa

2017 2024 x x x

II.16 Przebudowa linii 400 kV Pasikurowice-Dobrzeń-Trębaczew-Joachimów

II.16.1 Budowa linii 400 kV relacji Dobrzeń- nacięcie linii Pasikurowice-Ostrów 2019 2027 x x x

II.16.2 Budowa linii 400 kV relacji Trębaczew-nacięcie linii Joachimów (Rokitnica)-Wielopole

2019 2027 x x x

II.16.3 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/110 kV Rokitnica 2019 2026 x x x

II.17 Wymiana 4 słupów linii 400 kV Joachimów-Trębaczew 2018 2022 x x x

II.18 Budowa stacji 220/110 kV Żagań wraz z wprowadzeniem linii 220 kV 2019 2026 x x x

II.19 Budowa linii 400 kV Piła Krzewina-Plewiska 2015 2021 x x x

II.20 Budowa linii 400 kV Baczyna-Krajnik 2015 2022 x x x

II.21 Budowa stacji 400/110 kV Baczyna wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Krajnik-Plewiska

2016 2022 x x x

II.22 Budowa linii 400 kV Baczyna-Plewiska 2017 2024 x x x

II.23 Rozbudowa stacji 400/110 kV Baczyna w związku z wprowadzeniem linii 400 kV Baczyna-Plewiska oraz instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej

2017 2023 x x x

II.24 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Plewiska 2017 2024 x x x

II.25 Rozbudowa rozdzielni 400 kV i 110 kV w stacji 400/220/110 kV Dunowo wraz z instalacją transformatorów 400/110 kV

2015 2024 x x x

II.26 Budowa linii 400 kV Dunowo-Żydowo Kierzkowo-Piła Krzewina 2018 2025 x x x

II.27 Rozbudowa i modernizacja stacji Piła Krzewina 2018 2025 x x x

II.28 Modernizacja linii 400 kV Krajnik-Morzyczyn 2018 2023 x x x

II.29 Modernizacja linii 400 kV Morzyczyn-Dunowo 2018 2023 x x x

II.30 Modernizacja linii 400 kV Dunowo-Słupsk 2018 2023 x x x

II.31 Modernizacja linii 400 kV Krajnik-Vierraden 2018 2021 x x x

II.32 Modernizacja linii 400 kV Krajnik-Baczyna na odcinku wykorzystującym istniejącą linię 400 kV Krajnik-Plewiska

2019 2022 x x x

II.33 Modernizacja linii 220 kV Krajnik-Gorzów na odcinku Baczyna-Gorzów 2019 2024 x x x

II.34 Modernizacja linii 400 kV Słupsk-Żarnowiec 2018 2023 x x x

II.35 Modernizacja linii 400 kV Żarnowiec-Gdańsk I/Gdańsk Przyjaźń 2018 2023 x x x

II.36 Modernizacja linii 400 kV Gdańsk Błonia-Gdańsk I/Gdańsk Przyjaźń 2018 2023 x x x

II.37 Modernizacja linii 400 kV Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki 2018 2023 x x x

II.38 Budowa stacji 400/110 kV Gdańsk Przyjaźń wraz z wprowadzeniem jednego toru linii 400 kV Gdańsk Błonia-Żarnowiec

2016 2021 x x x

II.39 Budowa linii 400 kV Grudziądz Węgrowo-Pelplin-Gdańsk Przyjaźń 2014 2021 x x x

II.40 Budowa linii 400 kV Jasiniec-Grudziądz Węgrowo 2014 2021 x x x

II.41 Budowa linii 400 kV Pątnów-Jasiniec 2014 2021 x x x

II.42 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Pątnów wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Kromolice-Pątnów

2016 2022 x x x



Grupa i nr

Nazwa grupy/zadania


Ro

k

rozp

oc

zęcia

Ro

k

zako

ńczen

ia

RS

30E

RS

30Z

RS

30P

II.43 Podwieszenie drugiego toru 400 kV na linii Ostrów-Kromolice wraz z rozbudową stacji 400/110 kV Ostrów i stacji 400/110 kV Kromolice

2017 2023 x x x

II.44 Dostosowanie stacji 400(220)/110 kV Żydowo Kierzkowo wraz z wprowadzeniem linii 220 kV ze stacji Piła Krzewina i stacji Dunowo

2018 2022 x x x

II.45 Budowa nowej stacji 400 kV w okolicy stacji 400/110 kV Żarnowiec z wprowadzeniem linii 400 kV Słupsk-Żarnowiec

2019 2025 x x -

II.46 Budowa linii 400 kV relacji nowa stacja 400 kV w okolicy stacji 400/110 kV Żarnowiec do nacięcia linii 400 kV Gdańsk Błonia- Grudziądz Węgrowo

2019 2027 x - -

II.47 Budowa linii 400 kV relacji nowa stacja 400 kV w okolicy stacji 400/110 kV Żarnowiec-Gdańsk Przyjaźń

2019 2025 x x -

II.48 Budowa nowej stacji 400 kV w okolicy stacji 400/110 kV Słupsk z wprowadzeniem linii 400 kV Dunowo-Słupsk i linii 400 kV Słupsk-Żydowo Kierzkowo

2019 2025 x - -

II.49 Przebudowa linii 400 kV relacji nowa stacja 400 kV w okolicy stacji 400/110 kV Żarnowiec- Żarnowiec na dwutorową linię 400 kV

2019 2025 x x -

II.50 Modernizacja stacji 220/110 kV Konin 2015 2021 x x x

II.51 Modernizacja linii 220 kV Janów-Rogowiec, Rogowiec-Piotrków 2017 2021 x x x

II.52 Modernizacja linii 220 kV Rogowiec-Pabianice 2017 2023 x x x

II.53 Modernizacja stacji 400/220 kV Rogowiec 2018 2025 x x x

II.54 Modernizacja linii 220 kV Janów-Zgierz-Adamów - etap II 2017 2023 x x x

II.55 Wymiana przewodu odgromowego OPGW na liniach 220 kV: Puławy-Abramowice, Kozienice-Puławy, Rożki-Puławy

2018 2023 x x x

II.56 Wymiana przewodu odgromowego OPGW na linii 400 kV Połaniec-Rzeszów oraz na linii 220 kV Połaniec-Chmielów tor I i tor II

2019 2022 x x x

II.57 Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych OPGW na wybranych liniach 220 kV i 400 kV - etap II (pakiet III)

2018 2024 x x x

II.58 Budowa linii 220 kV Glinki-Recław 2013 2021 x x x

II.59 Rozbudowa stacji 110 kV Recław o rozdzielnię 220 kV 2017 2021 x x x

II.60 Modernizacja linii 220 kV Morzyczyn-Recław 2016 2021 x x x

II.61 Budowa linii 220 kV Pomorzany - nacięcie linii Krajnik-Glinki 2014 2022 x x x

II.62 Rozbudowa stacji 110 kV Pomorzany o rozdzielnię 220 kV 2014 2022 x x x

II.63 Przebudowa linii 220 kV Krajnik-Glinki 2015 2023 x x x

II.64 Budowa systemu monitorowania pracy systemu elektroenergetycznego typu WAMS

2017 2024 x x x

II.65 Wymiana transformatorów wraz z dostosowaniem infrastruktury w stacji 220/110 kV Olsztyn I

2017 2023 x x x

II.66 Modernizacja stacji 220/110 kV Toruń Elana 2018 2025 x x x

II.67 Rozbudowa stacji 220/110 kV Sochaczew 2018 2023 x x x

II.68 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/110 kV Mościska dla przyłączenia linii 110 kV PGE Dystrybucja S.A.

