Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia
obecnego i przyszłego zapotrzebowania na
energię elektryczną na lata 2016-2025
Projekt przeznaczony do konsultacji z zainteresowanymi stronami
Konstancin-Jeziorna 2015
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 2 z 79
Wykaz skrótów i oznaczeń ...................................................................................................................... 4
Rozdział 1. Wstęp .................................................................................................................................... 7
Rozdział 2. Charakterystyka spółki PSE S.A. ......................................................................................... 8
Rozdział 3. Założenia rozbudowy sieci przesyłowej ............................................................................. 12
3.1. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z KONCEPCJI PRZESTRZENNEGO ZAGOSPODAROWANIA KRAJU (ART.16 UST.1 PKT.2)
................................................................................................................................................................... 12
3.2. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z PLANÓW ZAGOSPODAROWANIA PRZESTRZENNEGO WOJEWÓDZTW (ART. 16 UST.12)
................................................................................................................................................................... 12
3.3. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z POLITYKI ENERGETYCZNEJ POLSKI 2030 (ART.16 UST.1 PKT.3) ....................... 13
3.4. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z 10-LETNIEGO PLANU ROZWOJU ENTSO-E TYNDP 2014 (ART.16 UST.1 PKT.4) 14
3.5. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z UMÓW DOTYCZĄCYCH BUDOWY LUB ROZBUDOWY POŁĄCZEŃ TRANSGRANICZNYCH
................................................................................................................................................................... 15
3.6. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z REALIZACJI UMÓW PRZYŁĄCZENIOWYCH ORAZ OKREŚLONYCH WARUNKÓW
PRZYŁĄCZENIA DO SIECI PRZESYŁOWEJ – (ART. 16 UST.11) ............................................................................... 16
3.7. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z REALIZACJI INNYCH ZOBOWIĄZAŃ, W TYM UZGODNIEŃ Z OSD (ART.16 UST.12) ... 19
Rozdział 4. Analiza bilansowa ............................................................................................................... 21
4.1. PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ (ART.16 UST.7 PKT.1)..................................... 21
4.2. WARIANTY POKRYCIA PROGNOZOWANEGO ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ NA LATA 2015 –
2025 ........................................................................................................................................................... 28
4.3. BILANS MOCY, REZERWA MOCY, OPERATORSKIE ŚRODKI ZARADCZE ................................................................... 33
4.4. BILANS ENERGII ELEKTRYCZNEJ ..................................................................................................................... 40
4.5. PREFEROWANE LOKALIZACJE I STRUKTURA NOWYCH ŹRÓDEŁ ............................................................................ 41
4.6. WNIOSKI ..................................................................................................................................................... 43
Rozdział 5. Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie <2016 – 2025> (art. 16 ust 2) (art. 16
ust.7 pkt 7) ............................................................................................................................. 44
SPIS TREŚCI
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 3 z 79
Rozdział 6. Kierunki rozbudowy sieci przesyłowej po 2025 roku zapewniające niezawodność systemu
elektroenergetycznego (art. 16 ust. 8) ................................................................................... 57
6.1. NOWE PUNKTY REDUKCYJNE NN/110 KV ....................................................................................................... 58
6.2. BUDOWA TRZECIEGO POŁĄCZENIA POLSKA – NIEMCY ...................................................................................... 59
6.3. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI JĄDROWEJ DO KSE ............................................................................................ 60
6.4. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI GUBIN DO KSE .................................................................................................. 62
6.5. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI SZCZYTOWO – POMPOWEJ MŁOTY....................................................................... 63
6.6. BUDOWA MORSKICH SIECI PRZESYŁOWYCH („SZYNA BAŁTYCKA”) ....................................................................... 63
Rozdział 7. Przedsięwzięcia racjonalizujące zużycie energii elektrycznej (art. 16 ust.7 pkt 4) ............ 66
Rozdział 8. Efekty realizacji zaplanowanych zadań inwestycyjnych ..................................................... 68
Rozdział 9. Ocena realizacji PRSP 2010-2025 ..................................................................................... 75
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 4 z 79
A Analiza;
ATR Autotransformator;
ARE Agencja Rynku Energii S.A.;
DD Dokumentacja decyzyjna;
DPI Dokumentacja przedinwestycyjna;
DSR Usługa redukcji zapotrzebowania na moc przez odbiorców;
GPZ Główny punkt zasilający;
GUS Główny Urząd Statystyczny;
EC Elektrociepłownia zawodowa;
EJ Elektrownia jądrowa;
ENTSO-E Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej;
ESP Elektrownia szczytowo-pompowa;
FW Farma wiatrowa;
GK Grupa kapitałowa;
IRiESP Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej;
JWCD Jednostka wytwórcza centralnie dysponowana;
JGWa Jednostka grafikowa wytwórcza aktywna;
K Koncepcja;
KAPE Krajowa Agencja Poszanowania Energii S.A.;
KPZK Koncepcja Przestrzennego Zagospodarowania Kraju do roku 2030;
KSE Krajowy System Elektroenergetyczny;
MFW Morska farma wiatrowa;
MG Ministerstwo Gospodarki;
MPZP Miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego;
MIiR Ministerstwo Infrastruktury i Rozwoju;
NFOŚiGW Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej;
nJWCD Jednostka wytwórcza niebędąca JWCD;
NN Najwyższe napięcie;
n-1; n-2 Kryteria wystarczalności sieci w stanach awaryjnych i remontowych;
ODDZIAŁ Jednostka organizacyjna utworzona w celu wykonywania określonych funkcji
w zdefiniowanym przez Spółkę obszarze działalności. Oddział jest odrębnym
pracodawcą. W PSE S.A. jest pięć Oddziałów:
a) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Warszawie
(PSE Oddział w Warszawie),
b) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Radomiu
(PSE Oddział w Radomiu),
c) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Katowicach
(PSE Oddział w Katowicach),
WYKAZ SKRÓTÓW I OZNACZEŃ
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 5 z 79
d) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Poznaniu
(PSE Oddział w Poznaniu),
e) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Bydgoszczy
(PSE Oddział w Bydgoszczy);
OSD Operator systemu dystrybucyjnego;
OSP Operator systemu przesyłowego;
OZE Odnawialne źródła energii;
PB Projekt budowlany;
PEP 2030 Polityka energetyczna Polski do 2030 r.;
PEP 2050 Projekt Polityki energetycznej Polski do 2050 r.;
PF-U Program funkcjonalno-użytkowy;
PI Plan Inwestycji Rzeczowych;
PKB Produkt krajowy brutto;
PKR Plan Koordynacyjny Roczny;
PP Projekt podstawowy;
PR Plan Remontów;
PRSP Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego
zapotrzebowania na energię elektryczną;
PRSP 2010-2025 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego
zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2010-2025;
PRSP 2016-2025 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego
zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016-2025;
PSE Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.;
PSE Innowacje PSE Innowacje Sp. z o.o. - Spółka zależna z Grupy Kapitałowej PSE,
świadcząca usługi na rzecz OSP z zakresu analiz, badań, nowych
technologii i rozwiązań informatycznych;
PSE Inwestycje PSE Inwestycje S.A. – Spółka zależna z Grupy Kapitałowej
PSE uczestnicząca w procesie przygotowania i realizacji inwestycji,
realizująca funkcję Biura Projektów i Inżyniera Kontraktu;
PW Projekt wykonawczy;
PW3 Trzyletni Plan Wyłączeń (w tym roczny) sporządzany każdego roku n dla
kolejnych trzech lat n+1, n+2, n+3. Stanowi część wewnętrznego
pięcioletniego planu wyłączeń PW5;
PW5 Pięcioletni Plan Wyłączeń składający się z zatwierdzonego w każdym roku
planu PW3 oraz uzgodnionego z ODDZIAŁEM w zakresie sieci przesyłowej
planu wyłączeń elementów KSE na okres dwóch kolejnych lat n+4 i n+5;
PZI Plan Zamierzeń Inwestycyjnych;
PZPW Plan zagospodarowania przestrzennego województwa;
RIZ Usługa rezerwy interwencyjnej zimniej świadczona przez wytwórców;
RN Rada Nadzorcza PSE S.A.;
RTE Rada Techniczno-Ekonomiczna PSE S.A.;
SE Stacja elektroenergetyczna;
SIWZ Specyfikacja Istotnych Warunków Zamówienia;
ST Specyfikacja techniczna;
SW Studium wykonalności;
TR Transformator;
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 6 z 79
TYNDP 2014 Dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym opublikowany
w 2014 roku;
UE Unia Europejska;
Prezes URE Prezes Urzędu Regulacji Energetyki;
Ustawa opzp Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym;
Ustawa Pe Ustawa Prawo energetyczne;
WN Wysokie napięcie;
WZA Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy PSE S.A;.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 7 z 79
W sierpniu 2009 roku PSE przedłożyły do uzgodnienia Prezesowi URE PRSP 2010-2025.
Przedłożony w 2009 roku do uzgodnienia PRSP 2010-2025 uwzględniał inicjatywy podmiotów sektora
energetycznego polegające na budowie nowych źródeł wytwórczych o deklarowanej wówczas przez
inwestorów mocy ok. 23 000 MW, uwzględniał deklarowane wycofania istniejących jednostek
wytwórczych oraz budowę OZE o mocy wynikającej z polityki klimatycznej UE.
Ze względu na uwarunkowania ekonomiczne oraz zmiany w systemach wsparcia poszczególnych
rodzajów źródeł w następnych latach, decyzje inwestorów o budowie nowych źródeł były zawieszane,
przesuwane, wstrzymywane a w skrajnych przypadkach inwestorzy podejmowali decyzje o rezygnacji
z realizacji projektów budowy nowych źródeł wytwórczych. Podobnie ze względu na uwarunkowania
wynikające ze zmieniającej się polityki klimatycznej UE zmianie ulegały i ulegają do dnia dzisiejszego
decyzje o terminach wycofania istniejących jednostek wytwórczych.
Również, w stosunku do 2009 roku, zmianie uległa prognoza zapotrzebowania na moc i energię
elektryczną. Średnioroczny przyrost zapotrzebowania na moc i energię elektryczną wyliczony
w oparciu o najnowsze prognozy jest mniejszy niż prognozowany w 2009 roku. Jednocześnie
w ostatnich latach obserwowany jest trend większego wzrostu średniorocznego przyrostu
zapotrzebowania na moc dla okresów letnich niż dla okresów zimowych.
Harmonogramy zadań ujętych w PRSP 2010-2025 uwzględniały ułatwienia w realizacji obiektów
liniowych wynikające z tworzonej w tym czasie ustawy o korytarzach przesyłowych. Skutkiem
nieuchwalenia tej ustawy istniejące bariery w realizacji inwestycji liniowych wydłużały etap pozyskania
prawomocnych decyzji poprzedzających fazę budowy obiektów liniowych i w konsekwencji wydłużane
były terminy zakończenia budowy nowych obiektów liniowych. Rozwiązania ujęte w projekcie ustawy
o korytarzach przesyłowych w dużej części zostały ujęte w projekcie ustawy Kodeks budowlany.
Jednak pracom legislacyjnym nad projektem nie został nadany wysoki priorytet.
W wyniku opisanych powyżej zmian i utrudnień PSE corocznie przedkładały do uzgodnienia
Prezesowi URE aktualizacje PRSP 2010-2025 na okresy pięcioletnie.
W 2013 roku nastąpiła nowelizacja ustawy Prawo energetyczne. Zgodnie z art.17 ustawy z dnia
26 lipca 2013 r. – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2013 r. poz. 984) tzw.
„ustawy zmieniającej” operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego został zobowiązany
do opracowania planu rozwoju w brzmieniu nadanym ustawą po raz pierwszy w terminie 2 lat od dnia
wejścia w życie tej ustawy. Powyższa regulacja oznacza, że pierwszy plan rozwoju odpowiadający
wymaganiom art. 16, w znowelizowanym brzmieniu, powinien zostać opracowany w ciągu 2 lat licząc
od dnia 11 września 2013 r. tj. do 10 września 2015. Nowelizacja ustawy Prawo energetyczne
wprowadziła również zmiany w wymaganej treści dokumentu. Najistotniejsze z nich to: obowiązek
przeprowadzenia konsultacji planów rozwoju z zainteresowanymi stronami i obowiązek sporządzenia
raportu z konsultacji, określenie dziesięcioletniego horyzontu planu, konieczność uwzględnienia
w krajowych planach rozwoju 10-letniego planu rozwoju o zasięgu wspólnotowym.
Dane wykorzystane do opracowania PRSP 2016-2025 są zgodne ze stanem wiedzy PSE na dzień
30 kwietnia 2015 roku.
Realizując obowiązek zawarty w nowelizacji z 2013 roku ustawy Prawo energetyczne PSE przedkłada
niniejszy projekt PRSP 2016-2025 do uzgodnienia.
ROZDZIAŁ 1. WSTĘP
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 8 z 79
PSE, uprzednio działające pod nazwą PSE-Operator S.A., zostały utworzone aktem notarialnym
z 17 lutego 2004 roku. W dniu 3 marca 2004 roku Spółka została wpisana do Krajowego Rejestru
Sądowego prowadzonego przez Sąd Rejonowy dla m.st. Warszawy, XIV Wydział Gospodarczy, pod
numerem 0000197596. PSE-Operator S.A. nadano numer statystyczny REGON 015668195.
Do 30 grudnia 2006 roku jedynym akcjonariuszem Spółki, posiadającym 100% akcji były Polskie Sieci
Elektroenergetyczne SA. Z dniem 31 grudnia 2006 roku wszystkie akcje Spółki zostały przeniesione
w formie dywidendy rzeczowej na Skarb Państwa. W majątek sieci przesyłowej PSE-Operator S.A.
zostały wyposażone pod koniec grudnia 2007 roku.
Kapitał zakładowy PSE-Operator S.A. na dzień 31 grudnia 2008 roku wynosił 9.605.473.000 zł i dzielił
się na akcje imienne o wartości nominalnej 100 zł każda.
Koncesja na przesyłanie energii elektrycznej, została udzielona PSE decyzją Prezesa URE z dnia
15 kwietnia 2004 roku, nr PEE/272/4988/W/2/2004/MS na okres do 1 lipca 2014 roku. Decyzją
zmieniającą z dnia 28 maja 2013 roku, nr PEE/272-ZTO/4988/W/DRE/2013/BT Prezes URE
przedłużył okres ważności koncesji do 31 grudnia 2030 roku.
PSE zostały wyznaczone na operatora systemu przesyłowego na okres od 2 lipca 2014 r. do
31 grudnia 2030 r. na obszarze Rzeczpospolitej Polskiej Decyzją Prezesa URE z dnia 16 czerwca
2014 roku nr DPE-4710-3(7)/2013/2014/4988/ZJ.
12 grudnia 2008 roku na mocy postanowienia Sądu Rejonowego dla m. st. Warszawy, XII Wydział
Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego została dokonana zmiana nazwy firmy PSE-Operator
S.A. na Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A. (skrót PSE Operator S.A.). 9 stycznia 2013
roku na mocy postanowienia Sądu Rejonowego dla m.st. Warszawy w Krajowym Rejestrze Sądowym
została zarejestrowana nowa nazwa polskiego operatora systemu przesyłowego - Polskie Sieci
Elektroenergetyczne Spółka Akcyjna (w skrócie PSE S.A.).
4 czerwca 2014 roku PSE otrzymały pierwszy w Polsce certyfikat niezależności przyznany
operatorowi systemu przesyłowego.
PSE pełniąc funkcję operatora systemu przesyłowego na obszarze Rzeczpospolitej Polskiej, świadczą
usługi przesyłania energii elektrycznej, przy zachowaniu wymaganych kryteriów bezpieczeństwa pracy
KSE.
Ze względu na tę szczególną rolę, PSE należy do przedsiębiorstw o znaczeniu strategicznym i działa
w oparciu o szereg regulacji prawnych, a w szczególności:
ustawy z dnia 15 września 2000 roku Kodeks spółek handlowych,
ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 roku Prawo energetyczne oraz rozporządzeń wykonawczych
do ww. ustawy, w szczególności rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 roku
w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,
ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 roku Kodeks cywilny,
ustawy z dnia 29 września 1994 roku o rachunkowości,
ustawy z dnia 18 marca 2010 roku o szczególnych uprawnieniach ministra właściwego
do spraw Skarbu Państwa oraz ich wykonywaniu w niektórych spółkach kapitałowych lub
grupach kapitałowych prowadzących działalność w sektorach energii elektrycznej, ropy
naftowej oraz paliw gazowych,
rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 22 października 2010 roku w sprawie określenia
przedsiębiorstw państwowych oraz jednoosobowych spółek Skarbu Państwa o szczególnym
znaczeniu dla gospodarki Państwa,
rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 18 sierpnia 2011 roku w sprawie szczegółowych
zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną.
Podstawowymi celami działania PSE są:
1. świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej oraz zapewnienie bezpiecznej
i ekonomicznej pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego jako części
ROZDZIAŁ 2. CHARAKTERYSTYKA SPÓŁKI PSE S.A.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 9 z 79
wspólnego, europejskiego systemu elektroenergetycznego, z uwzględnieniem
wymogów pracy synchronicznej i połączeń asynchronicznych;
2. zapewnienie niezbędnego rozwoju Krajowej Sieci Przesyłowej oraz połączeń
transgranicznych;
3. udostępnianie na zasadach rynkowych zdolności przesyłowych dla realizacji wymiany
transgranicznej;
4. tworzenie infrastruktury technicznej i organizacyjnej dla funkcjonowania Rynku
Bilansującego energii elektrycznej;
5. zachowanie stabilności finansowej przedsiębiorstwa, kreowanie wartości Spółki
oraz przyczynianie się do wzrostu wartości Grupy Kapitałowej PSE z poszanowaniem
zasad ładu korporacyjnego i regulacji zewnętrznych.
PSE świadczy usługi na rzecz użytkowników systemu elektroenergetycznego na zasadach
równoprawnego traktowania uczestników systemu przesyłowego i w sposób wolny od dyskryminacji.
Obowiązki PSE jako operatora systemu przesyłowego
Określenie roli operatora systemu przesyłowego oraz przypisana mu odpowiedzialność ustalone
zostały w Ustawie Pe.
W świetle przepisów tej ustawy, operator systemu przesyłowego to przedsiębiorstwo energetyczne
zajmujące się przesyłaniem energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie
przesyłowym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację,
konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi
systemami elektroenergetycznymi.
Operator systemu przesyłowego jest odpowiedzialny za:
1. bezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznej poprzez zapewnienie bezpieczeństwa
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i odpowiedniej zdolności przesyłowej
w elektroenergetycznej sieci przesyłowej,
2. prowadzenie ruchu sieciowego w sieci przesyłowej w sposób efektywny, przy zachowaniu
wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej i jakości jej dostarczania oraz,
we współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych, koordynowanie pracy części sieci
110 kV (tzw. koordynowanej sieci 110 kV) we współpracy z operatorami systemów
dystrybucyjnych,
3. eksploatację, konserwację i remonty sieci, instalacji i urządzeń, wraz z połączeniami z innymi
systemami elektroenergetycznymi, w sposób gwarantujący niezawodność funkcjonowania
systemu elektroenergetycznego,
4. zapewnienie długoterminowej zdolności systemu elektroenergetycznego w celu zaspokajania
uzasadnionych potrzeb w zakresie przesyłania energii elektrycznej w obrocie krajowym
i transgranicznym, w tym w zakresie rozbudowy sieci przesyłowej, a tam gdzie ma to
zastosowanie, rozbudowy połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi,
5. współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub przedsiębiorstwami
energetycznymi w celu niezawodnego i efektywnego funkcjonowania systemów
elektroenergetycznych oraz skoordynowania ich rozwoju,
6. dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci przesyłowej oraz
jednostek wytwórczych o mocy osiągalnej równej 50 MW lub wyższej, przyłączonych
do koordynowanej sieci 110 kV, uwzględniając umowy z użytkownikami systemu
przesyłowego oraz techniczne ograniczenia w tym systemie,
7. zarządzanie zdolnościami przesyłowymi połączeń z innymi systemami
elektroenergetycznymi,
8. zakup usług systemowych niezbędnych do prawidłowego funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego, niezawodności pracy tego systemu i utrzymania parametrów
jakościowych energii elektrycznej,
9. bilansowanie systemu elektroenergetycznego, w tym równoważenie bieżącego
zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej energii w Krajowym Systemie
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 10 z 79
Energetycznym, zarządzanie ograniczeniami systemowymi oraz prowadzenie
z użytkownikami tego systemu związanych z tym rozliczeń wynikających z:
niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z Krajowego Systemu
Elektroenergetycznego,
zarządzania ograniczeniami systemowymi,
10. prowadzenie centralnego mechanizmu bilansowania handlowego,
11. zarządzanie przepływami energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym
przesyłowym w sposób skoordynowany z innymi połączonymi systemami
elektroenergetycznymi oraz we współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych,
w koordynowanej sieci 110 kV, z uwzględnieniem technicznych ograniczeń w tym systemie,
12. zakup energii elektrycznej w celu pokrywania strat powstałych w sieci przesyłowej podczas
przesyłania energii elektrycznej tą siecią oraz stosowanie przejrzystych
i niedyskryminacyjnych procedur rynkowych przy zakupie tej energii,
13. dostarczanie użytkownikom sieci i operatorom innych systemów elektroenergetycznych,
z którymi system przesyłowy jest połączony, informacji o warunkach świadczenia usług
przesyłania energii elektrycznej, w tym dotyczących realizacji obrotu transgranicznego oraz
zarządzania siecią i bilansowania energii elektrycznej, niezbędnych dla uzyskania dostępu
do sieci przesyłowej i korzystania z tej sieci,
14. opracowywanie planów działania na wypadek zagrożenia wystąpienia awarii o znacznych
rozmiarach w systemie elektroenergetycznym oraz odbudowy tego systemu po wystąpieniu
awarii,
15. realizację ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej, wprowadzonych zgodnie
z przepisami wydanymi na podstawie art. 11 ust. 6 i 7 ustawy Pe,
16. opracowywanie normalnego układu pracy sieci przesyłowej we współpracy z operatorami
systemów dystrybucyjnych,
17. zapewnienie wszystkim odbiorcom na zasadzie równoprawnego traktowania świadczenia
usług przesyłania energii elektrycznej na podstawie stosownej umowy, na zasadach
i w zakresie określonych w ustawie Pe.
OSP prowadzi swoją działalność przy wykorzystaniu majątku sieciowego, w którego skład na dzień
30 kwietnia 2015 r. wchodzą:
104 stacje elektroenergetyczne NN;
253 linii napowietrznych, w tym:
- 1 linia o napięciu 750 kV,
- 79 linii o napięciu 400 kV,
- 173 linii o napięciu 220 kV,
- 1 kabel DC o napięciu 450 kV.
Schemat krajowej sieci przesyłowej wg stanu na dzień 30 kwietnia 2015 roku przedstawiono
na poniższym rysunku.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 11 z 79
Rysunek 2.1 Schemat Krajowej Sieci Przesyłowej – stan 30.04.2015
Reasumując, w czerwcu 2014 roku Prezes URE wyznaczył ponownie PSE na operatora systemu
przesyłowego elektroenergetycznego na obszarze Rzeczpospolitej Polskiej na okres od 2 lipca 2014
roku do 31 grudnia 2030 roku potwierdzając tym samym, iż PSE ma warunki do skutecznego
zarządzania elektroenergetycznym systemem przesyłowym na obszarze Polski w sposób
ekonomicznie efektywny oraz prawidłowo realizuje określone w Ustawie Pe zadania operatora
systemu przesyłowego elektroenergetycznego.
OLT
SDP
PKW BYDJAS
ZYD
PLE CZE
PPD
MON
GLN
PLC
GOR
DUN
SLK
ZRC
GBL
GDA
GRU
TEL
WLA
PAT
KON
ADA
OLMOLS
ELK
OST
PDEMSK
SOC MIL
LSN
LES
OSR
ZUK
POL
CRN
MIK
HAG
VIE
MOR
KOZ
ROZPUL LSY
ABRCHS
NAR
BIA
OSC
DOB
STW
CHM
PEL
RZE
BGC
KPK
RAD
KIE
JAN
PIO
PAB
ZGI
BEK
TRE
ROG
JOA
ANI
HCZ
WRZ
LOS
TAW
ATA
KLA
KRIZAP
BUJ
WAN
LUASIE
KHK
ROK
GRO
DBN
BLA
KED
ZBK
SWI
PAS
BOG
CPC
ALB
NOSLIS
KOM
KAT JAM
TCN
LAG
KRA
LEM
ZGC
ROS
HAL
WTO
PIA
MKR ZAM
BYCKOP
BIR
WIE
PRBCZT
MOS
PLO
WRC
KRM
REC
STO
SKA
CHA
LMS
LEGENDA
- linia 400 kV czasowo pracująca na nap. 220 kV
- linia elektroenergetyczna 750 kV
- linia elektroenergetyczna 400 kV
- linia elektroenergetyczna 220 kV
- stacje elektroenergetyczne rozdzielcze
- stacje elektroenergetyczne przyelektrowniane
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 12 z 79
3.1. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z KONCEPCJI PRZESTRZENNEGO
ZAGOSPODAROWANIA KRAJU (ART.16 UST.1 PKT.2)
KPZK jest najważniejszym krajowym dokumentem strategicznym dotyczącym zagospodarowania
przestrzennego kraju. Obowiązująca na dzień sporządzenia projektu PRSP 2016-2025 KPZK została
przyjęta uchwałą Rady Ministrów z dnia 13.12.2011 r. oraz przez Sejm RP na posiedzeniu w dniu
15 czerwca 2012 r.
KPZK stanowi ramę dla innych dokumentów strategicznych i spełnia rolę koordynującą zamierzenia
krajowych i regionalnych strategii, planów i programów rozwoju społeczno-gospodarczego.
Na podstawie KPZK formułowane są wytyczne i ustalenia dotyczące dokumentów strategicznych
mających znaczenie dla realizacji celów ujętych w KPZK, w tym m. in. PZPW. W stosunku do PZPW
KPZK nakłada obowiązek wdrożenia ustaleń i zaleceń odnoszących się do delimitacji obszarów
funkcjonalnych i wdrożenia działań o charakterze planistycznym w formie opracowania strategii,
planów i studiów zagospodarowania przestrzennego. W praktyce oznacza to, iż KPZK wiąże podmioty
administracji publicznej i powoduje obowiązek:
uwzględnienia w sporządzanych studiach uwarunkowań i kierunków zagospodarowania
przestrzennego gmin zasad określonych w KPZK (art. 9 ust. 2 Ustawy opzp);
uwzględnienia w PZPW ustaleń KPZK (art. 39 ust. 4, art. 41 ust. 1 pkt. 7 Ustawy opzp).
W zakresie infrastruktury energetycznej rolą KPZK jest stworzenie warunków do zapewnienia
bezpieczeństwa energetycznego poprzez umożliwienie dywersyfikacji źródeł, wskazanie kierunków
i korytarzy, w których będą rozwijane sieci przesyłowe i dystrybucyjne, oraz potencjalnych lokalizacji
nowych mocy wytwórczych. W KPZK wskazano przestrzeń niezbędną dla rozwoju sieci przesyłowych
oraz zasady delimitacji przestrzeni niezbędnej dla wykorzystania potencjału źródeł odnawialnych
regionalnych i lokalnych, w tym do dywersyfikacji źródeł energii. Uwzględniono również gwarancję
możliwości przyszłej eksploatacji złóż strategicznych. Kierunki działań inwestycyjnych w KPZK zostały
wskazane bez przesądzania o bezpośrednich wskazaniach lokalizacyjnych, strukturze wydatków
i nakładach finansowych.
