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

Transkrypt

1 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Projekt przeznaczony do konsultacji z zainteresowanymi stronami Konstancin-Jeziorna 2015

2 SPIS TREŚCI Wykaz skrótów i oznaczeń... 4 Rozdział 1. Wstęp... 7 Rozdział 2. Charakterystyka spółki PSE S.A Rozdział 3. Założenia rozbudowy sieci przesyłowej UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z KONCEPCJI PRZESTRZENNEGO ZAGOSPODAROWANIA KRAJU (ART.16 UST.1 PKT.2) UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z PLANÓW ZAGOSPODAROWANIA PRZESTRZENNEGO WOJEWÓDZTW (ART. 16 UST.12) UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z POLITYKI ENERGETYCZNEJ POLSKI 2030 (ART.16 UST.1 PKT.3) UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z 10-LETNIEGO PLANU ROZWOJU ENTSO-E TYNDP 2014 (ART.16 UST.1 PKT.4) UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z UMÓW DOTYCZĄCYCH BUDOWY LUB ROZBUDOWY POŁĄCZEŃ TRANSGRANICZNYCH UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z REALIZACJI UMÓW PRZYŁĄCZENIOWYCH ORAZ OKREŚLONYCH WARUNKÓW PRZYŁĄCZENIA DO SIECI PRZESYŁOWEJ (ART. 16 UST.11) UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z REALIZACJI INNYCH ZOBOWIĄZAŃ, W TYM UZGODNIEŃ Z OSD (ART.16 UST.12) Rozdział 4. Analiza bilansowa PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ (ART.16 UST.7 PKT.1) WARIANTY POKRYCIA PROGNOZOWANEGO ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ NA LATA BILANS MOCY, REZERWA MOCY, OPERATORSKIE ŚRODKI ZARADCZE BILANS ENERGII ELEKTRYCZNEJ PREFEROWANE LOKALIZACJE I STRUKTURA NOWYCH ŹRÓDEŁ WNIOSKI Rozdział 5. Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie < > (art. 16 ust 2) (art. 16 ust.7 pkt 7) Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 2 z 79

3 Rozdział 6. Kierunki rozbudowy sieci przesyłowej po 2025 roku zapewniające niezawodność systemu elektroenergetycznego (art. 16 ust. 8) NOWE PUNKTY REDUKCYJNE NN/110 KV BUDOWA TRZECIEGO POŁĄCZENIA POLSKA NIEMCY PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI JĄDROWEJ DO KSE PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI GUBIN DO KSE PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI SZCZYTOWO POMPOWEJ MŁOTY BUDOWA MORSKICH SIECI PRZESYŁOWYCH ( SZYNA BAŁTYCKA ) Rozdział 7. Przedsięwzięcia racjonalizujące zużycie energii elektrycznej (art. 16 ust.7 pkt 4) Rozdział 8. Efekty realizacji zaplanowanych zadań inwestycyjnych Rozdział 9. Ocena realizacji PRSP Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 3 z 79

4 WYKAZ SKRÓTÓW I OZNACZEŃ A ATR ARE DD DPI DSR GPZ GUS EC EJ ENTSO-E ESP FW GK IRiESP JWCD JGWa Analiza; Autotransformator; Agencja Rynku Energii S.A.; Dokumentacja decyzyjna; Dokumentacja przedinwestycyjna; Usługa redukcji zapotrzebowania na moc przez odbiorców; Główny punkt zasilający; Główny Urząd Statystyczny; Elektrociepłownia zawodowa; Elektrownia jądrowa; Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej; Elektrownia szczytowo-pompowa; Farma wiatrowa; Grupa kapitałowa; Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej; Jednostka wytwórcza centralnie dysponowana; Jednostka grafikowa wytwórcza aktywna; K Koncepcja; KAPE Krajowa Agencja Poszanowania Energii S.A.; KPZK Koncepcja Przestrzennego Zagospodarowania Kraju do roku 2030; KSE Krajowy System Elektroenergetyczny; MFW MG MPZP MIiR NFOŚiGW njwcd NN n-1; n-2 ODDZIAŁ Morska farma wiatrowa; Ministerstwo Gospodarki; Miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego; Ministerstwo Infrastruktury i Rozwoju; Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej; Jednostka wytwórcza niebędąca JWCD; Najwyższe napięcie; Kryteria wystarczalności sieci w stanach awaryjnych i remontowych; Jednostka organizacyjna utworzona w celu wykonywania określonych funkcji w zdefiniowanym przez Spółkę obszarze działalności. Oddział jest odrębnym pracodawcą. W PSE S.A. jest pięć Oddziałów: a) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Warszawie (PSE Oddział w Warszawie), b) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Radomiu (PSE Oddział w Radomiu), c) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Katowicach (PSE Oddział w Katowicach), Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 4 z 79