2018 2022 x x x

II.69 Modernizacja stacji 400/110 kV Mościska 2018 2023 x x x

II.70 Rozbudowa stacji 400/110 kV Dobrzeń w związku z przyłączeniem bloków nr 5 i 6 El. Opole

2015 2021 x x x

II.71 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Łagisza/Wrzosowa 2017 2021 x x x

II.72 Rozbudowa i modernizacja stacji 750/400/110 kV Rzeszów wraz z instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej

2017 2023 x x x

II.73 Budowa linii 400 kV Chełm-Lublin Systemowa 2016 2022 x x x

II.74 Rozbudowa stacji 220/110 kV Chełm 2017 2022 x x x

II.75 Rozbudowa stacji 400/110 kV Lublin Systemowa 2017 2024 x x x



Grupa i nr

Nazwa grupy/zadania


Ro

k

rozp

oc

zęcia

Ro

k

zako

ńczen

ia

RS

30E

RS

30Z

RS

30P

II.76 Wymiana transformatora wraz z dostosowaniem infrastruktury w stacji 220/110 kV Radkowice

2017 2022 x x x

II.77 Modernizacja linii 400 kV Krosno Iskrzynia-Lemešany 2018 2025 x x x

II.78 Modernizacja stacji 220/110 kV Zamość 2018 2023 x x x

II.79 Budowa linii 220 kV Nysa – nacięcie Ząbkowice-Groszowice wraz z budową stacji 220/110 kV Nysa

2018 2023 x x x

II.80 Modernizacja stacji 220/110 kV Rożki 2018 2025 x x x

II.81 Dostosowanie obiektów i urządzeń do wymogów Rozporządzenia Komisji UE z dnia 24 listopada 2017 r.dotyczącego stanu zagrożenia i stanu odbudowy systemu elektroenergetycznego (NC ER)

2019 2026 x x x

II.82 Rozbudowa stacji 220/110 kV Radkowice 2011 2021 x x x

II.83 Rozbudowa stacji 220/110 kV Kielce Piaski 2011 2021 x x x

II.84 Budowa linii 220 kV Radkowice-Kielce Piaski 2011 2021 x x x

II.85 Modernizacja linii 400 kV Rzeszów-Krosno Iskrzynia 2019 2026 x x x

II.86 Modernizacja linii 220 kV Jamki-Łagisza 2019 2026 x x x

II.87 Rozbudowa infrastruktury obiektowej systemu monitorowania jakości energii elektrycznej

2019 2024 x x x

II.88 Budowa połączenia kablowego HVDC Polska-Litwa 2019 2026 x x x

II.89 Modernizacja stacji przekształtnikowej AC/DC Słupsk 2019 2026 x x x

II.90 Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej w stacjach: Narew, Olsztyn Mątki, Ostrów, Rzeszów, Siedlce Ujrzanów, Tarnów

2014 2021 x x x

II.91 Modernizacja populacji transformatorów - etap V 2013 2023 x x x

II.92 Modernizacja populacji transformatorów - etap VI 2016 2023 x x x

II.93 Modernizacja populacji transformatorów - etap VII 2017 2025 x x x

INWESTYCJE PLANOWANE

II.94 Budowa stacji 400/220/110 kV Stryków wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Rogowiec-Płock/Ołtarzew i linii 220 kV Janów-Ołtarzew

2026 2028 x - -

II.95 Budowa stacji 220/110 kV Kutno wraz z wprowadzeniem linii 220 kV Konin-Sochaczew

2026 2028 x x x

II.96 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/110 kV Narew dla przyłączenia magazynu energii elektrycznej Turośń Kościelna

2025 2025 x x x

II.97 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji Praga dla przyłączenia PKP Energetyka

2025 2025 x x x

II.98 Modernizacja stacji 220/110 kV Ełk 2025 2025 x x x

II.99 Wymiana istniejącego autotransformatora AT3 w stacji 220/110 kV Mory 2026 2026 x x x

II.100 Budowa linii 400 kV Pątnów-Stryków 2027 2030 x - -

II.101 Modernizacja linii 400 kV Rogowiec-Płock 2025 2027 x x x

II.102 Modernizacja linii 400 kV Rogowiec-Ołtarzew 2026 2028 x x x

II.103 Modernizacja linii 400 kV Płock-Miłosna (Ołtarzew) 2027 2029 x x x

II.104 Modernizacja linii 220 kV Ołtarzew-Mory tor II 2030 2030 x x x

II.105 Przełączenie toru linii 400 kV Ostrołęka-Wyszków-Stanisławów pracującego na napięciu 220 kV na napięcie 400 kV wraz z wymianą transformatora 220/110 kV w stacji Wyszków na jednostkę 400/110 kV

2030 2030 x - -

II.106 Rozbudowa stacji 400/110 kV Lublin Systemowa dla przyłączenia bloku El. Łęczna

2025 2025 x x x

II.107 Rozbudowa rozdzielni 400 kV w stacji 400/220/110 kV Kozienice dla przyłączenia magazynu energii elektrycznej Kozienice

2025 2025 x x x



Grupa i nr

Nazwa grupy/zadania


Ro

k

rozp

oc

zęcia

Ro

k

zako

ńczen

ia

RS

30E

RS

30Z

RS

30P

II.108 Rozbudowa stacji 220 kV Puławy dla przyłączenia bloku Grupy Azoty Zakładów Azotowych "PUŁAWY" S.A.

2025 2025 x x x

II.109 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/110 kV Krosno Iskrzynia dla przyłączenia linii 110 kV PGE Dystrybucja S.A.

2030 2030 x x x

II.110 Modernizacja stacji 400/220/110 kV Kozienice w zakresie rozdzielni 220 kV i 110 kV

2020 2025 x x x

II.111 Modernizacja stacji 400/110 kV Krosno Iskrzynia 2020 2025 x x x

II.112 Modernizacja stacji 400/220/110/15 kV Połaniec 2020 2025 x x x

II.113 Modernizacja stacji 400/220 kV Kielce 2028 2030 x x x

II.114 Modernizacja stacji 400/110 kV Ostrowiec 2028 2030 x x x

II.115 Modernizacja stacji 220/110 kV Chmielów 2027 2029 x x x

II.116 Instalacja drugiego transformatora 400/220 kV w stacji 400/220/110 kV Kozienice

2030 2030 x - -

II.117 Modernizacja linii 400 kV Kozienice-Ostrowiec 2028 2030 x x x

II.118 Modernizacja linii 220 kV Abramowice-Puławy 2025 2027 x x x

II.119

Budowa linii 220 kV Podborze-nacięcie Kopanina-Liskovec, Podborze-nacięcie Bujaków-Liskovec, Podborze-nacięcie Bieruń-Komorowice, Podborze-nacięcie Czeczott-Moszczenica wraz z budową stacji 220 kV Podborze