Mając na uwadze obowiązek wynikający z art.16 Ustawy Pe, w KPZK zawarto imienną listę
117 zamierzeń inwestycyjnych oraz mapy ilustrujące rozwój krajowej sieci przesyłowej w podziale na
okresy planistyczne. Zapisy wynikające z PRSP zostały zgłoszone do KPZK w trybie Ustawy opzp,
przed wejściem w życie ustawy z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz
niektórych innych ustaw, która wprowadziła wprost obowiązek uwzględnienia przez operatora systemu
przesyłowego w projekcie PRSP 2016-2025 ustaleń KPZK. Niniejszy projekt PRSP 2016-2025 ujmuje
ustalenia KPZK dotyczące kierunków, w których będą rozwijane elektroenergetyczne sieci
przesyłowe.
PZPW, z punktu widzenia realizacji procesu rozbudowy krajowej sieci przesyłowej, jest podstawowym
dokumentem planistycznym sporządzanym przez samorządy województw. W PZPW określa się
w szczególności powiązania infrastrukturalne, w tym kierunki powiązań transgranicznych
oraz rozmieszczenie inwestycji celu publicznego o znaczeniu ponadlokalnym.
Dotychczasowa współpraca PSE z samorządami województw w zakresie spójności PRSP
z dokumentami planistycznymi sporządzanymi przez te samorządy wynikała z zapisów IRIESP
(pkt. 3.5.8. i dalsze) i odbywała się w trybie Ustawy opzp. Po uzgodnieniu z Prezesem URE PRSP
(pismo DTA-431-23(48)/2009/ŁM z dnia 29 grudnia 2009 roku) OSP wystąpił do samorządów
województw z wnioskami o wprowadzenie zmian do PZPW. Wnioski te zawierały plan działań OSP
ROZDZIAŁ 3. ZAŁOŻENIA ROZBUDOWY SIECI PRZESYŁOWEJ
3.2. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z PLANÓW ZAGOSPODAROWANIA
PRZESTRZENNEGO WOJEWÓDZTW (ART. 16 UST.12)
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 13 z 79
w podziale na obszary województw. W wyniku powyższej współpracy, w nowych PZPW znalazły
odzwierciedlenie działania i zamierzenia służące realizacji przyjętych kierunków rozwoju systemów
infrastruktury energetycznej. W planach, w tekście i na mapach obrazujących kierunki rozwoju
infrastruktury energetycznej, określone zostały elementy (istniejące i planowane) systemów
infrastruktury technicznej, w tym napowietrzne linie elektroenergetyczne 400 kV, 220 kV i 110 kV
(trasy planowane w orientacyjnym przebiegu).
OSP w niniejszym projekcie PRSP 2016-2025 zapewnił spójność projektu z ustaleniami nowych
PZPW.
Zgodnie z zapisami art.16 ust. 1 Ustawy Pe „Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące
się przesyłaniem lub dystrybucją energii sporządza, dla obszaru swojego działania, plan rozwoju
w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania energię, na okres nie krótszy niż
3 lata”. Jednocześnie w myśl art.16 ust. 2 operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego
sporządza plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania energię
elektryczną na okres 10 lat. Plan ten w zakresie zapotrzebowania na energię elektryczną jest
aktualizowany co 3 lata. Zgodnie z wymaganiem określonym w art.16 ust.1 pkt.3 plan rozwoju
w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną powinien
uwzględniać miedzy innymi Politykę energetyczną Polski.
W październiku 2009 roku Ministerstwo Gospodarki (MG) opublikowało PEP 2030,
a w sierpniu 2014 roku został przedstawiony do konsultacji PEP2050.
Jednym z głównych celów postawionych przez MG w PEP 2030 w zakresie wytwarzania
i przesyłu energii elektrycznej oraz ciepła jest: „…zapewnienie ciągłego pokrycia zapotrzebowania na
energię przy uwzględnieniu maksymalnego możliwego wykorzystania krajowych zasobów oraz
przyjaznych środowisku technologii.”1 Cel ten ma być osiągnięty między innymi poprzez:
Budowę nowych mocy w celu zrównoważenia krajowego popytu na energię elektryczną
i utrzymania nadwyżki mocy z krajowych konwencjonalnych i jądrowych źródeł wytwórczych;
Rozbudowę krajowego systemu przesyłowego umożliwiającego zrównoważony wzrost
gospodarczy kraju i jego poszczególnych regionów oraz zapewniającego niezawodność
dostaw energii elektrycznej jak również odbiór energii elektrycznej z obszarów o dużym
nasyceniu planowanych i nowobudowanych jednostek wytwórczych, ze szczególnym
uwzględnieniem farm wiatrowych,
Rozwój połączeń transgranicznych skoordynowany z rozbudową krajowego systemu
przesyłowego i z rozbudową systemów krajów sąsiednich.
W Projekcie PEP 2050 głównym celem jest ”… tworzenie warunków dla stałego
i zrównoważonego rozwoju sektora energetycznego, przyczyniającego się do rozwoju gospodarki
narodowej, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego państwa oraz zaspokojenia potrzeb
energetycznych przedsiębiorstw i gospodarstw domowych.”2
Cel w zakresie bezpieczeństwa energetycznego ma być realizowany poprzez:
zapewnienie odpowiedniego poziomu mocy wytwórczych;
dywersyfikację struktury wytwarzania energii;
utrzymanie i rozwój zdolności przesyłowych i dystrybucyjnych;
ochronę infrastruktury krytycznej.
Główne uwarunkowania dla PRSP 2016-2025 wynikające z PEP 2030 i PEP 2050 to rozbudowa sieci
umożliwiająca:
1 Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Ministerstwo Gospodarki listopad 2009 str.14.
2 Projekt Polityki energetyczna Polski do 2050 roku, Ministerstwo Gospodarki sierpień 2014 str.7.
3.3. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z POLITYKI ENERGETYCZNEJ
POLSKI 2030 (ART.16 UST.1 PKT.3)
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 14 z 79
a. Rozwój odnawialnych źródeł energii;
b. Utrzymanie i rozbudowa źródeł wytwórczych pracujących w oparciu o krajowe zasoby węgla
kamiennego i brunatnego;
c. Uruchomienie elektrowni jądrowej po roku 2025.
Dokument PRSP 2016-2025 uwzględnia kierunki rozwoju źródeł wytwórczych określone
w PEP 2030 i PEP 2050.
Wypełniając obowiązek wynikający z zapisów rozporządzenia 714/2009 ENTSO-E co dwa lata
publikuje dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym. Ostatnia edycja
dziesięcioletniego plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym została opublikowana w grudniu 2014 r.
Głównym celem inwestycji ujętych w TYNDP 2014 jest osiągnięcie europejskich celów
energetycznych, takich jak bezpieczeństwo dostaw, zrównoważony rozwój systemu
elektroenergetycznego oraz stworzenie warunków dla funkcjonowania europejskiego rynku energii.
Potrzeby rozwoju w europejskim systemie elektroenergetycznym zidentyfikowane podczas analiz
przeprowadzonych w procesie tworzenia TYNDP 2014 wynikają między innymi z rosnącej mocy
zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii, głównie wiatrowych, oraz likwidacji „wysp
energetycznych”.
W TYNDP 2014 ujęte zostały cztery grupy (tzw. klastry) projektów dotyczące krajowego rozwoju sieci
przesyłowej i połączeń transgranicznych. Należą do nich:
Projekt 94 „GerPol Improvements”
Celem projektu jest zwiększenie transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju
synchronicznym (obejmującym połączenia na granicy z Niemcami, Czechami i Słowacją) poprzez
przełączenie linii 220 kV Krajnik-Vierraden na napięcie 400 kV oraz instalację przesuwników fazowych
na istniejących połączeniach Polska-Niemcy. Projekt realizowany jest wspólnie przez PSE i operatora
niemieckiego 50 Hertz. Zgodnie z zawartą w dniu 24 lutego 2014 umową PSE są odpowiedzialne na
budowę przesuwników w SE Mikułowa, natomiast 50Hertz w SE Vierraden. Zakończenie projektu
planowane jest w 2017 roku, przesuwniki w SE Mikułowa mają zostać zainstalowane do końca
2015 roku. Realizacja projektu pozwoli na wzrost zdolności importowych KSE o 500 MW oraz
zdolności eksportowych o 1 500 MW.
Projekt 58 „GerPol Power Bridge”
Celem projektu jest dalsze zwiększenie transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju
synchronicznym. Realizacja projektu planowana jest w dwóch etapach. W pierwszym etapie, do roku
2020, planowana jest rozbudowa wewnętrznej sieci przesyłowej w zachodniej części kraju, natomiast
w drugim etapie, w horyzoncie 2030, planowana jest budowa nowej linii transgranicznej Polska-
Niemcy. Realizacja pierwszego etapu projektu pozwoli zwiększyć zdolności importowe KSE
o 1 500 MW oraz zdolności eksportowe o 500 MW, natomiast realizacja drugiego etapu pozwoli
zwiększyć zdolności importowe o kolejne 1 500 MW.
Projekt 59 „LitPol Link Stage I”
“LitPol Link Stage I” jest pierwszym etapem projektu nowego połączenia transgranicznego łączącego
systemy elektroenergetyczne Polski i Litwy. Celem projektu jest umożliwienie wymian mocy Państw
Bałtyckich: Litwy, Łotwy i Estonii z Europą Kontynentalną. Projekt przyczyni się do budowy wspólnego
rynku energii unii Europejskiej, wzmocni niezależność energetyczną Polski oraz państw bałtyckich
oraz zwiększy gwarancję ciągłości dostaw energii. Połączenie będzie miało charakter asynchroniczny
poprzez wstawki prądu stałego zlokalizowane w stacji Alytus na terytorium Litwy. Pierwszy etap, który
zostanie zakończony w roku 2015, obejmuje budowę nowego połączenia transgranicznego, jednej
3.4. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z 10-LETNIEGO PLANU ROZWOJU
ENTSO-E TYNDP 2014 (ART.16 UST.1 PKT.4)
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 15 z 79
wstawki prądu stałego oraz rozbudowę krajowej sieci przesyłowej w północno – wschodniej części
kraju. Realizacja projektu w pierwszym etapie umożliwi wymianę mocy na poziomie 500 MW, z tym,
że możliwości eksportowe KSE będą uzależnione od aktualnych uwarunkowań systemowych.
Projekt 59 „LitPol Link Stage II”
Projekt “LitPol Link Stage II” jest kontynuacją budowy połączenia między Polską i Litwą w celu
osiągnięcia planowanej zdolności przesyłowej na poziomie 1000 MW w obu kierunkach. W celu
realizacji drugiego etapu projektu niezbędna jest budowa dodatkowych obiektów sieci przesyłowej
w Polsce i na Litwie, w tym drugiej wstawki prądu stałego w stacji Alytus. Realizacja drugiego etapu
planowania jest do końca 2020 roku.
PRSP 2016 – 2025 uwzględnia wszystkie inwestycje na terytorium Polski ujęte w TYNDP 2014.
3.5.1.1. Instalacja przesuwników fazowych na liniach Krajnik – Vierraden i Mikułowa – Hagenwerder
Umowa pomiędzy PSE a operatorem niemieckim 50Hertz GmbH na skoordynowaną instalację PST
została podpisana przez Strony w dniu 28 lutego 2014 r. Projekt dotyczy zainstalowania
przesuwników fazowych na liniach wymiany międzynarodowej z Niemcami Krajnik – Vierrraden (przez
50Hertz) oraz Mikułowa – Hagenwerder (przez PSE S.A.). Kluczowe zapisy Umowy obejmują opis
parametrów technicznych przesuwników fazowych oraz zobowiązanie Stron do dotrzymywania
ustalonych warunków technicznych pracy połączeń wzajemnych pomiędzy PSE i 50Hertz GmbH.
Instalacja przesuwników fazowych zwiększy bezpieczeństwo pracy KSE dzięki stworzeniu możliwości
regulacji nieplanowych przesyłów mocy od strony Niemiec do wartości bezpiecznych. Realizacja
projektu pozwala zwiększyć zdolności wymiany mocy na przekroju synchronicznym w wysokości:
1500 MW (eksport mocy) i 500 MW (import mocy).
3.5.1.2. Budowa 3 połączenia elektroenergetycznego Polska-Niemcy (GER-POL Power Bridge)
11 marca 2011 r. operator niemiecki 50Hertz GmbH oraz PSE podpisały w siedzibie Ministerstwa
Gospodarki Umowę Generalną o współpracy w Projekcie. Umowa określa zasady współdziałania
między Operatorami i powołała międzyoperatorską strukturę projektową. W umowie określono
uwarunkowania realizacji prac przygotowawczych dla przyszłej budowy nowego III – go połączenia
400 kV Polska – Niemcy.
W latach 2013 – 2014, uwzględniając aktualną sytuację, PSE wykonały dodatkowe prace analityczne,
w ramach których określono zakres rozbudowy systemu przesyłowego w zachodniej części kraju
zapewniającego w horyzoncie długoterminowym równocześnie:
1. poprawę bezpieczeństwa zasilania w energię elektryczną północno-zachodniego obszaru
KSE;
2. wyprowadzenie mocy z istniejących oraz planowanych na tym obszarze źródeł wytwórczych
(konwencjonalnych i OZE);
3. poprawę warunków międzysystemowej wymiany mocy na przekroju synchronicznym.
Wyniki analiz wykazały, że rozbudowa sieci przesyłowej w rejonie SE Krajnik i SE Mikułowa wykazuje
porównywalne efekty w zakresie możliwości zwiększenia importu mocy, w stosunku do budowy
nowego połączenia z systemem niemieckim. Rozbudowa sieci wewnętrznej jest korzystniejsza
ze względu na uwarunkowania dotyczące poprawy pewności wyprowadzenia mocy z krajowych źródeł
wytwórczych (elektrowni konwencjonalnych oraz farm wiatrowych).
Biorąc powyższe pod uwagę PSE, w pierwszym etapie planuje w horyzoncie 2020 rozbudowę sieci
wewnętrznej na zachodzie kraju w zakresie opisanym poniżej:
3.5. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z UMÓW DOTYCZĄCYCH BUDOWY
LUB ROZBUDOWY POŁĄCZEŃ TRANSGRANICZNYCH
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 16 z 79
a) linie wychodzące z SE Krajnik:
budowa 2-torowej linii 400 kV Krajnik – Baczyna i dalej w kierunku Poznania, b) linie wychodzące z SE Mikułowa:
budowa 2-torowej linii 400 kV Mikułowa – Pasikurowice,
budowa 2-torowej linii 400 kV Mikułowa – Świebodzice. Po zrealizowaniu powyższych inwestycji, w drugim etapie w horyzoncie 2030 roku rozważana jest budowa nowego dwutorowego połączenia 400 kV Polska – Niemcy. Dokładna data realizacji tego etapu uzależniona będzie od przyszłych warunków pracy połączonych systemów elektroenergetycznych i potrzeb rynku.
Według stanu na dzień 30 kwietnia 2015 roku PSE podpisały umowy na przyłączenie nowych
jednostek wytwórczych o łącznej mocy 21 158 MW, w tym na przyłączenie konwencjonalnych
jednostek wytwórczych 13 091 MW i na przyłączenie OZE 8 067 MW. Umowy na przyłączenie trzech
jednostek wytwórczych o łącznej mocy 1 093 MW są w trakcie negocjacji. Jednocześnie PSE
podpisały dwie umowy z odbiorcami energii na łączną moc 187 MW a dwie umowy na łączną moc
160 MW są w trakcie negocjacji.
Tabela 3.6.1 Podmioty ubiegające się o przyłączenie źródeł do Krajowej Sieci Przesyłowej (stan na dzień 30
kwietnia 2015 r.)
L.p. Miejsce przyłączenia (SE) Moc, MW Rodzaj
instalacji Wnioskodawca
Termin przyłączenia wg
Umowy
1 Słupsk Wierzbięcino 240 OZE Megawatt Polska Sp. z o.o. 2018-03-31
2 Słupsk Wierzbięcino 240 OZE Wiatrowe Elektrownie Sp. z o.o. 2016-01-31
3 Żarnowiec 90 OZE PGE Energia Odnawialna S.A. 2015-03-20
4 Piła Krzewina 120 OZE Relax Wind Park I Sp. z o.o. 2015-12-31
5 Słupsk Wierzbięcino 320 OZE Potegowo Winergy Sp. z o.o. 2017-06-30
6 Dunowo 250 OZE Wind Invest Sp. z o.o. 2015-12-31
7 Kozienice 1000 KJW ENEA Wytwarzanie S.A. 2015-07-01
8 Dunowo 160 OZE EWG Energia Sp. z o.o. 2018-06-30
9 Słupsk Wierzbięcino 240 OZE Green Power Pomorze Sp. z o.o. 2019-03-31
10 Żarnowiec 111 OZE WINDCOM Sp. z o.o. 2014-11-30
11 Krajnik 192 OZE Wiatromill Sp. z o.o. 2015-12-31
12 Puławy 830 KJW Grupa Azoty Zakłady Azotowe Puławy S.A.
2018-06-30
13 Ostrołęka 1000 KJW Elektrownia Ostrołęka S.A. 2017-12-31
3.6. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z REALIZACJI UMÓW
PRZYŁĄCZENIOWYCH ORAZ OKREŚLONYCH WARUNKÓW
PRZYŁĄCZENIA DO SIECI PRZESYŁOWEJ – (ART. 16 UST.11)
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 17 z 79
L.p. Miejsce przyłączenia (SE) Moc, MW Rodzaj
instalacji Wnioskodawca
Termin przyłączenia wg
Umowy
14 Dunowo 250 OZE ENERTRAG-Dunowo Sp. z o.o. 2018-05-31
15 Krajnik 500 OZE ENERTRAG A.G. 2021-02-28
16 Żarnowiec 45 OZE Stigma Sp. z o.o. 2017-11-30
17 Włocławek Azoty 500 KJW Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A.
2015-12-04
18 Dobrzeń 1800 KJW PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.
2016
19 Groszowice 150 OZE Elektrownie Wiatrowe Nysa Sp. z o.o.
2015-12-31
20 Słupsk Wierzbięcino 100 OZE EVIVA LĘBORK Sp. z o.o. 2016-10-31
21 Stalowa Wola 422 KJW Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A.
2014-09-30
22 Olsztyn Mątki 96 OZE ECO-WIND CONSTRUCTION S.A.
2016-09-30
23 Mikułowa 300 OZE GEO Sulików Sp. z o.o. 2017-12-30
24 Mikułowa 150 OZE GEO Mikułowa I Sp. z o.o. 2017-12-30
25 Lublin Systemowa 500 KJW GDF SUEZ Energia Polska S.A. 2020-06-30
26 Blachownia 250 OZE Elektrownie Wiatrowe Lubrza Sp. z o.o.
2017-09-07
27 Byczyna 910 KJW TAURON Wytwarzanie S.A. 2016-12-31
28 Gdańsk Błonia 132 OZE Windfarm Polska III Sp. z o.o. 2015-10-15
29 Mikułowa 480 KJW PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.
2019-03-01
30 Pelplin 2000 KJW Polenergia Elektrownia Północ Sp. z o.o.
2020-03-31
31 Ząbkowice 160 OZE Elektrownie Wiatrowe Wilamowa Sp. z o.o.
2016-12-07
32 Pelplin 107,425 OZE Radan Nordwind Sp. z o.o. 2016-01-30
33 Gdańsk Błonia 900 KJW EDF Polska S.A. 2020-07-31
34 Kromolice 250 OZE Wind Field Wielkopolska Sp. z o.o. 2019-01-30
35 Stanisławów 250 OZE Wind Field Korytnica Sp. z o.o. 2018-09-30
36 Mikułowa 50 OZE AGRO&EKOPLAN mgr inż. Gustaw Brzyszcz
2015-12-31
37 Grudziądz Węgrowo 874 KJW Elektrownia CCGT Grudziądz Sp. z o.o.
2021-06-30
38 Piła Krzewina 105 OZE Alfa Sp. z o.o. 2017-12-31
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 18 z 79
L.p. Miejsce przyłączenia (SE) Moc, MW Rodzaj
instalacji Wnioskodawca
Termin przyłączenia wg
Umowy
39 Świebodzice 107,5 OZE EWG Udanin Sp. z o.o. 2016-02-29
40 Dobrzeń 150 OZE Altiplano S.A. 2016-06-30
41 Żydowo 166 OZE Biały Bór Farma Wiatrowa Sp. z o.o.
2017-10-10
42 Gdańsk Błonia 456 KJW Elektrownia CCGT Gdańsk Sp. z o.o.
2020-06-30
43 Płock 600 KJW Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A.
2017-10-31
44 Olsztyn Mątki 120 OZE Nowa Energia Olsztyn Mątki Sp. z o.o.
2026-05-01
45 Pomorzany 244 KJW PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.
2016-10-31
46 Gorzów 138 KJW PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.
2016-02-01
47 Ełk Bis 75 OZE Contino Polska Sp. z o.o. 2017-09-11
48 Wielopole 225 OZE Eko Energia Polska Sp. z o.o. 2018-11-05
49 Słupsk Wierzbięcino 1200 OZE Polenergia Bałtyk Sp. z o.o. 2026-09-27
50 Baczyna 120 OZE EDP Renewables Polska Sp. z o.o.
2022-12-31
51 Żarnowiec 1045,5 OZE Elektrownia Wiatrowa Baltica-3 Sp. z o.o.
2030-12-31
52 Jasiniec 437 KJW PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.
2021-08-31
53 Praga 505 KJW PGNiG TERMIKA S.A.
54 Konin 138 KJW Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin S.A.
55 Pasikurowice 450 KJW Fortum Power and Heat Polska Sp. z o.o.
56 Włocławek Azoty 175 ODB Instalacja Zakładów Anwil S.A. 2015-06-30
57 Adamów 12 ODB Wytwórnia gazów technicznych w Turku
2015-10-15
58 Mory 30 ODB SE Jawczyce
59 Kopanina 130 ODB RE Alloys - huta
Rodzaj instalacji:
KJW - Konwencjonalna Jednostka Wytwórcza;
ODB - odbiorca
* - Zwiększenie mocy istniejącej instalacji
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 19 z 79
Krajowa sieć przesyłowa (sieć o napięciu 400 i 220 kV) wraz ze znaczną częścią sieci dystrybucyjnej
110 kV pracuje w układzie sieci zamkniętej wielostronnie zasilanej. Jednym z kluczowych aspektów
w procesie planowania rozwoju infrastruktury przesyłowej, zarówno na poziomie sieci NN jak i na
poziomie sieci 110 kV, jest zapewnienie spójnego i skoordynowanego rozwoju całej sieci zamkniętej.
Takie działanie pozwala na zapewnienie długookresowego bezpieczeństwa funkcjonowania KSE oraz
optymalne, z puntu widzenia technicznego i ekonomicznego, zwymiarowanie potrzeb w zakresie
rozbudowy sieci na poszczególnych obszarach. Zagadnienie to jest ujęte w obowiązujących
regulacjach prawnych, w tym m.in. w Ustawie Pe (Art. 9c, ust. 2, pkt 5) oraz IRiESP (Warunki
korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci – pkt. 3.1.1).
Zintegrowane planowanie wymaga prowadzenia wielowariantowych analiz o charakterze iteracyjnym
dla całej sieci zamkniętej uwzględniającym zmieniające się uwarunkowania systemowe. W okresie
poprzedzającym sporządzenie projektu PRSP 2016-2025, PSE wspólnie z poszczególnymi OSD,
wykonali poniżej wykazane opracowania koncepcyjne dotyczące warunków pracy sieci zamkniętej
na poszczególnych obszarach KSE w perspektywie długoterminowej 2015 – 2025:
1. „Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kV jako sieci zamkniętej dla
południa Polski”,
2. „Ekspertyzy dla Programu Rozwoju Sieci 110 kV oraz sieci przesyłowej” – dla obszaru
wschodniej części KSE,
3. „Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kV jako sieci zamkniętej dla Polski
Północnej”,
4. „Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kV jako sieci zamkniętej dla Polski
Północno-Zachodniej”,
5. „Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kV jako sieci zamkniętej dla
południowo – zachodniej części Polski”.
Poza ww. opracowaniami koncepcyjnymi dla poszczególnych obszarów KSE, PSE współpracowały
także przy realizacji pracy zleconej przez OSP dotyczącej zasilania aglomeracji warszawskiej pt.
„Koncepcja uruchomienia na terenie Warszawy dodatkowej stacji 220/110 kV Wschodnia (obecnie
Żerań) i połączenia jej z istniejącą siecią 220 i 110 kV oraz ocena zasadności technicznej koncepcji
uruchomienia na terenie Warszawy dodatkowej stacji 220/110 kV Wschodnia w aspekcie budowy
przez PSE Operator SA stacji 220/110 kV GPZ Siekierki i przyłączenia do niej nowego bloku
wytwórczego”,
Ww. prace koncepcyjne zostały realizowane przez niezależnych ekspertów i uwzględniają uzgodnione
przez operatorów założenia dotyczące przewidywanych uwarunkowań systemowych
w poszczególnych obszarach determinujących potrzeby rozwoju sieci. Analizy te wyznaczają
potencjalne kierunki rozwoju do uwzględnienia w opracowywanych przez Spółki dokumentach
planistycznych w zakresie rozbudowy/modernizacji infrastruktury i układów pracy sieci 400, 220
i 110 kV, w szczególności w planach rozwoju.
W wyniku zintegrowanego planowania rozwoju sieci zamkniętej NN i 110 kV, OSP i OSD
uzgodnili i zawarli bądź są w trakcie zawierania stosownych porozumień w zakresie potrzeb
wzmacniania istniejących oraz budowy nowych sprzężeń sieci przesyłowej 400 i 220 kV z siecią
110 kV w celu poprawy pewności zasilania poszczególnych obszarów OSD. Poniżej przedstawiono
listę nowych SE NN/110 kV, które wynikają z zawartych porozumień i prowadzonych uzgodnień
z OSD.
Lista nowych SE wynikająca z zawartych porozumień:
1. SE Ełk Bis (EKB) z transformatorem 400/110 kV, 330 MVA;
2. Siedlce Ujrzanów (SDU) z transformatorem 400/110 kV, 330 MVA;
3. Recław (REC) z transformatorami 220/110 kV, 2x275 MVA;
4. Żydowo Kierzkowo (ZDK) z transformatorem 220/110 kV, 160 MVA;
3.7. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z REALIZACJI INNYCH ZOBOWIĄZAŃ,
W TYM UZGODNIEŃ Z OSD (ART .16 UST.12)
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 20 z 79
5. Pelplin (PLP) z transformatorem) 220/110 kV, 160 MVA w okresie przejściowym i docelowo z
transformatorem 400/110 kV, 450 MVA;
6. Baczyna (BCS) z transformatorem 400/110 kV, 450 MVA;
7. Żydowo Kierzkowo (ZDK) z transformatorem 400/110 kV, 450 MVA.
