plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i ... · gddkia generalna dyrekcja ... iriesp...

PROJEKT

Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego

zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018-2027

Konstancin-Jeziorna, styczeń 2018

Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 3 z 60

Spis treści

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

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

3 Założenia rozbudowy sieci przesyłowej ............................................................................... 13

3.1 Uwarunkowania wynikające z koncepcji przestrzennego zagospodarowania kraju (art. 16 ust. 1 pkt. 2) ................ 13

3.2 Uwarunkowania wynikające z planów zagospodarowania przestrzennego województw (art. 16 ust. 12) ................ 13

3.3 Uwarunkowania wynikające z Polityki Energetycznej Polski 2030 (art. 16 ust. 1 pkt. 3) .......................................... 14

3.4 Uwarunkowania wynikające z 10-letniego planu rozwoju ENTSO-E TYNDP 2016 (art. 16 ust. 1 pkt. 4)................. 15

3.5 Uwarunkowania wynikające z realizacji umów przyłączeniowych oraz określonych warunków przyłączenia do sieci

przesyłowej (art. 16 ust. 11) ...................................................................................................................................... 16

3.6 Uwarunkowania wynikające z realizacji innych zobowiązań, w tym uzgodnień z OSD (art. 16 ust.12) .................... 18

4 Analiza wystarczalności generacji ........................................................................................ 20

4.1 Prognoza zapotrzebowania na moc i energię elektryczną........................................................................................ 20

4.2 Wielkość zdolności wytwórczych .............................................................................................................................. 24

4.3 Metodyka analiz bilansowych ................................................................................................................................... 27

4.4 Wyniki przeprowadzonych analiz .............................................................................................................................. 35

4.5 Wnioski ..................................................................................................................................................................... 39

5 Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie 2018 – 2027 (art. 16 ust. 2) (art. 16

ust. 7 pkt 7) .............................................................................................................................. 40

6 Efekty realizacji zaplanowanych zadań inwestycyjnych .................................................... 50

6.1 Planowane efekty rzeczowe ..................................................................................................................................... 50

6.2 Przewidywane efekty systemowe ............................................................................................................................. 53

6.3 Efekty finansowe ....................................................................................................................................................... 53

7 Przedsięwzięcia racjonalizujące zużycie energii elektrycznej (art. 16 ust. 7 pkt 4) ......... 55

7.1 Opłata mocowa ......................................................................................................................................................... 55

7.2 Rozwój elektromobilności ......................................................................................................................................... 55

8 Ocena realizacji PRSP ............................................................................................................ 56


Wykaz skrótów i oznaczeń

ARE Agencja Rynku Energii S.A.;

AT, ATR Autotransformator;

COPT (ang. Capacity Outage Probability Table) – tabela

prawdopodobieństw stanów systemu;

DSR Usługa redukcji zapotrzebowania na moc przez odbiorców;

EC Elektrociepłownia zawodowa;

EENS

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

EJ Elektrownia jądrowa;

ENTSO-E Stowarzyszenie Europejskich Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej;

ESP Elektrownia szczytowo-pompowa;

FOR (ang. Forced Outage Rate) – wskaźnik awaryjności;

FW Farma wiatrowa;

GDDKiA Generalna Dyrekcja Dróg Krajowych i Autostrad;

GK Grupa kapitałowa;

GPZ Główny punkt zasilający;

IRiESP Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej;

IRZ Usługa interwencyjnej rezerwy zimnej świadczona przez wytwórców;

JWCD Jednostka wytwórcza centralnie dysponowana;

KPZK Koncepcja Przestrzennego Zagospodarowania Kraju do roku 2030;

KSE Krajowy System Elektroenergetyczny;

LOLE

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

LOLP

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

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

MF Ministerstwo Finansów;

MFW Morska farma wiatrowa;

MPZP Miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego;


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

nJWCD Jednostka wytwórcza niebędąca JWCD;

nJWCD gaz CMM Jednostka wytwórcza nJWCD wykorzystująca gaz z odmetanowania kopalni (Coal Mine Methane);

nJWCD ITPOE Jednostka wytwórcza nJWCD Instalacji Termicznego Przetwarzania z Odzyskiem Energii;

nJWCD przemysłowe COG

Przemysłowa jednostka wytwórcza nJWCD wykorzystująca gaz koksowniczy (Coke Oven Gas);

NN Najwyższe napięcie;

OECD Organizacja Współpracy Gospodarczej i Rozwoju;

OSD Operator systemu dystrybucyjnego;

OSP Operator systemu przesyłowego;

OZE Odnawialne źródła energii;

PECD (ang. Pan-European Climatic Database) – paneuropejska baza danych klimatycznych;

PEMMDB (ang. Pan-European Market Modelling Data Base) – paneuropejska baza danych do analiz rynkowych;

PEP 2030 Polityka energetyczna Polski do 2030 r.;

PEP 2050 Projekt Polityki energetycznej Polski do 2050 r.;

PF-U Program funkcjonalno-użytkowy;

PKB Produkt Krajowy Brutto;

PKR Plan Koordynacyjny Roczny;

PLEXOS Program komputerowy firmy Energy Exemplar do wykonywania analiz rynkowych;

PR Plan Remontów;

Prezes URE Prezes Urzędu Regulacji Energetyki;

(PSE-I)

Długoterminowa prognoza zapotrzebowania na moc i energię elektryczną dla Polski opracowana przez PSE Innowacje w 2016 r. zakładająca wysokie (górne) wskaźniki przyrostu zapotrzebowania. Prognoza opracowana dla lat 2017-2050;

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

PRSP 2016-2025 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016-2025;

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

PSE Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (PSE 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;

PZPW Plan zagospodarowania przestrzennego województwa;

SE Stacja elektroenergetyczna;

SIWZ Specyfikacja Istotnych Warunków Zamówienia;


SW Studium wykonalności;

SWR

Scenariusz Warunków Rozwoju – zbiór informacji o przewidywanych uwarunkowaniach funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego przyjęty do analiz w zakresie: popytu, podaży, wymiany międzysystemowej oraz odwzorowanie wyjściowego układu pracy sieci (modelu sieci). Informacje zawarte w SWR-ach są podstawą przeprowadzonych analiz, a zakres ich zmienności pozwala na ujęcie niepewności wynikającej z przyszłego horyzontu przygotowywanego planu rozwoju;

TR Transformator;

TYNDP 2016 Dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym opublikowany w 2016 roku;

UE Unia Europejska;

WEO2016

World Energy Outlook (WEO2016) – powstała w 2016 r. edycja corocznej publikacji Międzynarodowej Agencji Energetycznej, źródło średnio i długoterminowych statystyk, globalnych prognoz, analiz i porad dla rządów i przedsiębiorstw energetycznych;

WN

WPKD

Wysokie napięcie;

Wstępny Plan Koordynacyjny Dobowy


1 Wstęp

W styczniu 2016 roku Prezes URE uzgodnił projekt PRSP 2016-2025 uznając za uzasadnione nakłady

inwestycyjne wnioskowane przez PSE wyłącznie w zakresie lat 2016-2018. Jednocześnie Prezes URE

zastrzegł, że poziom uzasadnionych nakładów inwestycyjnych na lata kolejne, tj. na lata 2019-2021,

zostanie ustalony w trakcie uzgadniania z Prezesem URE aktualizacji planu rozwoju.

Uzgodniony w 2016 roku projekt PRSP 2016-2025 obejmował planowane inwestycje w sieci

przesyłowej, jako odpowiedź na inicjatywy podmiotów sektora energetycznego dotyczące budowy

nowych źródeł wytwórczych oraz przyłączenia nowych odbiorców końcowych, a także, jako odpowiedź

na prognozowane w kolejnych latach zapotrzebowanie na moc i energię w kraju.

Opracowany projekt PRSP 2018-2027 kontynuuje kierunki rozwoju sieci przesyłowej ujęte w PRSP

2016-2025 mimo niepewności związanej z przyszłym kształtem sektora elektroenergetycznego

w Polsce. Strategicznym celem PSE jest budowa sieci szkieletowej opartej na napięciu 400 kV, która

będzie zdolna do adaptacji planowanego scenariusza rozwoju KSE, w tym w szczególności rozwoju

sektora wytwórczego.

W chwili obecnej krajowy sektor wytwórczy przechodzi proces transformacji i do czasu opracowania

niniejszego dokumentu nie został jeszcze określony przyszły miks energetyczny dla Polski. Aktualne

doświadczenia pokazują, że w dotychczasowych uwarunkowaniach prawnych i regulacyjnych

przedsiębiorstwom wytwórczym trudno jest znaleźć uzasadnienie ekonomiczne dla budowy nowych

mocy wytwórczych. Dlatego też w grudniu 2017 roku został wprowadzony w Polsce mechanizm rynku

mocy, który pozwoli na podjęcie przez inwestorów decyzji o budowie nowych mocy wytwórczych

w Polsce. Niemniej jednak podkreślenia wymaga fakt uruchomienia w latach 2016-2017 nowych bloków

parowo-gazowych we Włocławku i Gorzowie, a także bloku węglowego w Elektrowni Kozienice, co

poprawiło zasoby krajowego sektora wytwórczego o ok. 1700 MW.

Średnioroczny przyrost zapotrzebowania na moc i energię elektryczną przyjęty w PRSP 2018-2027 jest

niższy niż prognozowany w PRSP 2016-2025. Niemniej należy zwrócić uwagę, że w ostatnich latach

obserwowany jest trend większego wzrostu zapotrzebowania na moc dla okresów letnich niż dla

okresów zimowych, co ma istotne znaczenie przy określeniu potrzeb rozbudowy krajowej sieci

przesyłowej.

Wdrożenie w 2015 roku nowych przepisów prawnych o przygotowaniu i realizacji strategicznych

inwestycji w zakresie sieci przesyłowych spowodowało przyspieszenie i skuteczne zakończenie

realizacji zadań. Wśród tych zadań należy wyróżnić uruchomienie nowych linii 400 kV: Dobrzeń –

nacięcie linii Pasikurowice – Wrocław, Kozienice – Siedlce Ujrzanów, Ostrołęka – Olsztyn Mątki

(w układzie tymczasowym) oraz Czarna – Polkowice (w układzie tymczasowym). PSE planują wspierać

się powyższymi przepisami przy realizacji kolejnych inwestycji stawiając jednak na pierwszym miejscu

pełną transparentność oraz bezpośrednie uzgodnienia z właścicielami terenów, przez które planowane

są nowe obiekty liniowe.

Należy również podkreślić, że weryfikacja analityczna wykonana przez PSE pozwoliła na odsunięcie

w czasie niektórych inwestycji planowanych w PRSP 2016-2025. Można do nich zaliczyć budowę linii

400 kV Kozienice – Ołtarzew (planowana w 2022 roku, przesunięta na 2028 rok) oraz budowę linii

400+220 kV Byczyna – Podborze (planowana w 2021 roku, przesunięta na okres po 2027 roku).

Dane wykorzystane do opracowania PRSP 2018-2027 są zgodne ze stanem wiedzy PSE na dzień

15 grudnia 2017 roku.

Biorąc pod uwagę powyższe uwarunkowania oraz realizując obowiązek zawarty w ustawie Prawo

energetyczne, PSE przedkładają niniejszy projekt PRSP 2018-2027 do uzgodnienia.


2 Charakterystyka spółki PSE S.A.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne pełnią funkcję operatora systemu przesyłowego na obszarze

Rzeczypospolitej Polskiej, świadcząc usługi przesyłania energii elektrycznej przy zachowaniu

wymaganych kryteriów bezpieczeństwa pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.

PSE są jednoosobową spółką Skarbu Państwa, wyznaczoną jako operator systemu przesyłowego

elektroenergetycznego w okresie od 2 lipca 2014 do 31 grudnia 2030 roku.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne 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 Polsk ie Sieci

Elektroenergetyczne S.A. 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.

Działalność spółki jest regulowana m.in. przez ustawę Prawo energetyczne, ustawę o planowaniu

i zagospodarowaniu przestrzennym, ustawę Prawo budowlane oraz ustawę o gospodarce

nieruchomościami.

OSP prowadzi działalność na podstawie:

koncesji na przesyłanie energii elektrycznej na obszarze Rzeczypospolitej Polskiej,

decyzji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki wyznaczającej Polskie Sieci Elektroenergetyczne

na OSP na obszarze Rzeczpospolitej Polskiej,

instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej zatwierdzanej przez Prezesa URE, regulującej

działalność OSP i funkcjonowanie KSE,

taryfy dla energii elektrycznej zatwierdzonej przez Prezesa URE, stanowiącej podstawę

przychodów PSE z działalności koncesjonowanej.

PSE – jako spółka prawa handlowego – funkcjonują zgodnie ze wszystkimi regulacjami prawnymi

wynikającymi z przepisów prawa krajowego, a w szczególności:

ustawy z dnia 15 września 2000 roku Kodeks spółek handlowych,


ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 roku Kodeks cywilny,

ustawy z dnia 29 września 1994 roku o rachunkowości.

PSE wykonują działalność gospodarczą w sektorze elektroenergetycznym zgodnie z następującymi

aktami prawnymi:

ustawą z dnia 10 kwietnia 1997 roku Prawo energetyczne oraz rozporządzeniami

wykonawczymi do ww. ustawy, a w szczególności:

rozporządzeniem ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych

warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,

rozporządzeniem ministra Gospodarki z dnia 18 sierpnia 2011 roku w sprawie szczegółowych

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

ustawą 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,

rozporządzeniem Rady ministrów z dnia 22 października 2010 roku w sprawie określenia

przedsiębiorstw państwowych oraz jednoosobowych spółek Skarbu Państwa o szczególnym

znaczeniu dla gospodarki państwa,

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

w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy

i energii elektrycznej.

PSE wykonują działalność gospodarczą w zakresie przesyłania energii elektrycznej oraz pełnią funkcję

OSP na podstawie decyzji Prezesa URE:

z dnia 15 kwietnia 2004 roku, z późniejszymi zmianami, udzielającej PSE koncesji na

przesyłanie energii elektrycznej (w szczególności decyzji Prezesa URE z dnia 28 maja 2013

roku przedłużającej PSE ważność udzielonej koncesji do 31 grudnia 2030 roku),

z dnia 4 czerwca 2014 roku przyznającej PSE certyfikat spełniania kryteriów niezależności,

z dnia 16 czerwca 2014 roku wyznaczającej PSE na OSP na okres od 2 lipca 2014 roku do

31 grudnia 2030 roku na obszarze Rzeczpospolitej Polskiej

Jedynym akcjonariuszem PSE jest Skarb Państwa. Uprawnienia Skarbu Państwa do dnia 26 listopada

2015 roku wykonywał minister Gospodarki, od dnia 27 listopada 2015 roku – Pełnomocnik Rządu ds.

Strategicznej infrastruktury Energetycznej.

Przedmiotem działania PSE jest świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, przy zachowaniu

wymaganych kryteriów bezpieczeństwa pracy KSE. Główne cele działalności PSE to:

zapewnienie bezpiecznej i ekonomicznej pracy KSE, jako części wspólnego,

europejskiego systemu elektroenergetycznego, z uwzględnieniem wymogów pracy

synchronicznej i połączeń asynchronicznych;

zapewnienie niezbędnego rozwoju krajowej sieci przesyłowej oraz połączeń

transgranicznych;

udostępnianie na zasadach rynkowych zdolności przesyłowych dla realizacji wymiany

transgranicznej;

tworzenie infrastruktury technicznej dla działania krajowego hurtowego rynku energii

elektrycznej.

PSE świadczą usługi na rzecz użytkowników systemu elektroenergetycznego na zasadach

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

Najważniejsze krajowe uwarunkowania prawne działalności PSE, jako operatora systemu

przesyłowego wynikają z art. 9c ust. 2 ustawy Prawo energetyczne.


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.