5 OSD OSP OZE d) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Poznaniu (PSE Oddział w Poznaniu), e) Polskie Sieci Elektroenergetyczne PSE S.A. Oddział w Bydgoszczy (PSE Oddział w Bydgoszczy); Operator systemu dystrybucyjnego; Operator systemu przesyłowego; Odnawialne źródła energii; PB PEP 2030 PEP 2050 PF-U PI PKB PKR Projekt budowlany; Polityka energetyczna Polski do 2030 r.; Projekt Polityki energetycznej Polski do 2050 r.; Program funkcjonalno-użytkowy; Plan Inwestycji Rzeczowych; Produkt krajowy brutto; Plan Koordynacyjny Roczny; PP Projekt podstawowy; PR Plan Remontów; PRSP Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną; PRSP Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata ; PRSP Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata ; PSE Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.; PSE Innowacje PSE Innowacje Sp. z o.o. - Spółka zależna z Grupy Kapitałowej PSE, świadcząca usługi na rzecz OSP z zakresu analiz, badań, nowych technologii i rozwiązań informatycznych; PSE Inwestycje PSE Inwestycje S.A. Spółka zależna z Grupy Kapitałowej PSE uczestnicząca w procesie przygotowania i realizacji inwestycji, realizująca funkcję Biura Projektów i Inżyniera Kontraktu; PW Projekt wykonawczy; PW3 Trzyletni Plan Wyłączeń (w tym roczny) sporządzany każdego roku n dla kolejnych trzech lat n+1, n+2, n+3. Stanowi część wewnętrznego pięcioletniego planu wyłączeń PW5; PW5 Pięcioletni Plan Wyłączeń składający się z zatwierdzonego w każdym roku planu PW3 oraz uzgodnionego z ODDZIAŁEM w zakresie sieci przesyłowej planu wyłączeń elementów KSE na okres dwóch kolejnych lat n+4 i n+5; PZI Plan Zamierzeń Inwestycyjnych; PZPW Plan zagospodarowania przestrzennego województwa; RIZ RN RTE SE SIWZ ST SW TR Usługa rezerwy interwencyjnej zimniej świadczona przez wytwórców; Rada Nadzorcza PSE S.A.; Rada Techniczno-Ekonomiczna PSE S.A.; Stacja elektroenergetyczna; Specyfikacja Istotnych Warunków Zamówienia; Specyfikacja techniczna; Studium wykonalności; Transformator; Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 5 z 79

6 TYNDP 2014 UE Prezes URE Ustawa opzp Ustawa Pe WN WZA Dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym opublikowany w 2014 roku; Unia Europejska; Prezes Urzędu Regulacji Energetyki; Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym; Ustawa Prawo energetyczne; Wysokie napięcie; Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy PSE S.A;. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 6 z 79