Lista nowych SE wynikająca z prowadzonych uzgodnień:
1. Pomorzany (POM) z transformatorem 220/110 kV, 275 MVA;
2. Żerań (WZE) z transformatorem 220/110 kV, 2x275 MVA;
3. Elbląg (ELS) z transformatorem 400/110 kV, 450 MVA;
4. Wyszków (WYS) z transformatorem 400/110 kV, 330 MVA.
Z uwagi na zmieniające się uwarunkowania makroekonomiczne oraz systemowe, które wpływają
na czynniki decydujące o potrzebach rozwoju sieci elektroenergetycznej, OSP i OSD planują
kontynuacje prac analitycznych i koncepcyjnych w tym zakresie. Do najważniejszych czynników
wpływających na zakres rozbudowy sieci przesyłowej i 110 kV można zaliczyć:
- zmianę długoterminowej prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną,
- urealnienie projektów związanych z budową źródeł konwencjonalnych opartych na węglu
kamiennym i brunatnym oraz gazie,
- urealnienie projektów związanych z rozwojem OZE, w tym w szczególności farm wiatrowych.
Jednocześnie operatorzy systemów dystrybucyjnych, zgodnie z art. 16 ust 6 oraz art. 9c ust 5 ustawy
Prawo energetyczne, zobowiązani są do uwzględnia w ich planach rozwoju niniejszego planu rozwoju
sporządzonego przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego w tym terminowej
realizacji skoordynowanych zadań.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 21 z 79
4.1. PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ
(ART.16 UST.7 PKT.1)
Przy tworzeniu długoterminowych planów rozwojowych i prognoz dotyczących stanu bezpieczeństwa
dostarczania energii elektrycznej duże znaczenie mają dwa czynniki - wzrost zapotrzebowania na
energię elektryczną oraz zmiany w strukturze i lokalizacji jednostek wytwórczych energii elektrycznej.
Prognozowanie w horyzoncie 10 lat zapotrzebowania na energię elektryczną odbywa się w oparciu
o wskaźniki makroekonomiczne i projekcje wielkości, które mają wpływ na zapotrzebowanie na moc
i energię elektryczną.
4.1.1. ZEWNĘTRZNE UWARUNKOWANIA GOSPODARCZE KRAJU MAJĄCE
WPŁYW NA PROGNOZĘ ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC
ELEKTRYCZNĄ
Popyt na energię elektryczną jest zdeterminowany przez kilka wskaźników, lecz jednym z najbardziej
istotnych jest wzrost gospodarczy, opisywany za pomocą zmiennych makroekonomicznych. Rysunek
4.1.1 przedstawia relację pomiędzy zużyciem energii elektrycznej ogółem w kraju a produktem
krajowym brutto - PKB w latach 1961-2014 (w cenach stałych 1990 roku). W zaprezentowanym na
wykresie ponad 50-letnim okresie, wyodrębniają się trzy cykle wzrostu gospodarczego: do 1978 roku;
powolny w latach 1983-1989; stabilny od roku 1992 do 2014 oraz dwa cykle spowolnienia
gospodarczego: w latach 1979-1982 oraz krótkotrwały 1990-1991. W przypadku zużycia energii
elektrycznej ogółem, okresy spadku oraz wzrostu są zależne od kształtowania się dochodu
narodowego. Stały wzrost zużycia energii, w analizowanym okresie, przypada na lata 1961-1980
i 1982-1988 oraz stabilny, choć z rocznymi wahaniami, w przedziale od roku 1997 do 2014.
Odnotowane spadki zużycia energii elektrycznej przypadły na kolejne okresy kryzysu ekonomicznego
i gospodarczego lat 1981 r., 1989-1992 oraz światowego kryzysu gospodarczego zapoczątkowanego
w Stanach Zjednoczonych i recesji gospodarki światowej w 2009 r.
Rysunek 4.1.1 Zużycie energii elektrycznej ogółem i produkt krajowy brutto w latach 1961 – 2014
(źródło: ARE i GUS)
0
20
40
60
80
100
120
140
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
19
61
19
62
19
63
19
64
19
65
19
66
19
67
19
68
19
69
19
70
19
71
19
72
19
73
19
74
19
75
19
76
19
77
19
78
19
79
19
80
19
81
19
82
19
83
19
84
19
85
19
86
19
87
19
88
19
89
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
mld
zł '9
0
TW
h
L a t a
Zużycie energii elektrycznej
PKB
ROZDZIAŁ 4. ANALIZA BILANSOWA
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 22 z 79
4.1.2. SCENARIUSZE ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ
W KRAJU
Porównywane w kolejnych podrozdziałach 4.1.2.1. i 4.1.2.2. prognozy zapotrzebowania na energię
i moc elektryczną wywodzą się z różnych ośrodków prognostycznych:
prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) w horyzoncie do 2040 r., została zlecona do
wykonania przez PSE w 2014 r. dla potrzeb opracowania projektu PRSP 2016-2025.
Długoterminowe prognozy zapotrzebowania na energię i moc elektryczną zostały opracowane
przez firmę PSE Innowacje Sp. z o.o. przy wykorzystaniu ekonometrycznego modelu rozkładu
kanonicznego wektora zmiennych losowych. Dla potrzeb tego modelu do obliczeń zostały przyjęte
zmienne objaśniające zewnętrzne, w tym: zapotrzebowanie na energię pierwotną i energię
elektryczną netto w europejskich krajach OECD oraz zmienne wewnętrzne (krajowe), w tym:
wzrost realny PKB czy zmiany liczby ludności Polski. W wyniku wykonanych obliczeń otrzymano
trzy scenariusze prognostyczne – niski, bazowy, wysoki. Poszczególne scenariusze zróżnicowane
są pomiędzy sobą tempem wzrostu zapotrzebowania na moc i energię elektryczną. Ostatecznie do
dalszych analiz podażowych przyjęty został scenariusz bazowy prognoz, zarówno na energię
elektryczną, jak i moc szczytową.
prognoza KAPE w horyzoncie do 2050 r., wykonana w 2013 r. na zlecenie MG. Prognozy te
zostały opublikowane w opracowaniu „Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2050
roku” i są składnikiem w strategicznym dokumencie rządowym MG - projekt „Polityka Energetyczna
Polski do 2050 r.”.
prognoza ARE w horyzoncie do 2040 r., zlecona w 2013 r. w ramach cyklicznej działalności PSE.
Celem pracy było zaktualizowanie, w oparciu o najnowsze, dostępne dane i prognozy czynników
silnie oddziaływujących na poziom popytu na energię elektryczną, prognoz zapotrzebowania na
energię i moc z 2011 r.
4.1.2.1. Zapotrzebowanie na energię elektryczną
Według danych ARE, w 2014 roku krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną wyniosło
161 253 GWh i było wyższe od zapotrzebowania w 2013 roku o około 0,8%. Od momentu globalnego
kryzysu gospodarki światowej z 2009 r., kiedy zużycie energii w Polsce było na poziomie
149 529 GWh, zauważalny jest stały, stabilny wzrost, który w przedziale 2009-2014 wyniósł około 8%.
Należy podkreślić, że o ile w światowych gospodarkach odnotowano recesję, o tyle w Polsce nastąpiło
jedynie spowolnienie rozwoju, a to dzięki m.in. wysokiemu popytowi wewnętrznemu. Powolny wzrost
zużycia energii elektrycznej jest nadal kontynuowany.
Poniższy rysunek 4.1.2 przedstawia ścieżkę zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2005-
2014. Dynamika zapotrzebowania na energię elektryczną w tym przedziale czasowym była dodatnia,
a całkowity wzrost wyniósł około 11%. Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną
w latach 2005 do 2014 wyniósł 1,1%, natomiast od roku 2009 do 2014 – 1,5%.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 23 z 79
Rysunek 4.1.2 Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2005-2014
(źródło: ARE)
Struktura zużycia energii elektrycznej finalnej w podziale na poszczególnych odbiorców w przedziale
czasowym 2005-2013 przedstawia rysunek 4.1.3. Od momentu kryzysu z roku 2009 zauważalny jest
stały wzrost udziału przemysłu i budownictwa oraz pozostałych odbiorców (usługi i lokale mieszkalne,
małe gosp. rolne), natomiast zmniejsza się zużycie energii elektrycznej w transporcie i rolnictwie.
Rysunek 4.1.3 Struktura zużycia finalnego energii elektrycznej w kraju w latach 2005-2013
(źródło: ARE)
0 20 40 60 80
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
LATA
TWh Przemysł i budownictwo
Pozostali odbiorcy w tym lokale mieszkalne (od 2005 r. łącznie z małymi gosp. rolnymi)
Rolnictwo (od 2005 r. tylko duże gosp. rolne)
Transport
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 24 z 79
Przebieg prognoz zapotrzebowania na energię elektryczną do 2025 r. został zaprezentowany na
rysunku 4.1.4. Porównanie obejmuje trzy prognozy – PSE Innowacje (scenariusz bazowy), KAPE,
ARE.
Rysunek 4.1.4 Porównanie prognoz zapotrzebowania na energię elektryczną do 2025 r.
(źródło: PSE, KAPE)
Prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) charakteryzuje się średniorocznym wzrostem w latach
2015-2025 – 1,5% (począwszy od 163 TWh w roku 2015) natomiast przyrost zapotrzebowania na
energię w tych latach wynosi 17%, osiągając w 2025 r. poziom 190 TWh.
Natomiast krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną w prognozie KAPE, charakteryzuje się
średniorocznym wzrostem w latach 2015-2025 w tempie 1,6% (począwszy od 159 TWh w roku 2015)
osiągając w 2025 r. poziom 187 TWh. Planowany wzrost popytu na energię w latach 2015-2025
wynosi 18%.
W prognozie ARE średnioroczne zapotrzebowanie na energię elektryczną w latach 2015-2025 wynosi
około 1,4% (począwszy od 162 TWh w roku 2015) osiągając w roku 2025 poziom zapotrzebowania
186 TWh. Wzrost w tych latach wynosi 15% i w porównaniu do prezentowanych na rysunku 4.1.4
pozostałych prognoz jest niższe o około 1 TWh od prognozy KAPE i 4 TWh od prognozy
PSE Innowacje (scenariusz bazowy).
4.1.2.2. Zapotrzebowanie na moc elektryczną
W 2014 roku maksymalne zapotrzebowanie na moc elektryczną wystąpiło w dniu 29 stycznia
o godz. 17.15 i wyniosło 25 535 MW i było wyższe o 3,1% od zapotrzebowania z roku 2013.
Dotychczas maksymalne zapotrzebowanie na moc elektryczną wystąpiło w dniu 7 lutego 2012 roku
o godz. 17.30 i wyniosło 25 845 MW.
150,0
160,0
170,0
180,0
190,0
200,0
2015 2020 2025
TWh
L a t a
prognoza ARE
prognoza KAPE
prognoza PSE Innowacje(scenariusz bazowy)
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 25 z 79
Rysunek 4.1.5 Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na moc szczytową w latach 2005-2014
(źródło: ARE)
Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc szczytową w latach 2005-2014 wyniósł 0,9%,
natomiast w latach 2009-2013 - 0,8%. Zmienność zapotrzebowania na moc szczytową, prezentuje
powyższy rysunek 4.1.5. Wzrost zapotrzebowania na moc w latach 2005-2014 wynosi około 9%,
natomiast w latach 2009-2014 – około 4%.
W ostatnich latach zauważalna jest tendencja szybszego wzrostu wartości szczytu letniego niż
zimowego, co prezentuje rysunek 4.1.6. Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc w szczycie
letnim w latach 2005-2014 wyniósł 1,5% a wzrost w tym okresie 15%.
Rys. 4.1.6 Przebieg zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie zimowym i letnim w latach 1997-2014
(źródło: ARE, PSE)
Szczyt letni zazwyczaj przypada w dzień roboczy, w okolicach godziny 13, przy długotrwałych,
upalnych temperaturach, kiedy duża liczba odbiorców korzysta z urządzeń klimatyzacyjnych
14 000
16 000
18 000
20 000
22 000
24 000
26 000
28 000
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Prz
eb
ieg
za
po
trze
bo
wa
nia
na
mo
c e
lektr
yczn
ą w
szczycie
zim
ow
ym
i le
tnim
[M
W]
L a t a
Zima
Lato
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 26 z 79
i chłodzących. Na podstawie analizy danych statystycznych dotyczących mocy szczytowych i letnich
w KSE widoczny jest znacząco szybszy przyrost wartości mocy w okresie letnim w stosunku do
szczytu rocznego. Dla lat 2005-2014 średnia z wartości udziału szczytu letniego do szczytu rocznego
wynosi około 0,83. Rysunek 4.1.7 przedstawia trend współczynnika przyrostu mocy szczytu letniego
w stosunku do przyrostu mocy szczytu zimowego w latach 2005-2014.
Rysunek 4.1.7 Wartości udziału szczytu letniego zapotrzebowania KSE na moc elektryczną
w szczycie rocznym w latach 2005-2014 (źródło: ARE, PSE)
Według danych PSE rekordowe zapotrzebowanie na moc w szczycie letnim w KSE wystąpiło 30 lipca
2014 r. o godzinie 13.15 i wyniosło 21 804 MW. W związku z zachowaną tendencją szybkiego wzrostu
zapotrzebowania na moc w szczycie letnim w przeszłości, obecnie zakłada się powolne ale stopniowe
wygaszanie tego trendu.
Na rysunku 4.1.8 zostały przedstawione prognozy zapotrzebowania na moc szczytową
w perspektywie do 2025 r., według - PSE Innowacje (scenariusz bazowy), KAPE i ARE.
Rysunek 4.1.8 Porównanie prognoz zapotrzebowania na moc szczytową do 2025 r.
(źródło: PSE, KAPE)
0,5000
0,5500
0,6000
0,6500
0,7000
0,7500
0,8000
0,8500
0,9000
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Ko
rela
cja
szczytu
le
tnie
go
do
zim
ow
eg
o w
la
tach
20
05
-2
01
3 z
lin
ią tre
nd
u
L a t a
szczyt letni / szczyt zimowy
Log. (szczyt letni / szczyt zimowy)
22
24
26
28
30
32
2015 2020 2025
GW
L a t a
prognoza ARE
prognoza KAPE
prognoza PSE Innowacje(scenariusz bazowy)
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 27 z 79
Prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) w latach 2015-2025 charakteryzuje się
średniorocznym wzrostem około 1,7%. Przyrost zapotrzebowania na moc w analizowanym przedziale
lat wynosi 18%, osiągając w 2025 r. poziom około 30 GW.
W prognozie KAPE średnioroczny wzrost w latach 2015-2025 utrzymuje się w tempie 1,8%, osiągając
w 2025 r. poziom 31 GW. Planowany wzrost w latach 2015-2025 to około 19%.
W prognozie ARE średnioroczne zapotrzebowanie na moc szczytową w latach 2015-2025 wynosi
1,2%. Wzrost w latach 2015-2025 jest na poziomie 13% i osiąga wartość około 29 GW.
Różnice pomiędzy prognozą ARE w 2025 r. wynosi około 1 GW względem prognozy PSE Innowacje
(scenariusz bazowy) i 2 GW do prognozy KAPE.
4.1.3. PRZEWIDYWANY ZAKRES DOSTARCZANIA ENERGII I PROGNOZA
ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC
Dla potrzeb PRSP 2016-2025 do planowania rozwoju sieci przesyłowej zostały przyjęte prognozy
zapotrzebowania na energię elektryczną i moc szczytową PSE Innowacje (scenariusz bazowy).
Poniżej podano podstawowe parametry tych prognoz.
4.1.3.1. Prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną
Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną wyrażona w wartościach bezwzględnych,
która została przyjęta do analiz przy budowie PRSP 2016-2025 została przedstawiona w poniższej
tabeli 4.1.1.
Tabela 4.1.1 Prognoza wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną dla potrzeb budowy PRSP 2016-2025
LATA 2005 2010 2015 2016 2020 2025
PSE Innowacje
(scenariusz
bazowy)
TWh
145,7 156,3 163,0 166,0 176,0 190,0
W perspektywie do 2025 r. planowany jest stabilny wzrost zapotrzebowania, które osiąga poziom
190 TWh. Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2015-2025 wynosi
1,5%, natomiast wzrost w tej dziesięciolatce to około 17%.
4.1.3.2. Prognozy zapotrzebowania na moc elektryczną
Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie rocznym, wyrażona w wartościach
bezwzględnych, która została przyjęta do analiz przy budowie PRSP 2016-2025 przedstawia poniższa
tabela 4.1.2.
Tabela 4.1.2 Prognoza wzrostu zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie rocznym dla potrzeb budowy
PRSP 2016-2025
LATA 2005 2010 2015 2016 2020 2025
PSE Innowacje
(scenariusz
bazowy)
GW
23,5 25,4 25,7 26,2 28,0 30,3
Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc szczytową w latach 2015-2025 wynosi 1,7%,
osiągając w 2025 r, poziom 30,3 GW.
W poniższej tabeli 4.1.3 przedstawiono prognozowane wartości bezwzględne zapotrzebowania na
moc elektryczną w szczycie letnim w latach 2015-2025.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 28 z 79
Tabela 4.1.3 Prognoza wzrostu zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie letnim dla potrzeb budowy
PRSP 2016-2025
LATA 2005 2010 2015 2016 2020 2025
PSE Innowacje
(scenariusz
bazowy)
GW
19,0 20,6 22,1 22,7 24,8 27,5
Wzrost zapotrzebowania na moc elektryczną w przedziale lat 2015-2025 to około 24%. Przyrost
zapotrzebowania w szczycie letnim jest szybszy w porównaniu do szczytu rocznego. Dla szczytu
letniego średnioroczny wzrost wynosi 2,0% a dla szczytu rocznego 1,7%.
Wariantowe oceny możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc przeprowadzono dla okresów
miesięcznych, natomiast wariantowe oceny możliwości pokrycia zapotrzebowania na energię
elektryczną przeprowadzono dla okresów rocznych. Oceny zostały wykonane dla lat 2015 – 2025.
4.2.1. METODYKA ANALIZ BILANSOWYCH
Dla oceny możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc w perspektywie roku 2025 sporządzone
zostały bilanse mocy w układzie miesięcznym. Bilanse te sporządzono zgodnie z zasadami PKR.
Podstawowe założenia metodyczne określające zasady opracowywania PKR są następujące:
bilans wykonywany jest dla wartości średniomiesięcznych szczytów zapotrzebowania na moc
z dni roboczych. Wszystkie wartości ujęte w bilansie (ubytki, moce dyspozycyjne, obciążenie
i zapotrzebowanie) są wartościami średniomiesięcznymi dla dni roboczych,
do pokrycia średniomiesięcznego szczytowego zapotrzebowania na moc przyjmowane jest
10 % mocy osiągalnej farm wiatrowych. Współczynnik ten wyznaczono na podstawie danych
statystycznych dotyczących faktycznego wykorzystania zdolności wytwórczych farm
wiatrowych biorąc pod uwagę fakt, że dyspozycyjność źródeł wiatrowych jest silnie
uzależniona od bieżących warunków atmosferycznych i charakteryzuje się dużą zmiennością
oraz małą przewidywalnością w długim horyzoncie czasowym.
Parametrem kryterialnym do oceny wymaganego poziomu bezpieczeństwa pracy KSE w horyzoncie
długoterminowym jest nadwyżka mocy dyspozycyjnej dostępna dla OSP ponad prognozowane
krajowe zapotrzebowanie na moc. Wymagana nadwyżka mocy dyspozycyjnej dostępna dla OSP
w przypadku rocznych okresów planistycznych (zgodnie zapisami IRiESP), zatwierdzonej przez
Prezesa URE wynosi 18% uśrednionego miesięcznego zapotrzebowania na moc szczytową z dni
roboczych.
Dane do analiz w zakresie mocy źródeł wytwórczych pozyskano w wyniku przeprowadzonej
w końcu 2014 r. ankietyzacji krajowych przedsiębiorstw wytwórczych i inwestorów planujących
budowę nowych jednostek.
W analizach zaprezentowano dwa warianty pokrycia zapotrzebowania na moc szczytową i energię
elektryczną. W każdym z wariantów wyróżniono dwie składowe: stałą i zmienną.
Składowa stała – identyczna dla każdego wariantu zawiera:
Prognozy średniomiesięcznego szczytowego zapotrzebowania na moc czynną oraz roczną
prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną;
Harmonogram zmian mocy osiągalnej oraz planowaną produkcję energii elektrycznej:
4.2. WARIANTY POKRYCIA PROGNOZOWANEGO ZAPOTRZEBOWANIA NA
ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ NA LATA 2015 – 2025
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 29 z 79
- istniejących jednostek wytwórczych w elektrowniach zawodowych z uwzględnieniem zmian
w wyniku modernizacji i planowanych wycofań,
- elektrociepłowni zawodowych,
- elektrociepłowni przemysłowych i źródeł rozproszonych,
- elektrowni szczytowo – pompowych,
- elektrowni jądrowych,
- źródeł energetyki odnawialnej (OZE).
Składowa zmienna – różnicuje warianty pod kątem mocy osiągalnych nowych, systemowych
jednostek wytwórczych planowanych do budowy przez przedsiębiorstwa wytwórcze lub wymaganych
z powodów bilansowych.
W analizach uwzględniono i zaprezentowano dwa warianty rozwoju systemowych konwencjonalnych
źródeł wytwórczych:
wariant realistyczny – uwzględniający jednostki wytwórcze w budowie lub dla których
rozstrzygnięto postępowanie przetargowe na realizację inwestycji,
wariant wymagany – uwzględniający jednostki wytwórcze z wariantu realistycznego oraz
dodatkową moc niezbędną do utrzymania na wymaganym poziomie
dostępnej dla OSP mocy dyspozycyjnej w całym okresie
planistycznym.
4.2.2. WIELKOŚĆ ZDOLNOŚCI WYTWÓRCZYCH
SKŁADOWA STAŁA BILANSÓW POKRYCIA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ
ELEKTRYCZNĄ
Składowa stała obejmuje prognozy mocy osiągalnych oraz produkcji energii elektrycznej dla
poszczególnych rodzajów jednostek wytwórczych, które są identyczne dla rozpatrywanych wariantów.
JWCD cieplne
Prognozę zmian mocy osiągalnej (z uwzględnieniem planowanych wycofań i modernizacji
zwiększających moc zainstalowaną) oraz prognozę produkcji energii elektrycznej w istniejących dalej
JWCD cieplnych przedstawiono w tabeli 4.2.1.
Tabela 4.2.1 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w istniejących JWCD cieplnych
w latach 2015 – 2025
Rok 2015 2020 2025
Moc osiągalna JWCD cieplne MW 23 459 20 262 20 262
Produkcja energii elektrycznej GWh 115 580 112 728 113 140
W tabeli 4.2.2 przedstawiono skumulowane wartości wycofań mocy jednostek JWCD cieplnych.
Tabela 4.2.2 Skumulowane wielkości wycofań mocy w istniejących JWCD cieplnych w latach 2015 – 2025
Rok 2015 2020 2025
Skumulowane wycofania JWCD cieplnych MW - 3 438 3 438
nJWCD z grupy istniejących EC zawodowych
Prognozę zmian mocy osiągalnej (z uwzględnieniem planowanych wycofań) oraz prognozę produkcji
energii elektrycznej jednostek nJWCD z grupy elektrociepłowni zawodowych przedstawiono w tabeli
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 30 z 79
4.2.3. W tabeli 4.2.4 przedstawiono planowane wycofania mocy w źródłach nJWCD istniejących,
natomiast w tabeli 4.2.5 zaprezentowano sumaryczne zestawienie mocy jednostek nJWCD
planowanych do budowy oraz prognozę produkcji energii elektrycznej dla tych jednostek.
Tabela 4.2.3 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w nJWCD z grupy istniejących
elektrociepłowni zawodowych w latach 2015 – 2025
Rok 2015 2020 2025
Moc osiągalna nJWCD z grupy
istniejących EC zawodowych MW 6 557 5 435 5 136
Produkcja energii elektrycznej GWh 25 889 21 681 20 858
Tabela 4.2.4 Skumulowane wielkości wycofań mocy w nJWCD z grupy istniejących elektrociepłowni
zawodowych w latach 2015 – 2025
Rok 2015 2020 2025
Skumulowane wycofania nJWCD
z grupy EC zawodowych MW - 1 122 1 421
Tabela 4.2.5 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w nJWCD z grupy nowych
elektrociepłowni zawodowych w latach 2015 – 2025
Rok 2015 2020 2025
Moc osiągalna nJWCD z grupy
nowych EC zawodowych MW 0 821 844
Produkcja energii elektrycznej GWh 0 4 685 4 830
nJWCD z grupy elektrociepłowni przemysłowych
Harmonogram zmian mocy osiągalnej nJWCD z grupy elektrociepłowni przemysłowych został
przedstawiony w tabeli 4.2.6. Przyjęto utrzymanie stałego poziomu mocy i produkcji energii
elektrycznej w zakresie obiektów węglowych. Założono ponadto, że przyrost mocy odbywał się będzie
w oparciu o źródła gazowe. Prognozę produkcji energii elektrycznej dla EC przemysłowych
opracowano na podstawie statystyki ARE.
Tabela 4.2.6 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w nJWCD z grupy
elektrociepłowni przemysłowych w latach 2015 – 2025
Rok 2015 2020 2025
Moc osiągalna nJWCD z grupy
EC przemysłowych MW 1 703 2 008 2 010
Produkcja energii elektrycznej GWh 7 422 8 343 8 351
Farmy wiatrowe
Harmonogram zmian mocy osiągalnej FW jest zgodny z wynikami przeprowadzonych w PSE analiz
stanu bezpieczeństwa pracy KSE opracowanych dla wyznaczenia maksymalnego wolumenu mocy
FW możliwej do przyłączenia do krajowego systemu. W prognozie uwzględniono rozwój zarówno
lądowych jak i morskich farm wiatrowych. Zgodnie z założeniem analizy przyjęto, że do pokrycia
zapotrzebowania szczytowego na moc wykorzystane zostanie 10 % mocy osiągalnej farm wiatrowych.
W zakresie prognozy produkcji energii elektrycznej założono, że roczny czas wykorzystania mocy
farm lądowych jest na poziomie 1900 h (średni statystyczny czas wykorzystania dla roku 2013
wyliczony zgodnie z danymi pomiarowymi OSP) a dla farm morskich przyjęto czas wykorzystania
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 31 z 79
równy 3000 h. Prognoza zmian mocy osiągalnej FW oraz produkcji energii elektrycznej została
przedstawiona w tabeli 4.2.7.
Tabela 4.2.7 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w nJWCD z grupy
FW w latach 2015 – 2025
Rok 2015 2020 2025
Moc osiągalna nJWCD z grupy FW MW 4 533 8 900 10 000
Produkcja energii elektrycznej GWh 8 231 16 660 19 425
Źródła fotowoltaiczne
Harmonogram rozwoju źródeł fotowoltaicznych (dalej PV) przyjęto zgodnie ze scenariuszem
planowanym do zamieszczenia w nowej Polityce energetycznej dla Polski do 2050 roku. W analizach
przyjęto, że pokrycie zapotrzebowania szczytowego na moc przez te źródła odbywało będzie się
jedynie w okresie maj – sierpień. Dla tych miesięcy określono udział mocy osiągalnej PV w szczycie
obciążenia na poziomie ok 50%. W pozostałych miesiącach godzina występowania dobowego szczytu
zapotrzebowania na moc leży poza zakresem czynnej pracy PV i dla tych miesięcy w analizach
bilansowych nie uwzględniono generacji w tych źródłach. W zakresie produkcji energii elektrycznej
założono roczny czas wykorzystania mocy źródeł PV na poziomie ok. 1000 h. Prognoza zmian mocy
osiągalnej PV oraz produkcji energii elektrycznej została przedstawiona w tabeli 4.2.8.