Do obowiązków OSP należy:

dbałość o bezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznej poprzez zapewnienie

bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i odpowiedniej zdolności

przesyłowej w sieci przesyłowej elektroenergetycznej,

prowadzenie ruchu sieciowego w systemie przesyłowym w sposób efektywny, przy zachowaniu

wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej i jakości jej dostarczania oraz

koordynowanie pracy części sieci 110 kV (tzw. koordynowanej sieci 110 kV) we współpracy

z operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych,

eksploatacja, konserwacja i remonty sieci przesyłowej, instalacji i urządzeń wraz z połączeniami

z innymi systemami elektroenergetycznymi, w sposób gwarantujący niezawodność

funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,

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,

współpraca z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub przedsiębiorstwami

energetycznymi w celu niezawodnego i efektywnego funkcjonowania systemów

elektroenergetycznych oraz skoordynowania ich rozwoju,

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,

zarządzanie zdolnościami przesyłowymi połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi,

zakup usług systemowych niezbędnych do prawidłowego funkcjonowania systemu

elektroenergetycznego, niezawodności pracy tego systemu i utrzymania parametrów

jakościowych energii elektrycznej,

bilansowanie systemu elektroenergetycznego, w tym równoważenie bieżącego

zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej energii w krajowym systemie

elektroenergetycznym, zarządzanie ograniczeniami systemowymi oraz prowadzenie

z użytkownikami tego systemu rozliczeń wynikających z:

o niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z krajowego systemu

elektroenergetycznego;

o zarządzania ograniczeniami systemowymi,

prowadzenie centralnego mechanizmu bilansowania handlowego,

zarządzanie przepływami energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym w sposób

skoordynowany z innymi połączonymi systemami elektroenergetycznymi oraz, we współpracy

z operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, w koordynowanej sieci

110 kV, z uwzględnieniem technicznych ograniczeń w tym systemie,

zakup energii elektrycznej dla pokrywania strat powstałych w sieci przesyłowej podczas

przesyłania energii elektrycznej tą siecią oraz stosowanie przejrzystych i niedyskryminujących

procedur rynkowych przy zakupie tej energii,

dostarczanie użytkownikom sieci i operatorom systemów przesyłowych, 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 do uzyskania dostępu do sieci przesyłowej

i korzystania z tej sieci,

opracowywanie planów działania na wypadek zagrożenia wystąpienia awarii o znacznych

rozmiarach w systemie elektroenergetycznym oraz odbudowy tego systemu po wystąpieniu

awarii,

realizacja ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej, wprowadzonych zgodnie

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

opracowywanie normalnego układu pracy sieci przesyłowej oraz, we współpracy z operatorami

systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, normalnego układu pracy sieci dla

koordynowanej sieci 110 kV.

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

1 stycznia 2017 r. wchodzą:

256 linii o łącznej długości 14 126 km, w tym:

o 1 linia o napięciu 750 kV o długości 114 km,

o 90 linii o napięciu 400 kV o łącznej długości 6 139 km,

o 165 linii o napięciu 220 kV o łącznej długości 7 873 km,

106 stacji najwyższych napięć (NN),

podmorskie połączenie 450 kV DC Polska – Szwecja o całkowitej długości 254 km

(127 km należy do PSE).

Aktualny schemat krajowej sieci przesyłowej przedstawiono na Rys. 2-1.


Rys. 2-1 Schemat Krajowej Sieci Przesyłowej – stan na dzień 15.12.2017 r.

OLT

PKW BYDJAS

ZYD

PLE CZE

PPD

MON

GLN

PLC

GOR

DUN

SLK

ZRC

GBL

GDA

GRU

TEL

WLA

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

OST

PDEMSK

SOC

MIL

LSN

LES

OSR

ZUK

POL

CRN

MIK

HAG

VIE

MOR

KOZ

ROZPUL LSY

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

KRIBUJ

WAN

LUASIE

KHK

ROK

GRO

DBN

BLA

KED

ZBK

SWI

PAS

BOG

CPC

ALB

NOS

LIS

KOM

KAT JAM

TCN

LAG

KRA

LEM

HAL

WTO

PIA

MKR ZAM

BYCKOP

BIR

WIE

PRBCZT

MOS

PLO

WRC

KRM

REC

STO

SKA

CHA

LMS

LEGENDA

- linia 400 kV czasowo pracująca na nap. 220 kV

- linia elektroenergetyczna 750 kV



- stacje elektroenergetyczne rozdzielcze

- stacje elektroenergetyczne przyelektrowniane

- linia wyłączona

SDUSTN

ALY

- kabel stałoprądowy 450 kV

ELK

EKB


3 Założenia rozbudowy sieci przesyłowej

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 2018-2027 KPZK została

przyjęta uchwałą Rady Ministrów z dnia 13 grudnia 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.

W obowiązującej KPZK zasygnalizowano potrzebę rozwoju elektroenergetycznej sieci przesyłowej

krajowej oraz transgranicznej.

3.2 Uwarunkowania wynikające z planów zagospodarowania przestrzennego

województw (art. 16 ust. 12)

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.

Współpraca PSE z samorządami województw w zakresie spójności planu rozwoju z dokumentami

planistycznymi sporządzanymi przez te samorządy wynika wprost z zapisów ustawy Prawo

energetyczne. Na podstawie art. 16 ust. 15 Spółka konsultuje plan rozwoju z zainteresowanymi

stronami, zamieszczając projekt planu na swojej stronie internetowej i wyznaczając termin na

zgłaszanie uwag. W powyższych konsultacjach uczestniczą organy władzy samorządowej szczebla

wojewódzkiego. Plan rozwoju przedstawiany jest także zarządom województw bezpośrednio przez

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

energetyczne.

Spółka na bieżąco prowadzi też korespondencję z organami samorządów województw, uczestnicząc

w procedurze sporządzenia planów zagospodarowania przestrzennego województw. W rezultacie


w projektach planów zagospodarowania przestrzennego województw (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). Od uzgodnienia ostatniej edycji

PRSP, PSE uczestniczyły w opiniowaniu projektów planów zagospodarowania przestrzennego

8 województw: kujawsko – pomorskiego, lubuskiego, małopolskiego, mazowieckiego, podkarpackiego,

podlaskiego, pomorskiego i wielkopolskiego. W przypadku 2 województw – pomorskiego i śląskiego,

procedura zakończyła się uchwaleniem nowych planów zagospodarowania przestrzennego.

OSP w niniejszym projekcie PRSP zapewnił spójność projektu z ustaleniami nowych PZPW.

3.3 Uwarunkowania wynikające z Polityki Energetycznej Polski 2030 (art. 16

ust. 1 pkt. 3)

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 krajowej sieci przesyłowej umożliwiającej 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 krajowej sieci przesyłowej

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 2018-2027 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.


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 2027.

Dokument PRSP 2018-2027 uwzględnia kierunki rozwoju źródeł wytwórczych określone

w PEP 2030 i PEP 2050.

3.4 Uwarunkowania wynikające z 10-letniego planu rozwoju ENTSO-E TYNDP

2016 (art. 16 ust. 1 pkt. 4)

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 2016 r. Głównym celem

inwestycji ujętych w TYNDP 2016 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 2016 wynikają, między innymi, z dynamicznego rozwoju odnawialnych źródeł energii, głównie

wiatrowych, potrzeb redukcji emisji CO2 oraz likwidacji tzw. „wysp energetycznych”.

W TYNDP 2016 zawarto pięć grup (tzw. klastrów) projektów dotyczących rozwoju krajowej sieci

przesyłowej i połączeń transgranicznych. Należą do nich:

Projekt 94 „GerPol Improvements”

Celem projektu jest zwiększenie transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju

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

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

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

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

budowę przesuwników w SE Mikułowa, natomiast 50Hertz w SE Vierraden. Przesuwniki w SE Mikułowa

zostały zainstalowane w 2015 roku. Ze względu na problemy 50Hertz z budową linii 400 kV przez powiat

Uckermark, dwa przesuwniki z planowanych czterech w SE Vierraden zostaną uruchomione czasowo

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

w 2020 roku. Realizacja projektu pozwoli na wzrost zdolności importowych KSE o 500 MW oraz

zdolności eksportowych o 1 500 MW.

Projekt 123 „LitPol Link Stage II”

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

zwiększenia zdolności przesyłowej istniejącego połączenia w obu kierunkach. Dla realizacji drugiego

etapu projektu niezbędna jest budowa dodatkowych obiektów sieci przesyłowej w Polsce (linii 400 kV

Olsztyn Mątki – Ostrołęka i Ostrołęka – Stanisławów) i na Litwie. Realizacja krajowych inwestycji

związanych z drugim etapem projektu planowana jest do końca 2023 roku. Należy podkreślić, że

w chwili obecnej trwają prace analityczne mające na celu określenie adekwatnego do potrzeb rynku

rozwiązania technicznego przyszłej współpracy systemów elektroenergetycznych Polski i Litwy.

Projekt 230 „GerPol Power Bridge I”

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

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

planowania jest do końca 2023 roku. Efektem wdrożenia projektu będzie zwiększenie transgranicznych

zdolności importowych KSE o 1 500 MW oraz zdolności eksportowych o 500 MW na przekroju

synchronicznym.


Projekt 229 „GerPol Power Bridge II”

W zakresie przyszłego rozwoju transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju synchronicznym

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

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

uzależniona będzie od przyszłych warunków pracy połączonych systemów elektroenergetycznych

i potrzeb rynku. Zakłada się, że projekt pozwoli na wzrost zdolności importowych KSE o 1 500 MW na

przekroju synchronicznym.

Projekt 234 „DKE-PL-1”

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

potrzebę budowy powiązania pomiędzy Polską i Danią. Połączenie to realizowane byłoby poprzez kabel

HVDC w relacji Avedøre-Dunowo. Data realizacji tego projektu uzależniona będzie od przyszłych

potrzeb rynku. Możliwe zdolności asynchronicznej wymiany transgranicznej na tym połączeniu

szacowane są na 600 MW w obu kierunkach.

PRSP 2018 – 2027 uwzględnia wszystkie inwestycje na terytorium Polski ujęte w TYNDP 2016

w okresie do 2027 roku.

3.5 Uwarunkowania wynikające z realizacji umów przyłączeniowych oraz

określonych warunków przyłączenia do sieci przesyłowej (art. 16 ust. 11)

Według stanu na dzień 15 grudnia 2017 roku PSE miały zawarte umowy na przyłączenie nowych

jednostek wytwórczych o łącznej mocy 16098,175 MW, w tym na przyłączenie konwencjonalnych

jednostek wytwórczych 10785 MW i na przyłączenie OZE 5313,175 MW. Jednocześnie PSE podpisały

z odbiorcami jedną umowę o przyłączenie na moc 30 MW, a trzy umowy na łączną moc 220 MW są

w trakcie negocjacji.

Ponadto PSE zawarły umowy na przyłączenie transformatorów potrzeb ogólnych:

El. Rybnik TR 4 – 26,7 MW

TR El. Turów – 305 MW

W Tab. 3-1 przedstawiony został wykaz podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródeł do Krajowej

Sieci Przesyłowej. Cyklicznie aktualizowany wykaz znajduje się również na stronie internetowej.

Tab. 3-1 Podmioty ubiegające się o przyłączenie źródeł do Krajowej Sieci Przesyłowej (stan na dzień 15 grudnia 2017 r.)

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

instalacji Wnioskodawca Siedziba

Termin przyłączenia (zgodnie z Umową

przyłączeniową)

1 Słupsk Wierzbięcino 240 OZE Wiatrowe Elektrownie Sp. z o.o.

Szczecin 2016-01-31

2 Żarnowiec 90 OZE PGE Energia Odnawialna S.A.

Warszawa 2016-03-30

3 Piła Krzewina 119,5 OZE Relax Wind Park III Sp. z o.o.

Warszawa 2015-12-31

4 Słupsk Wierzbięcino 319,75 OZE Potegowo Winergy Sp. z o.o.

Warszawa 2019-12-31

5 Kozienice 1000 KJW ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o.

Świerże Górne 2017-07-31

6 Słupsk Wierzbięcino 239,5 OZE Green Power Pomorze Sp. z o.o.

Warszawa 2019-03-31

7 Żarnowiec 111 OZE WINDCOM Sp. z o.o. Choczewo 2019-12-31

8 Krajnik 190 OZE Fieldon Investments Sp. z o.o. Wiatromill Sp. K.

Warszawa 2019-12-31


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

instalacji Wnioskodawca Siedziba

Termin przyłączenia (zgodnie z Umową

przyłączeniową)

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

Puławy 2019-11-30

10 Ostrołęka 1000 KJW Elektrownia Ostrołęka S.A.

Ostrołęka 2017-12-31

11 Dunowo 250 OZE ENERTRAG-Dunowo Sp. z o.o.

Szczecin 2019-06-30

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

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

Bełchatów 2019-03-31

14 Słupsk Wierzbięcino 100 OZE EVIVA LĘBORK Sp. z o.o.

Słupsk 2016-10-31

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

Stalowa Wola 2014-09-30

16 Mikułowa 300 OZE GEO Sulików Sp. z o.o.

Gliwice 2017-12-30

17 Lublin Systemowa 500 KJW Enea Elektrownia Połaniec S.A.

Zawada 2020-06-30

18 Byczyna 910 KJW TAURON Wytwarzanie S.A.

Jaworzno 2019-03-31

19 Gdańsk Błonia 132 OZE Windfarm Polska III Sp. z o.o.

Koszalin 2015-10-15

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


21 Pelplin 1600 KJW Polenergia Elektrownia Północ Sp. z o.o.

Warszawa 2024-12-31

22 Pelplin 107,425 OZE Radan Nordwind Sp. z o.o.

Gliwice 2016-01-30

23 Kromolice 80 OZE Wind Field Wielkopolska Sp. z o.o.

Warszawa 2022-08-31

24 Stanisławów 250 OZE Wind Field Korytnica Sp. z o.o.

Warszawa 2018-09-30

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

Grudziądz 2021-06-30

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

27 Świebodzice 102,5 OZE EWG Udanin Sp. z o.o.

Legnica 2019-06-30

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

Gdańsk 2017-10-10

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

Gdańsk 2020-06-30

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

Płock 2017-12-02

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


32 Słupsk Wierzbięcino 1200 OZE Polenergia Bałtyk III Sp. z o.o.

Warszawa 2026-09-27

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

Warszawa 2020-12-31

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

Warszawa 2026-12-31

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

Rodzaj instalacji:

KJW - Konwencjonalna Jednostka Wytwórcza;

OZE – Odnawialne Źródło Energii


3.6 Uwarunkowania wynikające z realizacji innych zobowiązań, w tym

uzgodnień z OSD (art. 16 ust.12)

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 Prawo energetyczne (Art. 9c, ust. 2, pkt 5) oraz IRiESP (Warunki

korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci – pkt. 3).

Zintegrowane planowanie wymaga prowadzenia wielowariantowych analiz o charakterze iteracyjnym

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

poprzedzającym sporządzenie projektu PRSP 2018-2027 zlecono wspólnie w porozumieniu pomiędzy

PSE a poszczególnymi OSD wykonanie poniżej wykazanych analiz systemowych dotyczących

przyszłych warunków pracy sieci zamkniętej w poszczególnych obszarach KSE:

1. „Aktualizacja ekspertyzy wpływu przyłączenia obiektów pirometalurgii w KGHM Polska Miedź

S.A. Oddział Huta Miedzi Głogów na Krajowy System Elektroenergetyczny dla niepełnego

układu zasilania z sieci 110 kV (w okresie rozruchu)”;

2. „Analiza systemowa dotycząca budowy stacji NN/110 kV w rejonie miejscowości Żagań, Żary,

Jankowa Żagańska o roboczej nazwie Jankowa Żagańska”.

Przedstawione analizy zostały zrealizowane przez niezależnych ekspertów z uwzględnieniem

uzgodnionych przez operatorów założeń dotyczących przewidywanych uwarunkowań systemowych

w poszczególnych obszarach determinujących potrzeby rozwoju sieci. Wyznaczają one potencjalne

kierunki rozwoju, które należy uwzględnić w opracowywanych przez spółki układach pracy sieci 400,

220 i 110 kV oraz dokumentach planistycznych w zakresie rozbudowy lub modernizacji infrastruktury.

Oprócz tego PSE we współpracy z OSD wykonały szereg analiz systemowych, z których wnioski

stanowiły podstawę do zaplanowania odpowiednich działań rozwojowych, głównie po stronie OSD:

1. Identyfikacja zagrożeń w sieci 110 kV PGE Dystrybucja S.A. powodujących ograniczenia

w wyprowadzeniu mocy z JWCD Elektrowni Kozienice, Połaniec i Stalowa Wola;

2. Analiza wpływu wyprowadzenia mocy z Elektrowni Opole na zagrożenia w KSE;

3. „Analiza systemowa wpływu przyłączenia FW Dunowo (250 MW) oraz FW Malechowo

(160 MW) do rozdzielni 110 kV ENERGA-OPERATOR SA w SE 400/220/110 kV Dunowo na

warunki pracy KSE”;

4. „Analiza systemowa dot. zasadności budowy nowej stacji 400/110 kV Wronki”.