7 ROZDZIAŁ 1. WSTĘP W sierpniu 2009 roku PSE przedłożyły do uzgodnienia Prezesowi URE PRSP Przedłożony w 2009 roku do uzgodnienia PRSP uwzględniał inicjatywy podmiotów sektora energetycznego polegające na budowie nowych źródeł wytwórczych o deklarowanej wówczas przez inwestorów mocy ok MW, uwzględniał deklarowane wycofania istniejących jednostek wytwórczych oraz budowę OZE o mocy wynikającej z polityki klimatycznej UE. Ze względu na uwarunkowania ekonomiczne oraz zmiany w systemach wsparcia poszczególnych rodzajów źródeł w następnych latach, decyzje inwestorów o budowie nowych źródeł były zawieszane, przesuwane, wstrzymywane a w skrajnych przypadkach inwestorzy podejmowali decyzje o rezygnacji z realizacji projektów budowy nowych źródeł wytwórczych. Podobnie ze względu na uwarunkowania wynikające ze zmieniającej się polityki klimatycznej UE zmianie ulegały i ulegają do dnia dzisiejszego decyzje o terminach wycofania istniejących jednostek wytwórczych. Również, w stosunku do 2009 roku, zmianie uległa prognoza zapotrzebowania na moc i energię elektryczną. Średnioroczny przyrost zapotrzebowania na moc i energię elektryczną wyliczony w oparciu o najnowsze prognozy jest mniejszy niż prognozowany w 2009 roku. Jednocześnie w ostatnich latach obserwowany jest trend większego wzrostu średniorocznego przyrostu zapotrzebowania na moc dla okresów letnich niż dla okresów zimowych. Harmonogramy zadań ujętych w PRSP uwzględniały ułatwienia w realizacji obiektów liniowych wynikające z tworzonej w tym czasie ustawy o korytarzach przesyłowych. Skutkiem nieuchwalenia tej ustawy istniejące bariery w realizacji inwestycji liniowych wydłużały etap pozyskania prawomocnych decyzji poprzedzających fazę budowy obiektów liniowych i w konsekwencji wydłużane były terminy zakończenia budowy nowych obiektów liniowych. Rozwiązania ujęte w projekcie ustawy o korytarzach przesyłowych w dużej części zostały ujęte w projekcie ustawy Kodeks budowlany. Jednak pracom legislacyjnym nad projektem nie został nadany wysoki priorytet. W wyniku opisanych powyżej zmian i utrudnień PSE corocznie przedkładały do uzgodnienia Prezesowi URE aktualizacje PRSP na okresy pięcioletnie. W 2013 roku nastąpiła nowelizacja ustawy Prawo energetyczne. Zgodnie z art.17 ustawy z dnia 26 lipca 2013 r. Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2013 r. poz. 984) tzw. ustawy zmieniającej operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego został zobowiązany do opracowania planu rozwoju w brzmieniu nadanym ustawą po raz pierwszy w terminie 2 lat od dnia wejścia w życie tej ustawy. Powyższa regulacja oznacza, że pierwszy plan rozwoju odpowiadający wymaganiom art. 16, w znowelizowanym brzmieniu, powinien zostać opracowany w ciągu 2 lat licząc od dnia 11 września 2013 r. tj. do 10 września Nowelizacja ustawy Prawo energetyczne wprowadziła również zmiany w wymaganej treści dokumentu. Najistotniejsze z nich to: obowiązek przeprowadzenia konsultacji planów rozwoju z zainteresowanymi stronami i obowiązek sporządzenia raportu z konsultacji, określenie dziesięcioletniego horyzontu planu, konieczność uwzględnienia w krajowych planach rozwoju 10-letniego planu rozwoju o zasięgu wspólnotowym. Dane wykorzystane do opracowania PRSP są zgodne ze stanem wiedzy PSE na dzień 30 kwietnia 2015 roku. Realizując obowiązek zawarty w nowelizacji z 2013 roku ustawy Prawo energetyczne PSE przedkłada niniejszy projekt PRSP do uzgodnienia. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 7 z 79