Tabela 4.2.8 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w nJWCD z grupy
PV w latach 2015 – 2025
Rok 2015 2020 2025
Moc osiągalna nJWCD z grupy PV MW 25 175 600
Produkcja energii elektrycznej GWh 25 175 600
Źródła na biomasę i biogaz
Harmonogram rozwoju źródeł na biomasę i biogaz opracowano na podstawie informacji uzyskanych
w badaniu ankietowym przeprowadzonym u wytwórców energii elektrycznej w 2014 roku oraz zgodnie
ze średnim wzrostem tych źródeł w latach 2011 – 2013. Sumaryczna moc tych źródeł jest zgodna
ze scenariuszem planowanym do zamieszczenia w nowej Polityce energetycznej dla Polski do 2050
roku. W zakresie prognozy produkcji energii elektrycznej założono, że roczny czas wykorzystania
mocy źródeł na biomasę i biogaz jest na poziomie 5300 h (średni statystyczny czas wykorzystania
mocy dla roku 2013). Prognoza zmian mocy osiągalnej źródeł na biomasę i biogaz oraz produkcji
energii elektrycznej została przedstawiona w tabeli 4.2.9.
Tabela 4.2.9 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w nJWCD z grupy źródeł na
biomasę i biogaz w latach 2015 – 2025
Rok 2015 2020 2025
Moc osiągalna nJWCD z grupy el. na
biomasę i biogaz MW 842 894 1 234
Produkcja energii elektrycznej GWh 4 438 4 718 6 523
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 32 z 79
Elektrownie szczytowo-pompowe
Przyjęto utrzymanie obecnego potencjału JWCD z grupy ESP. W zakresie produkcji energii
elektrycznej przyjęto utrzymanie wytwarzania na poziomie roku 2013. Prognoza zmian mocy
osiągalnej JWCD z grupy ESP oraz produkcji energii elektrycznej została przedstawiona w tabeli
4.2.10.
Tabela 4.2.10 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w JWCD z grupy ESP
w latach 2015 – 2025
Rok 2015 2020 2025
Moc osiągalna JWCD z grupy ESP MW 1 696 1 696 1 696
Produkcja energii elektrycznej GWh 558 558 558
Elektrownie wodne przepływowe
W zakresie elektrowni wodnych przepływowych przyjęto przyrosty mocy zgodnie ze scenariuszem
planowanym do zamieszczenia w nowej Polityce energetycznej dla Polski do 2050 roku. W zakresie
produkcji energii elektrycznej założono, że dla źródeł istniejących utrzymana będzie produkcja z roku
2013, a dla jednostek nowych założono roczny czas wykorzystania mocy na poziomie 3900 h (średni
statystyczny czas wykorzystania mocy dla roku 2013). Prognoza zmian mocy osiągalnej oraz
produkcji energii elektrycznej nJWCD z grupy elektrowni wodnych przepływowych została
przedstawiona w tabeli 4.2.11.
Tabela 4.2.11 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w nJWCD z grupy elektrowni
wodnych przepływowych w latach 2015 – 2025
Rok 2015 2020 2025
Moc osiągalna nJWCD z grupy
el. wodnych przepływowych MW 670 700 725
Produkcja energii elektrycznej GWh 2 485 2 603 2 701
Energetyka jądrowa
Zgodnie z przeprowadzoną w 2014 roku ankietyzacją, PGE S.A. przekazało zmodyfikowany,
w stosunku do Programu Polskiej Energetyki Jądrowej, scenariusz uruchomienia pierwszej polskiej
elektrowni jądrowej. Zgodnie z nim PGE S.A. planuje uruchomienie pierwszego bloku o mocy
z zakresu (700-1650) MW w 2029 roku.
Zapotrzebowanie szczytowe na moc
W analizach przyjęto, że zapotrzebowanie szczytowe zimowe przypada w miesiącu styczniu
natomiast zapotrzebowanie szczytowe letnie w lipcu.
SKŁADOWA ZMIENNA BILANSÓW POKRYCIA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC
Zgodnie z informacją zamieszczoną w rozdziale 4.2.1, warianty analiz różnią się wielkością mocy
nowych JWCD cieplnych. W analizach uwzględniono dwa warianty rozwoju tych źródeł. Poniżej
zamieszczono krótką charakterystyką każdego z wariantów. W zakresie jednostek wytwarzających
energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem (nJWCD z grupy elektrociepłowni zawodowych)
planowanych przez inwestorów do budowy w latach 2015 – 2025 nie dokonywano oceny ich realizacji.
Sumaryczna moc tych jednostek jest niższa od planowanych wycofań w elektrociepłowniach
istniejących, dlatego też założono, że z powodu konieczności odbudowy mocy z uwagi na wymagania
ciepłownicze inwestycje te zostaną zrealizowane.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 33 z 79
Wariant realistyczny
Wariant realistyczny zaprezentowany w tabeli 4.2.12 dotyczy nowych JWCD cieplnych, które znajdują
się aktualnie w trakcie budowy lub dla których zakończono postępowanie przetargowe i podpisano
umowę na realizację prac budowlanych. W zakresie tego wariantu przedstawiono terminy oddania do
eksploatacji zgodne z deklaracjami inwestorów otrzymanymi w ramach badania ankietowego.
Tabela 4.2.12 Wariant realistyczny nowych źródeł systemowych (JWCD) przyjęty do analiz bilansu
pokrycia zapotrzebowania na moc
Inwestor Lokalizacja Termin
realizacji
Moc
[MW]
PKN Orlen S.A. Włocławek 2.2016 473
TAURON Wytwarzanie S.A. Stalowa Wola 5.2016 467
ENEA Wytwarzanie S.A. Kozienice 7.2017 1 075
PKN Orlen S.A. Płock 12.2017 596
PGE GiEK S.A. Opole 5 8.2018 900
TAURON Wytwarzanie S.A. Jaworzno 4.2019 910
PGE GiEK S.A. Opole 6 4.2019 900
PGE GiEK S.A. Turów 9.2019 496
Moc razem 5 817
Wariant wymagany
W wariancie wymaganym uwzględniono nowe JWCD cieplne ujęte w wariancie realistycznym oraz
dodatkową moc niezbędną do utrzymania odpowiedniego poziomu dostępnej dla OSP mocy
dyspozycyjnej w całym okresie planistycznym. Założono, że moc ta będzie sukcesywnie oddawana do
eksploatacji w okresie 2020 – 2025 w miarę narastających potrzeb będących efektem planowanych
wycofań istniejących mocy wytwórczych i prognozowanego wzrostu zapotrzebowania.
4.3.1. WARIANT REALISTYCZNY
W tabeli 4.3.1 przedstawiono bilans mocy dla wariantu realistycznego bez uwzględnienia środków
zaradczych poprawy bilansu możliwych do zastosowania przez OSP. Zaprezentowane wyniki i dane
liczbowe odnoszą się do stycznia i lipca, dla których prognozowane jest wystąpienie szczytu
zimowego i letniego na moc. Pozycje 1 – 5 przedstawiają zmiany mocy osiągalnych źródeł
wytwórczych, pozycje 6 – 10 zmiany mocy dyspozycyjnych tych źródeł uwzględniające planowe ubytki
mocy. W pozycjach 11 i 12 przedstawiono wartości prognozy zapotrzebowania na moc szczytową
oraz moc szczytową średniomiesięczną z dni roboczych. Zapotrzebowanie szczytowe
średniomiesięczne z dni roboczych jest podstawą do wyznaczenia kryterium bezpieczeństwa
systemu. Wynik bilansu mocy przedstawiony jest w pozycjach 13 – 15, przy czym dwie pierwsze
wielkości to wymagana przez OSP rezerwa mocy i rezerwa dostępna, natomiast w ostatniej różnica
pomiędzy tymi wielkościami. Dla różnicy tej (pozycja 15) wartości mniejsze od zera przedstawiają
niedobór wymaganego poziomu rezerwy mocy. Na rysunku 4.3.1 przedstawiono interpretację
4.3. BILANS MOCY, REZERWA MOCY, OPERATORSKIE ŚRODKI ZARADCZE
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 34 z 79
graficzną wyniku bilansu mocy dla wszystkich miesięcy w poszczególnych latach, przy czym wynika
z nich, że największe problemy bilansowe nie dotyczą miesięcy szczytowego zapotrzebowania, lecz
występują w okresie jesiennym, głównie we wrześniu.
Tabela 4.3.1 Bilans mocy dla wariantu realistycznego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego prognozy
zapotrzebowania na moc – bez środków zaradczych OSP [MW]
Lp. Wyszczególnienie 2015 2020 2025
I VII I VII I VII
1 Moc osiągalna JWCD 25155 25155 27775 27775 27775 27775
2 Moc osiągalna nJWCD (bez FW i PV)
9748 9761 9789 9826 9930 9941
3 Moc osiągalna nJWCD - FW 3836 4176 8182 8573 9908 9958
4 Moc osiągalna nJWCD - PV 15 20 148 163 522 565
5 Moc osiągalna JWCD i nJWCD
38753 39112 45893 46337 48135 48238
6 Moc dyspozycyjna JWCD 23248 21977 25683 24485 25683 24485
7 Przewidywane obciążenie nJWCD (bez FW i PV)
5761 2904 5707 2934 5695 3029
8 Przewidywane obciążenie nJWCD - FW 384 418 818 857 991 996
9 Przewidywane obciążenie nJWCD - PV 0 11 0 87 0 303
10 Moc dyspozycyjna dostępna dla OSP 29392 25309 32208 28363 32369 28813
11 Zapotrzebowanie na moc szczytową 25700 22100 28000 24800 30300 27500
12 Zapotrzebowanie na moc szczytową średniomiesięczne z dni roboczych
24461 21361 26650 23971 28839 26580
13 Wymagana przez OSP nadwyżka mocy 4403 3845 4797 4315 5191 4784
14 Nadwyżka mocy dostępna dla OSP 4931 3948 5558 4393 3529 2232
15 Niedobór (-) / nadmiar (+) wymaganej nadwyżki mocy
528 104 761 78 -1662 -2552
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 35 z 79
Rys. 4.3.1 Wynik bilansu mocy dla wariantu realistycznego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego
prognozy zapotrzebowania na moc – bez środków zaradczych OSP
W wariancie realistycznym bez środków zaradczych OSP przy prognozowanym na lata 2015 – 2025
średniorocznym wzroście zapotrzebowania na moc w wysokości 1,7% dla szczytu zimowego oraz
2,0% dla szczytu letniego, wielkość wymaganej i dostępnej dla OSP nadwyżki mocy w powyższym
okresie można scharakteryzować w następujący sposób:
W drugiej połowie 2015 roku oraz w całym okresie 2016 – 2018 występują niedobory wymaganej
nadwyżki mocy osiągające maksymalne wartości w miesiącu wrześniu. Maksymalny poziom tych
niedoborów zmienia się w przedziale 1500 – 2500 MW, przy czym najgorsza sytuacja bilansowa
występuje we wrześniu 2016 r.
W związku z zakończeniem procesu uruchamiania nowych jednostek wytwórczych objętych
wariantem realistycznym od grudnia 2018 r. do połowy 2021 r. utrzymywany będzie poziom
nadwyżki mocy na odpowiednim poziomie.
Od drugiej połowy 2021 roku do końca okresu objętego analizą (2025) obserwowane jest
sukcesywne pogorszenie sytuacji bilansowej systemu. We wrześniu 2025 wielkość niedoboru
wymaganej nadwyżki mocy dochodzi do 3500 MW.
Realizacja inwestycji tylko w zakresie jednostek wytwórczych ujętych w wariancie realistycznym,
przy zakładanym poziomie wycofań w źródłach istniejących pozwala na utrzymanie rezerwy mocy
w systemie na wymaganym poziomie tylko w krótkim, około trzy letnim przedziale czasowym 2019
– 2021, nie rozwiązując problemu niedoboru mocy w okresach 2015 – 2018 i od drugiej połowy
2021 do końca horyzontu analitycznego.
Identyfikując możliwość wystąpienia niedoborów nadwyżki mocy dostępnej dla OSP, PSE podjęły
działania, zmierzające do pozyskania dodatkowych środków poprawy bilansu mocy. Wśród nich
można wyróżnić podstawowe środki zaradcze oraz bieżące operatorskie środki zaradcze.
Podstawowe operatorskie środki zaradcze
Duży ubytek mocy związany z wycofywaniem bloków z eksploatacji, szczególnie istotny dla bilansów
mocy w latach 2016 – 2017 spowodował, że PSE podjęły działania w celu określenia możliwości
przedłużenia pracy jednostek planowanych do wycofania w postaci zakupu usługi RIZ na okres 2016
– 2017 z opcją przedłużenia do roku 2019. Sumaryczna moc jednostek wytwórczych w ramach
powyższej usługi to 830 MW i dotyczy: PGE S.A. dla bloków 1 i 2 w Elektrowni Dolna Odra oraz
-7000
-6000
-5000
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Nadmiar wymaganej nadwyżki mocy Niedobór wymaganej nadwyżki mocy Wymagana przez OSP nadwyżka mocy Nadwyżka mocy dostępna dla OSP
MW
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 36 z 79
TAURON S.A. dla bloków 3 i 6 w Elektrowni Siersza i bloku 8 w Elektrowni Stalowa Wola.
W prezentowanym dalej bilansie mocy założono wykorzystanie pełnego potencjału usługi RIZ
planowanej do zakupienia przez OSP w okresie 2016 – 2019.
Innym narzędziem poprawiającym sytuację w systemie energetycznym jest usługa DSR świadczona
przez odbiorców na rzecz OSP. W 2014 r. w konsekwencji przeprowadzonych przetargów publicznych
zawarto łącznie 8 umów na świadczenie usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP. Łączny
wolumen pozyskany w ramach tych umów objął 147 MW. Umowy te zostały podpisane z PGE
Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. oraz z firmą Enspirion Sp. z o.o., która pełni rolę
agregatora usług świadczonych przez kilkudziesięciu odbiorców. Udział w przetargu nowego
podmiotu, którym jest agregator, wskazuje na wystąpienie nowego modelu biznesowego, który
potwierdza istnienie na rynku potencjału redukcji, który może być wykorzystany nie tylko do celów
bilansowania na potrzeby OSP ale również na potrzeby przedsiębiorstw obrotu, czy w przyszłości
również OSD. Planowane są również działania w celu pozyskania większego wolumenu tej usługi.
W zaprezentowanym bilansie mocy przyjęto w roku 2015 możliwość obniżenia zapotrzebowania
szczytowego o 147 MW a od roku 2016 o 200 MW z tytułu wdrożenia usługi DSR.
Bieżące operatorskie środki zaradcze
Bieżące operatorskie środki zaradcze poprawy bilansu wykorzystane są przez OSP w sytuacjach
zagrożenia bezpieczeństwa pracy KSE. Wykorzystanie tych działań jest ograniczone czasowo
i bardzo niepewne, gdyż wynika z aktualnej sytuacji w systemie polskim i sąsiednich systemach
połączonych z KSE. Do bieżących operatorskich środków zaradczych zaliczane są:
Korekta pola remontowego JWCD - odpowiednia zmiana harmonogramu remontów
Przebieg krzywej bilansu mocy dla poszczególnych miesięcy wskazuje na możliwość uzyskania
pozytywnego efektu poprzez przesunięcie remontów z miesięcy letnich. Dotyczy to przede wszystkim
okresu, kiedy deficyt rezerw mocy dotyka tylko wybranych miesięcy. Potencjalne efekty można
szacować na ok. 200 MW.
Uruchomienie rezerw mocy w jednostkach nJWCD
W celu zapewnienia ciągłości i niezawodności dostaw energii elektrycznej, OSP zarządza
ograniczeniami systemowymi, m.in. poprzez zakup usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych.
Usługa ta służy do zapewnienia minimalnych, niezbędnych z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy
KSE, wielkości generacji mocy czynnej oraz mocy biernej w poszczególnych „miejscach sieci”
(węzłach lub obszarach skupiających określone węzły), z wykorzystaniem jednostek nJWCD. W celu
skutecznej i efektywnej realizacji zadań w zakresie zarządzania ograniczeniami systemowymi, OSP
zawiera umowy o świadczenie usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych z wytwórcami, których
jednostki muszą produkować energię w ilościach zdeterminowanych przez względy bezpieczeństwa
funkcjonowania KSE. Umowy o świadczenie usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych
zapewniają wymaganą z punktu widzenia bieżącego bezpieczeństwa KSE dyspozycyjność
określonych jednostek wytwórczych. W grudniu 2013 r. wszczęte zostały postępowania na
świadczenie usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych. Obecnie trwają negocjacje z tymi
wytwórcami zmierzające do ustalenia warunków świadczenia usług. Dodatkowo przeprowadzono
prace w zakresie oszacowania wielkości dostępnych rezerw mocy w elektrociepłowniach
przemysłowych. Pozytywne wyniki tych analiz pozwoliły OSP na wszczęcie postępowań i podjęcie
negocjacji w celu zapewnienia dostępu do dodatkowych rezerw mocy, z których OSP będzie mógł
skorzystać w przypadku braku wystarczających rezerw mocy do zbilansowania KSE. Poziom mocy
dyspozycyjnej w jednostkach nJWCD określa się na podstawie mocy zainstalowanej w tych źródłach
oraz średniego obciążenia. PSE uwzględniają źródła nJWCD w wykonywanych bilansach mocy.
Jednakże na podstawie doświadczeń lat ubiegłych, wielkość dodatkowej mocy, możliwej do
pozyskania przez OSP z jednostek nJWCD wynosi ok. 300 MW. Ta dodatkowa wielkość mocy
możliwej do pozyskania przez OSP traktowana jest jako bieżący operatorski środek zaradczy.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 37 z 79
Okresowa praca z przeciążeniem.
Usługa ta jest świadczona na rzecz OSP przez zdolne do takiej pracy (JGWa). Praca z przeciążeniem
polega na prowadzeniu ruchu JGWa z obciążeniem powyżej jej mocy osiągalnej. Jest ona
kontraktowana w ramach porozumień w sprawie warunków świadczenia usług systemowych, które
stanowią wyodrębnioną część umów o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej. Ze względu
na stosunkowo niewielki wolumen mocy dostępnej obecnie dla OSP w ramach świadczonej usługi
praca z przeciążeniem (ok. 100 MW), OSP rozważa zmianę zasad jej nabywania tak, by zachęcić
wytwórców do jej świadczenia na rzecz OSP w szerszym zakresie.
Operatorski import energii
OSP zawarł z zagranicznymi operatorami systemów elektroenergetycznych umowy, które pozwalają
w szczególnych przypadkach, po wykorzystaniu wszystkich środków dostępnych w kraju, na
operatorski import energii. Można zakładać, że na podstawie tego typu umów, PSE mogą uzgodnić
w trybie operatorskim dostawy mocy na poziomie do 300 MW, jednakże dostępność tego typu pomocy
jest przede wszystkim bardzo ograniczona ilościowo oraz obarczona dużym ryzykiem braku
dostępności niezbędnej mocy w systemach sąsiednich (np. niekorzystne warunki pogodowe
powodujące problemy bilansowe mają przeważnie szerszy zasięg obszarowy).
Import mocy
Pewnym zabezpieczeniem poprawy sytuacji bilansowej może być również możliwość wykorzystania
transgranicznych zdolności przesyłowych, głównie przy wykorzystaniu istniejących połączeń ze
Szwecją, Ukrainą, a także Niemcami (po uruchomieniu przesuwników fazowych) oraz po
wybudowaniu nowego połączenia z Litwą. Należy jednak podkreślić, że wymiana mocy na
połączeniach transgranicznych dokonywana jest w oparciu o mechanizmy rynkowe. Ponadto należy
mieć na uwadze, że w przypadku wystąpienia problemów bilansowych w naszym kraju, Polska nie
miałaby żadnych gwarancji, że kraje sąsiednie będą posiadały odpowiednie nadwyżki mocy
wytwórczych, które mogłyby zostać przesłane do Polski. Z tego powodu długoterminowe analizy
bilansowe, w opinii OSP, powinny zakładać samowystarczalność kraju w zakresie pokrycia
zapotrzebowania na moc.
Na rysunku 4.3.2 przedstawiono wynik bilansu mocy dla wariantu realistycznego z uwzględnieniem
podstawowych środków zaradczych – RIZ i DSR. W analizach tych nie uwzględniono bieżących
operatorskich środków zaradczych, gdyż są one środkami doraźnymi, a możliwość ich wykorzystania
w danej sytuacji w systemie nie jest pewna i wynika z aktualnych uwarunkowań i ich faktycznej
dostępności. Niemniej, przy formułowaniu wniosków z wykonywanych analiz bilansów mocy,
szczególnie w zakresie określania potrzeb budowy nowych wytwórczych, uwzględniano możliwość
zastosowania operatorskich środków zaradczych.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 38 z 79
Rys. 4.3.2 Wynik bilansu mocy dla wariantu realistycznego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego
prognozy zapotrzebowania na moc – z uwzględnieniem podstawowych środków zaradczych OSP
Z uwagi na fakt, że do 2020 roku terminy zakończenia budowy nowych jednostek wg wariantu
realistycznego są późniejsze niż wystąpienie największych potrzeb, dla zachowania nadwyżki mocy
na wymaganym poziomie, konieczne będzie zastosowanie przez OSP podstawowych środków
zaradczych poprawy bilansu. Zakup usługi RIZ, pozwoli na przesunięcie terminu wycofania
z eksploatacji istniejących jednostek wytwórczych, przewidzianych do likwidacji do końca 2015 r.,
przez co nastąpi poprawa bilansu mocy w KSE w latach 2016 – 2019. Analizy wskazują, że okresem
wystąpienia największych potrzeb na usługę RIZ są lata 2016 – 2018. Pomimo zastosowania
podstawowych środków zaradczych wystąpią okresy, w których będzie zachodziła konieczność
wykorzystania bieżących środków zaradczych poprawy bilansu. Należy jednakże podkreślić wysoką
niepewność możliwości skorzystania z tej usługi, szczególnie w odniesieniu długoterminowym.
W wariancie realistycznym po roku 2021 w będzie następowało stopniowe pogarszanie zdolności
bilansowych. Niedobór mocy dyspozycyjnej w roku 2025 osiągnie poziom ok. 3500 MW. W związku
z powyższym w latach 2022 – 2025 konieczne będzie uruchomienie dodatkowych mocy wytwórczych
ponad jednostki realizowane w ramach wariantu realistycznego.
4.3.2. WARIANT WYMAGANY
W wariancie wymaganym określono poziom dodatkowych mocy wytwórczych (ponad wartość mocy
dla wariantu realistycznego) niezbędnych do uruchomienia w celu wypełnienia wymagań określonych
kryterium bezpieczeństwa w ramach metodyki PKR. Założono, że moc dodatkowa będzie
sukcesywnie oddawana do eksploatacji w okresie 2022 – 2025 w miarę narastających potrzeb
będących efektem planowanych wycofań istniejących mocy wytwórczych i prognozowanego wzrostu
zapotrzebowania. W wariancie tym uwzględniono podstawowe środki zaradcze OSP – RIZ dla lat
2016 – 2019 oraz DSR od roku 2015. Nie uwzględniano natomiast bieżących operatorskich środków
zaradczych poprawy bilansu. Zestawienie przyrostu nowych mocy dla wariantu wymaganego
przedstawiono na rysunku 4.3.3, na którym kolorem niebieskim zaznaczono moc wg wariant
realistycznego natomiast kolorem czerwonym moc dodatkową wymaganą do oddania do eksploatacji
w okresie 2022 – 2025. Na rysunku 4.3.4 przedstawiono wynik bilansu mocy dla wariantu
wymaganego z uwzględnieniem podstawowych środków zaradczych – RIZ i DSR.
-7000
-6000
-5000
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Nadmiar wymaganej nadwyżki mocy Niedobór wymaganej nadwyżki mocy Wymagana przez OSP nadwyżka mocy Nadwyżka mocy dostępna dla OSP
MW
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 39 z 79
Rys. 4.3.3 Sumaryczne zestawienie przyrostu nowych mocy systemowych dla wariantu wymaganego
Tabela 4.3.2 Sumaryczne przyrosty nowych mocy dla wariantu wymaganego [MW]
Rok 2020 2025
Moc dodatkowa 0 2 500
Moc w wariancie wymaganym 5 800 8 300
Rys. 4.3.4 Wynik bilansu mocy dla wariantu wymaganego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego
prognozy zapotrzebowania na moc – z uwzględnieniem podstawowych środków zaradczych OSP
W wariancie wymaganym, przy uwzględnieniu podstawowych środków zaradczych, w okresie 2022 –
2025 pożądany przyrost dodatkowej mocy osiąga poziom około 2000-2500 MW. Zaprezentowane na
rys. 4.3.4, dla niektórych miesięcy okresu 2020 – 2025, zbyt małe poziomy rezerwy mocy mogłyby
w razie wystąpienia takiej potrzeby być pokryte poprzez wykorzystanie usługi bieżących operatorskich
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
Moc dodatkowa, która łącznie z mocą warianturealistycznego określa wariant wymagany
Wariant realistyczny
Rok
MW
-7000
-6000
-5000
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Nadmiar wymaganej nadwyżki mocy Niedobór wymaganej nadwyżki mocy Wymagana przez OSP nadwyżka mocy Nadwyżka mocy dostępna dla OSP
MW
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 40 z 79
środków zaradczych i importu. Jednakże, jak już wspomniano w opisie tej usługi, z bieżących środków
zaradczych korzysta się doraźnie, a możliwość wykorzystania ich w odległym horyzoncie nie jest
pewna i wynika z aktualnych uwarunkowań i ich faktycznej dostępności. Podobna sytuacja dotyczy
możliwości skorzystania z importu mocy.
4.4.1. WARIANT REALISTYCZNY
Tabela 4.4.1 Bilans energii elektrycznej dla wariantu realistycznego [TWh]
Lp. Wyszczególnienie 2015 2020 2025
1 JWCD 117 155 154
2 nJWCD cieplne 33 35 34
3 nJWCD OZE 15 24 29
4 Razem 165 214 218
5 Zapotrzebowanie na energię elektryczną
163 176 190
Rys. 4.4.1 Bilans energii elektrycznej dla wariantu realistycznego
W wariancie realistycznym przy prognozowanym średniorocznym wzroście zapotrzebowania na
energię elektryczną w wysokości 1,5%, analiza bilansowa wykazuje, że sumaryczne zdolności
produkcyjne jednostek wytwórczych są wyższe niż prognozowane zapotrzebowanie na energię
elektryczną w całym horyzoncie planistycznym. W związku z powyższym nie tylko nie powinny
występować problemy związane z pokryciem zapotrzebowania na energię elektryczną, ale może się
utrzymywać potencjalna nadwyżka produkcyjna.