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

poprawy pewności zasilania poszczególnych obszarów OSD, uzgodniły i zawarły bądź są w trakcie

zawierania stosownych porozumień w zakresie potrzeb wzmacniania istniejących oraz budowy nowych

sprzężeń sieci przesyłowej 400 i 220 kV z siecią 110 kV. Poniżej przedstawiono listę nowych stacji

NN/110 kV, które wynikają z zawartych porozumień i prowadzonych uzgodnień z OSD:

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

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

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

z transformatorem 400/110 kV, 450 MVA;

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


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

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

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

z transformatorem 220/110 kV o mocy 275 MVA i nowej stacji 220/110 kV Żagań z transformatorem

220/110 kV o mocy 275 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 planach rozwoju niniejszego planu rozwoju

sporządzonego przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, w tym terminowej

realizacji skoordynowanych zadań.


4 Analiza wystarczalności generacji

Niniejszy rozdział przedstawia podsumowanie prac analitycznych związanych z opracowaniem analizy

wystarczalności generacji dla krajowego systemu elektroenergetycznego w latach 2018-2027,

wykonanej na potrzeby oceny stanu bezpieczeństwa dostarczania energii elektrycznej.

Wynikiem analizy jest prognoza bilansu mocy KSE oraz probabilistycznych wskaźników wystarczalności

generacji, tj:

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

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

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

Rozdział ten przedstawia wyniki analiz oraz kluczowe informacje na temat zastosowanych metod

analitycznych oraz przyjętych założeń.

4.1 Prognoza zapotrzebowania na moc i energię elektryczną

4.1.1 Scenariusze zapotrzebowania na moc i energię elektryczną

Przyjęto najbardziej aktualne prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną, będące

w posiadaniu PSE Prognozy zapotrzebowania zostały przygotowane na bazie dwóch ścieżek rozwoju

gospodarczego w Polsce opracowanych przez:

Ministerstwo Finansów (MF) – prognoza PKB wykonana w ramach „Wytycznych dotyczących

stosowania jednolitych wskaźników makroekonomicznych będących podstawą oszacowania

skutków finansowych projektowanych ustaw”, uwzględniono aktualizację prognozy PKB

z października 2017 r.,

Organizację Współpracy Gospodarczej i Rozwoju (OECD) – prognozy PKB przygotowane dla

wszystkich krajów członkowskich, w tym Polski, w perspektywie do roku 2060. Prognoza PKB

opracowana została w 2014 roku i zaktualizowana dla lat 2017 i 2018 w oparciu o prognozy

krótkoterminowe przygotowywane przez tą samą organizację.

Roczne przyrosty procentowe PKB Polski wykorzystane na potrzeby opracowania obu prognoz

zestawiono na poniższym wykresie (Rys. 4-1).

Rys. 4-1 Prognoza dynamiki realnego PKB Polski według OECD oraz MF


4.1.2 Prognozy krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną

Analizując dane historyczne, można zauważyć, iż następuje systematyczny wzrost zapotrzebowania na

energię ze względu na stały rozwój polskiej gospodarki. Należy przypuszczać, że wzorem gospodarek

rozwiniętych, przyrost zapotrzebowania na energię elektryczną w kraju (podobnie jak w przypadku

innych nośników energii) zacznie po okresie stosunkowo dynamicznego wzrostu, powoli się nasycać.

Prognozy krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną w okresie do 2027r. zostały

zaprezentowane na Rys. 4-1 oraz w Tab. 4-1.

Do opracowania prognoz zapotrzebowania na energię elektryczną wykorzystano metodę estymacji

i wyznaczania linii trendu na podstawie zbioru danych historycznych metodą najmniejszych kwadratów.

Metodę tą dobrano ze względu na najmniejszy błąd dopasowania modelu do danych historycznych.

Prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną wykonano opierając się na wyselekcjonowanym

zestawie zmiennych objaśniających możliwie silnie skorelowanych ze zmienną prognozowaną

(objaśnianą). Jako zmienną objaśnianą należy rozumieć, zmienną, której wartość szacowana jest na

podstawie modelu statystycznego (tj. prognoza zapotrzebowania KSE na energię elektryczną).

Zmienną objaśniającą natomiast jest zmienna, na podstawie której szacowana jest prognoza zmiennej

objaśnianej. Zbiór zmiennych objaśniających składa się zarówno z danych historycznych jak i z danych

prognozowanych, których horyzont pokrywa się z horyzontem wykonania prognozy zmiennych

objaśnianych.

Podstawową zmienną objaśniającą są ścieżki rozwoju gospodarczego w Polsce opracowane przez

Ministerstwo Finansów oraz Organizację Współpracy Gospodarczej i Rozwoju szerzej omówione

w rozdziale 4.1.1.

Zmienną objaśnianą jest zapotrzebowanie KSE na energię elektryczną netto rozumiane, jako

zapotrzebowanie brutto pomniejszone o sumę zużycia energii, jako wsad do przemian energetycznych

(w tym pompowanie wody w elektrowniach wodnych) i zużycia na potrzeby przemian energetycznych

związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej.

Wykorzystując powyższą metodę opracowano dwie prognozy:

1. wysoką – uwzględniającą prognozę PKB opracowaną przez MF,

2. stabilną – uwzględniającą prognozę PKB opracowaną przez OECD.

Rys. 4-2 Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną netto [TWh]


Prognozy przewidują redukcję udziału strat w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej, pomimo

ogólnego wzrostu zapotrzebowania. Taki przebieg można wytłumaczyć zmianą struktury systemu

elektroenergetycznego, w którym energia elektryczną będzie w przyszłości w większym stopniu

wytwarzana i konsumowana na poziomie sieci SN i niższej.

Wyniki prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną netto wyrażone w wartościach

bezwzględnych, które zostały przyjęte do analiz na lata 2018-2027 zostały przedstawione w Tab. 4-1.

Tab. 4-1 Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną netto [TWh]

Lata 2018 2020 2025 2027

stabilna 159,2 163,6 173,8 177,5

wysoka 159,3 164,8 178,8 184,4

Wartości skumulowanego średniorocznego wskaźnika wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną

w wybranych okresach przeprowadzonej analizy przedstawiono w Tab. 4-2.

Tab. 4-2 Skumulowane roczne wskaźniki wzrostu zapotrzebowania na energię w wybranych okresach [%]

Lata 2017-2020 2020-2027

stabilna 1,5 1,2

wysoka 1,7 1,6

W perspektywie do 2027 r. według prognozy stabilnej przewiduje się:

średnioroczny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2017-2027 wynoszący

1,3%,

całkowity wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2017-2027 wynoszący 13,4%.

Prognoza wysoka w perspektywie do 2027 r. charakteryzuje się:

średniorocznym wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2017-2027 na

poziomie 1,7%,

całkowitym wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2017-2027 wynoszącym

17,8%.

4.1.3 Prognozy zapotrzebowania na moc szczytową

Na potrzeby analiz opracowano roczne profile zapotrzebowania na moc w KSE w rozdzielczości

godzinowej. Godzinowe wartości mocy netto stanowią wartości mocy brutto pomniejszone o sumę

zapotrzebowania na moc w celu pokrycia potrzeb przemian energetycznych, w których wytwarzana jest

energia elektryczna oraz potrzeb wynikających z pompowania wody w elektrowniach wodnych.

Prognozę zbudowano metodą wykorzystującą znormalizowany roczny profil zapotrzebowania na moc.

Profil znormalizowano względem średniej dobowej temperatury powietrza, wykorzystując do tego

krzywe wrażliwości termicznej opracowane na podstawie godzinowego rejestru temperatur z dwunastu

miast na terenie Polski w latach 1981 - 2015.

W celu odwzorowania zmiennych warunków pogodowych, które mają wpływ na profil zapotrzebowania

na moc w KSE, wykorzystano metodę lat klimatycznych, gdzie profil znormalizowany jest

przekształcany w zależności od temperatury powietrza występującej w danym roku klimatycznym.

Metoda została szerzej opisana w punkcie 4.3.1.


W efekcie dla każdego roku, wykorzystano wiele profili zapotrzebowania, odzwierciedlających możliwe

warunki klimatyczne.

Przebieg prognoz zapotrzebowania na moc do 2027 r. został zaprezentowany na Rys. 4-3. Porównanie

obejmuje dwie prognozy – wysoką oraz stabilną. Krzywe odpowiadające wartościom maksymalnym

i minimalnym wynikają z warunków determinowanych przez lata klimatyczne.

Rys. 4-3 Prognoza zapotrzebowania na moc netto [GW]

Poniżej w tabelach przedstawiono wyniki prognozy będące średnią arytmetyczną z lat klimatycznych

2011-15.

Prognozowane średnie wartości zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie rocznym (zimowym),

wyrażone w wartościach bezwzględnych, w okresie 2018-2027, przedstawiono w Tab. 4-3.

Tab. 4-3 Prognoza średniego wzrostu zapotrzebowania na moc (netto) w szczycie rocznym [GW]

Lata 2018 2020 2025 2027

stabilna 24,5 25,3 27,0 27,6

wysoka 24,5 25,5 27,5 28,1

W perspektywie do 2027 r. według prognozy stabilnej przewiduje się:

średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc elektryczną w latach 2018-2027 wynoszący 1,46%,

całkowity wzrost zapotrzebowania na moc elektryczną w latach 2018-2027 wynoszący 15,64%.

W perspektywie do 2027 r. według prognozy wysokiej przewiduje się:


średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc elektryczną w latach 2018-2027 wynoszący 1,66%,

całkowity wzrost zapotrzebowania na moc elektryczną w latach 2018-2027 wynoszący 17,8 %.

Tab. 4-4 Prognoza średniego wzrostu zapotrzebowania na moc (netto) w szczycie letnim [GW]

LATA 2018 2020 2025 2027

stabilna 21,6 22,4 24,1 24,6

wysoka 21,6 22,6 24,6 25,3

Średnioroczny wzrost zapotrzebowania w szczycie letnim w latach 2018-2027 wynosi odpowiednio:

1,52% dla prognozy stabilnej,

1,81% dla prognozy wysokiej.

Wzrost zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie letnim w latach 2018-2027 wynosi

odpowiednio:

16,29% dla prognozy stabilnej,

19,66% dla prognozy wysokiej.

4.2 Wielkość zdolności wytwórczych

Dane do analiz dotyczące wielkości zdolności wytwórczych JWCD cieplnych oraz nJWCD

przemysłowych i zawodowych pozyskano w wyniku przeprowadzonych w grudniu 2016 r. i w marcu

2017 r. ankietyzacji krajowych przedsiębiorstw wytwórczych i inwestorów planujących budowę nowych

jednostek. Dane te zostały uaktualnione dodatkowo o informacje przekazywane przez sektor wytwórczy

na potrzeby sporządzania planów koordynacyjnych rocznych, opublikowanych na stronie PSE

w listopadzie 2017 r.

W zakresie Odnawialnych Źródeł Energii, prognozy mocy osiągalnych dla poszczególnych technologii

zostały oszacowane na podstawie wyników aukcji na sprzedaż energii elektrycznej z OZE do roku 2017

oraz spodziewanych wolumenów aukcji przeznaczonych do zakupu w latach kolejnych.

Wszystkie wartości podane w niniejszym podrozdziale dotyczą wartości mocy na początku roku

kalendarzowego.

4.2.1 JWCD cieplne

Prognozę zmian mocy osiągalnej (z uwzględnieniem planowanych wycofań i modernizacji

zwiększających moc zainstalowaną) w istniejących JWCD cieplnych przedstawiono w Tab. 4-5.

Tab. 4-5 Prognoza mocy osiągalnej (netto) w istniejących JWCD cieplnych w latach 2018-2027 [MW]

Rok 2018 2020 2025 2027

Moc osiągalna JWCD cieplne 23 072 20 382 19 744 19 336

W Tab. 4-6 przedstawiono skumulowane wartości wycofań mocy jednostek JWCD cieplnych.

Tab. 4-6 Skumulowane wartości wycofań mocy (netto) istniejących JWCD cieplnych w latach 2018 - 2027

Skumulowane wycofania mocy zainstalowanej 2020 2025 2027

Elektrownie zawodowe cieplne (JWCD) [MW] 2690 3328 3736


W obliczeniach, w latach 2018-2020, uwzględniono przyrost nowych mocy w elektrowniach cieplnych

(JWCD), które znajdują się obecnie w trakcie budowy lub dla których zakończono postępowanie

przetargowe i podpisano umowę na realizację prac budowlanych. Nie uwzględniono innych,

planowanych obecnie jednostek. Celem takiego założenia jest przedstawienie wyników wystarczalności

generacji w sytuacji, gdy nie będą prowadzone inwestycje w nowe jednostki wytwórcze.

Tab. 4-7 Moce (netto) planowanych nowych źródeł systemowych (JWCD)

Lokalizacja Moc [MW] Paliwo Rok rozpoczęcia pracy

Opole bl. 5 837 węgiel kamienny 2019

Opole bl. 6 837 węgiel kamienny 2019

Turów 451 węgiel brunatny 2020

Jaworzno 846 węgiel kamienny 2019

Stalowa Wola 455 gaz ziemny 2020

Żerań 490 gaz ziemny 2020

Razem 3 916

4.2.2 nJWCD zawodowe

Prognozę zmian mocy osiągalnej jednostek nJWCD z grupy elektrociepłowni zawodowych

przedstawiono w Tab. 4-8.

Tab. 4-8 Prognoza mocy osiągalnej (netto) w nJWCD zawodowych w latach 2018 - 2027

Rok 2018 2020 2025 2027

Moc osiągalna nJWCD zawodowe 5829 5722 5048 4845

4.2.3 nJWCD przemysłowe

Prognozę zmian mocy osiągalnej jednostek nJWCD z grupy elektrociepłowni przemysłowych

przedstawiono w Tab. 4-9.

Tab. 4-9 Prognoza mocy osiągalnej (netto) w nJWCD przemysłowych w latach 2018 - 2027

Rok 2018 2020 2025 2027

Moc osiągalna nJWCD przemysłowe

1933 2047 2026 2000

4.2.4 Elektrownie wiatrowe

W prognozie przyjęto zarówno rozwój morskich jak i lądowych farm wiatrowych. Ukończenie

i przyłączenie do sieci pierwszych morskich farm wiatrowych założono na rok 2028. Prognoza zmian

mocy osiągalnej FW została przestawiona w Tab. 4-10.

Tab. 4-10 Prognoza mocy osiągalnej (netto) farm wiatrowych morskich i lądowych w latach 2018 - 2027

Rok 2018 2020 2025 2027

Moc osiągalna FW lądowych 5773 5773 5923 5923

Moc osiągalna FW morskich - - - -


4.2.5 Elektrownie fotowoltaiczne

Prognoza zmian mocy osiągalnej elektrowni fotowoltaicznych została przestawiona w Tab. 4-11.

Tab. 4-11 Prognoza mocy osiągalnej (netto) źródeł fotowoltaicznych latach 2018 - 2027

Rok 2018 2020 2025 2027

Moc osiągalna PV 253 793 1393 1543

4.2.6 Źródła na biomasę i biogaz

Prognoza zmian mocy osiągalnej źródeł na biomasę i biogaz została przestawiona w Tab. 4-12.

Tab. 4-12 Prognoza mocy osiągalnej (netto) źródeł na biomasę i biogaz w latach 2018 - 2027

Rok 2018 2020 2025 2027

Moc osiągalna źródeł na biomasę i biogaz 695 695 866 866

4.2.7 Elektrownie wodne przepływowe

Prognoza zmian mocy osiągalnej elektrowni wodnych przepływowych została przestawiona w Tab.

4-13.

Tab. 4-13 Prognoza mocy osiągalnej (netto) oraz produkcji energii elektrycznej z grupy elektrowni wodnych przepływowych w latach 2018 - 2027

Rok 2018 2020 2025 2027

Moc osiągalna elektrowni wodnych przepływowych

693 700 700 700

4.2.8 Elektrownie szczytowo-pompowe

Przyjęto utrzymanie obecnego potencjału elektrowni szczytowo-pompowych (ESP). Prognoza mocy

osiągalnej ESP została przestawiona w Tab. 4-14.

