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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 4 z 60
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;
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 5 z 60
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;
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 6 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 7 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 8 z 60
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,
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 9 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 10 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 11 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 12 z 60
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
- linia elektroenergetyczna 400 kV
- linia elektroenergetyczna 220 kV
- stacje elektroenergetyczne rozdzielcze
- stacje elektroenergetyczne przyelektrowniane
- linia wyłączona
SDUSTN
ALY
- kabel stałoprądowy 450 kV
ELK
EKB
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 13 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 14 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 15 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 16 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 17 z 60
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.
Bełchatów 2019-03-01
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.
Bełchatów 2016-02-01
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 18 z 60
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;
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 19 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 20 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 21 z 60
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]
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 22 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 23 z 60
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:
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 24 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 25 z 60
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 - - - -
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 26 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 27 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 28 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 29 z 60
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
STY LUT MAR KWI MAJ CZE LIP SIE WRZ PAŹ LIS GRU
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
STY LUT MAR KWI MAJ CZE LIP SIE WRZ PAŹ LIS GRU
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 30 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 31 z 60
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]
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 32 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 33 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 34 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 35 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 36 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 37 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 38 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 39 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 40 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 41 z 60
Grupa i nr
Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok rozpoczęcia
Planowany rok zakończenia
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”
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 42 z 60
Grupa i nr
Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok rozpoczęcia
Planowany rok zakończenia
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 43 z 60
Grupa i nr
Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok rozpoczęcia
Planowany rok zakończenia
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 44 z 60
Grupa i nr
Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok rozpoczęcia
Planowany rok zakończenia
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 45 z 60
Grupa i nr
Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok rozpoczęcia
Planowany rok zakończenia
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 46 z 60
Grupa i nr
Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok rozpoczęcia
Planowany rok zakończenia
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 47 z 60
Grupa i nr
Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok rozpoczęcia
Planowany rok zakończenia
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 48 z 60
Grupa i nr
Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok rozpoczęcia
Planowany rok zakończenia
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 49 z 60
Grupa i nr
Nazwa zamierzenia/zadania.
Okres realizacji
Planowany rok rozpoczęcia
Planowany rok zakończenia
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 50 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 51 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 52 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 53 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 54 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 55 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 56 z 60
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.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 57 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 58 z 60
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%
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 59 z 60
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
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018 – 2027 Strona 60 z 60
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.
Top Related