0
50
100
150
200
250
300
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
JWCD
nJWCD cieplne
nJWCD OZE
Zapotrzebowanie na energię elektryczną
TWh
TWh
4.4. BILANS ENERGII ELEKTRYCZNEJ
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 41 z 79
4.4.2. WARIANT WYMAGANY
Tabela 4.4.2 Bilans energii elektrycznej dla wariantu wymagalnego [TWh]
Lp. Wyszczególnienie 2015 2020 2025
1 JWCD 117 155 171
2 nJWCD cieplne 33 35 34
3 nJWCD OZE 15 24 29
4 Razem 165 214 234
5 Zapotrzebowanie na
energię elektryczną 163 176 190
Rys. 4.4.2 Bilans energii elektrycznej dla wariantu wymaganego
Warunki pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną w wariancie wymaganym do roku 2019 są
porównywalne z warunkami wariantu realistycznego. Po 2020 roku dzięki oddaniu do eksploatacji
nowych jednostek wytwórczych warunki te ulegną poprawie. W całym horyzoncie planistycznym nie
powinno być problemów z pokryciem zapotrzebowania na energię elektryczną.
W ramach przeprowadzonego w końcu 2014 roku badania ankietowego istniejących wytwórców
i nowych inwestorów, w zakresie dotyczącym planów budowy nowych systemowych jednostek
wytwórczych, dokonano aktualizacji planowanych terminów oddania do eksploatacji oraz docelowej
mocy poszczególnych źródeł, dla których OSP wydał warunki przyłączenia lub podpisał umowy
o przyłączenie. W poniższym zestawieniu zaprezentowano zaktualizowane informacje o planowanych
inwestycjach, dla których zostały wydane warunki przyłączenia.
Wydanie warunków przyłączenia wiąże się z przeprowadzeniem przez OSP szczegółowych analiz
sieciowych, w których m.in. oceniana jest proponowana lokalizacja w kontekście jej wpływu na pracę
0
50
100
150
200
250
300
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
JWCD
nJWCD cieplne
nJWCD OZE
Zapotrzebowanie na energię elektryczną
TWh
TWh
4.5. PREFEROWANE LOKALIZACJE I STRUKTURA NOWYCH ŹRÓDEŁ
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 42 z 79
sieci oraz identyfikowane są działania w zakresie wymaganej rozbudowy lub modernizacji
infrastruktury sieciowej. Biorąc pod uwagę aktualne lokalizacje krajowych źródeł wytwórczych
(umiejscowione głównie w centralnej i południowej Polsce) preferowanymi lokalizacjami dla nowych
elektrowni są obszary, na których nie występuje znacząca generacja mocy. Dotyczy to przede
wszystkim obszaru północnej Polski oraz aglomeracji miejskich. Jednocześnie, biorąc pod uwagę
planowane wycofania istniejących źródeł wytwórczych oraz istniejącą infrastrukturę sieciową
zbudowaną dla wyprowadzenia mocy z wycofywanych bloków, zasadna jest lokalizacja (odbudowa)
nowych jednostek wytwórczych również w istniejących lokalizacjach. W tym kontekście, analizując
planowane źródła wytwórcze dla których zostały wydane warunki przyłączenia oraz zostały zawarte
umowy o przyłączenie należy stwierdzić, że wszystkie rozpatrywane lokalizacje spełniają wyżej
wymienione uwarunkowania. Należy przy tym podkreślić, że warunki przyłączenia do KSE dla tych
jednostek wytwórczych były przedmiotem szczegółowych analiz przeprowadzonych przez OSP.
Podsumowując, realizacja wszystkich poniżej zaprezentowanych inwestycji przewyższa
prognozowane do 2025 r. potrzeby na nowe moce systemowe i nie wymaga poszukiwania przez OSP
lokalizacji dla dodatkowych źródeł wytwórczych. Sumaryczna moc poniższych źródeł wynosi
ok. 13 000 MW i jest wyższa o ok. 5 000. MW od maksymalnych potrzeb dla roku 2025 określonych
w wariancie wymaganym.
Struktura nowych źródeł wytwórczych w podziale na paliwo produkcyjne, dla których określono
warunki przyłączenia przedstawia się następująco:
Węgiel kamienny 6 871 MW, w tym:
ENEA Wytwarzanie S.A. - Kozienice 1075
PGE GiEK S.A. - Opole 5 900
PGE GiEK S.A. - Opole 6 900
TAURON Wytwarzanie S.A. - Jaworzno 910
Polenergia Elektrownia Północ Sp. z o.o. - Północ 1 793
Polenergia Elektrownia Północ Sp. z o.o. - Północ 2 793
GDF Suez Energia Polska S.A. - Łęczna 500
ENERGA SA - Ostrołęka 1000
Węgiel brunatny 496 MW, w tym:
PGE GiEK S.A. - Turów 496
Gaz ziemny 5 608 MW, w tym:
TAURON Wytwarzanie S.A. - Stalowa Wola 467
PKN Orlen S.A. - Włocławek 473
PKN Orlen S.A. - Płock 596
PGNiG TERMIKA SA - Żerań 450
Grupa Azoty Zakłady Azotowe Puławy S.A. - Puławy 830
PGE GiEK S.A. - Bydgoszcz 437
Fortum Power and Heat Polska Sp. z o.o - Wrocław 425
ENERGA SA - Gdańsk 456
ENERGA SA - Grudziądz 874
EDF Polska S.A. - Gdańsk 600
Razem 12 975 MW
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 43 z 79
Planowana struktura mocy nowych źródeł systemowych w roku 2025, w ujęciu procentowym została
przedstawiona na Rys. 4.5.1.
Rys. 4.5.1 Struktura mocy nowych źródeł systemowych w roku 2025 wynikająca z wydanych warunków
przyłączenia
1. Z uwagi na konieczność utrzymania wymaganego poziomu rezerwy mocy w KSE niezbędna
jest budowa do 2020 r. nowych systemowych źródeł wytwórczych o sumarycznej mocy ok.
6 tys. MW. Biorąc pod uwagę obecnie prowadzone działania inwestycyjne w zakresie budowy
nowych jednostek wytwórczych można stwierdzić, że ich sumaryczna moc odpowiada
zidentyfikowanym potrzebom.
2. Z uwagi na fakt, że terminy oddawania do eksploatacji budowanych jednostek wg wariantu
realistycznego są późniejsze niż wystąpienie największych potrzeb, dla zachowania nadwyżki
mocy na wymaganym poziomie, konieczne będzie zastosowanie przez OSP w latach 2016 –
2018 podstawowych środków zaradczych poprawy bilansu, szczególnie usługi RIZ, która
pozwoli na przesunięcie terminu wycofania z eksploatacji istniejących jednostek wytwórczych,
przewidzianych do likwidacji do końca 2015 r.
3. Pomimo zastosowania podstawowych środków zaradczych wystąpią okresy, w których będzie
zachodziła konieczność wykorzystania bieżących środków zaradczych poprawy bilansu mocy.
Należy jednakże podkreślić wysoką niepewność możliwości skorzystania z tej usługi,
szczególnie w odległym horyzoncie.
4. W okresie 2022 – 2025, pomimo uwzględnienia w bilansie mocy podstawowych środków
zaradczych OSP, zaistnieje potrzeba wybudowania dodatkowych jednostek systemowych
o sumarycznej mocy ok. 2000-2500 MW. Biorąc pod uwagę również jednostki oddane do
eksploatacji w latach 2015 – 2019, całkowite potrzeby uruchomienia nowych mocy
systemowych w okresie 2015 – 2025 należy szacować na poziom ok 8-8,5 tys. MW.
5. Niezależnie od wariantu bilansu mocy, zdolności wytwórcze krajowych źródeł gwarantują
w całym analizowanym okresie pokrycie zapotrzebowania na energię elektryczną.
53%
4%
43%Węgiel kamienny
Węgiel brunatny
Gaz ziemny
4.6. WNIOSKI
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 44 z 79
W rozdziale przedstawiono tabele planowanych zamierzeń dla dwóch okresów pięcioletnich 2016 –
2020 (Tabela 5.1) i 2021 – 2025 (Tabela 5.2). Zamierzenia w tabelach zestawione są wg
następujących grup:
Grupa I - w tej grupie ujęto zamierzenia z zakresu teleinformatyki;
Grupa II - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z budową i rozbudową obiektów sieci
przesyłowej;
Grupa III - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z modernizacją obiektów sieci przesyłowej;
Grupa IV - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z budynkami i budowlami;
Grupa V - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z zakupami gotowych dóbr inwestycyjnych;
Grupa VI - w tej grupie ujęto zamierzenia na etapie przygotowania inwestycji lub zadania
których realizacja uzależniona jest od decyzji inwestora;
W każdej tabeli dla zamierzeń z Grupy I do V podano planowane lata rozpoczęcia i zakończenia
zamierzenia. Zamierzenia ujęte w Grupie VI Tabeli 5.1 w przyszłości, w zależności od decyzji
Inwestorów mogą zostać przesunięte do Grupy II lub III.
Tabela 5.1 Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie 2016-2020
Grupa i
nr Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok
rozpoczęcia
Planowany rok
zakończenia
1 2 3 4
I Teleinformatyka
I.1 Rozwój systemów teleinformatycznych w obszarze zarządzania rynkiem
energii
I.1.1 Opracowanie i wdrożenie narzędzi informatycznych wspierających
bilansowanie handlowo-techniczne 2006 2017
I.2 Budowa systemu informatycznego obsługi mechanizmów zarządzania pracą
systemu elektroenergetycznego opartych na pełnym modelu sieci 2014 2018
I.3 Dostawa i wdrożenie Nowego Systemu Centralnego SCADA/EMS 2016 2019
I.4 Zakup oprogramowania i licencji producentów oprogramowania zadanie stałe zadanie stałe
I.5 Zakup i wdrożenie systemów wspomagania zarządzania przedsiębiorstwem
(EOD, Workflow, Analityczno-Decyzyjne, itp.)
I.5.1 Zakup i wdrożenie systemu Elektronicznego Obiegu Dokumentów 2013 2016
I.5.2 Rozwój systemów opartych na rozwiązaniach SAP zadanie stałe zadanie stałe
I.5.3 Wdrożenie w Grupie Kapitałowej PSE systemu do planowania finansowego i
raportowania zarządczego w środowisku SAP 2013 2016
I.6
Modernizacja pomieszczeń telekomunikacyjnych obiektów PSE S.A. w
zakresie klimatyzacji i zasilania 48 V DC wraz z zapewnieniem zdalnego
nadzoru
2013 2020
I.7 Modernizacja urządzeń sieci teletransmisyjnej 2013 2016
I.8 Rozwój platformy sprzętowej systemów informatycznych PSE S.A.
I.8.1 Platforma sprzętowa systemów informatycznych PSE S.A. zadanie stałe zadanie stałe
I.9 Modernizacja makiet synoptycznych w ODM-ach 2016 2016
I.10 Budowa systemów bezpieczeństwa teleinformatycznego
na stacjach elektroenergetycznych 2014 2018
I.11 Wdrożenie systemu monitorowania bezpieczeństwa teleinformatycznego
klasy SIEM w Grupie Kapitałowej PSE 2013 2018
ROZDZIAŁ 5. WYKAZ ZAMIERZEŃ I ZADAŃ INWESTYCYJNYCH W OKRESIE
<2016 – 2025> (ART. 16 UST 2) (ART. 16 UST.7 PKT 7)
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 45 z 79
Grupa i
nr Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok
rozpoczęcia
Planowany rok
zakończenia
1 2 3 4
I.12 Budowa portalu intranetowego dla Grupy Kapitałowej PSE 2015 2016
I.13 Modernizacja sieci LAN w siedzibach Oddziałów PSE S.A. 2015 2018
I.14 Modernizacja sieci LAN w CPD PSE S.A. 2016 2018
I.15 Rozbudowa centralnego systemu przetwarzania danych bilingowych 2016 2016
I.16 Budowa centralnych systemów pozyskiwania i archiwizacji nagrań służb
dyspozytorskich 2017 2017
I.17 Dostawa i wdrożenie Systemu Informacji Przestrzennej
w skali kraju 2015 2016
II Budowa i rozbudowa stacji i linii elektroenergetycznych
ROZBUDOWA WĘZŁA CENTRALNEGO
II.1 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Pątnów
wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Kromolice-Pątnów 2015 2021
II.2 Budowa linii 400 kV Pątnów-Jasiniec 2014 2020
II.3 Rozbudowa stacji 220/110 kV Adamów 2016 2018
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ
II.4 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 220/110 kV Piaseczno 2015 2019
II.5 Budowa stacji 220/110 kV Praga (Żerań) wraz z wprowadzeniem linii 220 kV
Miłosna-Mory 2016 2022
II.6 Budowa linii 400 kV Kozienice-Ołtarzew 2014 2022
II.7 Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów wraz z rozbudową stacji 400 kV
Stanisławów i stacji 400/220/110 kV Ostrołęka - etap II
II.7.1 Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów
wraz z wprowadzeniem do stacji 400(220)/110 kV Wyszków 2015 2021
II.7.2 Rozbudowa stacji 400 kV Stanisławów 2015 2021
II.7.3 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Ostrołęka - etap II 2015 2021
II.8
Budowa stacji 400(220)/110 kV Wyszków
/poprzednia nazwa: Budowa stacji 400/110 kV Wyszków wraz z
wprowadzeniem linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów/
2016 2021
II.9 Budowa linii 400 kV Kozienice-Siedlce Ujrzanów 2013 2019
II.10 Rozbudowa stacji 400/110 kV Siedlce Ujrzanów 2015 2019
II.11 Rozbudowa stacji 400/110 kV Płock 2013 2016
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI
W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU
II.12 Rozbudowa stacji 220/110 kV Bydgoszcz Zachód o rozdzielnię 400 kV 2015 2019
II.13 Rozbudowa stacji 220/110 kV Piła Krzewina o rozdzielnię 400 kV 2015 2019
II.14
Rozbudowa i modernizacja stacji Piła Krzewina w związku z wprowadzeniem
linii 400 kV, instalacją transformatora 400/110 kV oraz urządzeń do
kompensacji mocy biernej
2018 2021
II.15 Budowa linii 400 kV Bydgoszcz Zachód-Piła Krzewina 2012 2019
II.16
Rozbudowa rozdzielni 400 kV i 110 kV w stacji 400/220/110 kV Dunowo
wraz z instalacją transformatorów 400/110 kV 450 MVA
/poprzednio 2 zadania: Rozbudowa rozdzielni 400 kV
i 110 kV w stacji 400/220/110 kV Dunowo oraz Montaż autotransformatora
400/110 kV 450 MVA w stacji 400/220/110 kV Dunowo/
2015 2018
II.17 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Olsztyn Mątki 2015 2019
II.18 Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Olsztyn Mątki 2013 2018
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 46 z 79
Grupa i
nr Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok
rozpoczęcia
Planowany rok
zakończenia
1 2 3 4
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI SZCZECIŃSKIEJ
II.19 Budowa linii 220 kV Glinki-Recław 2013 2018
II.20 Rozbudowa stacji 220/110 kV Glinki 2013 2016
II.21 Rozbudowa stacji 110 kV Recław o rozdzielnię 220 kV 2015 2019
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
II.22 Rozbudowa stacji 400/110 kV Tarnów wraz z instalacją urządzeń do
kompensacji mocy biernej 2015 2018
II.23 Budowa linii 400 kV Chełm-Lublin Systemowa 2015 2021
II.24 Rozbudowa stacji 220/110 kV Chełm 2017 2021
II.25 Rozbudowa stacji 400/110 kV Lublin Systemowa 2016 2021
II.26 Rozbudowa i modernizacja stacji 750/400/110 kV Rzeszów
wraz z instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej 2015 2020
II.27 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220/110 kV Kozienice
w zakresie rozdzielni 400 kV 2014 2017
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
II.28 Budowa linii 400 kV Mikułowa- Świebodzice 2016 2022
II.29 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Mikułowa w związku
z wprowadzeniem linii 400 kV 2019 2022
II.30 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Świebodzice
dla wprowadzenia linii 400 kV Mikułowa-Świebodzice 2019 2022
II.31
Budowa linii 400 kV od stacji 400/110 kV Czarna do stacji 220/110 kV
Polkowice wraz z rozbudową stacji Polkowice o rozdzielnię 400 kV i
rozbudową stacji Czarna w zakresie rozdzielni 400 kV
II.31.1 Budowa linii 400 kV od stacji 400/110 kV Czarna do stacji
220/110 kV Polkowice 2013 2018
II.31.2 Rozbudowa stacji 220/110 kV Polkowice o rozdzielnię 400 kV 2013 2018
II.31.3 Rozbudowa stacji 400/110 kV Czarna w zakresie rozdzielni 400 kV 2013 2018
II.32 Rozbudowa rozdzielni 400 kV w stacji 400/110 kV Ostrów wraz z instalacją
urządzeń do kompensacji mocy biernej 2014 2018
II.33 Budowa linii 400 kV Mikułowa-Czarna 2015 2021
II.34 Budowa linii 400 kV Czarna-Pasikurowice 2015 2021
II.35 Rozbudowa stacji 400/110 kV Pasikurowice 2017 2021
II.36 Wykonanie układu automatyki odciążającej w rozdzielni
220 kV stacji Mikułowa 2015 2016
II.37 Budowa linii 400 kV Baczyna-Plewiska 2016 2022
II.38 Rozbudowa stacji 400/110 kV Baczyna dla wprowadzenia
linii 400 kV Baczyna-Plewiska 2019 2022
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ
II.39
Budowa stacji 400/220 kV Podborze wraz z wprowadzeniem linii 220 kV:
Kopanina-Liskovec, Bujaków-Liskovec, Bieruń-Komorowice, Czeczott-
Moszczenica oraz linii 400 kV Nosovice-Wielopole
2015 2021
II.40 Budowa linii 2 × 400 + 220 kV Byczyna-Podborze 2015 2021
II.41 Rozbudowa stacji 220/110 kV Skawina o rozdzielnię 400 kV i 110 kV wraz z
wprowadzeniem linii 2 x 400 kV Tarnów-Tucznawa, Rzeszów-Tucznawa
II.41.1 Rozbudowa stacji 220/110 kV Skawina o rozdzielnię 400 kV i 110 kV 2013 2017
II.41.2 Budowa linii 400 kV Skawina-nacięcie linii Tarnów-Tucznawa, Rzeszów-
Tucznawa 2013 2017
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 47 z 79
Grupa i
nr Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok
rozpoczęcia
Planowany rok
zakończenia
1 2 3 4
POŁĄCZENIE TRANSGRANICZNE NA PRZEKROJU SYNCHRONICZNYM
POLSKA - NIEMCY
II.42 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220 kV Krajnik 2014 2020
II.43 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220/110 kV Mikułowa 2014 2018
PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ
WYTWÓRCZYCHW CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU
II.44 Rozbudowa stacji Stanisławów dla przyłączenia FW Korytnica 2015 2016
PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ
WYTWÓRCZYCH W PÓŁNOCNEJ CZĘŚCI KRAJU
II.45 Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia farm wiatrowych: FW
Kukowo-Dargoleza i FW Drzeżewo IV 2016 2019
II.46 Budowa linii 400 kV Grudziądz Węgrowo-Pelplin-Gdańsk Przyjaźń 2014 2020
II.47 Budowa stacji 400/110 kV Gdańsk Przyjaźń wraz
z wprowadzeniem jednego toru linii 400 kV Gdańsk Błonia-Żarnowiec 2015 2020
II.48 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Grudziądz Węgrowo 2014 2019
II.49 Budowa stacji 400(220)/110 kV Pelplin wraz z instalacją transformatora
220/110 kV 2014 2019
II.50 Budowa linii 400 kV Jasiniec-Grudziądz Węgrowo 2014 2020
II.51 Rozbudowa stacji 220/110 kV Jasiniec o rozdzielnię 400 kV
/poprzednia nazwa: Budowa rozdzielni 400 kV w stacji 220/110 kV Jasiniec/ 2015 2020
II.52 Budowa linii 400 kV Gdańsk Przyjaźń-Żydowo Kierzkowo 2013 2020
II.53 Budowa linii 400 kV Dunowo -Żydowo Kierzkowo 2016 2022
II.54 Budowa linii 400 kV Piła Krzewina-Żydowo Kierzkowo 2016 2022
II.55 Budowa linii 400 kV Piła Krzewina-Plewiska 2015 2021
II.56 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Dunowo dla wprowadzenia toru nr 1 linii
400 kV Dunowo -Żydowo Kierzkowo 2018 2022
II.57 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Plewiska 2018 2021
II.58 Budowa linii 400 kV Żydowo Kierzkowo-Słupsk 2013 2020
II.59 Budowa stacji 400/110 kV Żydowo Kierzkowo wraz z instalacją
transformatora 220/110 kV 2013 2020
II.60 Budowa stacji 400/110 kV Baczyna wraz z wprowadzeniem linii 400 kV
Krajnik-Plewiska 2015 2021
II.61 Budowa linii 400 kV Baczyna-Krajnik 2015 2021
PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ
WYTWÓRCZYCH W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
II.62 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 220/110 kV Piła Krzewina dla
przyłączenia farm wiatrowych: FW Krzewina i FW Chwiram 2012 2016
II.63 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 220/110 kV Ząbkowice
dla przyłączenia transformatora 220/110 kV i FW Paczków 2016 2018
II.64 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 400/220/110 kV Mikułowa dla
przyłączenia FW Mikułowa 1 2016 2017
II.65 Rozbudowa rozdzielni 400 kV w stacji 400/220 kV Krajnik
dla przyłączenia FW Krajnik 2014 2020
II.66 Rozbudowa rozdzielni 400 kV w stacji 400/110 kV Kromolice
dla przyłączenia FW Wielkopolska 2016 2018
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 48 z 79
Grupa i
nr Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok
rozpoczęcia
Planowany rok
zakończenia
1 2 3 4
PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ
WYTWÓRCZYCH W POŁUDNIOWEJ CZĘŚCI KRAJU
II.67 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 220/110 kV Groszowice 2013 2016
II.68 Rozbudowa stacji 220/110 kV Blachownia wraz z wprowadzeniem linii
220 kV Groszowice-Kędzierzyn 2016 2021
II.69 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji Dobrzeń
dla przyłączenia FW Bąków II 2016 2017
PRZYŁĄCZENIE BLOKU NR 11 ENEA WYTWARZANIE Sp. z o.o.
DO STACJI 400/220/110 kV KOZIENICE
II.70 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Kozienice w związku z przyłączeniem
bloku nr 11 ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. 2014 2017
PRZYŁĄCZENIE BLOKU O MOCY 244 MW DO STACJI POMORZANY
II.71 Budowa linii 220 kV Pomorzany - nacięcie linii Krajnik-Glinki 2014 2017
II.72 Rozbudowa stacji 110 kV Pomorzany o rozdzielnię 220 kV 2014 2017
PRZYŁĄCZENIE BLOKÓW 5 i 6 ELEKTROWNI OPOLE
DO STACJI 400/110 kV DOBRZEŃ
II.73 Rozbudowa stacji 400/110 kV Dobrzeń 2015 2019
II.74 Budowa linii 400 kV Dobrzeń-nacięcie linii Pasikurowice-Wrocław 2012 2016
PRZYŁĄCZENIE BLOKU WYTWÓRCZEGO JAWORZNO II DO STACJI
BYCZYNA
II.75 Rozbudowa i modernizacja stacji Byczyna wraz z wprowadzeniem linii 400
kV Tucznawa-Tarnów (Skawina) 2013 2017
PRZYŁĄCZENIE WYTWÓRNI GAZÓW TECHNICZNYCH W TURKU
II.76 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 220/110 kV Adamów
dla przyłączenia wytwórni gazów technicznych 2014 2016
POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE
II.77 Wdrożenie systemów ochrony technicznej stacji 2006 2019
II.78 Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej w stacjach: Narew,
Olsztyn Mątki, Ostrów, Rzeszów, Siedlce Ujrzanów, Tarnów 2014 2017
III Modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych
MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO
III.1 Modernizacja linii 220 kV Adamów-Konin tor I 2018 2021
III.2 Modernizacja linii 220 kV Adamów-Konin tor II 2019 2022
III.3 Modernizacja stacji 220/110 kV Konin 2015 2021
III.4 Modernizacja linii 220 kV Rogowiec-Pabianice 2017 2020
III.5 Modernizacja linii 220 kV Janów-Rogowiec, Rogowiec-Piotrków 2016 2020
III.6 Modernizacja stacji 400/220 kV Rogowiec w zakresie rozdzielni 400 kV 2018 2022
III.7 Modernizacja stacji 400/220 kV Rogowiec w zakresie rozdzielni 220 kV 2015 2021
III.8 Modernizacja linii 220 kV Janów-Zgierz-Adamów 2016 2021
III.9 Modernizacja stacji 220/110 kV Pabianice 2013 2016
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ
III.10 Dostosowanie linii 220 kV Ołtarzew-Mory do większych przesyłów mocy
(likwidacja ograniczeń zwisowych) 2016 2018
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI SZCZECIŃSKIEJ
III.11 Modernizacja linii 220 kV Morzyczyn-Police - etap I 2014 2016
III.12 Modernizacja odkupionej od ENEA Operator Sp. z o.o.