Tab. 4-14 Prognoza mocy osiągalnej (netto*) w JWCD z grupy ESP w latach 2018 - 2027

Rok 2018 2020 2025 2027

Moc osiągalna ESP 1696 1696 1696 1696

*) Moc netto rozumiana jako moc chwilowa

4.2.9 Energetyka jądrowa

W zakresie energetyki jądrowej, podstawowo nie założono budowy źródeł w rozpatrywanym horyzoncie

analizy bilansowej. Celem takiego założenia jest przedstawienie wyników wystarczalności generacji

w sytuacji, gdy nie będą prowadzone inwestycje w nowe jednostki wytwórcze.


4.3 Metodyka analiz bilansowych

4.3.1 Scenariusze lat klimatycznych

Krajowy System Elektroenergetyczny jest coraz bardziej czuły na zmiany warunków pogodowych.

Aby realistycznie przewidzieć możliwe przyszłe zdarzenia mające wpływ na sytuację bilansową

w systemie, konieczne jest uwzględnienie danych obejmujących szeroki zakres możliwych kombinacji,

uwzględniających zarówno warunki klimatyczne "normalne" jak i "skrajne".

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

analiz takich jak Mid-Term Adequacy Forecast (MAF) czy Ten-Year Network Development Plan

(TYNDP). Metoda pozwala na odwzorowanie w przyszłości zmiennych warunków pogodowych

obserwowanych w ubiegłych latach. Każdy rok klimatyczny charakteryzuje się współzależnymi

parametrami określającymi warunki hydrologiczne, wietrzne, nasłonecznienia i temperaturę

zewnętrzną, co umożliwia ocenę pracy KSE z uwzględnieniem jednoczesności występowania tych

zjawisk.

Na potrzeby analizy, dla każdej z dwóch prognoz zapotrzebowania na energię i moc, opracowano profile

godzinowe lat klimatycznych 2011-2015. Okres ten stanowi odpowiednią próbę z uwagi na fakt

zróżnicowania zarówno pod względem temperatur zimowych jak i letnich. Rozszerzanie okresu

i dodawanie kolejnych lat klimatycznych nie wpłynęłoby istotnie na wynik analizy. Na Rys. 4-4

przedstawiono wykres średnich miesięcznych temperatur z lat 2011-2015.

Rys. 4-4 Średnie miesięczne temperatury w latach klimatycznych 2011-2015


4.3.2 Remonty JWCD

Założenia dotyczące remontów jednostek wytwórczych JWCD w latach 2018 – 2021 wykonano na

podstawie zgłoszeń sektora wytwórczego do Planów Koordynacyjnych Rocznych na lata 2018-2021.

Plany remontowe na lata późniejsze określono na podstawie danych ankietowych.

4.3.3 Profile pracy nJWCD

Na potrzeby analizy opracowano profile pracy jednostek nJWCD przy wykorzystaniu dwóch źródeł, to

jest danych Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) oraz informacji dostarczonych przez Agencję

Rynku Energii (ARE).

Wartości korekcyjnych współczynników wykorzystania mocy zainstalowanej dla jednostek zawodowych

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

pomiarowych OSP. Wyznaczono krzywe termosensytywności opisujące relację obciążenia w funkcji

temperatury. Dla każdego miesiąca w roku zastosowano odrębną krzywą termosensytywności na

podstawie danych historycznych z lat 2011-2015.

Wartości współczynników wykorzystania mocy zainstalowanej dla pozostałych jednostek nJWCD

opracowane zostały na podstawie danych udostępnionych przez ARE. Zidentyfikowano dane dotyczące

współczynników dyspozycyjności jednostek wytwórczych nJWCD z lat 2011-2015, z podziałem na

poszczególne rodzaje jednostek tj.:

zawodowe gazowe,

przemysłowe węglowe,

przemysłowe gazowe,

biogazowe.

Dane dostosowano do wykorzystywanej w modelu granulacji godzinowej. Otrzymano krzywe

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

z wymienionych powyżej kategorii, w postaci współczynników uwzględniających zarówno remonty jak

i nieprzewidziane przestoje.

Na Rys. 4-5 przedstawiono średnie wartości współczynników wykorzystania mocy źródeł nJWCD

zawodowych węglowych z lat klimatycznych 2011-2015.

Rys. 4-5 Średnie wartości współczynników wykorzystania mocy zainstalowanej jednostek nJWCD węglowych zawodowych dla lat klimatycznych 2011-2015


4.3.4 Profile pracy OZE

Profile pracy farm wiatrowych morskich, lądowych oraz fotowoltaiki wykorzystane w obliczeniach zostały

zaczerpnięte z bazy danych ENTSO-E. Na potrzeby określenia warunków pogodowych, ENTSO-E

korzysta ze specjalnie dedykowanej bazy danych klimatycznych - Pan-European Climatic Database

(PECD). Dla każdej z powyższych technologii, zastosowano godzinowy profil wykorzystania mocy

zainstalowanej, odpowiadający warunkom pogodowym, odpowiednio: wietrzności lub nasłonecznienia

w latach klimatycznych 2011 - 2015.

W poniższych tabelach (Tab. 4-15, Tab. 4-16, Tab. 4-17) przedstawiono uśrednione miesięczne

wskaźniki wykorzystania mocy dla źródeł wiatrowych lądowych, wiatrowych morskich oraz

fotowoltaicznych opracowanych na podstawie danych pozyskanych z baz ENTSO-E.

Tab. 4-15 Średnie miesięczne wskaźniki wykorzystania mocy lądowych źródeł wiatrowych dla lat klimatycznych 2011-2015

STY LUT MAR KWI MAJ CZE LIP SIE WRZ PAŹ LIS GRU

2011 0,25 0,32 0,26 0,28 0,18 0,21 0,20 0,21 0,23 0,26 0,20 0,45

2012 0,34 0,28 0,26 0,26 0,20 0,21 0,20 0,16 0,20 0,22 0,25 0,23

2013 0,24 0,17 0,29 0,19 0,17 0,16 0,14 0,14 0,20 0,25 0,24 0,39

2014 0,37 0,30 0,24 0,19 0,24 0,15 0,20 0,18 0,19 0,22 0,18 0,32

2015 0,40 0,23 0,25 0,27 0,21 0,16 0,27 0,18 0,23 0,20 0,35 0,40

Średnia 0,32 0,26 0,26 0,24 0,20 0,18 0,20 0,18 0,21 0,23 0,24 0,36

Tab. 4-16 Średnie miesięczne wskaźniki wykorzystania mocy morskich źródeł wiatrowych dla lat klimatycznych 2011-2015


2011 0,28 0,44 0,36 0,44 0,28 0,30 0,30 0,31 0,32 0,35 0,21 0,58

2012 0,43 0,40 0,38 0,31 0,38 0,29 0,25 0,20 0,26 0,30 0,30 0,31

2013 0,33 0,26 0,39 0,33 0,28 0,22 0,17 0,21 0,23 0,37 0,30 0,46

2014 0,46 0,44 0,32 0,41 0,28 0,18 0,31 0,27 0,30 0,26 0,24 0,42

2015 0,47 0,35 0,40 0,30 0,28 0,23 0,37 0,28 0,30 0,26 0,45 0,55

Średnia 0,39 0,38 0,37 0,36 0,30 0,25 0,28 0,25 0,28 0,31 0,30 0,46

Tab. 4-17 Średnie miesięczne wskaźniki wykorzystania mocy źródeł fotowoltaicznych dla lat klimatycznych 2011-2015


2011 0,03 0,06 0,11 0,14 0,16 0,16 0,14 0,14 0,12 0,08 0,05 0,03

2012 0,03 0,06 0,10 0,13 0,16 0,16 0,16 0,15 0,11 0,08 0,04 0,02

2013 0,03 0,05 0,10 0,13 0,15 0,16 0,17 0,15 0,11 0,08 0,03 0,03

2014 0,03 0,07 0,10 0,14 0,15 0,16 0,16 0,14 0,11 0,08 0,04 0,02

2015 0,03 0,06 0,10 0,13 0,15 0,17 0,16 0,15 0,11 0,07 0,04 0,03

Średnia 0,03 0,06 0,10 0,13 0,16 0,16 0,16 0,15 0,11 0,08 0,04 0,03


Na Rys. 4-6 przedstawiono średnie wartości współczynników wykorzystania mocy dla jednostek

fotowoltaicznych, wiatrowych lądowych oraz wiatrowych morskich z lat klimatycznych 2011-2015.

Rys. 4-6 Średnie współczynniki wykorzystania mocy OZE dla lat klimatycznych 2011 - 2015

4.3.5 Wymiana transgraniczna

Wielkości maksymalnej mocy importu na połączeniach transgranicznych przyjęto biorąc pod uwagę

aktualnie dostępne możliwości przesyłowe, planowane inwestycje oraz wyniki analiz rynkowych.

Wartości przyjęte zestawiono w poniższej tabeli (Tab. 4-18).

Tab. 4-18 Wielkości połączeń transgranicznych w latach 2018 - 2027

Połączenie Jednostka 2018-2019 2020-2024 2025-2027

Przekrój synchroniczny MW 500 500 1300

SE-PL MW 540 350 500

LT-PL MW 450 300 300

4.3.6 Praca DSR

Moce dostępne w ramach usługi DSR (redukcji zapotrzebowania) przyjęto na podstawie wyników

przeprowadzonego w pierwszej połowie 2017 r. przetargu na program gwarantowany redukcji

zapotrzebowania na polecenie Operatora Systemu Przesyłowego. Usługa ta dostępna jest

w określonych godzinach w ciągu doby, wynikających z podpisanych z dostawcami umów. W wyniku

przeprowadzonego przetargu, PSE pozyskały następujący poziom mocy redukcji w programie

gwarantowanym:

w pakiecie letnim 361 MW (z możliwością zwiększenia mocy redukcji przez wykonawców do

462,05 MW),

w pakiecie zimowym 315 MW (z możliwością zwiększenia do 414,05 MW).

Zakontraktowana usługa gwarantowana może być aktywowana 14 razy w ciągu roku, 7 razy w okresie

letnim i 7 razy w okresie zimowym.


Należy także zaznaczyć, że DSR jest środkiem zaradczym o ograniczonym czasie trwania. Rozkładając

pozyskany wolumen mocy, otrzymujemy:

175 MW w pakiecie letnim – na pełny 8-godzinny okres,

245 MW w pakiecie zimowym – na pełny 4-godzinny okres.

Zakontraktowana usługa obowiązuje do połowy 2018 roku. Od początku lipca 2018 r. przyjęto brak

usługi DSR.

4.3.7 Analiza bilansowa

W ramach wykonanej analizy bilansowej opracowano bilanse zapotrzebowania na moc dla każdego

dnia w roku w przedziałach godzinowych. Obliczenia wykonano na podstawie założeń dotyczących

generacji jednostek wytwórczych opisanych w rozdziałach 4.2 i 4.3.

W celu szczegółowego odwzorowania wpływu warunków pogodowych i temperatury otoczenia na

wyniki wykonanych bilansów mocy, w modelu wykorzystano dane historyczne z pięciu lat klimatycznych

(2011 – 2015), które przełożyły się na: przyszłe prognozowane zapotrzebowanie, profile generacji

jednostek OZE oraz nJWCD.

4.3.8 Analiza niezawodności systemu elektroenergetycznego

4.3.8.1. COPT

W celu przeprowadzenia analiz awaryjności źródeł wytwórczych i związanego z tym

prawdopodobieństwa niezbilansowania systemu elektroenergetycznego opracowano model

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

Table) oraz dystrybuanty mocy dyspozycyjnej.

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

okresów w roku – letniego i zimowego. Parametry niezawodnościowe (wskaźnik FOR) określone zostały

na podstawie danych historycznych dla grup elektrowni w zależności od typu i rodzaju głównego obiegu

chłodzenia.

Wynikiem modelu jest tabela prawdopodobieństw stanów systemu. Zawiera ona rozkład

prawdopodobieństwa poszczególnych stanów systemu – wielkości ubytków. Na tej podstawie możliwa

jest analiza niezawodności systemu wytwórczego m.in. obliczenie parametrów niezawodnościowych

LOLE i LOLP oraz wykreślanie dystrybuanty mocy dyspozycyjnej.

Rys. 4-7 Przykładowa dystrybuanta stanów sytemu - ubytków mocy dla roku 2018 [MW]


Do obliczeń tabeli prawdopodobieństw stanów systemu (prawdopodobieństwa awarii określonego

wolumenu mocy) użyto metody rekurencyjnej. W metodzie tej, do systemu dodaje się iteracyjnie kolejne

jednostki wytwórcze. Po każdym zwiększeniu mocy oblicza się wartości dystrybuanty

prawdopodobieństwa ubytków awaryjnych za pomocą poniższej zależności. Obliczenia powtarza się aż

do uwzględnienie pełnej mocy wytwórczej w KSE.

𝑝(𝑥) = (1 − 𝐹𝑂𝑅𝑖) ∙ 𝑝′(𝑋) + 𝐹𝑂𝑅𝑖 ∙ 𝑝′(𝑋 − 𝑃𝑖) (1)

gdzie:

𝑝(𝑥) – prawdopodobieństwo awaryjnego ubytku mocy w wysokości X po dołączeniu i-tej jednostki,

𝑝′(𝑥) – prawdopodobieństwo awaryjnego ubytku mocy w wysokości X przed dołączeniem i-tej jednostki,

P – moc elektryczna jednostki,

𝐹𝑂𝑅 – wskaźnik awaryjności jednostki.

Wartość wskaźników awaryjności poszczególnych jednostek wytwórczych JWCD zostały określone na

podstawie, zgłaszanych przez wytwórców planów koordynacyjnych PKR, PKM, PKD, WPKD oraz

historycznych ubytków mocy wynikających z rzeczywistej pracy poszczególnych jednostek

wytwórczych. Wskaźnik awaryjności dla analizowanych okresów w roku (lato, zima) wyznaczono

zgodnie z poniższą zależnością:

𝐹𝑂𝑅 =𝑇𝑈

𝑇 − 𝑇𝑃

Gdzie:

𝑇𝑈 – suma godzin występowania ubytków elektrownianych oraz sieciowych w dniach roboczych

w okresie,

𝑇 – ilość godzin w dniach roboczych w okresie,

𝑇𝑃 – ilość godzin remontów planowych w dniach roboczych w okresie.

Suma liczby godzin występowania ubytków elektrownianych oraz sieciowych uwzględnia godziny

zgłoszone w ramach WPKD oraz te, które wystąpiły bez uprzednich zgłoszeń. W ramach analizy

uwzględniono ubytki występujące jedynie w dniach roboczych.

W celu przetestowania modelu tabela prawdopodobieństw stanów systemu została obliczona za

pomocą metody symulacyjnej. W metodzie użyto próbki o wielkości 50 000. Porównanie wyników

(Rys. 4-8 i Rys. 4-9) obu metod wskazuje na poprawność modelu.


Rys. 4-8 Porównanie rozkładów prawdopodobieństwa stanów systemu otrzymanych dla metody rekurencyjnej i symulacyjnej.

Rys. 4-9 Porównanie dystrybuant prawdopodobieństwa stanów systemu otrzymanych dla metody rekurencyjnej i symulacyjnej.


4.3.8.2. Wyznaczanie wskaźników niezawodnościowych systemu

Ocena niezawodności systemu elektroenergetycznego związana jest z zapewnieniem wystarczającej

ilości źródeł wytwórczych pozwalających na pokrycie zapotrzebowania na moc w określonym czasie.

W celu określenia niezawodności wyznaczone zostały następujące wskaźniki:

LOLP (Loss of Load Probability) – parametr, który określa prawdopodobieństwo wystąpienia sytuacji,

w której zapotrzebowanie przekroczy zdolność wytwórczą systemu w danym okresie.

𝐿𝑂𝐿𝑃(𝑍𝑘) = 𝑃 {𝑃𝑑𝑦𝑠 < 𝑍𝑘}

gdzie:

P – prawdopodobieństwo, że zdolność wytwórcza systemu jest mniejsza od zapotrzebowania,

Pdys – moc dyspozycyjna systemu,

Zk – zapotrzebowanie systemu.

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

wyznaczone zostały dodatkowo parametry LOLE i EENS.

LOLE (Loss of Load Expectation) – jest to oczekiwana sumaryczna liczba godzin w danym okresie (np.

roku), w którym zdolność wytwórcza nie zapewnia pokrycia zapotrzebowania w systemie

elektroenergetycznym (LOLE jest równoznaczne z sumarycznym czasem trwania deficytów mocy

w danym okresie).