2020 2026 x x x

II.120 Rozbudowa stacji 400/220 kV Byczyna o rozdzielnię 110 kV 2026 2028 x x x

II.121 Rozbudowa stacji 400/110 kV Dobrzeń wraz z instalacją autotransformatora 400/110 kV

2028 2030 x x x

II.122 Rozbudowa stacji 220 kV Podborze o rozdzielnię 400 kV i 110 kV wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Nosovice-Wielopole, Dobrzeń-Albrechtice

2027 2029 x x x

II.123 Rozbudowa stacji 220/110 kV Blachownia wraz z wprowadzeniem linii 220 kV Groszowice-Kędzierzyn

2026 2028 x x x

II.124 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji (400)/220/110 kV Skawina dla przyłączenia bloku gazowego El. Skawina

2025 2025 x x x

II.125 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220/110 kV Wielopole 2020 2028 x x x

II.126 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220 kV Joachimów, rozbudowa o rozdzielnię 110 kV i dwustronne powiązanie ze stacją Aniołów

2020 2027 x x x

II.127 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/110 kV Tucznawa 2020 2025 x x x

II.128 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/110 kV Tarnów 2026 2028 x x x

II.129 Modernizacja stacji 220/110 kV Kędzierzyn 2020 2025 x x x

II.130 Modernizacja stacji 220/110 kV Wrzosowa 2020 2024 x x x

II.131 Modernizacja stacji 220/110 kV Łośnice 2020 2026 x x x

II.132 Modernizacja stacji 220/110 kV Halemba 2025 2027 x x x

II.133 Modernizacja stacji 220/110 kV Komorowice 2026 2028 x x x

II.134 Modernizacja rozdzielni 220 kV w stacji 400/220/110 kV Wielopole dla przyłączenia transformatora TR3 El. Rybnik

2025 2025 x x x

II.135 Modernizacja rozdzielni 220 kV w stacji 400/220/110 kV Łagisza wraz z wymianą transformatora 220/110 kV dla przyłączenia bloku gazowo-parowego El. Łagisza

2025 2025 x x x

II.136 Przebudowa linii 220 kV Byczyna-Poręba, Poręba-Czeczott wraz z modernizacją stacji 220/110 kV Poręba

2020 2024 x x x

II.137 Wymiana autotransformatora 160 MVA w stacji 220/110 kV Jamki na jednostkę 275 MVA

2030 2030 x x x

II.138 Wymiana autotransformatora 160 MVA w stacji 220/110 kV Katowice na jednostki 275 MVA

2030 2030 x x x



Grupa i nr

Nazwa grupy/zadania


Ro

k

rozp

oc

zęcia

Ro

k

zako

ńczen

ia

RS

30E

RS

30Z

RS

30P

II.139 Wymiana transformatora wraz z dostosowaniem infrastruktury w stacji 220/110 kV Siersza

2025 2025 x x x

II.140 Budowa linii 2 × 400 + 220 kV Byczyna-Podborze 2027 2030 x x x

II.141 Modernizacja linii 400 kV Trębaczew-Rokitnica 2020 2026 x x x

II.142 Modernizacja linii 400 kV Rogowiec-Joachimów, Rogowiec-Tucznawa (Joachimów)

2020 2028 x x x

II.143 Modernizacja linii 400 kV Byczyna-Tucznawa 2030 2030 x x x

II.144 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Rogowiec tor 2 2020 2025 x x x

II.145 Modernizacja linii 220 kV Moszczenica-Czeczot (Podborze) 2030 2030 x x x

II.146 Modernizacja linii 220 kV Groszowice-Ząbkowice 2026 2028 x x x

II.147 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Huta Częstochowa 2030 2030 x x x

II.148 Modernizacja linii 220 kV Łagisza-Katowice 2030 2030 x x x

II.149 Modernizacja linii 220 kV Rogowiec-Joachimów tor 1 2026 2028 x x x

II.150 Modernizacja linii 220 kV Łośnice-Koksochemia 2030 2030 x x x

II.151 Modernizacja linii 220 kV Łośnice-Siersza 2025 2027 x x x

II.152 Modernizacja linii 220 kV Wielopole-Moszczenica 2027 2029 x x x

II.153 Przebudowa linii 220 kV Joachimów-Łośnice wraz z rozbudową stacji Joachimów i stacji Łośnice

2020 2026 x x x

II.154 Budowa stacji 400/110 kV Zielona Góra 2028 2030 x

II.155 Rozbudowa stacji 400/110 kV Baczyna dla przyłączenia FW Strzelce Krajeńskie II

2030 2030 x x x

II.156 Rozbudowa stacji 400/220 kV Krajnik dla przyłączenia dwóch bloków gazowo-parowych El. Dolna Odra

2020 2023 x x x

II.157 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/110 kV Kromolice dla przyłączenia FW Wielkopolska

2025 2025 x x x

II.158 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 400/220/110 kV Mikułowa dla przyłączenia FW Mikułowa

2025 2025 x x x

II.159 Modernizacja stacji 400/220/110 kV Plewiska w zakresie rozdzielni 110 kV 2020 2025 x x x

II.160 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 220/110 kV Adamów dla przyłączenia farmy fotowoltaicznej Przykona

2025 2025 x x x

II.161 Modernizacja stacji 220/110 kV Adamów 2020 2024 x x x

II.162 Modernizacja stacji 220/110 kV Boguszów 2020 2025 x x x

II.163 Modernizacja stacji 220/110 kV Leszno Gronowo - etap II 2025 2026 x x x

II.164 Modernizacja stacji 220/110 kV Gorzów 2028 2030 x x x

II.165 Budowa linii 400 kV od stacji Polkowice do nacięcia toru linii 400 kV Baczyna-Plewiska

2027 2030 x - -

II.166 Budowa 2-torowej linii 400 kV Krajnik-Morzyczyn 2026 2029 x - -

II.167 Budowa 2-torowej linii 400 kV Morzyczyn-Dunowo 2027 2030 x - -

II.168 Modernizacja linii 220 kV Świebodzice-Ząbkowice 2020 2026 x x x

II.169 Modernizacja linii 220 kV Mikułowa-Leśniów 2025 2027 x x x

II.170 Modernizacja linii 220 kV Mikułowa-Cieplice 2028 2030 x x x

II.171 Modernizacja linii 220 kV Krajnik-Morzyczyn 2030 2030 x x x

II.172 Modernizacja linii 220 kV Pątnów-Konin 2027 2029 x x x

II.173 Modernizacja linii 220 kV Adamów-Konin tor I 2026 2028 x x x

II.174 Modernizacja linii 220 kV Adamów-Konin tor II 2030 2030 x x x

II.175 Modernizacja linii 220 kV Pomorzany-Krajnik 2030 2030 x x x



Grupa i nr

Nazwa grupy/zadania


Ro

k

rozp

oc

zęcia

Ro

k

zako

ńczen

ia

RS

30E

RS

30Z

RS

30P

II.176 Modernizacja linii 220 kV Morzyczyn-Police - etap II 2030 2030 x x x

II.177 Uruchomienie na napięciu 400 kV toru linii 400 kV Krajnik-Baczyna wraz z rozbudową stacji 400/110 kV Baczyna, instalacją transformatora 400/220 kV oraz stworzeniem relacji 220 kV Baczyna-Gorzów