linii 220 kV Morzyczyn-Recław 2016 2021
III.13 Przebudowa linii 220 kV Krajnik-Glinki 2015 2021
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 49 z 79
Grupa i
nr Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok
rozpoczęcia
Planowany rok
zakończenia
1 2 3 4
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
III.14 Modernizacja stacji 400/110 kV Ostrowiec 2016 2020
III.15 Modernizacja stacji 220/110 kV Rożki 2016 2020
III.16 Modernizacja stacji 220/110 kV Chmielów 2016 2020
III.17 Modernizacja stacji 220/110 kV Mokre 2013 2016
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
III.18 Modernizacja linii 220 kV Mikułowa-Leśniów 2016 2021
III.19 Modernizacja stacji 220/110 kV Żukowice 2015 2018
III.20 Modernizacja stacji 220/110 kV Leśniów - etap II 2015 2019
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI POZNAŃSKIEJ
III.21 Modernizacja stacji 220/110 kV Leszno Gronowo - etap II 2016 2019
III.22
Uruchomienie drugiego toru linii 400 kV Kromolice-Plewiska wraz z
utworzeniem gwiazdy 220 kV relacji Plewiska-Konin
z odczepem do Poznań Południe
2016 2019
III.23 Modernizacja stacji 220/110 kV Czerwonak 2015 2019
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ
III.24 Modernizacja stacji 220/110 kV Halemba 2013 2017
III.25 Modernizacja linii 220 kV Byczyna-Jamki, Byczyna-Koksochemia 2015 2019
III.26 Modernizacja obwodów pierwotnych w stacji 220 kV Bujaków wraz z
dostosowaniem obwodów wtórnych 2014 2017
III.27 Modernizacja obwodów pierwotnych rozdzielni 220 kV w stacji Klikowa 2014 2016
III.28
Modernizacja stacji 400/220/110 kV Joachimów /poprzednio 2 zadania:
Przygotowanie infrastruktury do posadowienia autotransformatora 400/220
kV 500 MVA w stacji Joachimów oraz Wymiana odłączników 400 kV w stacji
400/220/110 kV Joachimów wraz z dostosowaniem obwodów wtórnych i
układem lokalizacji miejsca zwarcia/
2015 2019
III.29 Modernizacja stacji 400/110 kV Tucznawa 2016 2019
III.30 Modernizacja linii 220 kV Blachownia-Łagisza w związku
z przyłączeniem FW Lubrza i FW Paczków 2016 2019
III.31 Modernizacja stacji 220 kV Koksochemia 2014 2016
POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE
III.32 Modernizacja populacji transformatorów - etap III 2010 2016
III.33 Modernizacja populacji transformatorów - etap V 2013 2018
III.34 Modernizacja populacji transformatorów - etap VI 2015 2020
III.35 Modernizacja populacji transformatorów - etap VII 2018 2022
III.36 Program wymiany transformatorów w zakresie zapewnienia jednostek
rezerwowych 2016 2018
III.37 Program wymiany izolatorów na liniach i stacjach elektroenergetycznych NN 2015 2018
III.38 Wdrożenie Zespołów Eksploatacyjnych (ZES) 2014 2016
III.39 Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych
OPGW na wybranych liniach 220 kV i 400 kV - etap I (pakiet I) 2015 2016
III.40 Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych
OPGW na wybranych liniach 220 kV i 400 kV - etap II 2016 2021
III.41
Program likwidacji zagrożeń w pracy transformatorów sieciowych oraz ich
wpływu na infrastrukturę stacji poprzez prewencyjną wymianę izolatorów
przepustowych - etap II i III
2016 2021
III.42 Montaż dodatkowych urządzeń zabezpieczających kanalizację stacyjną 2014 2016
IV Budynki i budowle
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 50 z 79
Grupa i
nr Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok
rozpoczęcia
Planowany rok
zakończenia
1 2 3 4
V Zakup gotowych dóbr inwestycyjnych
V.1 ZGDI - Departament Administracji zadanie stałe zadanie stałe
V.2 ZGDI - Departament Teleinformatyki zadanie stałe zadanie stałe
V.3 ZGDI - Departament Eksploatacji 2016 2017
VI Finansowanie prac związanych z przygotowaniem zamierzeń i zadań
inwestycyjnych
ROZBUDOWA I MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO
VI.1 Modernizacja linii 220 kV Pątnów-Konin w celu dostosowania do
zwiększonych przesyłów mocy
VI.2 Rozbudowa stacji 220/110 kV Janów o rozdzielnię 400 kV
wraz z wprowadzeniem linii Rogowiec-Płock
VI.3 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Rogowiec 2
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ
VI.4 Modernizacja linii 400 kV Płock-Miłosna (Ołtarzew) w celu dostosowania do
zwiększonych przesyłów mocy
VI.5 Rozbudowa stacji 400/110 kV Mościska
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNEJ CZĘŚCI KRAJU
VI.6 Modernizacja linii 2 x 400 kV Żarnowiec-Gdańsk/Gdańsk Przyjaźń-Gdańsk
Błonia w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy
VI.7 Wymiana autotransformatorów w stacji 220/110 kV Olsztyn I wraz z
dostosowaniem infrastruktury
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECIW PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ CZĘŚCI
KRAJU
VI.8 Budowa stacji 400/110 kV Elbląg wraz z wprowadzeniem linii
400 kV Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki
VI.9
Przełączenie linii 220 kV Piła Krzewina-Bydgoszcz Zachód-Jasiniec na
napięcie 400 kV wraz z dostosowaniem stacji Piła Krzewina i stacji
Bydgoszcz Zachód do pracy na napięciu
400 kV
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI
W PÓŁNOCNO-ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
VI.10 Modernizacja linii 400 kV Morzyczyn –Dunowo -Słupsk-Żarnowiec
VI.11 Modernizacja linii 400 kV Krajnik-Baczyna na odcinkach wykorzystujących
istniejące linie 400 kV Krajnik-Morzyczyn, Krajnik-Plewiska
VI.12
Uruchomienie na napięciu 400 kV toru linii 400 kV Krajnik-Baczyna wraz z
rozbudową stacji 400/110 kV Baczyna
i instalacją transformatora 400/220 kV
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI SZCZECIŃSKIEJ
VI.13 Modernizacja linii 220 kV Krajnik-Morzyczyn
VI.14 Modernizacja linii 400 kV Krajnik-Morzyczyn w celu dostosowania do
zwiększonych przesyłów mocy
VI.15 Modernizacja linii 220 kV Morzyczyn-Police - etap II
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
VI.16 Modernizacja stacji 400/220/110 kV Kozienice
w zakresie rozdzielni 220 kV i 110 kV
VI.17 Modernizacja stacji 400/220/110/15 kV Połaniec
w zakresie rozdzielni 110 kV i 15 kV
VI.18 Modernizacja linii 220 kV Kielce-Radkowice
VI.19 Modernizacja stacji 220/110 kV Ełk
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 51 z 79
Grupa i
nr Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok
rozpoczęcia
Planowany rok
zakończenia
1 2 3 4
VI.20 Modernizacja stacji 400/110 kV Narew w zakresie obwodów wtórnych
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
VI.21 Budowa linii 400 kV Pasikurowice-Dobrzeń-Joachimów
VI.22 Modernizacja linii 220 kV Mikułowa-Polkowice w celu dostosowania do
zwiększonych przesyłów mocy
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI POZNAŃSKIEJ
VI.23 Podwieszenie drugiego toru 400 kV na linii Ostrów-Kromolice
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ
VI.24 Modernizacja stacji 220/110 kV Kędzierzyn
VI.25 Modernizacja stacji 220/110 kV Komorowice
VI.26 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Łagisza/ Wrzosowa
VI.27 Modernizacja linii 220 kV Byczyna-Siersza
VI.28 Modernizacja linii 220 kV Wielopole-Moszczenica
VI.29 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Łośnice
VI.30 Rozbudowa stacji (400)/220/110 kV Skawina w celu przełączenia bloku
nr 3 El. Skawina
POŁĄCZENIE TRANSGRANICZNE NA PRZEKROJU SYNCHRONICZNYM
POLSKA - NIEMCY
VI.31 Rozbudowa połączeń transgranicznych pomiędzy systemami
elektroenergetycznymi Polski i Niemiec
POŁĄCZENIE TRANSGRANICZNE NA PRZEKROJU
ASYNCHRONICZNYM POLSKA - UKRAINA
VI.32 Uruchomienie linii 750 kV Rzeszów-Chmielnicka
PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY ZE ŹRÓDEŁ
WYTWÓRCZYCH W PÓŁNOCNEJ I ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
VI.33 Rozbudowa stacji 400/110 kV Gdańsk Błonia dla przyłączenia bloku EC
Wybrzeże oraz bloku G-P EC Gdańsk
VI.34 Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia
MFW Bałtyk Środkowy III i FW Wierzbięcin
VI.35 Rozbudowa stacji 400/110 kV Żarnowiec
dla przyłączenia MFW Baltica-3
VI.36 Rozbudowa stacji 400/110 kV Baczyna dla przyłączenia
FW Strzelce Krajeńskie II
VI.37 Rozbudowa stacji 400/110 kV Pasikurowice dla przyłączenia bloku EC
Wrocław
VI.38 Modernizacja linii 400 kV Grudziądz Węgrowo-Płock
w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy
VI.39 Modernizacja linii 220 kV Grudziądz Węgrowo-Toruń Elana
w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy
VI.40 Modernizacja linii 400 kV Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki
w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy
VI.41 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Olsztyn Mątki
dla przyłączenia FW Olsztyn Mątki
VI.42 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 400/220/110 kV Mikułowa dla
przyłączenia FW Mikułowa
VI.43 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/220/110 kV Mikułowa dla
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 52 z 79
Grupa i
nr Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok
rozpoczęcia
Planowany rok
zakończenia
1 2 3 4
przyłączenia FW Sulików
VI.44 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 220/110 kV Świebodzice
dla przyłączenia FW Udanin II
PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY ZE ŹRÓDEŁ
WYTWÓRCZYCH WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
VI.45 Rozbudowa stacji 400/110 kV Ełk Bis dla przyłączenia FW Grajewo
PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY ZE ŹRÓDEŁ
WYTWÓRCZYCH W POŁUDNIOWEJ CZĘŚCI KRAJU
VI.46 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Wielopole dla przyłączenia FW Silesia
VI.47 Rozbudowa stacji 220/110 kV Kopanina dla przyłączenia Zakładu RE Alloys
VI.48 Modernizacja stacji 400/220/110 kV Wielopole dla przyłączenia
transformatora potrzeb ogólnych TR 4 w El. Rybnik
PRZYŁĄCZENIE BLOKU GAZOWO-PAROWEGO EL. KONIN
VI.49 Rozbudowa stacji 220/110 kV Konin
PRZYŁĄCZENIE PKP ENERGETYKA
VI.50 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 220/110 kV Mory
dla przyłączenia PKP Energetyka
PRZYŁĄCZENIE BLOKU EL. ŁĘCZNA
DO STACJI 400/110 kV LUBLIN SYSTEMOWA
VI.51 Rozbudowa stacji 400/110 kV Lublin Systemowa
PRZYŁĄCZENIE BLOKU ZAKŁADÓW AZOTOWYCH "PUŁAWY" S.A. DO
STACJI 400/220 kV PUŁAWY AZOTY
VI.52 Budowa linii 400 kV od stacji Puławy Azoty
do nacięcia linii Kozienice-Lublin Systemowa
VI.53 Budowa linii 400 kV od stacji Puławy Azoty
do nacięcia linii Kozienice-Ostrowiec
VI.54 Budowa stacji 400/220 kV Puławy Azoty
PRZYŁĄCZENIE BLOKU nr 11 EL. TURÓW
VI.55 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Mikułowa
PRZYŁĄCZENIE BLOKU EC BYDGOSZCZ
VI.56 Rozbudowa stacji 400(220)/110 kV Jasiniec
PRZYŁĄCZENIE LINII 110 kV ENERGA-OPERATOR S.A.
VI.57 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/220/110 kV Gdańsk I dla
przyłączenia linii 110 kV ENERGA-OPERATOR S.A.
PRZYŁĄCZENIE LINII 110 kV PGE Dystrybucja S.A.
DO STACJI 400/110 kV KROSNO ISKRZYNIA
VI.58 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/110 kV Krosno Iskrzynia dla
przyłączenia linii 110 kV PGE Dystrybucja S.A.
PRZYŁĄCZENIE LINII 110 kV PGE Dystrybucja S.A.
DO STACJI 400/110 kV MOŚCISKA
VI.59 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/110 kV Mościska dla przyłączenia
linii 110 kV PGE Dystrybucja S.A.
POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE
VI.60 Modernizacja stacji przekształtnikowej AC/DC Słupsk
VI.61 Budowa budynku magazynowego w stacji 400/220/110 kV Gdańsk I
VI.62 Modernizacja i przystosowanie zaplecza magazynowego
w stacji elektroenergetycznej 400/110 kV Tucznawa
VI.63 Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej - etap II
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 53 z 79
Grupa i
nr Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok
rozpoczęcia
Planowany rok
zakończenia
1 2 3 4
VI.64 Zakup centralnego systemu monitoringu dla nowych autotransformatorów,
przesuwników fazowych i dławików
VI.65 Budowa ekranów akustycznych w stacji 220/110 kV Olsztyn I
VI.66 Przystosowanie stacji Mościska, Kielce, Adamów, Wielopole, Rokitnica,
Łośnice, Tarnów do zdalnego sterowania i nadzoru
VI.67 Rozbudowa systemów ochrony technicznej dla wybranych stacji NN
VI.68
Zakup, dostawa i montaż jednostek regulacyjnych kąta fazowego napięcia
do pracy z autotransformatorami AT1 i AT2 400/220 kV o mocy 500 MVA
w stacji 400/220 kV Joachimów
Suma planowanych nakładów w latach 2016 do 2020 wynosi 7 080 mln zł w cenach stałych 2015 roku
w tym w grupie II – 5 491 mln zł.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 54 z 79
Tabela 5.2 Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie 2021-2025
Lp. Nazwa zamierzenia/zadania
Okres realizacji
Planowany rok rozpoczęcia
Planowany rok zakończenia
1 2 4 5
I Teleinformatyka
I.4 Zakup oprogramowania i licencji producentów oprogramowania zadanie stałe zadanie stałe
I.5.2 Rozwój systemów opartych na rozwiązaniach SAP zadanie stałe zadanie stałe
I.8.1 Platforma sprzętowa systemów informatycznych PSE S.A. zadanie stałe zadanie stałe
II Budowa i rozbudowa stacji i linii elektroenergetycznych
ROZBUDOWA WĘZŁA CENTRALNEGO
II.1 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Pątnów wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Kromolice-Pątnów
2015 2021
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ
II.5 Budowa stacji 220/110 kV Praga (Żerań) wraz z wprowadzeniem linii 220 kV Miłosna-Mory
2016 2022
II.6 Budowa linii 400 kV Kozienice-Ołtarzew 2014 2022
II.7 Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów wraz z rozbudową stacji 400 kV Stanisławów i stacji 400/220/110 kV Ostrołęka - etap II
II.7.1 Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów wraz z wprowadzeniem do stacji 400(220)/110 kV Wyszków
2015 2021
II.7.2 Rozbudowa stacji 400 kV Stanisławów 2015 2021
II.7.3 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Ostrołęka - etap II 2015 2021
II.8 Budowa stacji 400(220)/110 kV Wyszków /poprzednia nazwa: Budowa stacji 400/110 kV Wyszków wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów /
2016 2021
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ
CZĘŚCI KRAJU
II.14 Rozbudowa i modernizacja stacji Piła Krzewina w związku z wprowadzeniem linii 400 kV, instalacją transformatora 400/110 kV oraz urządzeń do kompensacji mocy biernej
2018 2021
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
II.23 Budowa linii 400 kV Chełm-Lublin Systemowa 2015 2021
II.24 Rozbudowa stacji 220/110 kV Chełm 2017 2021
II.25 Rozbudowa stacji 400/110 kV Lublin Systemowa 2016 2021
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
II.28 Budowa linii 400 kV Mikułowa-Świebodzice 2016 2022
II.29 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Mikułowa w związku z wprowadzeniem linii 400 kV
2019 2022
II.30 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Świebodzice dla wprowadzenia linii 400 kV Mikułowa-Świebodzice
2019 2022
II.33 Budowa linii 400 kV Mikułowa-Czarna 2015 2021
II.34 Budowa linii 400 kV Czarna-Pasikurowice 2015 2021
II.35 Rozbudowa stacji 400/110 kV Pasikurowice 2017 2021
II.37 Budowa linii 400 kV Baczyna-Plewiska 2016 2022
II.38 Rozbudowa stacji 400/110 kV Baczyna dla wprowadzenia linii 400 kV Baczyna-Plewiska
2019 2022
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ
II.39 Budowa stacji 400/220 kV Podborze wraz z wprowadzeniem linii 220 kV: Kopanina-Liskovec, Bujaków-Liskovec, Bieruń-Komorowice, Czeczott-Moszczenica oraz linii 400 kV Nosovice-Wielopole
2015 2021
II.40 Budowa linii 2 × 400 + 220 kV Byczyna-Podborze 2015 2021
PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH
ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W PÓŁNOCNEJ CZĘŚCI KRAJU
II.53 Budowa linii 400 kV Dunowo-Żydowo Kierzkowo 2016 2022
II.54 Budowa linii 400 kV Piła Krzewina-Żydowo Kierzkowo 2016 2022
II.55 Budowa linii 400 kV Piła Krzewina-Plewiska 2015 2021
II.56 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Dunowo dla wprowadzenia toru nr 1 linii 400 kV Dunowo-Żydowo Kierzkowo
2018 2022
II.57 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Plewiska 2018 2021
II.60 Budowa stacji 400/110 kV Baczyna wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Krajnik-Plewiska
2015 2021
II.61 Budowa linii 400 kV Baczyna-Krajnik 2015 2021
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 55 z 79
Lp. Nazwa zamierzenia/zadania
Okres realizacji
Planowany rok rozpoczęcia
Planowany rok zakończenia
1 2 4 5
PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W POŁUDNIOWEJ CZĘŚCI KRAJU
II.68 Rozbudowa stacji 220/110 kV Blachownia wraz z wprowadzeniem linii 220 kV Groszowice-Kędzierzyn
2016 2021
ROZBUDOWA I MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO
II.79 Rozbudowa stacji 220/110 kV Janów o rozdzielnię 400 kV wraz z wprowadzeniem linii Rogowiec-Płock
2021 2025
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ
II.80 Rozbudowa stacji 400/110 kV Mościska 2022 2026
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ
CZĘŚCI KRAJU
II.81 Budowa stacji 400/110 kV Elbląg wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki
2022 2026
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
II.82 Budowa linii 400 kV Pasikurowice-Dobrzeń-Joachimów 2021 2030
POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE
II.83 Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej - etap II 2021 2024
III Modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych
MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO
III.1 Modernizacja linii 220 kV Adamów-Konin tor I 2018 2021
III.2 Modernizacja linii 220 kV Adamów-Konin tor II 2019 2022
III.3 Modernizacja stacji 220/110 kV Konin 2015 2021
III.6 Modernizacja stacji 400/220 kV Rogowiec w zakresie rozdzielni 400 kV
2018 2022
III.7 Modernizacja stacji 400/220 kV Rogowiec w zakresie rozdzielni 220 kV
2015 2021
III.8 Modernizacja linii 220 kV Janów-Zgierz-Adamów 2016 2021
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI SZCZECIŃSKIEJ
III.12 Modernizacja odkupionej od ENEA Operator Sp. z o.o. linii 220 kV Morzyczyn-Recław
2016 2021
III.13 Przebudowa linii 220 kV Krajnik-Glinki 2015 2021
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
III.18 Modernizacja linii 220 kV Mikułowa-Leśniów 2016 2021
POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE
III.35 Modernizacja populacji transformatorów - etap VII 2018 2022
III.40 Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych OPGW na wybranych liniach 220 kV i 400 kV - etap II
2016 2021
III.41 Program likwidacji zagrożeń w pracy transformatorów sieciowych oraz ich wpływu na infrastrukturę stacji poprzez prewencyjną wymianę izolatorów przepustowych - etap II i III
2016 2021
ROZBUDOWA I MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO
III.43 Modernizacja linii 220 kV Pątnów-Konin w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy
2022 2024
III.44 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Rogowiec 2 2021 2023
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ
III.45 Modernizacja linii 400 kV Płock-Miłosna (Ołtarzew) w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy
2022 2025
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNEJ CZĘŚCI KRAJU
III.46 Modernizacja linii 2 x 400 kV Żarnowiec-Gdańsk/Gdańsk Przyjaźń-Gdańsk Błonia w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy
2022 2025
III.47 Wymiana autotransformatorów w stacji 220/110 kV Olsztyn I wraz z dostosowaniem infrastruktury
2023 2023
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI
W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU
III.48 Przełączenie linii 220 kV Piła Krzewina-Bydgoszcz Zachód-Jasiniec na napięcie 400 kV wraz z dostosowaniem stacji Piła Krzewina i stacji Bydgoszcz Zachód do pracy na napięciu 400 kV
2021 2023
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI
W PÓŁNOCNO-ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
III.49 Modernizacja linii 400 kV Morzyczyn-Dunowo-Słupsk-Żarnowiec 2022 2025
III.50 Modernizacja linii 400 kV Krajnik-Baczyna na odcinkach wykorzystujących istniejące linie 400 kV Krajnik-Morzyczyn, Krajnik-Plewiska
2023 2023
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 56 z 79
Lp. Nazwa zamierzenia/zadania
Okres realizacji
Planowany rok rozpoczęcia
Planowany rok zakończenia
1 2 4 5
III.51 Uruchomienie na napięciu 400 kV toru linii 400 kV Krajnik-Baczyna wraz z rozbudową stacji 400/110 kV Baczyna i instalacją transformatora 400/220 kV
2023 2024
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI SZCZECIŃSKIEJ
III.52 Modernizacja linii 220 kV Krajnik-Morzyczyn 2023 2023
III.53 Modernizacja linii 400 kV Krajnik-Morzyczyn w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy
2023 2023
III.54 Modernizacja linii 220 kV Morzyczyn-Police - etap II 2022 2022
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
III.55 Modernizacja stacji 400/220/110 kV Kozienice w zakresie rozdzielni 220 kV i 110 kV
2021 2025
III.56 Modernizacja stacji 400/220/110/15 kV Połaniec w zakresie rozdzielni 110 kV i 15 kV
2022 2025
III.57 Modernizacja linii 220 kV Kielce-Radkowice 2021 2023
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
III.58 Modernizacja linii 220 kV Mikułowa-Polkowice w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy
2022 2025
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI POZNAŃSKIEJ
III.59 Podwieszenie drugiego toru 400 kV na linii Ostrów-Kromolice 2022 2022
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ
III.60 Modernizacja stacji 220/110 kV Kędzierzyn 2023 2025
III.61 Modernizacja stacji 220/110 kV Komorowice 2023 2023
III.62 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Łagisza/ Wrzosowa 2021 2023
III.63 Modernizacja linii 220 kV Byczyna-Siersza 2021 2023
III.64 Modernizacja linii 220 kV Wielopole-Moszczenica 2021 2023
III.65 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Łośnice 2021 2023
PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY
ZE ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W PÓŁNOCNEJ I ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU
III.66 Modernizacja linii 400 kV Grudziądz Węgrowo-Płock w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy
2022 2024
III.67 Modernizacja linii 220 kV Grudziądz Węgrowo-Toruń Elana w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy
2022 2023
III.68 Modernizacja linii 400 kV Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy
2022 2025
POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE
III.69 Modernizacje odtworzeniowe sieci przesyłowej 2023 2025
V Zakup gotowych dóbr inwestycyjnych
V.1 ZGDI - Departament Administracji zadanie stałe zadanie stałe
V.2 ZGDI - Departament Teleinformatyki zadanie stałe zadanie stałe
VI Finansowanie prac związanych z przygotowaniem zamierzeń i zadań
inwestycyjnych
VI.1 Nowe punkty redukcyjne NN/110 kV
VI.2 Budowa trzeciego połączenia Polska – Niemcy
VI.3 Przyłączenie 1 bloku Elektrowni jądrowej do KSE
VI.4 Przyłączenie Elektrowni Gubin do KSE
VI.5 Przyłączenie Elektrowni Szczytowo – Pompowej Młoty
VI.6 Budowa morskich sieci przesyłowych („Szyna Bałtycka”)
VI.7 Pozostałe niezblokowane
Modernizacja linii 400 kV Gdańsk Błonia – Olsztyn Mątki
Modernizacja linii 220 kV Blachownia – Groszowice
VI.8 Połączenie transgraniczne na przekroju asynchronicznym Polska - Ukraina
Uruchomienie linii 750 kV Rzeszów-Chmielnicka
Suma planowanych nakładów w latach 2021 do 2025 wynosi 6 434,7 mln zł w cenach stałych 2015
roku, w tym w grupie II – 4 294,5 mln zł.
Suma planowanych nakładów w latach 2016 do 2025 wynosi 13 514,7 mln zł w cenach stałych 2015
roku, w tym w grupie II – 9 785,6 mln zł.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 57 z 79
Opisane kierunki rozbudowy sieci przesyłowej wynikają z trwających, lecz niepotwierdzonych
formalnymi dokumentami działań albo niezakończonych analiz. Ujęte w niniejszym rozdziale kierunki
rozbudowy sieci przesyłowej wynikają z:
1. Analiz realizowanych razem z operatorami sieci dystrybucyjnych w kwestii budowy nowych
punktów sprzęgających sieć przesyłową z siecią dystrybucyjną;
2. Analiz w zakresie budowy trzeciego połączenia z Republiką Federalną Niemiec i budową
elektrowni Gubin;
3. Brakiem ostatecznej decyzji o lokalizacji EJ i wynikającym stąd brakiem formalnego wniosku o
określenie warunków przyłączenia EJ do sieci przesyłowej;
4. Brakiem decyzji inwestora w kwestii budowy ESP Młoty;
5. Prac analitycznych lub innowacyjnych w kwestii budowy morskich sieci przesyłowych oraz
magazynów energii.
W Rozdziale 5, w tabeli Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych, w części VI Przygotowanie ujęto
grupy zamierzeń ujętych w kierunkach rozbudowy sieci przesyłowej. Wstępnie określony kształt sieci
przesyłowej uwzgledniający zamierzenia opisane w niniejszym rozdziale przedstawiono na rysunku
6.1.
Rys. 6.1 Wstępnie określony kształt sieci przesyłowej uwzgledniający zamierzenia wynikające z kierunków rozwoju
PKW
BYD
CZE
PPD
MON
GLN
PLC
GOR
DUN
SLK
ZRC
GBL
GDA
GRU
TEL
WLA
PAT
KON
ADA
OLM
OLS
PDEMSK
SOC
LSN
LESZUK
POL
CRN
MIK
HAG
VIE
MOR
KOZ
ROZPuławy
LSY
ABR CHS
BIA
OSC
DOB
STW
CHM
PEL
RZE
BGC
KPK
RAD
KIE
JAN
PIO
PAB
ZGI
BEKTRE
ROG
JOA
ANI
HCZ
WRZ
LOS
TAW
ATA
KLA
KRIZAP
BUJ
SKA
WAN
LUASIE
KHK
ROK
GRO
DBN
BLA
KED
ZBK
SWI
PAS
BOG
CPC
ALB
NOSLIS
KOM
KAT JAM
TCN
LAG
KRA
LEM
ROS
HAL
WTO
PIA
MKR ZAM
BYCKOP
BIR
WIE
CZT
PLO
WRC
KRM
REC
STO
OLT
CHAKierunki rozwoju sieci przesyłowej
ELK
NAROST
MIL
- linia 400 kV czasowo pracująca na napięciu 220 kV
- linia elektroenergetyczna 750 kV
- linia elektroenergetyczna 400 kV
- linia elektroenergetyczna 220 kV
LEGENDA
- stacje elektroenergetyczne rozdzielcze
- stacje elektroenergetyczne przyelektrowniane
- obiekty sieci przesyłowej ujęte w kierunkach rozwoju
NAROST
ALY
Łomża Systemowa
EKB
150 MVAr
3x50 MVAr
SDU
MIL
Stanisławów
100 MVAr
OSR100 MVAr
PLP
100 MVAr
ZDK
150 MVAr
100 MVAr
POM
POL
BCS
PRG
PBO
MOS
PRB
GDP
PLE
WYS
JAS
ELS
Jarosław
Wronki
Zielona Góra
Czechnica
Żagań(Żary)
Pawłowice
Działdowo
KutnoGubin
Eisen-hüttenstadt
Młoty
ZGC
ROZDZIAŁ 6. KIERUNKI ROZBUDOWY SIECI PRZESYŁOWEJ PO 2025 ROKU
ZAPEWNIAJĄCE NIEZAWODNOŚĆ SYSTEMU
ELEKTROENERGETYCZNEGO (ART. 16 UST. 8)
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 58 z 79
Zdefiniowany w niniejszym dokumencie rozwój sieci przesyłowej przewiduje budowę licznych nowych
sprzężeń pomiędzy siecią przesyłową 400 i 220 kV oraz siecią dystrybucyjną 110 kV. Dotyczy to
zarówno wzmacniania powiązań istniejących, jak również uruchamiania nowych punktów
redukcyjnych. Sumaryczna moc transformacji NN/110 kV planowanych tylko w nowych lokalizacjach
wynosi ok. 4500 MVA (łączny przyrost zdolności przesyłowych pomiędzy siecią NN i 110 kV wynosi
blisko. 9800 MVA).
Zaplanowane nowe powiązania NN/110 kV nie stanowią zamkniętej planistycznie listy, a ewentualna
budowa kolejnych sprzężeń stanowi perspektywiczny kierunek rozwoju sieci zamkniętej NN i 110 kV.
Dotyczy to zarówno rozbudowy istniejących (planowanych) stacji NN (po określeniu odpowiednich
powiązań z siecią 110 kV), jak również budowy punktów redukcyjnych w nowych lokalizacjach.