𝐿𝑂𝐿𝐸 = ∑ ∆𝑡𝑘𝐿𝑂𝐿𝑃(

𝑎

𝑘=1

𝑍𝑘)

gdzie:

a – koniec rozpatrywanego okresu,

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

EENS (Expected Energy Not Supplied) – oczekiwana wartość/ilość niedostarczonej energii odbiorcom,

wynikająca z zapotrzebowania przewyższającego zdolność wytwórczą systemu, na potrzeby analizy

wyznaczona zgodnie ze wzorem poniżej.

𝐸𝐸𝑁𝑆 = ∑ ∆𝑡𝑘

𝑎

𝑘=1

∑ ∆𝐴𝑖 ∑ 𝑝(𝑥)

𝑃𝑧,𝑖

𝑥=𝑃𝑖

10

𝑖=1

gdzie:

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

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

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

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

mocy z sąsiednich systemów.


4.4 Wyniki przeprowadzonych analiz

4.4.1 Wyniki analizy niezawodności systemu elektroenergetycznego

Dla każdego z analizowanych lat klimatycznych, wyznaczono średnie, minimalne i maksymalne

wartości współczynnika niezawodności wytwarzania LOLE oraz EENS w horyzoncie do 2027 r. Jako

standard bezpieczeństwa przyjęto poziom LOLE w wysokości 3 godzin na rok, rozumiany jako

dopuszczalny sumaryczny czas trwania deficytów mocy w rozpatrywanym okresie.

4.4.1.1. Wskaźniki LOLE dla prognozy wysokiej

Wskaźnik LOLE dla prognozy wysokiej przedstawiono na Rys. 4-10 i Rys. 4-11. Wartości wskaźnika

LOLE w latach 2018 – 2027 nie przekraczają 14 h/rok.

Rys. 4-10 Średnie wartości współczynnika LOLE [h/rok] w latach 2018-2027 wg, prognozy wysokiej

Rys. 4-11 Wskaźniki LOLE [h/rok] dla lat 2018 - 2027 w zależności od lat klimatycznych dla prognozy wysokiej


4.4.1.2. Wskaźniki LOLE przy scenariuszu stabilnym

Wskaźnik LOLE dla prognozy stabilnej przedstawiono na Rys. 4-12 i Rys. 4-13. Wartości wskaźnika

LOLE w latach 2018 – 2027 dla prognozy stabilnej osiągają niższe wartości (maksimum 4,1 h/rok

w 2027 roku), niż dla prognozy wysokiej.

Rys. 4-12 Średnie wartości współczynnika LOLE [h/rok] w latach 2018 -2027 wg. prognozy stabilnej

Rys. 4-13 Wskaźniki LOLE [h/rok] dla lat 2018 - 2027 w zależności od lat klimatycznych dla prognozy stabilnej


4.4.1.3. Wskaźniki EENS dla prognozy wysokiej

Wartości współczynnika EENS dla prognozy wysokiej przedstawiono na Rys. 4-14 i Rys. 4-15.

Rys. 4-14 Średnie wartości współczynnika EENS [MWh/rok] w latach 2018-2027 wg. prognozy wysokiej

Rys. 4-15 Wskaźniki EENS [MWh/rok] dla lat 2018 - 2027 w zależności od lat klimatycznych dla prognozy wysokiej


4.4.1.4. Wskaźniki EENS dla prognozy stabilnej

Wartości współczynnika EENS dla prognozy stabilnej przedstawiono na Rys. 4-16 i Rys. 4-17.

Rys. 4-16 Średnie wartości współczynnika EENS [MWh/rok] w latach 2018-2027 wg. prognozy stabilnej

Rys. 4-17 Wskaźniki EENS [MWh/rok] dla lat 2018 - 2027 w zależności od lat klimatycznych dla prognozy stabilnej


4.5 Wnioski

Analizę wykonano dla dwóch fundamentalnych prognoz zapotrzebowania na energię i moc.

Historyczny, kilkuletni trend charakteryzuje się mniejszymi wartościami, jednak w ostatnich latach

obserwujemy znaczną tendencję wzrostową – istotnie wyższą niż trend kilkuletni. Zostało to

odzwierciedlone w przyjętych prognozach fundamentalnych.

Analiza obejmuje tylko jednostki wytwórcze istniejące oraz nowe, dla których, dokonano wyboru

wykonawcy. Nie zdecydowano się na uwzględnienie innych projektów inwestycyjnych (będących na

wcześniejszym etapie). Celem jest przedstawienie wystarczalności generacji i wynikającego z niej

zapotrzebowania na ilość oraz rodzaj zasobów wytwórczych. Jako wyjątek, przyjęto zdeterminowany

rozwój mocy w źródłach fotowoltaicznych oraz morskich elektrowniach wiatrowych. Wynika to

z konieczności zachowania spójności z pan-europejskimi analizami wystarczalności generacji

prowadzonymi przez ENTSO-E (MAF).

Analiza w zakresie wykorzystywanej metody jest zgodna z pan-europejską analizą wystarczalności

generacji prowadzaną przez ENTSO-E. Należy zwrócić jednak uwagę, że MAF jest obecnie

prowadzony dla dwóch lat kalendarzowych tj. roku 2020 i 2025, stąd bazy danych zbudowane na

potrzeby MAF obejmują tylko te dwa lata. W niniejszej analizie zastosowano uproszczone podejście do

mocy połączeń transgranicznych, zapewniając jednak, że nie jest ona niższa niż w MAF. W zakresie

czynników krajowych rozszerzono i rozwinięto metody zastosowane w MAF, uzyskując bardziej

dokładne wyniki.

Założono, że począwszy od roku 2021, w Polsce będzie funkcjonował rynek mocy. Dlatego dane na

temat mocy wytwórczych przyjęto przy założeniu modernizacji jednostek zgodnie z deklaracjami ich

operatorów w tzw. „scenariuszu modernizacyjnym”.

Do roku 2020, wyniki analizy są zadowalające i nie przekraczają ogólnie przyjętych dopuszczalnych

wskaźników bezpieczeństwa. Niemniej jednak należy zwrócić uwagę na następujące fakty:

połączenia transgraniczne mają istotny udział w zapewnieniu odpowiedniego poziomu

wystarczalności,

założenie braku opóźnień oddawania do eksploatacji nowych jednostek w stosunku do

deklarowanych obecnie terminów oraz założenie aktualnie deklarowanych terminów modernizacji

obecnych jednostek,

część jednostek wytwórczych wciąż może zostać odstawiona z powodów ekonomicznych, czekając

na wprowadzenie rynku mocy lub uznając, że ich pozycja rynkowa nie pozwala na skuteczne

konkurowanie na tym rynku.

Po roku 2021, standardy bezpieczeństwa są nieznaczenie przekraczane, jednak, należy założyć,

że w tym okresie będzie funkcjonował rynek mocy, który w optymalny ekonomicznie sposób zapewni

wystarczalność generacji.

Wartości wskaźnika LOLE wskazują, że w tym okresie wystąpi zapotrzebowanie na źródła, przy

jednoczesnym małym współczynniku wykorzystania mocy. Naturalnie wskazuje to na zasoby elastyczne

takie jak odpowiedź strony popytowej (lub elastyczność cenowa popytu sama w sobie), magazyny

energii lub źródła na paliwa płynne lub gazowe. Jednostki podstawowe są uzasadnione w późniejszym

okresie lub w przypadku wyłączeń obecnych jednostek węglowych z powodów ekonomicznych.

Wyniki analizy dla roku 2020 i 2025 są co do zasady zgodne z MAF, różnice wynikają z aktualizacji

założeń w zakresie nowych jednostek wytwórczych oraz dokładniejszego odzwierciedlenia specyfiki

KSE.


5 Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie 2018 – 2027

(art. 16 ust. 2) (art. 16 ust. 7 pkt 7)

W niniejszym rozdziale przedstawiono planowane zamierzenia inwestycyjne w okresie 2018 – 2027.

Zamierzenia inwestycyjne zestawione są według następujących grup:

Grupa I zamierzenia z zakresu teleinformatyki;

Grupa II zamierzenia związane z budową, rozbudową i modernizacją obiektów sieci przesyłowej;

Grupa III zamierzenia związane z budową, rozbudową i modernizacją obiektów sieci przesyłowej

po roku 2022;

Grupa IV zamierzenia związane z budynkami i budowlami;

Grupa V zamierzenia związane z zakupami gotowych dóbr inwestycyjnych;

Grupa VI zamierzenia związane z zakupem obiektów sieciowych i regulowaniem stanu prawnego

nieruchomości;

Grupa VII przygotowanie zamierzeń i zadań inwestycyjnych do późniejszej realizacji, także

wykraczającej poza perspektywę dziesięcioletnią;

W (Tab. 5-1) podano planowane lata rozpoczęcia i zakończenia dla zamierzeń z grup od I do IV. Należy

zaznaczyć, że zamierzenia zaplanowane w grupie III, w drugiej pięciolatce mogą zostać przesunięte na

lata wcześniejsze w zależności od uwarunkowań zewnętrznych oraz decyzji inwestorów.

Tab. 5-1 Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie 2018-2027

Grupa i nr

Nazwa zamierzenia/zadania.

Okres realizacji

Planowany rok rozpoczęcia

Planowany rok zakończenia

I Teleinformatyka

I.1 Rozwój systemów teleinformatycznych w obszarze zarządzania rynkiem energii

I.1.1 Opracowanie i wdrożenie narzędzi informatycznych wspierających bilansowanie handlowo-techniczne

zadanie stałe zadanie stałe

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

2015 2021

I.3 Dostawa i wdrożenie Nowego Systemu Centralnego SCADA/EMS 2019 2021

I.4 Budowa systemu IT dla Rynku Mocy (STORM) /poprzednia nazwa: Budowa Rynku Mocy/

2017 2021

I.5 Modernizacja wielkoformatowej ściany graficznej w Podstawowym Punkcie Dyspozytorskim Krajowej Dyspozycji Mocy

2018 2019

I.6 Rozwój systemów teleinformatycznych w obszarze sterowania dyspozytorskiego

I.6.1 Modernizacja systemów dyspozytorskich 2006 2020

I.7 Zakup oprogramowania i licencji producentów oprogramowania zadanie stałe zadanie stałe

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

I.8.1 Rozwój systemów opartych na rozwiązaniach SAP zadanie stałe zadanie stałe

I.8.2 Wdrożenie Systemu Obsługi Faktur Elektronicznych (e-Faktur) 2018 2018

I.8.3 Rozwój funkcjonalności Systemu Zarządzania Projektami 2018 2022

I.8.4 Rozwój narzędzi wspierających proces zarządzania ryzykiem 2018 2022

I.8.5 Modyfikacje funkcjonalności systemu Asset Management 2017 2022

I.8.6 Rozwój systemów Workflow 2017 2022

I.9 Rozwój platformy sprzętowej systemów informatycznych PSE

I.9.1 Platforma sprzętowa systemów informatycznych PSE zadanie stałe zadanie stałe


Grupa i nr


Okres realizacji



I.9.2 Modernizacja platformy sprzętowej systemu Dyster 2018 2020

I.9.3 Platforma sprzętowa systemu MMS 2018 2019

I.10 Modernizacja makiet synoptycznych w ODM-ach 2017 2019

I.11 Modernizacja systemu wizualizacji sal konferencyjnych 2018 2018

I.12 Modernizacja sieci IP w biurach PSE w Bydgoszczy, Katowicach, Poznaniu i Radomiu 2015 2018

I.13 Modernizacja sieci LAN w CPD PSE 2018 2020

I.14 Modernizacja pomieszczeń telekomunikacji/serwerowni/zasilania gwarantowanego w siedzibie PSE w Bydgoszczy

2015 2019

I.15 Migracja RCPD do nowej lokalizacji

I.15.1 Budowa RCPD 2016 2021

I.15.2 Uruchomienie węzła teletransmisyjnego w nowej lokalizacji RCPD 2020 2020

I.16 Modernizacja systemów łączności 2017 2019

I.17 Rozbudowa systemu monitorowania włókien światłowodowych 2015 2018

I.18 Modernizacja systemu telezabezpieczeń na liniach elektroenergetycznych 2017 2019

I.19 Modernizacja systemów zasilania urządzeń teleinformatycznych 2017 2022

I.20 Modernizacja systemów klimatyzacji w stacjach elektroenergetycznych 2017 2019

I.21 Systemy w zakresie bezpieczeństwa IT

I.21.1 Wdrożenie systemu do zarządzania kontami uprzywilejowanymi w systemach IT [PIM] 2017 2022

I.21.2 Wdrożenie systemu do zarządzania tożsamością i uprawnieniami w systemach IT

[IGA] 2017 2022

I.21.3 Rozbudowa sprzętowa i usługowa CERT PSE 2018 2018

II Budowa, rozbudowa i modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych

INWESTYCJE REALIZOWANE

P1 Program strategiczny „Wyprowadzenie mocy z El. Kozienice wraz z poprawą warunków zasilania północno-wschodniej Polski”

II.1 Budowa linii 400 kV Kozienice-Siedlce Ujrzanów 2013 2018

II.2 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220/110 kV Kozienice w zakresie rozdzielni 400 kV

2014 2018

II.3 Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Olsztyn Mątki 2013 2019

II.4 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Olsztyn Mątki 2015 2018

II.5

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

2017 2020

II.6 Budowa linii 400 kV Kozienice-Miłosna 2017 2021

II.7 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Miłosna 2017 2021

II.8 Modernizacja linii 220 kV Kozienice-Rożki 2017 2020

II.9 Modernizacja linii 220 kV Rożki-Kielce 2017 2020

II.10

Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów wraz rozbudową stacji 400 kV Stanisławów oraz stacji 400/220/110 kV Ostrołęka oraz z wprowadzeniem do stacji 400(220)/110 kV Wyszków /poprzednia nazwa: Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Stanisławów wraz z wprowadzeniem do stacji 400(220)/110 kV Wyszków/

2017 2023

II.11 Budowa stacji 400(220)/110 kV Wyszków /poprzednia nazwa: Budowa stacji 400(220)/110 kV Wyszków wraz z wprowadzeniem linii 220 kV Ostrołęka-Miłosna/

2017 2021

II.12 Budowa linii 400 kV Kozienice-Ołtarzew 2014 2028

P2 Program strategiczny „Wyprowadzenie mocy z El. Turów wraz z poprawą warunków zasilania południowo-zachodniej Polski”


Grupa i nr


Okres realizacji



II.13 Budowa linii 400 kV od stacji 400/110 kV Czarna do stacji 220/110 kV Polkowice

2013 2019

II.14 Rozbudowa stacji 400/110 kV Czarna w zakresie rozdzielni 400 kV 2013 2019

II.15 Rozbudowa stacji 220/110 kV Polkowice o rozdzielnię 400 kV 2013 2019

II.16 Modernizacja stacji 220/110 kV Żukowice 2016 2020

II.17 Modernizacja stacji 220/110 kV Leśniów - etap II 2015 2019

II.18 Budowa linii 400 kV Mikułowa-Czarna 2015 2022

II.19 Budowa linii 400 kV Czarna-Pasikurowice 2015 2022

II.20 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220/110 kV Mikułowa 2014 2019

II.21 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Mikułowa dla wprowadzenia linii 400 kV 2017 2020

II.22 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Mikułowa dla przyłączenia bloku nr 11 El. Turów 2017 2020

II.23 Rozbudowa stacji 400/110 kV Pasikurowice w związku z wprowadzeniem linii 400 kV i wymianą transformatora 400/110 kV

2017 2021

II.24 Budowa linii 400 kV Mikułowa-Świebodzice wraz z rozbudową stacji 400/220/110 kV Świebodzice i stacji 400/220/110 kV Mikułowa /poprzednia nazwa: Budowa linii 400 kV Mikułowa-Świebodzice/

2017 2023

P3 Program strategiczny „Wyprowadzenie mocy z El. Dolna Odra i OZE wraz z poprawą warunków zasilania północno-zachodniej Polski”

II.25 Budowa linii 400 kV Bydgoszcz Zachód-Piła Krzewina 2012 2018

II.26 Rozbudowa stacji 220/110 kV Bydgoszcz Zachód o rozdzielnię 400 kV 2015 2018

II.27 Rozbudowa stacji 220/110 kV Piła Krzewina o rozdzielnię 400 kV 2015 2019

II.28 Budowa linii 400 kV Piła Krzewina-Plewiska 2015 2021

II.29 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220 kV Krajnik 2014 2019

II.30 Budowa linii 400 kV Baczyna-Krajnik 2015 2021

II.31 Budowa stacji 400/110 kV Baczyna wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Krajnik-Plewiska