2030 2030 x - -

II.178 Przełączenie toru linii 400 kV Piła Krzewina-Plewiska pracującego na napięciu 220 kV na napięcie 400 kV

2030 2030 x x -

II.179

Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Jasiniec wraz z instalacją autotransformatora 400/110 kV i urządzeń do kompensacji mocy biernej oraz utworzeniem relacji liniowej 220 kV Grudziądz Węgrowo-Bydgoszcz Zachód

2026 2028 x x x

II.180 Rozbudowa stacji Gdańsk I o rozdzielnię 400 kV wraz z instalacją dwóch transformatorów 400/110 kV

2027 2029 x x -

II.181 Rozbudowa stacji Olsztyn I o rozdzielnię 400 kV wraz z instalacją transformatora 400/220 kV i dwóch transformatorów 400/110 kV

2028 2030 x - -

II.182 Rozbudowa stacji 400 kV Gdańsk Przyjaźń wraz z instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej

2020 2024 x x x

II.183 Rozbudowa stacji 400/110 kV Pelplin wraz z instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej

2020 2024 x x x

II.184 Rozbudowa stacji 400/110 kV Żarnowiec dla przyłączenia MFW Baltica 2025 2025 x x x

II.185 Rozbudowa stacji 400/110 kV Gdańsk Błonia dla przyłączenia bloku gazowo-parowego El. Gdańsk

2030 2030 x x x

II.186 Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia MFW Bałtyk Środkowy i FW Wierzbięcin

2030 2030 x x x

II.187 Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia FW Drzeżewo IV 2025 2025 x x x

II.188 Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia FW Słupsk 2025 2025 x x x

II.189 Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia FW Potęgowo 2025 2025 x x x

II.190 Rozbudowa rozdzielni 400 kV w stacji 400/110 kV Pelplin w celu przyłączenia Elektrowni Północ

2030 2030 x x x

II.191 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Grudziądz Węgrowo w celu przyłączenia bloku nr 2 w Elektrowni Grudziądz

2025 2025 x x x

II.192 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/220/110 kV Gdańsk I dla przyłączenia linii 110 kV ENERGA-OPERATOR S.A.

2030 2030 x x x

II.193 Instalacja transformatora 400/110 kV w stacji 400/110 kV Słupsk w związku z przyłączeniem farm wiatrowych

2029 2029 x x x

II.194 Wymiana transformatora 220/110 kV w stacji Żydowo Kierzkowo na jednostkę 400/110 kV

2030 2030 x x -

II.195 Budowa 2-torowej linii 400 kV Dunowo - nowa stacja 400 kV w okolicy stacji 400/110 kV Słupsk

2027 2030 x - -

II.196 Przebudowa linii 400 kV Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki na dwutorową linię 400 kV

2027 2030 x - -

II.197 Przebudowa linii 400 kV Grudziądz-Płock na dwutorową linię 400 kV 2026 2029 x - -

II.198 Modernizacja linii 220 kV Grudziądz Węgrowo-Toruń Elana 2030 2030 x x x

II.199 Modernizacja linii 220 kV Pątnów-Włocławek Azoty 2028 2030 x x x

II.200 Przełączenie linii 220 kV Piła Krzewina-Bydgoszcz Zachód-Jasiniec-Grudziądz na napięcie 400 kV wraz z dostosowaniem stacji Piła Krzewina i stacji Bydgoszcz Zachód do pracy na napięciu 400 kV

2030 2030 x x -

II.201 Przełączenie toru linii 400 kV Dunowo-Żydowo Kierzkowo-Gdańsk I pracującego na napięciu 220 kV na napięcie 400 kV wraz ze zmianą relacji do stacji Gdańsk Przyjaźń

2030 2030 x x -



Grupa i nr

Nazwa grupy/zadania


Ro

k

rozp

oc

zęcia

Ro

k

zako

ńczen

ia

RS

30E

RS

30Z

RS

30P

II.202 Przełączenie toru linii 400 kV Olsztyn Mątki-Olsztyn I-Ostrołęka pracującego na napięciu 220 kV na napięcie 400 kV

2030 2030 x - -

II.203 Przełączenie toru linii 400 kV Piła Krzewina-Żydowo Kierzkowo pracującego na napięciu 220 kV na napięcie 400 kV

2030 2030 x x -

II.204 Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej - etap II 2020 2024 x x x

II.205 Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej - etap III 2028 2030 x x x

II.206 Modernizacja populacji transformatorów - etap VIII 2025 2030 x x x

II.207 Modernizacja układów pomiarowo-rozliczeniowych JWCD oraz potrzeb ogólnych elektrowni

2020 2022 x x x

II.208 Modernizacja układów pomiarowych energii elektrycznej w obiektach PSE S.A.

2021 2023 x x x

II.209 Modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych. Wymiana części składowych, dodatkowych i peryferyjnych

zadanie stałe

zadanie stałe

x x x

II.210 Wymiana przewodów odgromowych na wybranych liniach 220 kV i 400 kV 2026 2030 x x x

II.211 Montaż dodatkowych zabezpieczeń w układzie odwodnienia stanowisk AT1 i AT2 na terenie stacji Polkowice

2027 2027 x x x

II.212 Budowa zbiorników wody do celów przeciwpożarowych na stacjach PSE S.A.

2027 2027 x x x

II.213 Budowa oraz modernizacja studni głębinowych na terenie stacji PSE S.A. 2026 2026 x x x

II.214 Rozbudowa budynku technologicznego w stacji Bydgoszcz Zachód 2026 2026 x x x

II.215 Utworzenie Centrum Alarmowego SOT PSE S.A. 2027 2028 x x x

III BUDYNKI I BUDOWLE

III.1 Budowa RCPD 2016 2024 x x x

III.2 Budowa nowej siedziby i zagospodarowanie nieruchomości PSE S.A. w Radomiu

2017 2025 x x x

III.3 Budowa budynku biurowego D w Konstancinie-Jeziornie 2017 2025 x x x

III.4 Wymiana urządzeń zasilania bezprzerwowego UPS wraz z bateriami oraz modernizacją instalacji elektroenergetycznej w siedzibie PSE S.A.

2021 2022 x x x

III.5 Wymiana windy towarowej w siedzibie PSE S.A. 2018 2021 x x x

III.6 Dostawa opraw oświetleniowych LED i ich wymiana w siedzibie PSE S.A. 2020 2021 x x x

III.7 Modernizacja systemu kontroli dostępu w budynku głównym ZKO PSE S.A. w Radomiu

2021 2021 x x x

III.8 Wymiana stolarki w budynkach B1 i B2 ZKO PSE S.A. w Katowicach 2022 2022 x x x

III.9 Modernizacja systemu klimatyzacji i wentylacji centralnej w budynku B5 ZKO PSE S.A. w Katowicach

2020 2022 x x x

III.10 Termomodernizacja elewacji budynku B1 ZKO PSE S.A. w Katowicach 2022 2023 x x x

III.11 Modernizacja pomieszczeń sanitarnych w budynku B1 ZKO PSE S.A. w Katowicach

2024 2024 x x x

III.12 Modernizacja systemów SOT w ZKO PSE S.A. w Bydgoszczy, Katowicach i Poznaniu

2020 2023 x x x

III.13 Modernizacja budynków ZKO PSE S.A. w Bydgoszczy w zakresie przystosowania do przepisów p.poż.