Powyższe wymagać będzie uzgodnień z OSD celem skoordynowania działań w zakresie budowy
nowych sieci OSP i OSD.
Do potencjalnych nowych sprzężeń sieci przesyłowej NN z siecią dystrybucyjną 110 kV należą:
a. Ujęte w niniejszym PRSP stacje NN:
na obszarze działania PGE Dystrybucja S.A.:
– 400/110 kV Łomża;
– 400/110 kV Stanisławów;
– 400(220)/110 kV Puławy;
na obszarze działania Energa Operator S.A:
– 400/110 kV Gdańsk Przyjaźń;
b. SE w nowych lokalizacjach:
na obszarze działania PGE Dystrybucja S.A.:
– 400/110 kV Jarosław (Przemyśl) – zasilany nową linią Rzeszów – Jarosław (Przemyśl)
lub z linii 750 kV Rzeszów - Chmielnicka;
na obszarze działania Tauron Dystrybucja S.A.:
– 400/110 kV Czechnica (Oława);
– 400/110 kV Pawłowice;
na obszarze działania Enea Operator Sp. z o.o.:
– 400/110 kV Wronki;
– 400/110 kV Zielona Góra;
– 220/110 kV Żagań (Żary);
na obszarze działania Energa Operator SA:
– 400/110 kV Działdowo;
– 220/110 kV Kutno;
Planowane, nowe punkty redukcyjne NN/110 kV zaznaczono na rysunku 6.1.
Realizacja ww. sprzężeń sieci NN i 110 kV będzie uzależniona od ewentualnych zmian w zakresie
przewidywanych obecnie uwarunkowań systemowych, w tym w szczególności prognozowanego
przyrostu zapotrzebowania na moc poszczególnych obszarów KSE. Z uwagi na zmienność
uwarunkowań makroekonomicznych i systemowych determinujących potrzeby rozwoju systemu
elektroenergetycznego przewiduje się cykliczną realizację (wspólnie z OSD) prac analitycznych
i koncepcyjnych w tym zakresie. Pomimo, iż na chwilę obecną inwestycje te są traktowane jako
potencjalne kierunki rozwoju do realizacji w perspektywie po roku 2025, to nie wyklucza się jednak ich
przyspieszenia w przypadku zaistnienia odpowiednich okoliczności.
Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 1 280 mln zł.
6.1. NOWE PUNKTY REDUKCYJNE NN/110 KV
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 59 z 79
Potencjalna budowa nowego trzeciego dwutorowego połączenia 400 kV z Niemcami pozwoliłaby na
zwiększenie zdolności wymiany mocy na przekroju synchronicznym o 1500 MW w kierunku importu
ponad efekty uzyskane po uruchomieniu przesuwników fazowych na liniach Krajnik – Vierraden i
Mikułowa – Hagenwerder oraz po zrealizowaniu w horyzoncie 2022 roku wewnętrznej rozbudowy sieci
przesyłowej w zachodniej części systemu elektroenergetycznego opisanej w punkcie 3.5.1.2.
W latach 2013 - 2014, uwzględniając aktualne uwarunkowania systemowe, PSE wykonały prace
analityczne, w ramach których, określono wymagany zakres rozbudowy systemu przesyłowego
w zachodniej części kraju zapewniający w horyzoncie długoterminowym równocześnie: poprawę
bezpieczeństwa zasilania w energię elektryczną północno-zachodniego obszaru KSE, możliwości
wyprowadzenia mocy z istniejących oraz planowanych na tym obszarze źródeł wytwórczych
(konwencjonalnych i OZE) oraz poprawę warunków międzysystemowej wymiany mocy na przekroju
synchronicznym. Wyniki analiz wykazały, że rozbudowa sieci przesyłowej w rejonie SE Krajnik
i SE Mikułowa wykazuje porównywalne efekty w zakresie możliwości zwiększenia importu mocy,
w stosunku do budowy nowego połączenia z systemem niemieckim, wymaga natomiast niższych
nakładów inwestycyjnych. Ponadto, rozbudowa sieci wewnętrznej będzie korzystniejsza ze względu
na inne uwarunkowania dotyczące przede wszystkim poprawy pewności zasilania zachodniej części
kraju, poprawy pewności wyprowadzenia mocy z krajowych źródeł wytwórczych oraz uniknięcia
zwiększenia przepływów kołowych z systemu.
Inwestycje te pozwolą na osiągnięcie zdolności importowych w wysokości 2000 MW, bez konieczności
budowy trzeciego połączenia z systemem niemieckim.
PSE S.A. poinformowały 50Hertz o zmianie planów w zakresie budowy trzeciego połączenia
i uzgodniły odpowiedni komentarz do opracowanego TYNDP 2016 przesuwający w czasie tę
inwestycję.
Budowa trzeciego połączenia Polska – Niemcy może być rozważana w kontekście potrzeby dalszego
wzrostu zdolności wymiany mocy na przekroju synchronicznym, szczególnie w kierunku importu mocy.
Ocenia się, że takie potrzeby nie wystąpią przed 2030 rokiem, a decyzja i termin potencjalnego
uruchomienia połączenia, w uzgodnieniu z operatorem niemieckim, zostanie poprzedzona stosownymi
analizami systemowymi.
Poniżej na rys. 6.2.1 przedstawiono koncepcję realizacji trzeciego połączenia Polska- Niemcy.
Szacuje się, że dla realizacji trzeciego połączenia konieczna jest budowa po stronie polskiej:
stacji 400 kV Zielona Góra,
dwóch linii 2x400kV Zielona Góra w kierunku do nacięcia linii 2x400kV w relacji Plewiska –
Baczyna o długości ok. 40 km,
linii 2x400 kV Zielona Góra - Gubin o długości ok. 60 km,
stacji 400 kV Gubin wraz z zainstalowaniem 2 przesuwników fazowych o parametrach
identycznych jak w SE Mikułowa na linii 2x400 kV do Eisenhuettenstadt (Niemcy),
linii 2x400 kV Gubin – Granica Państwa o długości ok. 10 km.
Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 682 mln zł.
6.2. BUDOWA TRZECIEGO POŁĄCZENIA POLSKA – NIEMCY
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 60 z 79
Rys. 6.2.1 Budowa nowego trzeciego połączenia Polska-Niemcy
Wytyczne polityki klimatyczno-energetycznej UE dotyczące zmniejszenia emisji szkodliwych gazów
powstających w trakcie produkcji energii elektrycznej determinują potrzebę zmian w zakresie struktury
wytwarzania energii elektrycznej w perspektywie długoterminowej. W tym kontekście, energetyka
jądrowa będzie stanowić jedno z najważniejszych obok OZE zero emisyjnych źródeł energii
elektrycznej. Opracowany Program Polskiej Energetyki Jądrowej docelowo zakłada budowę dwóch
elektrowni o mocach ok. 3000 MW każda. Potencjalną lokalizacją pierwszej elektrowni jądrowej
w Polsce (EJ) jest „Choczewo” lub „Żarnowiec” w woj. pomorskim.
W chwili obecnej prowadzone są przez inwestora (PGE S.A.) analizy w zakresie lokalizacji, docelowej
mocy i harmonogramu budowy pierwszej EJ w Polsce. Zgodnie z aktualnymi planami, w perspektywie
do roku 2030 ma zostać wybudowany jeden blok o mocy z zakresu 750 – 1650 MW, w zależności od
wyboru dostawcy technologii wytwarzania przyłączony do stacji elektroenergetycznej Żarnowiec lub
do nowej stacji w tym rejonie.
Wstępne analizy w zakresie możliwości wyprowadzenia mocy z EJ na tle innych uwarunkowań
systemowych przewidywanych na północy kraju wykazują, że konieczne będzie wzmocnienie
powiązania rejonu stacji Żarnowiec z KSP, a także budowa dodatkowych linii wyprowadzających moc
w głąb kraju. Na poniższych rysunkach pokazano zakres dodatkowej rozbudowy sieci przesyłowej
w perspektywie roku 2030 wymagany przed uruchomieniem pierwszego bloku EJ (Rys. 6.3.1 –
wariant minimalny, Rys. 6.3.2 – wariant maksymalny).
LSN
BCS
PLE
Zielona GóraGubin
Eisen-hüttenstadt
ZGC
GOR
MIK ZUK
6.3. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI JĄDROWEJ DO KSE
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 61 z 79
Rys. 6.3.1 Dodatkowa rozbudowa sieci przesyłowej do wyprowadzenia mocy z pierwszego bloku EJ
– wariant minimalny ok. 750 MW
Rys. 6.3.2 Dodatkowa rozbudowa sieci przesyłowej do wyprowadzenia mocy z pierwszego bloku EJ
– wariant maksymalny ok. 1700 MW
W wariancie minimalnym konieczna będzie:
a. budowa dwutorowej linii 400 kV w relacji Ostrów –Pątnów o długości ok. 105 km;
b. Przebudowa linii 400 kV w relacji Grudziądz –Płock na linię dwutorową (długość linii 120 km);
c. Przebudowę linii 400 kV w relacji Gdańsk Błonia –Olsztyn Mątki na linię dwutorową (długość
linii 136 km) wraz z budową nowej stacji Elbląg.
PKW
BYD
CZE
PPD
MON
GLN
PLC
GOR
DUN
SLK
ZRC
GBL
GDA
GRU
TEL
WLA
PAT
KON
ADA
OLM
OLS
PDEMSK
SOC
LSN
LESZUK
POL
VIE
MOR
KOZ
ROZ PUL
BIA
JAN
PIO
PAB
ZGI
TREPAS
KRA
ZGC
ROS
WTO
PIA
PLO
KRM
REC
STO
OLT
ELK
NAROST
MIL
NAROST
ALY
LMS
EKB
150 MVAr
3x50 MVAr
SDU
MIL
STN
OSR100 MVAr
PLP
ZDK
150 MVAr
100 MVAr
POM
BCS
PRG
GDP
PLE
WYS
JAS
ELS
MIK ROG ROG
PKW
BYD
CZE
PPD
MON
GLN
PLC
GOR
DUN
SLK
ZRC
GBL
GDA
GRU
TEL
WLA
PAT
KON
ADA
OLM
OLS
PDEMSK
SOC
LSN
LESZUK
POL
VIE
MOR
KOZ
ROZ PUL
BIA
JAN
PIO
PAB
ZGI
TREPAS
KRA
ZGC
ROS
WTO
PIA
PLO
KRM
REC
STO
OLT
ELK
NAROST
MIL
NAROST
ALY
LMS
EKB
150 MVAr
3x50 MVAr
SDU
MIL
STN
OSR100 MVAr
PLP
ZDK
150 MVAr
100 MVAr
POM
BCS
PRG
GDP
PLE
WYS
JAS
ELS
MIK ROG ROG
Kierunki rozwoju sieci przesyłowej
- linia 400 kV czasowo pracująca na napięciu 220 kV
- linia elektroenergetyczna 750 kV
- linia elektroenergetyczna 400 kV
- linia elektroenergetyczna 220 kV
LEGENDA
- stacje elektroenergetyczne rozdzielcze
- stacje elektroenergetyczne przyelektrowniane
- obiekty sieci przesyłowej ujęte w kierunkach rozwoju
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 62 z 79
W wariancie maksymalnym konieczna będzie budowa obiektów jak w wariancie minimalnym oraz
dodatkowo budowa dwutorowej linii 400 kV w relacji Żarnowiec –Gdańsk Przyjaźń o długości ok. 70
km. Uruchomienie kolejnych bloków energetyki jądrowej w Polsce planowane jest po roku 2030.
Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 1 800 mln zł.
Jedną z rozważanych w przyszłości inwestycją w sektorze wytwórczym jest budowa Elektrowni Gubin,
której praca oparta będzie o zasoby węgla brunatnego zlokalizowane w okolicach Gubina (złoże
Gubin – Zasieki – Brody). W chwili obecnej inwestor (PGE S.A.) nie podjął jeszcze decyzji
o ostatecznym terminie realizacji oraz o docelowej mocy elektrowni. Niemniej dotychczasowe plany
zakładały uruchomienie pierwszego bloku (bloków) elektrowni w perspektywie (2025-2030), a moc
elektrowni zawierała się w przedziale od 800 (1x800 MW) do 2400 MW (3x800 MW). Zakres
rozbudowy sieci przesyłowej dla przyłączenia i wyprowadzenia mocy z Elektrowni Gubin w dużej
mierze będzie uzależniony od decyzji dotyczącej budowy trzeciego połączenia Polska – Niemcy
opisanego w punkcie 6.2. Zakłada się, że Elektrownia Gubin zostanie przyłączona do KSE w nowej
stacji 400 kV Gubin (która jednocześnie może być stacją graniczną na nowym, trzecim połączeniu
z Niemcami). W celu niezawodnego wyprowadzenia mocy konieczne będzie powiązanie stacji Gubin
z KSE, w zależności od mocy elektrowni, dwiema lub trzema 2-torowymi liniami 400 kV. Przykładowy
sposób powiązania stacji Gubin z KSE przy elektrowni o mocy 2400 MW podano na rysunku 6.4.1.
Obejmuje on następujące inwestycje liniowe:
a. Budowa dwutorowej linii 400 kV w relacji Baczyna – Gubin o orientacyjnej długości ok.140 km;
b. Budowa dwutorowej linii 400 kV w relacji Polkowice – Gubin o orientacyjnej długości ok. 129 km;
oraz obiekty ujęte w rozdziale 6.2:
c. Budowa dwutorowej linii 400 kV w relacji Zielona Góra – Gubin o szacowanej długości
ok. 60 km;
d. Budowa SE Gubin i SE Zielona Góra;
e. Budowa wcięcia z linii Baczyna –Plewiska do SE Zielona góra o szacowanej długości ok. 40 km
Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 890 mln zł.
Rys. 6.4.1 Dodatkowa rozbudowa sieci przesyłowej dla wyprowadzenia mocy z elektrowni Gubin
PKW
CZE
PPD
GOR
LSN
LESZUK
POL
MIK
KRM
BCS
PLE
Zielona GóraGubin
Eisen-hüttenstadt
ZGC
MIK CRN
KRA
potencjalne kierunki rozwoju
w przypadku zainstalowana
w elektrowni Gubin mocy
2400 MW
6.4. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI GUBIN DO KSE
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 63 z 79
Rosnący udział energetyki odnawialnej (głównie wiatrowej) w pokryciu krajowego zapotrzebowania na
energię charakteryzującej się dużą zmiennością mocy generowanej uzależnionej od warunków
pogodowych może uzasadnić potrzebę rozwoju regulacyjnych źródeł wytwórczych w kraju. Jednym
z rozważanych rozwiązań jest budowa nowej elektrowni szczytowo – pompowej (ESP) Młoty na
terenie gminy Bystrzyca Kłodzka w południowo – zachodniej Polsce. Dotychczas rozważana była
budowa elektrowni o mocy 750 MW (3x250 MW) Dla przyłączenia i wyprowadzenia mocy z ESP Młoty
konieczne jest wybudowanie – przedstawionego na rysunku 6.5.1 – ciągu przesyłowego 400 kV:
a. Dwutorowa linia 400 kV w relacji SE Świebodzice – SE Ząbkowice – SE Dobrzeń (jeden tor
przejściowo pracujący na napięciu 220 kV) o szacowanej długości łącznie 230 km;
b. dwutorowej linii 400 kV SE Młoty – SE Ząbkowice o szacowanej długości ok. 70 km.
Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 700 mln zł.
Rys. 6.5.1 Dodatkowa rozbudowa sieci przesyłowej dla przyłączenia i wyprowadzenia mocy z elektrowni Młoty
Kolejnym z rozpatrywanych kierunków rozwoju sieci przesyłowej w dalszym horyzoncie czasowym jest
budowa sieci elektroenergetycznych na morzu. Scenariusz taki jest ściśle związany z perspektywą
rozwoju energetyki morskiej w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej, w tym w szczególności
dalszego rozwoju morskich farm wiatrowych.
W chwili obecnej planowana do przyłączenia do KSE moc morskich farm wiatrowych wynosi
2250 MW(na podstawie zawartych umów o przyłączenie). Wielkość ta nie stanowi jeszcze podstawy
do budowy morskich sieci przesyłowych na obszarze Morza Bałtyckiego.
Jednak biorąc pod uwagę analizy w zakresie ewentualnego, gospodarczego wykorzystania polskiej
wyłącznej strefy ekonomicznej wskazują, że realny potencjał sektora offshore wynosi
ok. 7,5 GW rozpatrywanie takiego kierunku rozbudowy sieci przesyłowej jest uzasadnione. Analizy te
wskazują cztery najbardziej dogodne lokalizacje do instalacji farm wiatrowych, tj. północny stok Ławicy
Odrzańskiej, północny i wschodni stok Ławicy Słupskiej oraz południowo-zachodni stok Ławicy
Środkowej (Rys. 6.6.1).
TRE
GRO
DBNZBK
SWI
BOG
CPC
WRC
Młoty
MIK
ALB WIE
PAS
6.5. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI SZCZYTOWO – POMPOWEJ MŁOTY
6.6. BUDOWA MORSKICH SIECI PRZESYŁOWYCH („SZYNA BAŁTYCKA”)
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 64 z 79
Rys. 6.6.1 Obszary morskie wskazane dla lokalizacji morskich farm wiatrowych (źródło: Ministerstwo Transportu,
Budownictwa i Gospodarki Morskiej)
Ewentualna możliwość wykorzystania pełnego potencjału tego sektora wymaga strategicznego
podejścia i sprecyzowania roli morskiej energetyki wiatrowej w podsektorze wytwarzania
(ustanowienia celów ilościowych), a następnie rozwiązania barier o charakterze zarówno legislacyjno-
organizacyjnym, jak i technicznym.
Długofalowy rozwój morskich farm wiatrowych wymagać będzie uwzględnienia szeregu zagadnień
systemowych, które:
umożliwią uniknięcie scenariusza, w którym każdy z inwestorów farmy morskiej na morzu
przyłącza się do sieci OSP oddzielnym przyłączem (wykonanym dodatkowo w różnej
technologii),
zapewnią racjonalną dalszą rozbudowę sieci przesyłowej na lądzie (stworzenie dodatkowych
ciągów przesyłowych relacji północ-południe) w celu wyprowadzenia mocy z morskich farm
wiatrowych,
pozwolą wdrożyć ekonomicznie uzasadnione technologie magazynowania energii w celu jak
najefektywniejszego wykorzystania nadwyżek energii wytwarzanej przez morskie farmy
wiatrowe.
Sieć morska uwzględniająca przyłączenie farm „offshore” może stanowić podstawę, w dalszym etapie
jej rozwoju, do ewentualnej budowy morskich połączeń międzysystemowych. Realizacja ww.
scenariusza rozwoju sieci morskiej wymaga uwzględnienia morskiej energetyki wiatrowej, jako
ważnego elementu polityki energetycznej i gospodarczej kraju, a następnie opracowania
odpowiedniego planu wykorzystania potencjału sektora „offshore”.
Poniżej przedstawiono ideę morskiej sieci przesyłowej, tzw. „Szyny Bałtyckiej” dedykowanej morskiej
energetyce wiatrowej (Rys. 6.6.2). Na rysunku tym nie uwzględniono wymaganej rozbudowy sieci
przesyłowej na lądzie, której zakres będzie ściśle związany z mocą przyłączonych farm morskich,
budową EJ oraz morskich połączeń transgranicznych.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 65 z 79
Rys. 6.6.2 Idea morskiej sieci przesyłowej (tzw. „Szyny Bałtyckiej”)
MKR ZAM
GLN
POM
GDP
KOP
BYD
JAS
PLE
CZE
PPD
MON
PLC
GOR
DUN
SLK
ZRC
GBL
GDA
GRU
TEL
WLA
PAT
KON
ADA
OLM
OLS
EKB
PLO
PDEMSK
SOC
LSN
LES
OSRZUK
POL
CRN
MIK
HAG
VIE
PIA
SDU
KOZ
ROZPUL
ABRCHS
NAR
OSC
DOB
STW
CHM
PEL
RZE
BGC
KPK
RAD
KIE
JAN
PIO
PAB
ZGI
BEKTRE
ROG
JOA
ANI
HCZ
WRZ
LOS
TAW
ATA
KLA
KRI
WAN
LUASIE
ROK
GRO
DBN
ZBK
SWI
WRC
PAS
BOG
CPC
ALBNOS
TCN
KRA
LEM
KRM
OLT
SKA
MOR
LSY
PKW
WSI
OST
ALY
BLA
REC
KED
CHAWIE
LAG
CZT
ZAP
BUJKOM
BIR
HALKAT JAM
KHK
MOS
LIS
LMS
MIL
PBO
STN
BYC
ZDKELS
PLP
WYS
PRB
KAL
ZLG
PLB
EISGUB
WTO
WPR
400 kV
750 kV
220 kV
400 kV tymczasowo pracująca na napięciu 220 kV
kabel stałoprądowy 450 kV
Legenda:
stacja elektroenergetyczna 400-220-110 kV
nowa inwestycja
modernizacja
budowa stacji
proponowane lokalizacje MFW
granica EEZ
Ławica Odrzańska
Ławica Słupska
Ławica Środkowa
BCS PLE PAT WLA PLO WYS/STN STN
ELK
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 66 z 79
Realizując zadania, o których mowa w art. 16 ust. 7 pkt 4 ustawy Pe, PSE prowadzą oraz planują
działania obejmujące:
1. Udział w projektach pilotażowych w zakresie innowacyjnych taryf, których celem jest
przetestowanie, na ograniczonym obszarze działania, innowacyjnych taryf i zachowań odbiorców
komunalnych w związku z tymi taryfami. Zrealizowane dotychczas działania obejmowały roczne
stosowanie nowych taryf obejmujących ponad 600 odbiorców komunalnych wyposażonych
w liczniki inteligentne.
W ramach prac zastosowano:
a. taryfę o zróżnicowanych cenach energii w różnych okresach doby (w trzech strefach).
Występuje w dwóch wariantach:
Proporcja pomiędzy najwyższą a najniższą stawką wynosi 2:1,
Proporcja pomiędzy najwyższą a najniższą stawką wynosi 3:1,
b. taryfę zachęcająca odbiorcę energii do ograniczenia swojego zużycia na polecenie Operatora
Systemu Przesyłowego w czasie dwóch z góry określonych godzin, oraz
c. taryfę zobowiązująca odbiorcę energii do ograniczenia swojego zużycia na polecenie
Operatora Systemu Przesyłowego w czasie dwóch z góry określonych godzin. W sytuacji
przekroczenia określonego poziomu poboru mocy z sieci elektroenergetycznej odbiorca był
czasowo odłączany od sieci.
Ustalone w ramach umów z odbiorcami zachowania były wynagradzane – częściowo w formie
bonusu z chwilą zawarcia umowy o udział w projekcie pilotażowym, a w części po zakończeniu
projektu, zależnie od efektów osiągniętych przez uczestników projektu.
Po zakończeniu projektu zostanie opracowany raport, który oceni cały przebieg projektu oraz
jego wyniki. Ponadto raport będzie zawierał rekomendacje odnośnie szerokiego stosowania tego
typu innowacyjnych taryf.
Doświadczenia zdobyte przy realizacji projektu zostaną wykorzystane do opracowania zasad
przetargu na pozyskanie usług redukcji zapotrzebowania w oparciu o potencjał odbiorców
komunalnych już wyposażonych w inteligentne liczniki oraz do ustalenia założeń do realizacji
kolejnych projektów pilotażowych, których celem będzie zbadanie potencjału różnych rozwiązań
w zakresie racjonalizacji zużycia energii elektrycznej przez odbiorców.
2. Nawiązywanie współpracy z gminami, która koncentrować się będzie na stworzeniu
w gminie/regionie warunków do uzyskania oszczędności w zakresie zaopatrzenia w energię
elektryczną oraz umożliwieniu skutecznego prowadzenia przez gminę/region działań pro-
efektywnościowych, a także działań poprawiających bezpieczeństwo zaopatrzenia jej w energię
elektryczną. Inicjatywy podjęte przez PSE będą się wiązać z zapewnieniem wsparcia dla:
a. działań w wybranych gminach/regionach w zakresie oszczędzania energii elektrycznej
i wdrażania programów zarządzania popytem,
b. działań promujących rozwój generacji rozproszonej w gminie/regionie, w tym generacji
rozsianej u odbiorców komunalnych.
Działania realizowane przez PSE będą się głównie koncentrować na wsparciu jednostek
samorządowych oraz zapewnią udział patronacki w projektach pilotażowych, które będą
realizowane w wyznaczonym lokalizacjach (ograniczonych swoim zasięgiem pod względem
geograficznym). Zakres planowanych projektów będzie uwzględniał wykorzystanie zasobów
lokalnych źródeł generacji rozproszonej.
Działania kolejnego etapu prac będą koncentrować się na rozpoznaniu obecnych modeli
gospodarowania energią elektryczną w gminach/regionach kraju. Zostaną przeprowadzone
badanie ankietowe, skierowane do wybranych gmin/regionów w Polsce, aby pozyskać
reprezentatywną próbkę badawczą. Kwestionariusz będzie zawierał szczegółowe pytania
dotyczące wdrożonych w gminach rozwiązań optymalizacji gospodarki energetycznej.
W kwestionariuszu ankietowym znajdą się pytania dotyczące chęci aktywnego zaangażowania
ROZDZIAŁ 7. PRZEDSIĘWZIĘCIA RACJONALIZUJĄCE ZUŻYCIE ENERGII
ELEKTRYCZNEJ (ART. 16 UST.7 PKT 4)
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 67 z 79
w rozwój gmin/regionów. Opracowane wyniki ankiet posłużą do stworzenia katalogu rozwiązań
stosowanych w gminach/regionach. Pozwolą również wyłonić liderów w zarządzaniu gospodarką
energetyczną, których doświadczenia mogą być wykorzystane w kolejnych fazach projektu.
W etapie tym również zostaną podjęte działania zmierzające do zebrania informacji
o inicjatywach gmin/regionów związanych z inicjatywami efektywnościowymi, oszczędnościowymi
oraz w zaopatrzenie w energię elektryczną w tym budowa i eksploatacja małych źródeł energii.
Prace obejmować będą również opracowanie szczegółowego katalogu rozwiązań dla gmin
w zakresie gospodarowania energią elektryczną. Propozycje, mogą obejmować różne
rozwiązania w zależności od położenia, wielkości i stopnia rozwoju gmin/regionów.
Ostatnia faza prac dotyczyć będzie komunikacji z wybranymi gminami. W zależności od wyników
ankiet zostanie zorganizowane spotkanie lub cykl spotkań, na których zainteresowane gminy
uzyskają informacje na temat możliwości wdrożenia rozwiązań w zakresie optymalizacji
gospodarki energią elektryczną. Głównym celem spotkania jest również uruchomienia
technicznego doradztwa po stronie PSE skierowanego do gmin/regionów. Zainteresowane
samorządy mogłyby uzyskać pomoc w zakresie wdrożenia konkretnych rozwiązań,
przewidzianych w opracowanym katalogu.
PSE będą występować jako propagator działań w gminach ukierunkowanych na przyjęte
rozwiązania i standardy. Działania te będą ukierunkowane na udział w konferencjach,
szkoleniach organizowanych dla samorządów lokalnych oraz warsztatach edukacyjnych.
Ostatnia faza projektu obejmować będzie fazę konsultacji i doradztwa dla gmin zainteresowanych
nowymi rozwiązaniami energetycznymi. Istotnym jest również wskazanie możliwości
finansowania (szczególnie współpraca z NFOŚiGW).