2016 2022

II.32 Budowa linii 400 kV Baczyna-Plewiska 2017 2024

II.33

Rozbudowa stacji 400/110 kV Baczyna w związku z wprowadzeniem linii 400 kV Baczyna-Plewiska oraz instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej /poprzednia nazwa: Rozbudowa stacji 400/110 kV Baczyna dla wprowadzenia linii 400 kV Baczyna-Plewiska/

2017 2022

II.34 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Plewiska 2017 2022

II.35 Rozbudowa rozdzielni 400 kV i 110 kV w stacji 400/220/110 kV Dunowo wraz z instalacją transformatorów 400/110 kV

2015 2020

P4 Program strategiczny „Wyprowadzenie mocy z OZE wraz z poprawą warunków zasilania północnej Polski”

II.36 Rozbudowa rozdzielni 400 kV w stacji 400/110 kV Ostrów wraz z instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej

2014 2018

II.37 Uruchomienie drugiego toru linii 400 kV Kromolice-Plewiska wraz z utworzeniem gwiazdy 220 kV relacji Plewiska-Konin z odczepem do Poznań Południe

2016 2019

II.38 Budowa linii 400 kV Jasiniec-Grudziądz Węgrowo 2014 2020

II.39 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Grudziądz Węgrowo 2014 2019

II.40 Rozbudowa stacji 220/110 kV Jasiniec o rozdzielnię 400 kV 2015 2019

II.41 Budowa linii 400 kV Pątnów-Jasiniec 2014 2020

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

2016 2020

II.43 Budowa linii 400 kV Żydowo Kierzkowo-Słupsk 2013 2020

II.44 Budowa stacji 400/110 kV Żydowo Kierzkowo wraz z instalacją transformatora 220/110 kV

2013 2020


Grupa i nr


Okres realizacji



II.45 Budowa linii 400 kV Gdańsk Przyjaźń-Żydowo Kierzkowo 2013 2019

II.46 Budowa stacji 400/110 kV Gdańsk Przyjaźń wraz z wprowadzeniem jednego toru linii 400 kV Gdańsk Błonia-Żarnowiec

2016 2020

II.47 Budowa linii 400 kV Grudziądz Węgrowo-Pelplin-Gdańsk Przyjaźń 2014 2020

II.48 Budowa stacji 400(220)/110 kV Pelplin wraz z instalacją transformatora 220/110 kV 2014 2019

II.49 Podwieszenie drugiego toru 400 kV na linii Ostrów-Kromolice wraz z rozbudową stacji 400/110 kV Ostrów i stacji 400/110 kV Kromolice /poprzednia nazwa: Podwieszenie drugiego toru 400 kV na linii Ostrów-Kromolice/

2017 2020

P5 Program strategiczny „Wyprowadzenie mocy z El. Bełchatów wraz z poprawą warunków zasilania centralnej Polski”

II.50 Modernizacja stacji 220/110 kV Pabianice 2013 2018

II.51 Modernizacja stacji 220/110 kV Konin 2015 2020

II.52 Modernizacja linii 220 kV Janów-Zgierz-Adamów - etap I 2017 2021

II.53 Modernizacja linii 220 kV Janów-Rogowiec, Rogowiec-Piotrków

2017 2022

II.54 Przebudowa linii 400 kV Pasikurowice-Dobrzeń-Trębaczew-Joachimów /poprzednia nazwa: Budowa linii 400 kV Pasikurowice-Dobrzeń-Joachimów/

2017 2025

II.55 Modernizacja linii 220 kV Rogowiec-Pabianice 2017 2023

II.56 Modernizacja linii 220 kV Janów-Zgierz-Adamów - etap II 2017 2023

P6 Program obszarowy „Północ”

II.57 Rozbudowa stacji 220/110 kV Glinki 2013 2018

II.58 Budowa linii 220 kV Glinki-Recław 2013 2020

II.59 Rozbudowa stacji 110 kV Recław o rozdzielnię 220 kV 2017 2020

II.60 Modernizacja odkupionej od ENEA Operator Sp. z o.o. linii 220 kV Morzyczyn-Recław

2016 2020

II.61 Budowa linii 220 kV Pomorzany - nacięcie linii Krajnik-Glinki 2014 2020

II.62 Rozbudowa stacji 110 kV Pomorzany o rozdzielnię 220 kV 2014 2020

II.63 Przebudowa linii 220 kV Krajnik-Glinki 2015 2021

II.64 Modernizacja populacji transformatorów - etap V 2013 2020

II.65 Modernizacja populacji transformatorów - etap VI 2016 2020

II.66 Modernizacja populacji transformatorów - etap VII 2017 2022

II.67 Wymiana transformatorów wraz z dostosowaniem infrastruktury w stacjach 220/110 kV: Olsztyn I, Toruń Elana

2017 2020

II.68 Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej w stacjach: Narew, Olsztyn Mątki, Ostrów, Rzeszów, Siedlce Ujrzanów, Tarnów

2014 2020

II.69 Rozbudowa stacji 220/110 kV Adamów 2015 2018

II.70 Rozbudowa stacji 400/110 kV Gdańsk Błonia dla przyłączenia FW Jasna

2013 2020

II.71 Modernizacja stacji 220/110 kV Czerwonak 2015 2019

II.72 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 220/110 kV Piaseczno 2015 2019

II.73 Instalacja dławików uziemiających w stacji 400/110 kV Ełk Bis 2016 2018

II.74 Budowa stacji 220/110 kV Praga (Żerań) wraz z wprowadzeniem linii 220 kV Miłosna-Mory

2017 2022

II.75 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 220/110 kV Mory dla przyłączenia PKP Energetyka

2017 2018

II.76 Dostosowanie linii 220 kV Ołtarzew-Mory do większych przesyłów mocy (likwidacja ograniczeń zwisowych)

2017 2020

II.77 Modernizacja stacji 400/110 kV Narew w zakresie obwodów wtórnych 2017 2018

II.78 Budowa systemu monitorowania pracy systemu elektroenergetycznego typu WAMS 2017 2019


Grupa i nr


Okres realizacji



P7 Program obszarowy „Południe”

II.79 Rozbudowa stacji 400/110 kV Tarnów wraz z instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej

2015 2018

II.80 Budowa linii 220 kV Radkowice-Kielce Piaski 2011 2018

II.81 Rozbudowa stacji 220/110 kV Radkowice 2011 2018

II.82 Rozbudowa stacji 220/110 kV Kielce Piaski 2011 2018

II.83 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Wielopole dla przyłączenia autotransformatora 400/110 kV

2017 2020

II.84 Budowa linii 400 kV Skawina-nacięcie linii Tarnów-Tucznawa, Rzeszów-Tucznawa

2013 2022

II.85 Rozbudowa stacji 220/110 kV Skawina o rozdzielnię 400 kV i 110 kV

2013 2022

II.86 Rozbudowa stacji (400)/220/110 kV Skawina w celu przełączenia bloku nr 3 El. Skawina

2017 2018

II.87 Rozbudowa i modernizacja stacji Byczyna wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Tucznawa-Tarnów (Skawina) w związku z przyłączeniem bloku Jaworzno II

2013 2019

II.88 Rozbudowa stacji 400/110 kV Dobrzeń w związku z przyłączeniem bloków nr 5 i 6 El. Opole

2015 2019

II.89 Modernizacja stacji 400/220 kV Joachimów 2016 2019

II.90 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

2016 2018

II.91 Rozbudowa i modernizacja stacji 750/400/110 kV Rzeszów wraz z instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej

2017 2020

II.92 Modernizacja obwodów pierwotnych rozdzielni 220 kV w stacji 220/110 kV Klikowa

2014 2019

II.93 Modernizacja stacji 220/110 kV Halemba 2013 2022

II.94 Modernizacja linii 220 kV Byczyna-Jamki, Byczyna-Koksochemia 2016 2019

II.95 Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych OPGW na wybranych liniach 220 kV i 400 kV - etap II (pakiet I)

2016 2018

II.96 Program wymiany izolatorów na liniach i stacjach elektroenergetycznych NN 2015 2018

II.97 Wdrożenie systemów ochrony technicznej w stacjach NN: Abramowice, Bieruń, Ełk, Gorzów Wielkopolski, Joachimów, Klikowa, Komorowice, Łagisza, Piotrków Trybunalski, Poręba, Rokitnica, Wanda, Zamość

2015 2018

II.98 Rozbudowa systemów ochrony technicznej w wybranych stacjach NN: Adamów, Miłosna, Mory, Mościska, Plewiska, Poznań Południe, Trębaczew, Wielopole, Żarnowiec

2016 2018

II.99 Budowa linii 400 kV Chełm-Lublin Systemowa 2016 2022

II.100 Rozbudowa stacji 220/110 kV Chełm 2017 2022

II.101 Rozbudowa stacji 400/110 kV Lublin Systemowa 2017 2022

II.102 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Łagisza/ Wrzosowa 2017 2020

II.103 Modernizacja linii 220 kV Byczyna-Siersza 2017 2020

II.104 Wymiana istniejących autotransformatorów w stacji 220/110 kV Kopanina na jednostki 275 MVA

2017 2019

II.105 Instalacja drugiego autotransformatora w stacji 220/110 kV Siersza 2017 2020

II.106 Wymiana transformatorów wraz z dostosowaniem infrastruktury w stacjach 220/110 kV: Radkowice, Zamość

2017 2020

INWESTYCJE PLANOWANE

II.107 Dostosowanie stacji 400(220)/110 kV Żydowo Kierzkowo wraz z wprowadzeniem linii 220 kV ze stacji Piła Krzewina i stacji Dunowo

2018 2022


Grupa i nr


Okres realizacji



II.108 Budowa powiązania sieci 400 kV i 220 kV w aglomeracji łódzkiej /poprzednia nazwa: Rozbudowa stacji 220/110 kV Janów o rozdzielnię 400 kV wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Rogowiec-Płock/

2018 2023

II.109 Modernizacja stacji 400/220 kV Rogowiec /poprzednio 2 zadania: Modernizacja stacji 400/220 kV Rogowiec w zakresie rozdzielni 400 kV oraz Modernizacja stacji 400/220 kV Rogowiec w zakresie rozdzielni 220 kV/

2018 2025

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

2018 2019

II.111 Modernizacja stacji 400/110 kV Mościska 2020 2022

II.112 Rozbudowa stacji 220/110 kV Sochaczew 2018 2021

II.113 Modernizacja stacji 220/110 kV Rożki 2018 2021

II.114 Modernizacja stacji 400/220/110 kV Wielopole 2019 2025

II.115 Modernizacja stacji 400/110 kV Trębaczew w zakresie instalacji SUG 2018 2019

II.116 Modernizacja stacji 400/110 kV Tucznawa 2018 2022

II.117 Modernizacja stacji 220/110 kV Wrzosowa 2019 2022

II.118 Modernizacja stacji 220/110 kV Aniołów 2021 2023

II.119 Modernizacja stacji 220/110 kV Łośnice 2021 2024

II.120 Modernizacja stacji 220/110 kV Poręba 2019 2021

II.121 Modernizacja stacji 750/400/110 kV Rzeszów w zakresie rozdzielni 750 kV

2020 2024

II.122 Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych OPGW na wybranych liniach 220 kV i 400 kV - etap II (pakiet III)

2020 2021

II.123 Wymiana przewodu odgromowego na OPGW na linii 220 kV Rożki-Puławy 2019 2020

II.124 Wymiana przewodu odgromowego na OPGW na linii 220 kV Kozienice-Puławy 2019 2020

II.125 Wymiana przewodu odgromowego OPGW na linii 400 kV Połaniec-Rzeszów 2019 2020

II.126 Wymiana przewodu odgromowego OPGW na linii 220 kV Puławy-Abramowice 2018 2019

II.127 Wymiana przewodu odgromowego na OPGW na linii 220 kV Połaniec-Chmielów tor II 2018 2019

II.128 Modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych. Komponenty stacyjne dla ZKO PSE /poprzednia nazwa: Modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych. Komponenty stacyjne dla Oddziałów PSE/

zadanie stałe zadanie stałe

II.129 Instalacja systemów monitorowania obciążalności w liniach NN 2017 2023

III Budowa, rozbudowa i modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych do realizacji po roku 2022

III.1 Budowa linii 400 kV Dunowo-Żydowo Kierzkowo 2023 2027

III.2 Budowa linii 400 kV Piła Krzewina-Żydowo Kierzkowo 2023 2027

III.3 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Rogowiec 2 2024 2024

III.4 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Łośnice 2023 2023

III.5 Modernizacja linii 400 kV Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2023 2026

III.6 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

2026 2027

III.7 Modernizacja linii 220 kV Wielopole-Moszczenica 2023 2023

III.8 Modernizacja linii 400 kV Żarnowiec-Gdańsk/Gdańsk Przyjaźń-Gdańsk Błonia w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2026 2027

III.9 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Dunowo w związku z wprowadzeniem toru nr 1 linii 400 kV Dunowo-Żydowo Kierzkowo oraz instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej

2026 2027

III.10 Rozbudowa i modernizacja stacji Piła Krzewina w związku z wprowadzeniem linii 400 kV, instalacją transformatorów 400/110 kV oraz urządzeń do kompensacji mocy biernej

2025 2027

III.11 Modernizacja linii 220 kV Kielce-Radkowice 2024 2024


Grupa i nr


Okres realizacji



III.12 Modernizacja linii 220 (400) kV Krajnik-Vierraden w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2023 2023

III.13 Rozbudowa stacji 400/110 kV Żydowo Kierzkowo wraz z instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej

2023 2023

III.14 Rozbudowa /dostosowanie stacji 400/220/110 kV Jasiniec wraz z instalacją autotransformatora 400/110 kV i urządzeń do kompensacji mocy biernej oraz utworzeniem relacji liniowej 220 kV Grudziądz Węgrowo-Bydgoszcz Zachód

2023 2024

III.15 Rozbudowa stacji 400/110 kV Żarnowiec dla przyłączenia MFW Baltica 2026 2026

III.16 Rozbudowa stacji 400/110 kV Gdańsk Błonia dla przyłączenia bloku G-P El. Gdańsk 2023 2023

III.17 Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia MFW Bałtyk Środkowy i FW Wierzbięcin

2023 2023

III.18 Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia FW Drzeżewo IV 2023 2023

III.19 Rozbudowa stacji 400/110 kV Lublin Systemowa dla przyłączenia bloku El. Łęczna 2023 2023

III.20 Rozbudowa stacji 220 kV Puławy dla przyłączenia bloku Grupy Azoty Zakładów Azotowych "PUŁAWY" S.A.

2023 2023

III.21 Modernizacja linii 220 kV Miłosna-Praga (Żerań) w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2027 2027

III.22 Modernizacja linii 220 kV Abramowice-Puławy w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2026 2027

III.23 Modernizacja linii 220 kV Byczyna-Bieruń-Komorowice w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2026 2027

III.24 Modernizacja linii 220 kV Jamki-Łagisza w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2027 2027

III.25 Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej - etap II 2023 2027

III.26 Modernizacja linii 220 kV Mikułowa-Leśniów 2023 2024

III.27 Modernizacja linii 220 kV Mikułowa-Polkowice w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2026 2027

III.28 Modernizacja linii 220 kV Mikułowa-Cieplice w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2025 2025

III.29 Modernizacja stacji 220/110 kV Leszno Gronowo - etap II 2023 2023

III.30 Modernizacja linii 220 kV Krajnik-Morzyczyn 2024 2024

III.31 Modernizacja linii 400 kV Krajnik-Morzyczyn w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2025 2025

III.32 Modernizacja linii 220 kV Pątnów-Konin w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2027 2027

III.33 Modernizacja linii 220 kV Adamów-Konin tor I 2026 2026

III.34 Modernizacja linii 220 kV Adamów-Konin tor II 2025 2025

III.35 Modernizacja linii 400 kV Rogowiec-Płock w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2026 2026

III.36 Modernizacja linii 400 kV Rogowiec-Ołtarzew w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2027 2027

III.37 Modernizacja linii 400 kV Grudziądz Węgrowo-Płock w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2025 2025

III.38 Modernizacja linii 220 kV Grudziądz Węgrowo-Toruń Elana w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2024 2024

III.39 Modernizacja linii 400 kV Płock-Miłosna (Ołtarzew) w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2027 2027

III.40 Modernizacja linii 220 kV Miłosna-Ostrołęka na odcinku Miłosna-Stanisławów w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2023 2023

III.41 Modernizacja populacji transformatorów - etap VIII 2023 2027

III.42 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/110 kV Gdańsk Błonia w związku ze zmianą układu zasilania Zakładów LOTOS S.A.