2020 2021 x x x

III.14 Budowa budynku BT-2 na terenie ZKO PSE S.A. w Bydgoszczy 2020 2024 x x x

III.15 Modernizacja instalacji c.o. i wod-kan w budynkach i na terenie ZKO PSE S.A. w Poznaniu

2018 2021 x x x



Grupa i nr

Nazwa grupy/zadania


Ro

k

rozp

oc

zęcia

Ro

k

zako

ńczen

ia

RS

30E

RS

30Z

RS

30P

III.16 Modernizacja elewacji, naświetli piwnicznych wraz z infrastrukturą odwodnienia deszczowego i instalacją odgromową w budynku głównym ZKO PSE S.A. w Poznaniu

2019 2021 x x x

III.17

Dostosowanie obiektów do wymogów Rozporządzenia Komisji UE z dnia 24 listopada 2017 r. dotyczącego stanu zagrożenia i stanu odbudowy systemu elektroenergetycznego (NC ER) w ZKO PSE S.A. w Bydgoszczy, Katowicach i Poznaniu.

2019 2022 x x x

IV ZAKUP GOTOWYCH DÓBR INWESTYCYJNYCH

IV.1 ZGDI - Departament Administracji zadanie

stałe zadanie

stałe x x x

IV.2 ZGDI - Departament Teleinformatyki zadanie

stałe zadanie

stałe x x x

IV.3 ZGDI - Departament Eksploatacji zadanie

stałe zadanie

stałe x x x

V ZAKUP OBIEKTÓW SIECIOWYCH I REGULOWANIE STANU PRAWNEGO NIERUCHOMOŚCI

V.1 Regulowanie stanu prawnego nieruchomości na stacjach elektroenergetycznych

zadanie stałe

zadanie stałe

x x x

Suma planowanych nakładów w latach 2021-2030 w wariancie ekspansji wynosi 14 158,4 mln zł (ceny

stałe 2019 r.).



5.3 Efekty realizacji zaplanowanych zadań inwestycyjnych

W wyniku realizacji planowanych zamierzeń, w roku 2025 zostaną zakończone zadania zaznaczone

kolorem błękitnym na Rys. 5-2.

Rys. 5-2 Schemat sieci przesyłowej 400 i 220 kV – inwestycje planowane do zakończenia do końca roku 2025

ROK

BIR

SDU

PKW BYD

MON

PLC

GOR

DUN

ZRC

GDA

GRU

TEL

WLA

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

PDEMSK

SOC

LSN

LESZUK

POL

CRN

HAG

VIE

MOR

KOZ

ROZPUL

LSY

ABR

CHS

OSC

DOB

STW

CHMPEL

RZE

BGC

KPK

RAD

KIE

JAN

PIO

PAB

ZGI

BEKTRE

ROG

JOA

LOS

TAW

ATA

KLA

KRI

BUJ SKA

WAN

LUA

DBN

BLAKED

ZBK

SWI

PAS

BOG

CPC

ALBNOS

LIS

KOM

KAT

TCN

LAG

KRA

LEM

HAL

WTO

MKR ZAM

BYCKOPWIE

PLO

WRC

KRM

STO

OLT

CHA

ELK

NAROST

MIL

ALY

LMS

EKB

STN

OSR

PLP

ZDK

POM

BCS

GDP

PLE

JAS

PRG

WYS

PPD

ANI

HCZ

WRZ

MIK

GLN

PIA

REC

CZE

JAM

MOS

KHK

SIE

GRO

GBL

NYS

LT

ZGN

SLK

PRBCZT

PBO

SE

LEGENDA

- linia 400 kV czasowo pracująca na napięciu 220 kV

- linia elektroenergetyczna 750 kV



- stacje elektroenergetyczne rozdzielcze

- stacje elektroenergetyczne przyelektrowniane

- kabel stałoprądowy

- inwestycje planowane do zakończenia do końca 2025 r.

- inwestycje planowane do zakończenia po 2025 r.

SE



W wyniku realizacji planowanych zamierzeń w wariancie ekspansji do końcu roku 2030 zostaną

zakończone zadania zaznaczone kolorem błękitnym na Rys. 5-3.

Rys. 5-3 Schemat sieci przesyłowej 400 i 220 kV – inwestycje planowane do zakończenia do końca roku 2030

DBN

SRW

GDP

SE

ROK

SDU

PKW BYD

MON

PLC

GOR

DUN

ZRC

GDA

GRU

TEL

WLA

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

PDEMSK

SOC

LSN

LES

ZUK

POL

CRN

HAG

MOR

KOZ

ROZPUL

LSY

ABR

CHS

OSC

DOB

STW

CHMPEL

RZE

BGC

KPK

RAD

KIE

JAN

PIO

PAB

ZGI

BEKTRE

ROG

JOA

LOS

TAW

ATA

KLA

KRI

BUJ SKA

WAN

LUA

ZBK

SWI

PAS

BOG

CPC

ALBNOS

LIS

KOM

KAT

TCN

LAG

KRA

LEM

HAL

WTO

MKR ZAM

BYCKOPWIE

PLO

WRC

KRM

OLT

CHA

ELK

NAROST

MIL

ALY

LMS

EKB

STN

OSR

PLP

ZDK

POM

BCS

PLE

JAS

PRG

WYS

PPD

HCZ

WRZ

MIK

GLN

PIA

REC

CZE

JAM

MOS

KHK

SIE

GBL

NYS

ZGN

SLK

PRBCZT

PBO

VIE

STO

LT

KUT

BLAKED

GRO

ANI

BIR

SE

ZLG

- inwestycje planowane do zakończenia w latach 2025-2030 r.

LEGENDA












W Tab. 5-2 przedstawiono efekty realizacji inwestycji w latach 2021-2030 w oparciu o wariant ekspansji.

Tab. 5-2 Efekty realizacji zadań inwestycyjnych

Rodzaj efektu Wartość

Przyrost długości torów linii 400 kV [km] z czego: 3 701

nowe linie 4 349

linie wyłączane z eksploatacji 648

Przyrost długości torów linii 220 kV [km] z czego: -378

nowe linie 258

linie wyłączane z eksploatacji 636

Długość torów modernizowanych linii 400 kV [km] 1 723

Długość torów modernizowanych linii 220 kV [km] 1 373

Przyrost zdolności transformacji 400/220 kV [MVA] z czego: 1 440

nowe transformatory 2 500

transformatory wyłączane z eksploatacji 1 060



transformatory wyłączane z eksploatacji 750



transformatory wyłączane z eksploatacji 5 030

Przyrost zdolności kompensacji mocy biernej [MVar] z czego:

nowe dławiki 1750

nowe baterie kondensatorów 1200


53 Potencjalne kierunki rozwoju sieci przesyłowej do 2040 roku


Kierunki rozwoju sieci przesyłowej po 2030 roku wyznaczono dla kilku scenariuszy odwzorowujących

możliwy rozwój sektora elektroenergetycznego w Polsce. W scenariuszach tych skupiono się na rozwoju

kilku technologii sektora wytwórczego odznaczających się największym potencjałem, co zostało ujęte

w projekcie PEP 2040 r. Przyjęto różne warianty rozwoju morskich elektrowni wiatrowych, analizowano

budowę elektrowni jądrowych oraz przyjęto szeroki zakres dekarbonizacji sektora wytwórczego wraz

z uwzględnieniem różnych cen emisji CO2. Łącznie opracowano cztery scenariusze, a dla każdego

z nich, w oparciu o wykonane obliczenia techniczno-ekonomiczne, przygotowany został wariant

rozbudowy sieci przesyłowej. Punktem wyjściowym do wyznaczenia kierunków rozwoju sieci były dwa

warianty układów sieciowych „ekspansji” i „zrównoważony” wyznaczone dla 2030 roku. Graficzne

odwzorowanie procesu analitycznego przedstawiono na Rys. 6-1.