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 68 z 79
Planowane efekty rzeczowe
W wyniku realizacji planowanych zamierzeń, w latach 2020/2021 zostaną zakończone zadania
zaznaczone na rys. 8.1.
Rys. 8.1 Sieć przesyłowa 400 i 220 kV – inwestycje planowane do zakończenia w latach 2020/2021
W wyniku realizacji planowanych zamierzeń do końcu roku 2025 zostaną zakończone zadania
zaznaczone na rys. 8.2.
PKW
BYD
CZE
PPD
MON
GLN
PLC
GOR
DUN
SLK
ZRC
GBL
GDA
GRU
TEL
WLA
PAT
KON
ADA
OLM
OLS
PDEMSK
SOC
LSN
LESZUK
POL
CRN
MIK
HAG
VIE
MOR
KOZ
ROZPUL
LSY
ABR CHS
BIA
OSC
DOB
STW
CHM
PEL
RZE
BGC
KPK
RAD
KIE
JAN
PIO
PAB
ZGI
BEKTRE
ROG
JOA
ANI
HCZ
WRZ
LOS
TAW
ATA
KLA
KRIZAP
BUJ
SKA
WAN
LUASIE
KHK
ROK
GRO
DBN
BLA
KED
ZBK
SWI
PAS
BOG
CPC
ALB
NOSLIS
KOM
KAT JAM
TCN
LAG
KRA
LEM
ZGC
ROS
HAL
WTO
PIA
MKR ZAM
BYCKOP
BIR
WIE
CZT
PLO
WRC
KRM
REC
STO
OLT
CHASchemat KSP w perspektywie 2020/21 r.
ELK
NAROST
MIL
ALY
LMS
EKB
150 MVAr
3x50 MVAr
SDU
100 MVAr
OSR100 MVAr
PLP
100 MVAr
ZDK
150 MVAr
100 MVAr
POM
POL
BCS
PBO
MOS
PRB
GDP
PLE
JAS
2021
ZYD
PRG STN
WYS
- linia 400 kV czasowo pracująca na napięciu 220 kV
- linia elektroenergetyczna 750 kV
- linia elektroenergetyczna 400 kV
- linia elektroenergetyczna 220 kV
LEGENDA
- stacje elektroenergetyczne rozdzielcze
- stacje elektroenergetyczne przyelektrowniane
- nowa inwestycja sieciowa
- nowa inwestycja (wymiana/instalacja) w istniejącej stacji
- modern izacja lini i
Wymagania w zakresie rozwoju KSP w perspektywie 2020/2021
ROZDZIAŁ 8. EFEKTY REALIZACJI ZAPLANOWANYCH ZADAŃ
INWESTYCYJNYCH
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 69 z 79
Rys. 8.2 Sieć przesyłowa 400 i 220 kV – inwestycje planowane do zakończenia do końca roku 2025
Realizacja zamierzeń rozwojowych ujętych w niniejszym planie w okresie 2016÷2025 wraz
z przewidywanym rozwojem sektora wytwórczego w sposób istotny zmieni strukturę sieci i rozkład
mocy w KSE. W roku 2025 w stosunku do roku 2015 nastąpi:
przyrost długości linii 400 kV o 4 280 km;
redukcja długości linii 220 kV o 1 156 km;
zwiększenie zdolności transformacji pomiędzy poszczególnymi poziomami napięć:
400/220 kV – przyrost o 4 170 MVA;
400/110 kV – przyrost o 8 340 MVA;
220/110 kV – przyrost o 2 265 MVA;
zwiększenie zdolności regulacyjne mocy biernej.
Na poniższych rysunkach zobrazowano ww. przewidywane zmiany w strukturze KSP.
PKW
BYD
CZE
PPD
MON
GLN
PLC
GOR
DUN
SLK
ZRC
GBL
GDA
GRU
TEL
WLA
PAT
KON
ADA
OLM
OLS
PDEMSK
SOC
LSN
LESZUK
POL
CRN
MIK
HAG
VIE
MOR
KOZ
ROZPUL
LSY
ABR CHS
BIA
OSC
DOB
STW
CHM
PEL
RZE
BGC
KPK
RAD
KIE
JAN
PIO
PAB
ZGI
BEKTRE
ROG
JOA
ANI
HCZ
WRZ
LOS
TAW
ATA
KLA
KRIZAP
BUJ
SKA
WAN
LUASIE
KHK
ROK
GRO
DBN
BLA
KED
ZBK
SWI
PAS
BOG
CPC
ALB
NOSLIS
KOM
KAT JAM
TCN
LAG
KRA
LEM
ZGC
ROS
HAL
WTO
PIA
MKR ZAM
BYC
KOPBIR
WIE
CZT
PLO
WRC
KRM
REC
STO
OLT
CHASchemat KSP w perspektywie roku 2025
ELK
NAROST
MIL
- linia 400 kV czasowo pracująca na napięciu 220 kV
- linia elektroenergetyczna 750 kV
- linia elektroenergetyczna 400 kV
- linia elektroenergetyczna 220 kV
LEGENDA
- stacje elektroenergetyczne rozdzielcze
- stacje elektroenergetyczne przyelektrowniane
NAROST
ALY
LMS
EKB
150 MVAr
3x50 MVAr
SDU
MIL
STN
100 MVAr
OSR100 MVAr
PLP
100 MVAr
ZDK
150 MVAr
100 MVAr
POM
POL
BCS
PRG
PBO
MOS
PRB
GDP
PLE
WYS
JAS
ELS
150 MVAr
150 MVAr
150 MVAr
100 MVAr
150 MVAr
- nowa inwestycja sieciowa
- nowa inwestycja (wymiana/instalacja) w istniejącej stacji
- modern izacja lini i
Wymagania w zakresie rozwoju KSP w okresie 2021 ÷ 2025
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 70 z 79
Rys. 8.3 Budowa nowych linii przesyłowych NN i likwidacje linii 220 kV na tle linii istniejących [km]
Rys. 8.4 Modernizacje (zwiększenie przepustowości) linii przesyłowych NN [km]
-1310
5982
8014
4280 154
-2000
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
400 kV 220 kV
nowe
istniejące
do likwidacji
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 71 z 79
Rys. 8.5 Zmiany w zakresie zdolności transformacji pomiędzy poszczególnymi poziomami napięć KSE [MVA]
Planowane efekty w zakresie efektywności wykorzystania energii i efekty systemowe
Planowana rozbudowa sieci przesyłowej zapewaniająca bezpieczeństwo energetyczne wraz
z przewidywanym rozwojem sektora wytwórczego na północy kraju (nowe źródła oparte na
technologiach konwencjonalnych oraz OZE) istotnie wpłynie na poprawę efektywności energetycznej.
Ujęte w niniejszym planie czynniki wpływające na poprawę efektywności energetycznej to:
podniesienie napięcia przesyłu z 220 kV na 400 kV, praca źródeł wytwórczych na obszarze
północnym oraz źródeł rozproszonych przyłączonych na poziomie sieci dystrybucyjnej w całym kraju.
Istotnym wskaźnikiem obrazującym zmiany przepływów mocy w sieci przesyłowej wg napięć jest tzw.
„praca sieci” [MWkm]. Przykładowe zmiany w strukturze przepływów mocy sieci poszczególnych
poziomów napięć zobrazowano poniżej. Dotyczą one stanów szczytowego zapotrzebowania na moc
w KSE (rok 2015, 2025) przy wysokiej generacji wiatrowej, w których obserwowany jest przyrost pracy
sieci 400 kV, spadek pracy sieci 220 kV, a także nieznaczny wzrost pracy sieci dystrybucyjnej 110 kV.
Zmiany te zobrazowano na poniższych wykresach
Rys. 8.6 Przykładowe wielkości pracy sieci wg napięć w KSE w latach 2015 i 2025 r. [MWkm]
-330
11320
4500
-2000
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
400/220 kV [MVA]
NOWE
ISTNIEJĄCE
PRZEWIDZIANE DO LIKWIDACJI
-750
15920
9150
-5000
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
400/110 kV [MVA]
NOWE
ISTNIEJĄCE
PRZEWIDZIANE DO LIKWIDACJI
-2295
19910
4560
-5000
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
220/110 kV [MVA]
NOWE
ISTNIEJĄCE
PRZEWIDZIANE DO LIKWIDACJI
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2015 2025
110kV:
220kV:
400kV:
654 800 702 400
757 500
537 300
1 877 800
2 075 700
0
500 000
1 000 000
1 500 000
2 000 000
2 500 000
2015 2025
110kV:
220kV:
400kV:
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 72 z 79
Rys. 8.7 Przykładowe zmiany w pracy sieci wg napięć w KSE w latach 2015 i 2025 r. [MWkm]
Przewidywane efekty systemowe
Zdefiniowany w przedmiotowym dokumencie planistycznym rozwój sieci NN zapewni:
wystarczające zdolności przesyłowe wynikające z prognozowanego do 2025 roku zapotrzebowania
na moc i energię elektryczną poszczególnych obszarów KSE;
przyłączenie i wyprowadzenie mocy z nowych źródeł wytwórczych opartych na technologiach
konwencjonalnych posiadających wydane warunki przyłączenia i/lub podpisane umowy
przyłączeniowe;
zdolności przesyłowe do przyłączenia i wyprowadzenia mocy zainstalowanej w farmach
wiatrowych na poziomie pozwalającym na spełnienie wymaganych wskaźników udziału OZE
w bilansie energetycznym kraju;
możliwości redukcji nieplanowych przepływów mocy;
zwiększenie pewności zasilania dużych centrów odbioru;
wzrost zdolności do wymiany mocy z innymi systemami pracującymi synchronicznie;
wzmocnienie roli systemu przesyłowego w KSE poprzez rozbudowę sieci 400 kV oraz częściowe
i stopniowe przejmowanie funkcji przesyłowych z sieci dystrybucyjnej 110 kV;
zwiększenie zdolności do regulacji napięć;
stworzenie warunków bezpiecznej pracy KSE zapewniając współpracę źródeł energii
o zróżnicowanej technologii wytwarzania i różnych charakterystykach pracy;
zwiększenie elastyczności ruchowej systemu przesyłowego umożliwiającej odstawienie z ruchu do
prac eksploatacyjnych i remontowych ważnych elementów sieci, których wyłączenie przy obecnym
kształcie i obciążeniu sieci jest trudne;
poprawę efektywności wykorzystania energii elektrycznej;
stworzenie płaszczyzny do dalszej rozbudowy sieci (potencjalne kierunki rozwoju);
realizację strategicznych celów krajowych określonych w PEP 2030 i PEP 2050;
Efekty finansowe
W pierwszym okresie pięcioletnim objętym niniejszym Planem rozwoju planowane nakłady
inwestycyjne oszacowano na kwotę 7 080 mln zł. W strukturze nakładów dominantę (blisko 78%)
stanowią nakłady na budowę nowych obiektów sieci przesyłowej. Natomiast nakłady na modernizację
obiektów sieci przesyłowej stanowią blisko 18 % nakładów całkowitych. Wynika to z faktu przyłączenia
do sieci nowych, jednostek wytwórczych oraz z konieczności dostosowania sieci przesyłowej do
197900
-220200
47600
-250000
-200000
-150000
-100000
-50000
0
50000
100000
150000
200000
250000
400 kV 220 kV 110 kV
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 73 z 79
zmiennych kierunków przepływu mocy (z północy na południe przy dużej generacji FW i z południa na
północ przy małej generacji FW). Strukturę planowanych nakładów w latach dla pierwszego okresu
pięcioletniego przedstawiono na rys. 8.8.
Rys. 8.8 Struktura planowanych nakładów w latach dla pierwszego okresu pięcioletniego
W drugim okresie pięcioletnim objętym niniejszym Planem rozwoju planowane nakłady inwestycyjne
oszacowano na kwotę 6 434,7 mln zł w cenach stałych 2015 roku. W porównaniu z pierwszym
okresem pięcioletnim, w strukturze nakładów nadal dominantę (blisko 67%) stanowią nakłady na
budowę nowych obiektów sieci przesyłowej lecz wysokość tych nakładów wynika z pierwszych dwóch
lat okresu pięcioletniego (lat kończenia zadań z pierwszego okresu pięcioletniego). Natomiast nakłady
na modernizację obiektów sieci przesyłowej rosną i stanowią ponad 30 % nakładów całkowitych.
W następnych latach udział nakładów na modernizację obiektów sieci przesyłowej znacznie wzrasta.
Strukturę planowanych nakładów w latach dla drugiego okresu pięcioletniego przedstawiono na
rys. 8.8.
Rys. 8.9 Struktura planowanych nakładów w latach dla drugiego okresu pięcioletniego
0
500 000
1 000 000
1 500 000
2 000 000
2 500 000
3 000 000
2021 2022 2023 2024 2025
Nakłady w latach [tys. PLN]
Budowa i rozbudowa sieci Modernizacja sieci Pozostałe
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 74 z 79
Reasumując
1. Realizacja zamierzeń zaplanowanych w niniejszym Planie rozwoju wraz z budową
wymienionych w planie jednostek wytwórczych:
a. Pozwoli na pokrycie prognozowanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną;
b. Zapewni bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej w stanach normalnych
i w stanach (n – 1) pracy sieci przesyłowej.
2. Decyzje o realizacji zamierzeń ujętych w rozdziale 6 Kierunki rozbudowy sieci przesyłowej
będą zapadać po spełnieniu warunków ich realizacji w tym między innymi określeniu
warunków przyłączenia, podpisaniu umów o przyłączenie lub ujęciu danego zamierzenia
w kolejnych edycjach planu TYNDP.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 75 z 79
PRSP 2010-2025 w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię
elektryczną został opracowany w 2009 r., dotyczył lat 2010 – 2025 i został uzgodniony w zakresie
roku 2010 przez Prezesa URE pismem znak: DTA-431-23(48)/2009/ŁM z dnia 29.12.2009 r.
Opracowywane w latach następnych aktualizacje planu rozwoju zostały przez Prezesa URE
uzgodnione w zakresie obejmującym:
1) rok 2011 – Prezes URE, pismem z dnia 21 grudnia 2010 r., znak DTA-4310-44(18)/2010/ŁM,
uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 11 października 2010 r. przy piśmie znak
Z/RS/631/2010, projekt aktualizacji PRSP na lata 2011-2025, za uzgodniony w zakresie roku
2011,
2) lata 2012-2016 – Prezes URE, pismem z dnia 29 czerwca 2011 r., znak DTA-4310-
32(18)/2011/ŁM, uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 21 kwietnia 2011 r. przy piśmie
znak Z-353-RSAR-504-1-MW/11, projekt aktualizacji PRSP na lata 2010-2025 w zakresie lat
2012-2016, za uzgodniony w zakresie obejmującym lata 2012-2016,
3) lata 2013-2017 – Prezes URE, pismem z dnia 4 lutego 2013 r., znak DTA-4310-
52(29)/2012/2013/ŁM, uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 23 października 2012 r.
przy piśmie znak Z-661-DSWS-504-4-MW/12, projekt aktualizacji PRSP na lata 2010-2025
w zakresie lat 2013-2017, za uzgodniony w zakresie obejmującym lata 2013-2017,
4) lata 2014-2018 – Prezes URE, pismem z dnia 24 stycznia 2014 r., znak DRE-4310-
25(21)/2013/2014/ŁM, uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 1 października 2013 r. przy
piśmie znak Z-721-DSWS-504-9-MW/13, projekt aktualizacji PRSP na lata 2010-2025
w zakresie lat 2014-2018, za uzgodniony w zakresie obejmującym lata 2014-2018.
Wyżej wymienione plany przedstawiały zamierzenia inwestycyjne aktualizowane corocznie na kolejne
lata w zakresie:
planowanego roku rozpoczęcia i zakończenia inwestycji,
szacunkowych nakładów inwestycyjnych,
harmonogramów ponoszenia nakładów w okresie najbliższych pięciu lat,
doprecyzowania zakresów rzeczowych planowanych zamierzeń.
Analizując zestawienia wielkości nakładów przewidywanych w planie rozwoju i jego aktualizacji
z wielkościami nakładów rzeczywiście poniesionych, wynikających z realizacji rocznych Planów
Inwestycji Rzeczowych Spółki, trzeba pamiętać o tym, że plan rozwoju oraz jego aktualizacja są
dokumentami planistycznymi wieloletnimi i nie należy ich bezpośrednio utożsamiać z planem
realizacyjnym inwestycji. Zgodnie z przyjętym przez PSE systemem planowania wyszczególnione
w dokumentacjach wieloletnich zamierzenia inwestycyjne są wprowadzane do operacyjnego planu
inwestycji rzeczowych Spółki dopiero po odpowiednim przygotowaniu umożliwiającym rozpoczęcie ich
realizacji. Wielkości planistyczne (wysokość nakładów i terminy realizacji) uwidocznione w rocznych
planach inwestycyjnych mogą i w szeregu przypadkach różnią się od wielkości założonych w planach
wieloletnich. Rozbieżności w nakładach planowanych i faktycznie poniesionych spowodowane były
najczęściej doprecyzowaniem zakresu rzeczowego inwestycji, aktualną sytuacją na rynku
wykonawców, która przekładała się bezpośrednio na wynik prowadzonych postępowań
przetargowych, uzyskanymi wynikami negocjacji i wielkością wypłaty odszkodowań za pozyskanie
praw do dysponowania gruntem w celach budowlanych, bądź przedłużającym się w czasie
przygotowaniem spraw formalno – prawnych. Na sposób, warunki i terminy realizacji poszczególnych
zamierzeń inwestycyjnych istotny wpływ miały niżej wymienione uwarunkowania:
obowiązujące regulacje prawne,
kolizje z obszarami chronionymi objętymi np. Programem Natura 2000,
możliwości i warunki pozyskania wyłączeń elementów Krajowego Systemu Przesyłowego,
nieuregulowany stan prawny nieruchomości zajmowanych pod inwestycję,
ROZDZIAŁ 9. OCENA REALIZACJI PRSP 2010-2025
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 76 z 79
stopień nasilenia protestów społeczności lokalnych i organizacji ekologicznych,
uwarunkowania zewnętrzne jak np. warunki przyłączenia podmiotów zewnętrznych,
przedłużające się prowadzone postępowania o udzielenie zamówienia,
Pomimo licznych barier występujących w procesie przygotowania i realizacji inwestycji zwłaszcza
liniowych, OSP stara się dużym wysiłkiem układać pakiet zadań inwestycyjnych w taki sposób, aby
zapewnić skuteczną realizację zadań ujętych w wieloletnich planach rozwoju sieci, z uwzględnieniem
aktualnych uwarunkowań realizacyjnych, bez groźby zamrożenia środków finansowych.
W wyniku poniesionych w latach 2010 – 2014 nakładów inwestycyjnych uzyskane zostały przyrosty
zdolności produkcyjnych, których zestawienie przedstawiono w tabeli poniżej. W przypadku
transformatorów i dławików przyrosty zdolności produkcyjnych dotyczą jednostek oddanych
do eksploatacji i pracujących.
Tabela 9.1 Uzyskane przyrosty zdolności produkcyjnych
Rodzaj urządzeń Jednostka
miary
Uzyskany przyrost zdolności produkcyjnej
2010 2011 2012 2013 2014
Linie napowietrzne 400 kV km 0 50,3 43 0 0
Trakty światłowodowe km 165,6 270,7 162,3 522,3 197,5
Transformatory NN/110 kV MVA 490 410 3568 2070 [-] 610
Urządzenia kompensujące
moc bierną Mvar 0 0 120 0 0
Łączne poniesione nakłady inwestycyjne w latach 2010 – 2014 wyniosły 3.414,8 mln zł, co stanowi
93,9% planowanej wielkości tych nakładów, która wynosiła 3.638,3 mln zł. Największą część
nakładów poniesiono na realizację zadań związanych z budową lub rozbudową elektroenergetycznych
stacji i linii przesyłowych, modernizacją obiektów istniejących oraz na teleinformatykę.
Rozpatrując nakłady inwestycyjne poniesione w latach 2010 – 2014 w zakresie dwóch głównych grup
inwestycyjnych, a więc na realizację zadań związanych z budową, rozbudową oraz modernizacją
stacji i linii przesyłowych z uwzględnieniem wydatków na przygotowanie nowych zamierzeń, nakłady
te zostały zrealizowane na poziomie 102% planu, z czego 54% dotyczyło nakładów na stacje
elektroenergetyczne, a 46% nakładów na linie przesyłowe.
Rozkład poniesionych w latach 2010 – 2014 nakładów inwestycyjnych na tle wielkości nakładów
planowanych przedstawiono na rys. 9.1. Planowane oraz poniesione nakłady i ich strukturę
przedstawiono na rys. 9.2 i 9.3.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 77 z 79
Rys. 9.1 Planowane oraz zrealizowane nakłady inwestycyjne w latach 2010 – 2014 z wyszczególnieniem grup
inwestycyjnych
Rys. 9.2 Planowane nakłady inwestycyjne w mln zł według grup inwestycyjnych w latach 2010 – 2014
Rys. 9.3 Poniesione nakłady inwestycyjne w mln zł według grup inwestycyjnych w latach 2010 – 2014
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500PLANOWANE NAKŁADY NA LATA 2010-2014
NAKŁADY PONIESIONE W LATACH 2010-2014
mln zł
Budowa i rozbudowa stacji i linii
elektroenergetycznych
Modernizacja stacji i linii
elektroenergetycznych
Teleinformatyka Budynki i budowle
Zakupy gotowych dóbr inwestycyjnych
Przygotowanie nowych
inwestycji
Finansowanie prac
innowacyjnych
2289,8
770,8
329,8
28,2 18,5
104,1 7,0
PLANOWANE NAKŁADY NA LATA 2010-2014
Budowa i rozbudowa stacji i liniielektroenergetycznych
Modernizacja stacji i liniielektroenergetycznych
Teleinformatyka
Budynki i budowle
Zakupy gotowych dóbr inwestycyjnych
Przygotowanie nowych inwestycji
61%
20%
9%
2407,5
788,1
137,1 22,2
17,4 25,2
2,3
NAKŁADY PONIESIONE W LATACH 2010-2014
Budowa i rozbudowa stacji i liniielektroenergetycznych
Modernizacja stacji i liniielektroenergetycznych
Teleinformatyka
Budynki i budowle
Zakupy gotowych dóbr inwestycyjnych
Przygotowanie nowych inwestycji
Finansowanie prac innowacyjnych
65%
21%
4%
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 78 z 79
Przekazane w latach 2010–2014 na majątek PSE nakłady inwestycyjne wyniosły 2.882,9 mln zł.
W łącznej kwocie przekazań na majątek:
46% wartości stanowiła grupa 2 środków trwałych, tzn. obiekty inżynierii lądowej, w tym linie
elektroenergetyczne,
39% wartości przekazań na majątek stanowiła grupa 6 środków trwałych, tzn. urządzenia
techniczne, w tym rozdzielnie i transformatory,
15% pozostałe środki trwałe, w tym systemy informatyczne i wartości niematerialne i prawne.
Strukturę przyrostu majątku Spółki według grup środków trwałych (zgodnie z Klasyfikacją Środków
Trwałych) przedstawia rys. 9.4.
Rys. 9.4 Struktura przekazań na majątek nakładów inwestycyjnych poniesionych w latach 2010 - 2014 według
grup środków trwałych
Z punktu widzenia planowania i rozbudowy infrastruktury przesyłowej elektroenergetycznej należy
zaznaczyć, że dotychczasowa skuteczność działań legislacyjnych mających na celu usunięcie barier
prawnych związanych z realizacją inwestycji zwłaszcza liniowych jest niewystarczająca. Z uwagi na
rosnący trend zapotrzebowania na moc i energię elektryczną konieczne jest zintensyfikowanie działań
związanych z przyjęciem projektowanych przepisów prawnych mających na celu umożliwienie
skutecznej realizacji rozbudowy sieci przesyłowej. Jakość prawa to nadal jedna z najważniejszych
barier w rozwoju infrastruktury przesyłowej.
Reasumując:
1. Realizując uzgodniony z Prezesem URE zakres rzeczowy ujęty w PRSP 2010-2025 i jego
późniejszych aktualizacjach w latach 2010–2014 zakończono:
Zakup części połączenia stałoprądowego Polska – Szwecja,
Budowę linii 400 kV Pasikurowice – Wrocław,
Budowę linii 400 kV Ostrów – Plewiska,
Budowę stacji 400/220/110 kV Ołtarzew,
Budowę stacji 400/110 kV Wrocław,
II etap modernizacji populacji TR 220/110,
Instalację drugich TR 400/110 kV w stacjach: Mościska i Płock oraz 220/110 kV w stacji
Leśniów,
Rozbudowę stacji 220/110 kV Morzyczyn o rozdzielnię 400 kV oraz transformację 400/220
kV i 400/110 kV,
2% 3%
46%
6%
39%
0,3% 4% Gr 0 - Grunty
Gr 1 - Budynki
Gr 2 - Obiekty inżynierii lądowej
Gr 3 - Kotły i maszyny energetyczne
Gr 4 - Maszyny i urz. ogólnego zastos.
Gr 5 - Specjalistyczne maszyny i urz.
Gr 6 - Urządzenia techniczne
Gr 7 - Środki transportu
Gr 8 - Narzędziai i wyposażenie
Gr 9 - Wartości niematerialne i prawne
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 – 2025 Strona 79 z 79
Modernizacje 10 stacji elektroenergetycznych (Moszczenica, Połaniec, Janów, Mościska,
Jamki, Czerwonak, Cieplice, Ząbkowice, Abramowice, rozdzielni 220kV w stacji
Wrzosowa),
Modernizacje linii:
o 6 zadań w zakresie linii 400 kV (Kozienice – Ostrowiec, Miłosna – Mościska –
Rogowiec z wprowadzeniem do SE Ołtarzew, Miłosna – Płock, Wielopole –
Joachimów, Wielopole – Rokitnica, Wielopole – Joachimów, Tucznawa –
Rogowiec, Tucznawa – Rogowiec, Joachimów – Rogowiec 3),
o 6 zadań w zakresie linii 220 kV (Leśniów – Żukowice w zakresie wymiany
przewodu odgromowego na OPGW, Joachimów – Kielce, Kozienice – Mory –
Piaseczno, Piotrków – Janów, Poręba – Czeczott oraz odcinka linii 220 kV Poręba
– Byczyna w zakresie OPGW, Połaniec – Klikowa w zakresie wymiany przewodu
odgromowego OPGW),
Przyłączenie do sieci przesyłowej farm wiatrowych Margonin, Chwiram i Darłowo o łącznej
mocy 401 MW.
2. W latach 2010 do 2014 PSE:
określiły 47 warunki przyłączenia na łączną moc ponad 18 GW,
podpisały umowy przełączeniowe na łączną moc ponad 22,9 GW,
3. W latach 2010–2014 poniesiono nakłady w wysokości 3.414,8 mln zł,
4. W latach 2010–2014 przekazano na majątek spółki środki trwałe o łącznej wartości 2.882,9 mln
zł.
Analiza przedstawionych danych pozwala na stwierdzenie, że w latach 2010–2014
PSE prowadziła działalność inwestycyjną w wymiarze zgodnym co do wielkości nakładów
i ich struktury z uzgodnionymi przez Prezesa URE planem rozwoju oraz jego późniejszymi
aktualizacjami.
Top Related