2023 2023

III.43 Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia FW Słupsk 2023 2023


Grupa i nr


Okres realizacji



III.44 Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia FW Potęgowo 2023 2023

III.45 Instalacja transformatora 400/110 kV w stacji 400/110 kV Słupsk w związku z przyłączeniem farm wiatrowych

2027 2027

III.46 Rozbudowa stacji 400/110 kV Baczyna dla przyłączenia FW Strzelce Krajeńskie II 2023 2023

III.47 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/110 kV Kromolice dla przyłączenia FW Wielkopolska

2023 2023

III.48 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 220/110 kV Adamów dla przyłączenia Zakładów Miranda

2023 2023

III.49 Modernizacja linii 400 kV Morzyczyn-Dunowo-Słupsk-Żarnowiec 2023 2025

III.50 Rozbudowa rozdzielni 400 kV w stacji 400/110 kV Pelplin w celu przyłączenia Elektrowni Północ

2023 2023

III.51 Rozbudowa stacji 400/220/110 kV Grudziądz Węgrowo w celu przyłączenia bloku nr 2 w Elektrowni Grudziądz

2024 2024

III.52 Modernizacja linii 220 kV Morzyczyn-Police - etap II 2027 2027

III.53 Modernizacja stacji przekształtnikowej AC/DC Słupsk 2026 2027

III.54 Budowa stacji 400/220 kV Puławy Azoty 2026 2027

III.55 Budowa linii 400 kV od stacji Puławy Azoty do nacięcia linii Kozienice-Lublin Systemowa

2026 2027

III.56 Budowa linii 400 kV od stacji Puławy Azoty do nacięcia linii Kozienice-Ostrowiec 2026 2027

III.57 Modernizacja linii 220 kV Groszowice-Ząbkowice w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2025 2025

III.58 Modernizacja linii 220 kV Joachimów-Huta Częstochowa w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

2024 2024

III.59 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 400/220/110 kV Mikułowa dla przyłączenia FW Mikułowa

2023 2023

III.60 Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 220/110 kV Świebodzice dla przyłączenia FW Udanin II

2023 2023

III.61 Rozbudowa rozdzielni 400 kV w stacji elektroenergetycznej 400/110 kV Czarna w celu przyłączenia instalacji PCC Rokita S.A. do sieci przesyłowej.

2023 2023

III.62 Modernizacja linii 220 kV Blachownia-Łagisza 2026 2026

III.63 Rozbudowa stacji 220/110 kV Blachownia wraz z wprowadzeniem linii 220 kV Groszowice-Kędzierzyn

2023 2025

III.64 Modernizacja stacji 220/110 kV Adamów 2024 2025

III.65 Modernizacja stacji 220/110 kV Chmielów 2023 2026

III.66 Modernizacja stacji 220/110 kV Ełk 2024 2024

III.67 Modernizacja stacji 400/220 kV Joachimów w zakresie obwodów wtórnych 2024 2026

III.68 Modernizacja stacji 220/110 kV Kędzierzyn 2024 2026

III.69 Modernizacja stacji 400/220 kV Kielce 2024 2026

III.70 Modernizacja stacji 220/110 kV Komorowice 2024 2026

III.71 Modernizacja stacji 400/220/110 kV Kozienice w zakresie rozdzielni 220 kV i 110 kV 2024 2027

III.72 Modernizacja stacji 400/110 kV Krosno Iskrzynia 2024 2026

III.73 Modernizacja stacji 400/110 kV Ostrowiec 2024 2027

III.74 Modernizacja stacji 400/220/110/15 kV Połaniec 2024 2026

III.75 Modernizacja stacji 400/110 kV Rokitnica 2026 2027

III.76 Modernizacja stacji 400/110 kV Tarnów 2024 2027

III.77 Modernizacja stacji 220/110 kV Toruń Elana 2024 2026


Grupa i nr


Okres realizacji



III.78 Modernizacja stacji 220/110 kV Zamość 2023 2024

IV Budynki i budowle

IV.1

Modernizacja systemu telewizji dozorowej (CCTV) oraz systemu kontroli dostępu w siedzibie PSE /poprzednia nazwa: Modernizacja systemu telewizji dozorowej (CCTV) w siedzibie PSE/

2015 2019

IV.2 Aranżacja pomieszczeń w siedzibie PSE 2016 2018

IV.3 Dostawa opraw oświetleniowych LED i wymiana w siedzibie PSE 2017 2018

IV.4 Wykonanie instalacji wodociągowej do uzupełniania niedoboru wody w zewnętrznych zbiornikach wodnych w siedzibie PSE

2017 2018

IV.5 Modernizacja systemów technicznych w sali 122/W w siedzibie PSE 2018 2018

IV.6 Modernizacja instalacji chłodniczej w funkcję „free cooling” w siedzibie PSE 2018 2018

IV.7 Budowa budynku biurowego na terenie „rezerwy” w Konstancinie-Jeziornie 2017 2020

IV.8 Nadbudowa budynku „B” siedziby PSE 2017 2018

IV.9 Rearanżacja budynku "W" i "A" siedziby PSE 2017 2018

IV.10 Budowa budynku dla ODM Warszawa oraz na potrzeby pracowników zlokalizowanych w budynku Eurocentrum

2018 2022

IV.11 Budowa nowej siedziby i zagospodarowanie nieruchomości PSE w Radomiu /poprzednia nazwa: Optymalne zagospodarowanie nieruchomości w siedzibie PSE w Radomiu/

2014 2020

IV.12 Modernizacja węzła cieplnego w budynku B1 w siedzibie PSE w Katowicach 2018 2019

IV.13 Modernizacja dachu budynku B4 i B5 w siedzibie PSE w Katowicach 2017 2018

IV.14 Wymiana stolarki w budynkach B1 i B2 w siedzibie PSE w Katowicach 2020 2020

IV.15 Modernizacja systemu klimatyzacji i wentylacji centralnej w budynku B5 w siedzibie PSE.w Katowicach

2020 2021

IV.16 Termomodernizacja elewacji budynku B1 w siedzibie PSE w Katowicach 2021 2022

IV.17 Modernizacja pomieszczeń III p. budynku administracyjnego siedziby PSE w Bydgoszczy

2016 2018

IV.18 Modernizacja pomieszczeń ODM w Bydgoszczy 2016 2019

IV.19 Budowa nowego ogrodzenia siedziby PSE w Bydgoszczy 2016 2019

IV.20 Instalacja infrastruktury sieciowej na III p. i parterze w budynku administracyjnym siedziby PSE w Bydgoszczy

2017 2018

IV.21 Budowa i wymiana systemów bezpieczeństwa SSWiN i SKD w siedzibie PSE w Bydgoszczy

2017 2022

IV.22 Wdrożenie systemu elektronicznej rejestracji wydawania kluczy w siedzibie PSE w Bydgoszczy

2019 2019

IV.23 Modernizacja instalacji kanalizacyjnych, elektrycznych i ciepłowniczych w budynku technicznym siedziby PSE w Bydgoszczy

2018 2020

IV.24 Modernizacja punktu dyspozytorskiego ODM w Poznaniu 2016 2018

IV.25 Modernizacja instalacji c.o. i wod-kan. w budynkach i na terenie siedziby PSE w Poznaniu

2017 2019

IV.26 Modernizacja elewacji, naświetli piwnicznych wraz z infrastrukturą odwodnienia deszczowego i instalacją odgromową w budynku głównym siedziby PSE w Poznaniu

2020 2022

IV.27 Modernizacja instalacji hydrantowej w budynkach siedziby PSE w Poznaniu 2017 2019

IV.28 Wyposażenie budynków siedziby PSE w Poznaniu w przeciwpożarowe wyłączniki zasilania elektrycznego

2015 2019

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 zadanie stałe zadanie stałe


Grupa i nr


Okres realizacji



VI Zakup obiektów sieciowych i regulowanie stanu prawnego nieruchomości

VI.1 Regulowanie stanu prawnego nieruchomości na stacjach elektroenergetycznych zadanie stałe zadanie stałe

VII Przygotowanie zamierzeń i zadań inwestycyjnych

VII.1 Modernizacja linii 220 kV Pątnów-Włocławek Azoty w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy

VII.2 Zakup centralnego systemu monitoringu dla nowych autotransformatorów, przesuwników fazowych i dławików

VII.3 Modernizacja rozliczeniowych układów pomiarowych

VII.4 Montaż dodatkowych zabezpieczeń w układzie odwodnienia stanowisk AT1 i AT2 na terenie stacji Polkowice

VII.5 Budowa zbiorników wody do celów przeciwpożarowych na stacjach PSE S.A.

VII.6 Budowa wiat na pojemniki do selektywnego gromadzenia odpadów na stacjach PSE S.A.

VII.7 Budowa magazynów odpadów na stacjach PSE S.A.

VII.8 Budowa nowych studni głębinowych na terenie stacji PSE S.A.

VII.9 Budowa Centrum Zarządzania Bezpieczeństwem fizycznym i osobowym infrastruktury krytycznej

VII.10 Budowa traktu optycznego - drogi rezerwowej na potrzeby RCPD (Vogla-stacja Miłosna)

VII.11 Utworzenie Centrum Alarmowego SOT PSE S.A.

VII.12 Program przebudowy segmentacji sieci komputerowej

VII.13 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

VII.14 Modernizacja linii 400 kV Krajnik-Baczyna na odcinkach wykorzystujących istniejące linie 400 kV Krajnik-Morzyczyn, Krajnik-Plewiska

VII.15 Budowa stacji 220/110 kV Kutno wraz z wprowadzeniem linii 220 kV Konin-Sochaczew

VII.16 Budowa stacji 400/110 kV Elbląg wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki

VII.17 Prace przygotowawcze związane z rozwojem połączeń transgranicznych

VII.18 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/220/110 kV Gdańsk I dla przyłączenia linii 110 kV ENERGA-OPERATOR S.A.

VII.19 Budowa stacji 220/110 kV Żagań wraz z wprowadzeniem linii 220 kV

VII.20 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

VII.21 Budowa linii 2 × 400 + 220 kV Byczyna-Podborze

VII.22 Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/110 kV Krosno Iskrzynia dla przyłączenia linii 110 kV PGE Dystrybucja S.A.

Suma planowanych nakładów w latach 2018 – 2027 wynosi 12 384,4 mln zł w cenach stałych 2017 r.


6 Efekty realizacji zaplanowanych zadań inwestycyjnych

W tym rozdziale przedstawiono planowane efekty rzeczowe, wpływ planowanych zamierzeń na

efektywność wykorzystania energii, przewidywane efekty systemowe oraz efekty finansowe.

6.1 Planowane efekty rzeczowe

W wyniku realizacji planowanych zamierzeń, w roku 2022 zostaną zakończone zadania zaznaczone na

Rys. 6-1.

Rys. 6-1 Schemat sieci przesyłowej 400 i 220 kV – inwestycje planowane do zakończenia do końca roku 2022

400 kV

750 kV

220 kV

400 kV tymczasowo pracująca na napięciu 220 kV

kabel stałoprądowy 450 kV

Legenda:

nowa inwestycja sieciowa

inwestycje kontynuowane po roku 2022

BYD

JAS

CZE

PPD

MON

GLN

PLC

GOR

DUN

SLK

ZRC

GBL

GDA

GRU

TEL

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

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

PIO

PAB

BEK

TRE

ROG

JOA

LOS

TAW

ATA

KLA

KRI

WAN

LUASIE

ROK

GRO

DBN

ZBK

SWI

PAS

BOG

CPC

ALBNOS

TCN

KRA

LEM

KRM

OLT

SKA

MORWTO

LSY

PKW

OST

BLA

REC

POM

KED

CHAWIE

LAG

BUJKOM

BIR

HAL

KATJAM

KHK

MOS

LIS

LMS

MIL

STN

BYC

BCS

ZDK

ALY

WLA

PLP

GDP

WRC

JAN

ZGI

KOP

WYS

PLEPRG

STO

Wymagania w zakresie rozwoju KSP w perspektywie

2022

MKR ZAM

ZYD

ELK

EKB

ANI

HCZ

WRZ

PRB

CZT


W wyniku realizacji planowanych zamierzeń do końcu roku 2027 zostaną zakończone zadania

zaznaczone na Rys. 6-2.

Rys. 6-2 Schemat sieci przesyłowej 400 i 220 kV – inwestycje planowane do zakończenia do końca roku 2027

Realizacja zamierzeń rozwojowych ujętych w niniejszym planie w okresie 2018-2027 wraz

z przewidywanym rozwojem sektora wytwórczego w sposób istotny zmieni strukturę sieci i rozkład mocy

w KSE. W roku 2027 w stosunku do roku 2017 nastąpi:

przyrost długości torów linii 400 kV o 3 861 km;

redukcja długości torów linii 220 kV o 1 455 km (likwidacje 1531 km, budowa nowych 76 km);

zwiększenie zdolności transformacji pomiędzy poszczególnymi poziomami napięć:

400/220 kV – przyrost o 2 000 MVA;

400/110 kV – przyrost o 7 920 MVA (likwidacje 330 MVA, nowe 8 250 MVA);

220/110 kV – przyrost o 7 335 MVA (likwidacje 3 270 MVA, nowe 10 605 MVA);

zwiększenie zdolności regulacyjne mocy biernej.

Na poniższych rysunkach zobrazowano ww. przewidywane zmiany w strukturze KSP.

400 kV

750 kV

220 kV

400 kV tymczasowo pracująca na napięciu 220 kV

kabel stałoprądowy 450 kV

Legenda:

Wymagania w zakresie rozwoju KSP w okresie 2023-2027

BYD

JAS

CZE

PPD

MON

GLN

PLC

GOR

DUN

SLK

ZRC

GBL

GDA

GRU

TEL

PAT

KON

ADA

OLM

OLS

PLO

PDEMSK

SOC

LSN

LES

OSRZUK

POL

CRN

MIK

HAG

VIE

PIA

SDU

KOZ

ROZ PUL

ABRCHS

NAR

OSC

DOB

STW

CHM

PEL

RZE

BGC

KPK

RAD

KIE

PIO

PAB

BEK

TRE

ROG

JOAANI

HCZ

WRZ

LOS

TAW

ATA

KLA

KRI

WAN

LUASIE

ROK

GRO

DBN

ZBK

SWI

PAS

BOG

CPC

ALBNOS

TCN

KRA

LEM

KRM

OLT

SKA

MORWTO

LSY

PKW

OST

BLA

REC

POM

KED

CHAWIE

LAG

HAL

KATJAM

KHK

LIS

LMS

MIL

STN

BYC

BCS

ZDK

ALY

EKB

WLA

PLP

GDP

WRC

JAN

ZGI

KOP

WYS

PLE

STO

nowa inwestycja sieciowa

inwestycje kontynuowane po roku 2027

MKR ZAM

PRG

ELK

BUJ

BIRMOS

PRB

CZT

KOM


Rys. 6-3 Budowa nowych linii przesyłowych NN i likwidacje linii 220 kV na tle linii istniejących [km]

Rys. 6-4 Modernizacje linii przesyłowych NN [km]

Rys. 6-5 Zmiany w zakresie zdolności transformacji pomiędzy poszczególnymi poziomami napięć KSE [MVA]

62667873

3861 76

-4000

-2000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

LINIE 400 kV LINIE 220 kV

ZMIANY W ZAKRESIE DŁUGOŚCI TORÓW LINII W LATACH 2018-2027 WG NAPIĘĆ

ISTNIEJĄCE NOWE PLANOWANE DO LIKWIDACJI

1756

2105

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

LINIE 400 kV LINIE 220 kV

DŁUGOŚCI TORÓW MODERNIZOWANYCH LINII W LATACH 2018-2027 WG NAPIĘĆ

16120 1662819510

2000

8250

10605

-5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

400/220 kV 400/110 kV 220/110 kV

ZMIANY W ZAKRESIE ZDOLNOŚCI TRANSFORMACJI MOCY POMIĘDZY NAPIĘCIAMI W LATACH 2018-2027

ISTNIEJĄCE NOWE PLANOWANE DO LIKWIDACJI


6.2 Przewidywane efekty systemowe

Zdefiniowany w przedmiotowym dokumencie planistycznym rozwój sieci NN zapewni:

wystarczające zdolności przesyłowe wynikające z prognozowanego do 2027 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;

ograniczenie generacji wymuszonej względami pracy sieci przesyłowej;

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.