Rys. 6-1 Metodyka opracowania wariantów rozwoju sieci przesyłowej w 2040 r.

W kierunkach rozwoju sieci przesyłowej po 2030 roku uwzględniono również nowe potencjalne

połączenia transgraniczne z Danią oraz z Niemcami. Potrzeba realizacji tych połączeń będzie

przedmiotem dyskusji na forum międzynarodowym w kontekście rynkowego uzasadnienia potrzeb

zwiększenia międzysystemowych zdolności przesyłowych.

Scenariuszbazowy

Umiarkowany rozwój MFW

Rozwój EJ

Scenariusz bazowy

Dynamiczny rozwój MFW

Brak rozwoju EJ




Brak rozwoju EJ


rozwoju sieci na 2040 r. (wariant A)


(wariant B)


(wariant C)


(wariant D)


Rozwój FW

Rozwój PV

Rozwój EJ

Rozwój PV Rozwój PV Rozwój PV

Rozwój FW Rozwój FW Rozwój FW


rozwoju sieci na 2030 r. z umiarkowanym rozwojem MFW

(RS30Z)

Wariant „pasywny” rozwoju sieci na 2030 r.

bez MFW (RS30P)


z dynamicznym rozwojem MFW (RS30E)



6.1 Kierunki rozwoju sieci dla Wariantu A

Wariant A charakteryzuje się umiarkowanym rozwojem morskich elektrowni wiatrowych oraz

uruchomieniem elektrowni jądrowych, których lokalizacje założono na północy oraz w centrum kraju.

W wariancie A przyjęto umiarkowane ceny uprawnień do emisji CO2 (38,15 €/t). Wymagany zakres

rozbudowy sieci przesyłowej w tym wariancie przedstawiono na Rys. 6-2.

Rys. 6-2 Schemat sieci przesyłowej – inwestycje planowane do zakończenia do końca roku 2040 w wariancie A

Punktem wyjścia do analiz dla wariantu A był układ sieci zgodny z wariantem „zrównoważonym” rozwoju

sieci dla roku 2030 (RS30Z). Wymagania w zakresie rozwoju sieci przesyłowej zdominowane są

potrzebą wyprowadzenia mocy z elektrowni jądrowej na północy kraju (dla elektrowni jądrowej

w centrum kraju wyprowadzenie mocy zapewnia obecny układ sieciowy). W tym celu przyjęto

wybudowanie dedykowanej stacji elektroenergetycznej na napięciu 400 kV przyłączonej podstawowo

do linii 400 kV Żydowo Kierzkowo-Gdańsk Przyjaźń, do której doprowadzona zostanie moc z elektrowni

jądrowej. Wyprowadzenie mocy zapewnić mają dodatkowo nowe linie 400 kV z ww. nowej stacji

w kierunku stacji Grudziądz oraz Bydgoszcz/Piła Krzewina. Analizy wykazały również potrzebę

wzmocnienia sieci przesyłowej w centralnej i południowej części kraju.

SE

DBN

BLA

GRO

SRW

GDP

ROK

SDU

PKW BYD

MON

PLC

GOR

DUN

ZRC

GDA

GRU

TEL

WLA

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

PDEMSK

SOC

LSN

LES

ZUK

POL

CRN

HAG

MOR

KOZ

ROZPUL

LSY

ABR

CHS

OSC

DOB

STW

CHMPEL

RZE

BGC

KPK

RAD

KIE

JAN

PIO

PAB

ZGI

BEKTRE

ROG

JOA

LOS

TAW

ATA

KLA

KRI

BUJ SKA

WAN

LUA

ZBK

SWI

PAS

BOG

CPC

ALBNOS

LIS

KOM

KAT

TCN

LAG

KRA

LEM

HAL

WTO

MKR ZAM

BYCKOPWIE

PLO

WRC

KRM

OLT

CHA

ELK

NAROST

MIL

ALY

LMS

EKB

STN

OSR

PLP

ZDK

POM

BCS

PLE

JAS

PRG

WYS

PPD

HCZ

WRZ

MIK

GLN

PIA

REC

CZE

JAM

MOS

KHK

SIE

GBL

NYS

ZGN

SLK

PRBCZT

PBO

VIE

STO

LT

KUT

ANI

BIR

KED

SE

SE

ZLG


LEGENDA












Przyjęto zatem budowę nowych relacji 400 kV Pątnów-Stryków, Ostrów-Kromolice/Pątnów, Polkowice-

Baczyna/Plewiska, a także przebudowę istniejących linii 400 kV na linie dwutorowe: Gdańsk Błonia-

Olsztyn Mątki i Grudziądz-Płock. Na południu kraju przyjęto budowę linii 400 kV Dobrzeń-Blachownia-

Wielopole. Założono również wykorzystanie obydwu torów linii 400 kV Olsztyn Mątki-Ostrołęka-

Wyszków-Stanisławów na napięciu 400 kV (przełączenie z czasowej pracy jednego z torów na napięciu

220 kV).

6.2 Kierunki rozwoju sieci dla Wariantów B i D

Warianty B i D charakteryzują się dynamicznym rozwojem morskich elektrowni wiatrowych oraz brakiem

elektrowni jądrowych w Polsce. W wariancie B przyjęto umiarkowane ceny uprawnień do emisji CO2

(38,15 €/t), natomiast w wariancie D przyjęto wysokie ceny uprawnień (56,86 €/t). Analizy wykazały,

że obydwa warianty odznaczają się zbliżonymi potrzebami w zakresie rozwoju sieci przesyłowej.

Wymagany zakres rozbudowy sieci przesyłowej w wariancie B i D przedstawiono na Rys. 6-3.

Rys. 6-3 Schemat sieci przesyłowej – inwestycje planowane do zakończenia do końca roku 2040 w wariancie B i D

DBN

BLA

GRO

SRW

GDP

SE

ROK

SDU

PKW BYD

MON

PLC

GOR

DUN

ZRC

GDA

GRU

TEL

WLA

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

PDEMSK

SOC

LSN

LES

ZUK

POL

CRN

HAG

MOR

KOZ

ROZPUL

LSY

ABR

CHS

OSC

DOB

STW

CHMPEL

RZE

BGC

KPK

RAD

KIE

JAN

PIO

PAB

ZGI

BEKTRE

ROG

JOA

LOS

TAW

ATA

KLA

KRI

BUJ SKA

WAN

LUA

ZBK

SWI

PAS

BOG

CPC

ALBNOS

LIS

KOM

KAT

TCN

LAG

KRA

LEM

HAL

WTO

MKR ZAM

BYCKOPWIE

PLO

WRC

KRM

OLT

CHA

ELK

NAROST

MIL

ALY

LMS

EKB

STN

OSR

PLP

ZDK

POM

BCS

PLE

JAS

PRG

WYS

PPD

HCZ

WRZ

MIK

GLN

PIA

REC

CZE

JAM

MOS

KHK

SIE

GBL

NYS

ZGN

SLK

PRBCZT

PBO

VIE

STO

LT

KUT

ANI

BIR

KED

SE

ZLG


LEGENDA












Punktem wyjścia do analiz dla wariantów B i D był układ sieci zgodny z wariantem „ekspansji” rozwoju

sieci dla roku 2030 (RS30E). Wymagania w zakresie rozwoju sieci przesyłowej w tych wariantach

dotyczą głównie zapewnienia przesyłu energii na południe kraju w związku z planowanym wyłączeniem

z eksploatacji elektrowni węglowych. W tym celu konieczne będzie wybudowanie nowych ciągów

liniowych w kierunku Górnego Śląska od strony północno-zachodniej i północno-wschodniej:

dwutorowej linii 400 kV Dobrzeń-Blachownia-Wielopole oraz dwutorowej linii 400 kV Kozienice-Kielce.

Analizy wykazały również potrzebę wzmocnienia sieci przesyłowej w centralnej części kraju, dlatego też

przyjęto budowę nowych relacji 400 kV Piła Krzewina/Bydgoszcz-Kromolice/Pątnów oraz Ostrów-

Kromolice/Pątnów.

6.3 Kierunki rozwoju sieci dla Wariantu C

Wariant C charakteryzuje się dynamicznym rozwojem morskich elektrowni wiatrowych oraz

uruchomieniem elektrowni jądrowych, których lokalizacje założono na północy oraz w centrum kraju.

W wariancie C przyjęto wysokie ceny uprawnień do emisji CO2 (56,86 €/t). Wymagany zakres

rozbudowy sieci przesyłowej w tym wariancie przedstawiono na Rys. 6-4.

Rys. 6-4 Schemat sieci przesyłowej – inwestycje planowane do zakończenia do końca roku 2040 w wariancie C

DBN

BLA

GRO

SRW

GDP

ROK

SDU

PKW BYD

MON

PLC

GOR

DUN

ZRC

GDA

GRU

TEL

WLA

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

PDEMSK

SOC

LSN

LES

ZUK

POL

CRN

HAG

MOR

KOZ

ROZPUL

LSY

ABR

CHS

OSC

DOB

STW

CHMPEL

RZE

BGC

KPK

RAD

KIE

JAN

PIO

PAB

ZGI

BEKTRE

ROG

JOA

LOS

TAW

ATA

KLA

KRI

BUJ SKA

WAN

LUA

ZBK

SWI

PAS

BOG

CPC

ALBNOS

LIS

KOM

KAT

TCN

LAG

KRA

LEM

HAL

WTO

MKR ZAM

BYCKOPWIE

PLO

WRC

KRM

OLT

CHA

ELK

NAROST

MIL

ALY

LMS

EKB

STN

OSR

PLP

ZDK

POM

BCS

PLE

JAS

PRG

WYS

PPD

HCZ

WRZ

MIK

GLN

PIA

REC

CZE

JAM

MOS

KHK

SIE

GBL

NYS

ZGN

SLK

PRBCZT

PBO

VIE

STO

LT

KUT

ANI

BIR

KED

SE

SE

SE

SE

ZLG


LEGENDA












Punktem wyjścia do analiz dla wariantu C był układ sieci zgodny z wariantem „ekspansji” rozwoju sieci

dla roku 2030 (RS30E). Wymagania w zakresie rozwoju sieci przesyłowej, podobnie jak w wariancie A,

zdominowane są potrzebą wyprowadzenia mocy z elektrowni jądrowej na północy kraju, ale przy

znacznie większym rozwoju morskich elektrowni wiatrowych. Dlatego też wariant C odznacza się

największą rozbudową sieci przesyłowej do 2040 roku, biorąc pod uwagę, że do 2030 roku przyjęty

został szeroki zakres inwestycyjny dedykowany morskim elektrowniom wiatrowym. Dodatkowy zakres

rozwoju sieci w wariancie C obejmuje pakiet inwestycyjny dla energetyki jądrowej: budowa dedykowanej

stacji elektroenergetycznej na napięciu 400 kV przyłączonej do linii 400 kV Żydowo Kierzkowo-Gdańsk

Przyjaźń, do której doprowadzona zostanie moc z elektrowni jądrowej i nowe linie 400 kV z nowej stacji

w kierunku stacji Grudziądz oraz Bydgoszcz/Piła Krzewina. Analizy wykazały również potrzebę

wzmocnienia sieci przesyłowej w centralnej i południowej części kraju. Przyjęto zatem budowę nowych

relacji 400 kV Ostrów-Kromolice/Pątnów i przebudowę linii 400 kV Pasikurowice-Ostrów na linię

dwutorową, a także budowę linii 400 kV Dobrzeń-Blachownia-Wielopole oraz Kozienice-Kielce.

6.4 Kierunki alternatywne

Zwiększone tempo dekarbonizacji, spowodowane np. wizją osiągnięcia neutralności klimatycznej,

lub daleko idące zmiany strukturalne zakładające, że energia elektryczna będzie wiodącą formą energii

finalnej w transporcie oraz produkcji ciepła, spowodują konieczność rozszerzenia zakresu rozbudowy

KSE. Kluczowymi dodatkowymi elementami, poza wyżej wymienionymi, mogą być rozwój energetyki

wodorowej i związany z tym wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną oraz rozwój instalacji

magazynowania energii. Scenariusze prezentowane powyżej pozwalają na realizację redukcji emisji

gazów cieplarnianych w sektorze ETS na poziomie ok. 40% w roku 2040 w stosunku do roku 2015

(rok początkowy metodycznie przyjęty dla sporządzanego bilansu energii finalnej). Większa

dekarbonizacja wymaga najprawdopodobniej zwiększenia wolumenu OZE i budowy energetyki

jądrowej. Z punktu widzenia sieci elektroenergetycznej zarówno przesyłowej jak i dystrybucyjnej

oznacza to zapotrzebowanie na nowe inwestycje zarówno o charakterze strukturalnym jak

i dostosowawczym. Inwestycje strukturalne musiałyby obejmować kolejne ciągi liniowe przesyłowe

z północy na południe, przy zakładanym intensywnym rozwoju elektrowni wiatrowych, który na potrzeby

osiągnięcia neutralności klimatycznej musiałby sięgnąć kilkudziesięciu gigawatów. W tym kontekście

możliwa byłaby zarówno technologia przesyłania energii prądem zmiennym jak i stałym (lub linie

łączone). Działania dostosowawcze dotyczą szerokorozumianych aspektów przesyłania energii

w warunkach stochastycznej natury pracy źródeł, nagłych zmian punktów pracy, decentralizacji oraz

dużego rozproszenia geograficznego, czy faktu braku posiadania naturalnej inercji. Poza klasycznymi

zakresami działań, takimi jak rozbudowa transformacji czy modernizacje linii, plany rozwoju spółek

sieciowych musiałby powiększyć się o istotne pozycje związane m. in. z: budową dodatkowej aparatury

łączeniowej, układów filtrów, układów inercji naturalnej oraz sztucznej, układów pomiarowych w czasie

rzeczywistym oraz transmisji danych, czy systemów typu SCADA.