6.3 Efekty finansowe

W strukturze nakładów główną grupę stanowią nakłady na budowę, rozbudowę i modernizację obiektów

sieci przesyłowej – ok. 95% całkowitych nakładów dla okresu 2018-2027. Obejmuje ona zamierzenia

inwestycyjne kontynuowane z lat poprzednich oraz planowane w perspektywie dziesięcioletniej.

Strukturę planowanych nakładów w latach 2018-2027 przedstawiono na Rys. 6-6.

Rys. 6-6 Struktura planowanych nakładów

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

NAKŁADY W LATACH [tys. PLN]

BUDOWA, ROZBUDOWA I MODERNIZACJA SIECI POZOSTAŁE


Realizacja zamierzeń zaplanowanych w niniejszym Planie rozwoju wraz z budową wymienionych

w planie jednostek wytwórczych ma na celu:

zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w stanach normalnych

i w stanach (n – 1) pracy sieci przesyłowej;

zapewnienie bezpieczeństwa pracy sieci, przyłączenia i wyprowadzenia mocy ze źródeł

wytwórczych;

pokrycie prognozowanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną.


7 Przedsięwzięcia racjonalizujące zużycie energii elektrycznej

(art. 16 ust. 7 pkt 4)

7.1 Opłata mocowa

Realizując zadania, o których mowa w art. 16 ust. 7 pkt 4 ustawy Pe, PSE przygotowują się do

wdrożenia zapisów ustawy o rynku mocy, która zakłada między innymi, że dla odbiorców innych niż

odbiorcy końcowi w gospodarstwach domowych, opłata mocowa będzie naliczana w zależności od

wolumenu energii elektrycznej pobieranej w wybranych godzinach doby.

Taka konstrukcja opłaty mocowej, w połączeniu z obowiązkiem Prezesa URE do wyznaczenia

wybranych godzin doby, jako przypadające na godziny szczytowego zapotrzebowania na moc

w systemie, skłaniać będzie odbiorców przemysłowych do ograniczania zużycia energii elektrycznej

w godzinach szczytowego zapotrzebowania na moc w KSE oraz do przenoszenia zużycia na godziny

pozaszczytowe.

Dzięki temu, po rozpoczęciu pobierania opłaty mocowej w roku 2021, w dłuższej perspektywie

spodziewać się można racjonalizacji zużycia energii elektrycznej przez odbiorców, w tym także

z wykorzystaniem magazynowania energii elektrycznej oraz innowacyjnych metod zarządzania

produkcją. Takie działania powinny przyczynić się do wypłaszczenia dobowej krzywej zapotrzebowania

na moc w KSE, a co za tym idzie do zwiększenia wykorzystania mocy źródeł wytwórczych i ograniczenia

wymaganego poziomu mocy szczytowej.

7.2 Rozwój elektromobilności

Przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 16 marca 2017 r. Plan Rozwoju Elektromobilności w Polsce

wyznacza cel 1 mln pojazdów elektrycznych w Polsce do roku 2025 r. Osiągnięcie tego celu wiązało się

będzie z dodatkowym popytem na moc i energię elektryczną i stworzeniem odpowiednich warunków dla

rozwoju elektromobilności. Rozwój elektromobilności jest również szansą na rozwój systemów

magazynowania energii.

PSE prowadzą oraz planują działania obejmujące analizy spodziewanego zapotrzebowania na moc

i energię elektryczną generowanego przez rozwijający się sektor elektromobilności w Polsce.

Przedstawione prace wpisują się w prognozowanie długoterminowe, którego celem jest zwymiarowanie

potrzeb Krajowego Systemu Elektroenergetycznego w zakresie zarówno wystarczalności źródeł

wytwórczych, jak i wymagań sieciowych, w szczególności najwyższych napięć.

W ramach prowadzonych prac PSE analizie są poddane:

założenia techniczne dotyczące rozwoju technologii elektromobilnych,

uwarunkowania pracy KSE związane z ładowaniem pojazdów elektrycznych.

Określone zostaną także czynniki mające wpływ na tempo rozwoju rynku elektromobilności, a także

możliwe scenariusze rozwoju tego rynku w Polsce.

Celem działań analitycznych jest oszacowanie wariantów zwiększenia liczby pojazdów elektrycznych

użytkowanych w Polsce w transporcie prywatnym i publicznym oraz określenie ich wpływu na bilans

mocy i energii. W kolejnym kroku zagadnienie zostanie poddane szczegółowej analizie w zakresie

aspektów sieciowych. W szczególności nacisk zostanie położony na zbadanie wpływu rozwoju

elektromobilności na bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznej.

PSE zamierza także zidentyfikować możliwe mechanizmy, których wdrożenie mogłoby pozwolić na

zarządzanie zwiększonym zapotrzebowaniem na moc i energię. Głównym celem tych mechanizmów

będzie stymulowanie procesów ładowania pojazdów, w taki sposób, aby przy maksymalizacji

użyteczności dla użytkowników aut elektrycznych, zapewnić optymalny przebieg krzywej

zapotrzebowania na moc generowanego przez pojazdy elektryczne.


Rezultaty działań realizowanych przez PSE dadzą niezbędne podstawy analityczne do efektywnego

przygotowania Operatora Systemu Przesyłowego do spodziewanych skutków rozwoju nowego rynku

w Polsce.

8 Ocena realizacji PRSP

Niniejsza ocena dotyczy lat 2015-2016, które nie podlegały dotychczasowej ocenie. Ocena dla roku

2015 została odniesiona do PRSP 2010-2025 i jego aktualizacji w zakresie lat 2014-2018. Ocena

realizacji PRSP dla roku 2016 została odniesiona do planowanych zamierzeń inwestycyjnych w PRSP

2016-2025. Dokumenty powyższe zostały uzgodnione przez Prezesa URE, przy czym:

1) aktualizacja PRSP 2010-2025 w zakresie lat 2014-2018 przekazana do URE przy piśmie

znak Z-721-DSWS-504-9-MW/13 z dnia 1 października 2013 r. została uzgodniona przez

Prezesa URE na okres 2014-2018, co potwierdzono pismem znak DRE-4310-

25(21)/2013/2014/ŁM z dnia 24 stycznia 2014 r.

2) projekt PRSP 2016-2025 przekazany do URE przy piśmie znak Z-615-DS-PS-

WS.504.1.2015.4 z dnia 4 września 2015 r. został uzgodniony przez Prezesa URE na

okres 2016-2018, co potwierdzono pismem znak DRE-4310-35(17)/2015/2016/ŁM z dnia

15 stycznia 2016 r.

Wyżej wymienione plany rozwoju przedstawiały zamierzenia inwestycyjne wraz z określeniem

planowanego roku rozpoczęcia i zakończenia inwestycji, szacunkowych nakładów inwestycyjnych,

harmonogramów ponoszenia nakładów oraz zakresów rzeczowych. W latach 2015-2016 kontynuowano

zamierzenia inwestycyjne rozpoczęte w latach poprzednich oraz wprowadzono nowe projekty.

Analizując zestawienia wielkości nakładów przewidywanych w planach rozwoju z wielkościami

nakładów rzeczywiście poniesionych, wynikających z realizacji rocznych Planów Inwestycji Rzeczowych

Spółki, trzeba mieć na uwadze fakt, 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. Różnice

w nakładach planowanych i faktycznie poniesionych spowodowane były najczęściej przesunięciem

w czasie realizacji zamierzeń, 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, doprecyzowaniem zakresu rzeczowego inwestycji, bądź przedłużającym się

przygotowaniem spraw formalno–prawnych. Na sposób oraz warunki i terminy realizacji

poszczególnych zamierzeń inwestycyjnych istotny wpływ miały niżej wymienione czynniki:

obowiązujące regulacje prawne, w tym ustawa o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie sieci przesyłowych z dnia 24 lipca 2015 r.,

kolizje z obszarami chronionymi objętymi np. Programem Natura 2000,

możliwości i warunki pozyskania wyłączeń elementów KSP,

nieuregulowany stan prawny nieruchomości zajmowanych pod inwestycję,

stopień nasilenia protestów społeczności lokalnych i organizacji ekologicznych,

uwarunkowania zewnętrzne jak np. warunki przyłączenia podmiotów zewnętrznych, zmiany w umowach przyłączeniowych spowodowane decyzjami inwestorów,

prowadzone postępowania o udzielenie zamówienia.


Pomimo licznych barier występujących w procesie przygotowania i realizacji inwestycji, zwłaszcza

liniowych, OSP układa pakiet zadań inwestycyjnych w taki sposób, aby zapewnić skuteczną realizację

zadań ujętych w wieloletnich planach rozwoju sieci, z uwzględnieniem aktualnych uwarunkowań

realizacyjnych.

W wyniku poniesionych w latach 2015–2016 nakładów inwestycyjnych uzyskane zostały przyrosty

zdolności produkcyjnych, których zestawienie przedstawiono w Tab. 8-1. W przypadku transformatorów

i dławików przyrosty zdolności produkcyjnych dotyczą jednostek oddanych do eksploatacji.

Tab. 8-1 Uzyskane przyrosty zdolności produkcyjnych

Rodzaj urządzeń Jednostka

miary

Uzyskany przyrost zdolności

produkcyjnej

2015 2016

Linie napowietrzne 400 kV km* 602 155

Linie napowietrzne 220 kV km* 0 10

Transformatory NN/110 kV MVA 4250 5645

Urządzenia kompensujące moc bierną Mvar 300 0

*km w przeliczaniu na tory prądowe

Nakłady inwestycyjne poniesione w latach 2015–2016 wyniosły 2.752,8 mln zł, co stanowi 132,3%

planowanej wielkości tych nakładów, która wynosiła 2.080 mln zł. Największą część nakładów

poniesiono na realizację zadań związanych z budową lub rozbudową stacji elektroenergetycznych i linii

przesyłowych, modernizacją obiektów istniejących oraz teleinformatyką. Rozpatrując nakłady

inwestycyjne poniesione w latach 2015–2016 w zakresie dwóch głównych grup inwestycyjnych, a więc

na realizację zadań związanych z budową, rozbudową oraz modernizacją stacji i linii przesyłowych,

nakłady te zostały zrealizowane na poziomie 137,6% planu, z czego 57% dotyczyło nakładów na stacje

elektroenergetyczne, a 43% nakładów na linie przesyłowe.

Rozkład poniesionych w latach 2015–2016 nakładów inwestycyjnych na tle wielkości nakładów

planowanych przedstawiono na Rys. 8-1. Planowane oraz poniesione nakłady i ich strukturę

przedstawiono na Rys. 8-2 i Rys. 8-3.

Rys. 8-1 Planowane oraz zrealizowane nakłady inwestycyjne w latach 2015–2016 z wyszczególnieniem grup inwestycyjnych

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500PLANOWANE NAKŁADY NA LATA 2015-2016

NAKŁADY PONIESIONE W LATACH 2015-2016

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


Rys. 8-2 Planowane nakłady inwestycyjne w mln zł według grup inwestycyjnych w latach 2015–2016

Rys. 8-3 Poniesione nakłady inwestycyjne w mln zł według grup inwestycyjnych w latach 2015–2016

Przekazane w latach 2015–2016 na majątek PSE nakłady inwestycyjne wyniosły 2.904 mln zł.

W łącznej kwocie przekazań na majątek:

52% wartości stanowiła grupa 2 środków trwałych, tzn. obiekty inżynierii lądowej, w tym linie

elektroenergetyczne,

41% wartości przekazań na majątek stanowiła grupa 6 środków trwałych, tzn. urządzenia

techniczne, w tym rozdzielnie i transformatory,

7% 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. 8-4.

1653,9

311,8

87,07,2

5,115,0

0,1

PLANOWANE NAKŁADY NA LATA 2015-2016

Budowa i rozbudowa stacji i liniielektroenergetycznych

Modernizacja stacji i liniielektroenergetycznych

Teleinformatyka

Budynki i budowle

Zakupy gotowych dóbrinwestycyjnych

Przygotowanie nowych inwestycji

Finansowanie prac innowacyjnych80%

15%4%

2314,1

347,666,2

3,010,3

11,60,0

NAKŁADY PONIESIONE W LATACH 2015-2016

Budowa i rozbudowa stacji i liniielektroenergetycznych

Modernizacja stacji i liniielektroenergetycznych

Teleinformatyka

Budynki i budowle

Zakupy gotowych dóbr inwestycyjnych

Przygotowanie nowych inwestycji

Finansowanie prac innowacyjnych84%

13% 2%


Rys. 8-4 Struktura przekazań na majątek nakładów inwestycyjnych poniesionych w latach 2015–2016 według grup środków trwałych

Niedostateczne rozmieszczenie na terenie kraju infrastruktury liniowej wynikające z barier prawnych

związanych z realizacją inwestycji, a także rosnący trend zapotrzebowania na moc i energię elektryczną

stanowiły główne przyczyny rosnących potrzeb inwestycyjnych w obszarze sieci przesyłowej.

Adekwatnie do potrzeb występował wzrost liczby planowanych zamierzeń inwestycyjnych Operatora

Systemu Przesyłowego. Szczególnie w analizowanym okresie tj. w latach 2015-2016 nastąpiło

zintensyfikowanie działań inwestycyjnych w zakresie rozwoju infrastruktury przesyłowej. Wdrożenie

nowych przepisów prawnych o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie sieci

przesyłowych mających na celu umożliwienie skutecznej realizacji rozbudowy sieci przesyłowej

w obszarze strategicznej infrastruktury energetycznej o charakterze liniowym spowodowało

przyspieszenie części realizacji zadań.

Reasumując:

1. Realizując zakres rzeczowy, uzgodniony z Prezesem URE w przekazanych PRSP, w latach 2015–

2016 zakończone zostały następujące zadania inwestycyjne:

Budowa linii 400 kV Miłosna – Siedlce Ujrzanów;

Budowa stacji 400/110 kV Siedlce Ujrzanów;

Budowa linii 400 kV Narew – Łomża – Ostrołęka;

Rozbudowa rozdzielni 400 kV w stacji 400/110 kV Narew;

Budowa stacji 400 kV Łomża;

Rozbudowa stacji 220/110 kV Ostrołęka o rozdzielnię 400 kV wraz z modernizacją

rozdzielni 220 kV i budową nowej rozdzielni 110 kV - etap I;

Budowa linii 400 kV Ełk Bis – Granica RP (kierunek Alytus);

Budowa stacji 400/110 kV Ełk Bis;

Budowa linii 400 kV Ełk Bis – Łomża;

Budowa stacji 400 kV Stanisławów;

Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk;

1%2%

52%

2%

41%

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


Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 220/110 kV Włocławek Azoty;

Rozbudowa stacji 220/110 kV Świebodzice o rozdzielnię 400 kV;

Rozbudowa stacji 220/110 kV Stalowa Wola o rozdzielnię 220 kV;

Rozbudowa stacji 400/110 kV Żarnowiec dla przyłączenia farm wiatrowych: FW Choczewo,

FW Osieki i FW Zwartowo;

Budowa linii 400 kV Dobrzeń - nacięcie linii Pasikurowice-Wrocław;

Instalacja przesuwników fazowych na linii 400 kV Mikułowa-Hagenwerder;

Budowa linii 220 kV Stalowa Wola - punkt nacięcia linii Chmielów-Abramowice;

Modernizacja linii 220 kV Morzyczyn-Police - etap I;

Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych OPGW na

wybranych liniach 220 kV i 400 kV - etap I (pakiet I);

Modernizacja linii 220 kV Stalowa Wola-Chmielów w zakresie OPGW;

Rozbudowa stacji 220/110 kV Gorzów dla przyłączenia bloku gazowo-parowego EC

Gorzów;

Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 220/110 kV Adamów dla przyłączenia wytwórni

gazów technicznych;

Rozbudowa stacji 400 kV Stanisławów dla przyłączenia FW Korytnica.

2. W latach 2015 – 2016 poniesiono nakłady w wysokości: 2.752,8 mln zł.

3. W latach 2015 – 2016 przekazano na majątek Spółki środki trwałe o łącznej wartości: 2.904 mln zł.

Szczegółowa analiza związana z realizacją przez PSE zadań inwestycyjnych w latach 2015 – 2016

została przedstawiona w sporządzonych i przekazanych w 2016 i 2017 r. do Prezesa URE

sprawozdaniach z realizacji PRSP.

plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i ... · gddkia generalna dyrekcja ... iriesp...

Documents