6.5 Potencjalna budowa nowych połączeń transgranicznych

W ramach procesu tworzenia TYNDP 2018 wykonane zostały analizy mające na celu ocenę potrzeb

budowy nowych połączeń transgranicznych. Wśród takich projektów rozważano nowe połączenia

z Danią Wschodnią (kabel podmorski) oraz trzecie połączenia zmiennoprądowe z Niemcami. Projekty

zostały ocenione zgodnie z metodyką CBA (ang. Cost Benefit Analysis – analiza kosztów i korzyści)

stosowaną przez ENTSO-E, a wyniki tej oceny ustawiają te projekty w kategorii przyszłościowe. Poniżej

szczegółowo przedstawiono te projekty.

6.5.1 Połączenie Polska - Dania

Połączenie obejmuje budowę kabla stałoprądowego HVDC w relacji Avedøre (DKe)-Dunowo (PL)

o długości około 330 km. Orientacyjna planowana trasa kabla HVDC omija niemiecką strefę

ekonomiczną Morza Bałtyckiego, a przecina strefę szwedzką oraz przechodzi od północy obok duńskiej

morskiej elektrowni wiatrowej Kriegers Flak. Ostateczna moc połączenia oraz spodziewany charakter

jego pracy będą wynikać z uwarunkowań ekonomicznych oraz ewentualnej integracji z projektami

morskich elektrowni wiatrowych na Morzu Bałtyckim. Dlatego, określenie wymaganego zakresu

rozbudowy KSE musi zostać poprzedzone, w pierwszej kolejności analizami rynkowymi

i ekonomicznymi, które ujawnią potencjał połączenia, a co za tym idzie zapotrzebowanie na jego moc.



Na zakres rozbudowy będzie również wpływać wolumen mocy z morskich elektrowni wiatrowych

przyłączonych do KSE oraz elektrowni jądrowych zlokalizowanych na północy kraju.

6.5.2 Trzecie połączenie Polska - Niemcy

Podobnie jak w przypadku połączenia z duńskim systemem elektroenergetycznym decyzje

o rozpoczęciu prac projektowych muszą zostać poprzedzone szczegółowymi, wielowariantowymi

analizami, w szczególności ekonomicznymi oraz rynkowymi. Bazując na wcześniejszych analizach

o charakterze koncepcyjnym, można wskazać, że ewentualna budowa trzeciego połączenia mogłaby

objąć następujące inwestycje:

− budowę dwutorowej linii 400 kV w relacji Eisenhuettenstadt (DE)-Zielona Góra (PL),

− instalację przesuwników fazowych w stacji 400/110 kV Zielona Góra.

Nakłady inwestycyjne dla powyższych zadań wynoszą ok. 490 mln zł. Zakłada się przy tym, że stacja

400/110 kV Zielona Góra wraz z jej powiązaniem z siecią 400 kV powstaną do 2030 r. zgodnie

z wariantem RS30E, niezależnie od budowy trzeciego połączenia Polska - Niemcy. Na Rys. 6-5.

przedstawiona została koncepcyjna lokalizacja poszczególnych inwestycji.

Rys. 6-5 Schemat sieci przesyłowej – inwestycje planowane na potrzeby trzeciego połączenia z Niemcami

DBN

SRW

GDP

SE

ROK

SDU

PKW BYD

MON

PLC

GOR

DUN

ZRC

GDA

GRU

TEL

WLA

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

PDEMSK

SOC

LES

ZUK

POL

CRN

HAG

MOR

KOZ

ROZPUL

LSY

ABR

CHS

OSC

DOB

STW

CHMPEL

RZE

BGC

KPK

RAD

KIE

JAN

PIO

PAB

ZGI

BEKTRE

ROG

JOA

LOS

TAW

ATA

KLA

KRI

BUJ SKA

WAN

LUA

ZBK

SWI

PAS

BOG

CPC

ALBNOS

LIS

KOM

KAT

TCN

LAG

KRA

LEM

HAL

WTO

MKR ZAM

BYCKOPWIE

PLO

WRC

KRM

OLT

CHA

ELK

NAROST

MIL

ALY

LMS

EKB

STN

OSR

PLP

ZDK

POM

BCS

PLE

JAS

PRG

WYS

PPD

HCZ

WRZ

MIK

GLN

PIA

REC

CZE

JAM

MOS

KHK

SIE

GBL

NYS

ZGN

SLK

PRBCZT

PBO

VIE

STO

LT

KUT

BLAKED

GRO

ANI

BIR

SE

EIS ZLG

LSN


LEGENDA












6.5.3 Lokalizacje dla nowych jednostek wytwórczych klasy 500-700 MWe opalanych gazem.

Wyniki analiz dot. określenia przyszłej struktury wytwarzania energii elektrycznej wykonanych

na potrzeby aktualizacji PRSP wykazały możliwy istotny wzrost liczby jednostek gazowych w KSE.

Mając na uwadze powyższe, opracowano listę potencjalnych lokalizacji dla dużych jednostek klasy 500-

700 MWe, gdzie przyłączenie, według aktualnego stanu wiedzy, jest możliwe w aspekcie sieci

elektroenergetycznej przesyłowej. Należy przy tym zastrzec, że przyłączenie nowych jednostek może

być możliwe pod warunkiem:

− pozyskania warunków przyłączenia oraz zawarcia umów o przyłączenie do sieci

elektroenergetycznej – stosowne analizy będą prowadzone niezależnie od faktu przedstawienia

niniejszej informacji,

− wykorzystania miejsc przyłączenia po wycofaniu z eksploatacji istniejących jednostek

wytwórczych opalanych węglem planowanych do likwidacji w perspektywie po 2030 r.,

− rozwoju infrastruktury sieciowej określonej m. in. w niniejszym PRSP.

Dla sześciu określonych lokalizacji są wydane warunki przyłączenia do sieci elektroenergetycznej.

Są to: Grudziądz, Łagisza, Dolna Odra, Adamów, Gdańsk oraz Kraków. Te, oraz pozostałe

zidentyfikowane potencjalne lokalizacje przedstawiono na Rys. 6-6. Dodatkowo na rysunku tym

przedstawiono lokalizacje pokrywające się z potencjalnymi lokalizacjami będącymi w obszarze analiz

operatora gazociągów przesyłowych GAZ-System S.A. Analizy te są prowadzone wspólnie na potrzeby

koordynacji i optymalizacji rozwoju systemów przesyłowych – elektroenergetycznego oraz gazowego.

Rys. 6-6 Potencjalne lokalizacje nowych jednostek wytwórczych opalanych gazem ziemnym w okresie do 2040 r.

Powyższa mapa w żaden sposób nie wyklucza oraz nie dyskryminuje innych lokalizacji

i technologii, które mogą ubiegać się o przyłączenie na zasadach ogólnych zarówno do sieci

elektroenergetycznej jak i sieci gazowej.

Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego ... · OZE Odnawialne źródła energii...

Documents

Transcript of Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego ... · OZE Odnawialne źródła energii...