8 ROZDZIAŁ 2. CHARAKTERYSTYKA SPÓŁKI PSE S.A. PSE, uprzednio działające pod nazwą PSE-Operator S.A., zostały utworzone aktem notarialnym z 17 lutego 2004 roku. W dniu 3 marca 2004 roku Spółka została wpisana do Krajowego Rejestru Sądowego prowadzonego przez Sąd Rejonowy dla m.st. Warszawy, XIV Wydział Gospodarczy, pod numerem PSE-Operator S.A. nadano numer statystyczny REGON Do 30 grudnia 2006 roku jedynym akcjonariuszem Spółki, posiadającym 100% akcji były Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA. Z dniem 31 grudnia 2006 roku wszystkie akcje Spółki zostały przeniesione w formie dywidendy rzeczowej na Skarb Państwa. W majątek sieci przesyłowej PSE-Operator S.A. zostały wyposażone pod koniec grudnia 2007 roku. Kapitał zakładowy PSE-Operator S.A. na dzień 31 grudnia 2008 roku wynosił 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 (7)/2013/2014/4988/ZJ. 12 grudnia 2008 roku na mocy postanowienia Sądu Rejonowego dla m. st. Warszawy, XII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego została dokonana zmiana nazwy firmy PSE-Operator S.A. na Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A. (skrót PSE Operator S.A.). 9 stycznia 2013 roku na mocy postanowienia Sądu Rejonowego dla m.st. Warszawy w Krajowym Rejestrze Sądowym została zarejestrowana nowa nazwa polskiego operatora systemu przesyłowego - Polskie Sieci Elektroenergetyczne Spółka Akcyjna (w skrócie PSE S.A.). 4 czerwca 2014 roku PSE otrzymały pierwszy w Polsce certyfikat niezależności przyznany operatorowi systemu przesyłowego. PSE pełniąc funkcję operatora systemu przesyłowego na obszarze Rzeczpospolitej Polskiej, świadczą usługi przesyłania energii elektrycznej, przy zachowaniu wymaganych kryteriów bezpieczeństwa pracy KSE. Ze względu na tę szczególną rolę, PSE należy do przedsiębiorstw o znaczeniu strategicznym i działa w oparciu o szereg regulacji prawnych, a w szczególności: ustawy z dnia 15 września 2000 roku Kodeks spółek handlowych, ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 roku Prawo energetyczne oraz rozporządzeń wykonawczych do ww. ustawy, w szczególności rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 roku Kodeks cywilny, ustawy z dnia 29 września 1994 roku o rachunkowości, ustawy z dnia 18 marca 2010 roku o szczególnych uprawnieniach ministra właściwego do spraw Skarbu Państwa oraz ich wykonywaniu w niektórych spółkach kapitałowych lub grupach kapitałowych prowadzących działalność w sektorach energii elektrycznej, ropy naftowej oraz paliw gazowych, rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 22 października 2010 roku w sprawie określenia przedsiębiorstw państwowych oraz jednoosobowych spółek Skarbu Państwa o szczególnym znaczeniu dla gospodarki Państwa, rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 18 sierpnia 2011 roku w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną. Podstawowymi celami działania PSE są: 1. świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej oraz zapewnienie bezpiecznej i ekonomicznej pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego jako części Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 8 z 79

9 wspólnego, europejskiego systemu elektroenergetycznego, z uwzględnieniem wymogów pracy synchronicznej i połączeń asynchronicznych; 2. zapewnienie niezbędnego rozwoju Krajowej Sieci Przesyłowej oraz połączeń transgranicznych; 3. udostępnianie na zasadach rynkowych zdolności przesyłowych dla realizacji wymiany transgranicznej; 4. tworzenie infrastruktury technicznej i organizacyjnej dla funkcjonowania Rynku Bilansującego energii elektrycznej; 5. zachowanie stabilności finansowej przedsiębiorstwa, kreowanie wartości Spółki oraz przyczynianie się do wzrostu wartości Grupy Kapitałowej PSE z poszanowaniem zasad ładu korporacyjnego i regulacji zewnętrznych. PSE świadczy usługi na rzecz użytkowników systemu elektroenergetycznego na zasadach równoprawnego traktowania uczestników systemu przesyłowego i w sposób wolny od dyskryminacji. Obowiązki PSE jako operatora systemu przesyłowego Określenie roli operatora systemu przesyłowego oraz przypisana mu odpowiedzialność ustalone zostały w Ustawie Pe. W świetle przepisów tej ustawy, operator systemu przesyłowego to przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie przesyłowym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi. Operator systemu przesyłowego jest odpowiedzialny za: 1. bezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznej poprzez zapewnienie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i odpowiedniej zdolności przesyłowej w elektroenergetycznej sieci przesyłowej, 2. prowadzenie ruchu sieciowego w sieci przesyłowej w sposób efektywny, przy zachowaniu wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej i jakości jej dostarczania oraz, we współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych, koordynowanie pracy części sieci 110 kv (tzw. koordynowanej sieci 110 kv) we współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych, 3. eksploatację, konserwację i remonty sieci, instalacji i urządzeń, wraz z połączeniami z innymi systemami elektroenergetycznymi, w sposób gwarantujący niezawodność funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, 4. zapewnienie długoterminowej zdolności systemu elektroenergetycznego w celu zaspokajania uzasadnionych potrzeb w zakresie przesyłania energii elektrycznej w obrocie krajowym i transgranicznym, w tym w zakresie rozbudowy sieci przesyłowej, a tam gdzie ma to zastosowanie, rozbudowy połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi, 5. współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub przedsiębiorstwami energetycznymi w celu niezawodnego i efektywnego funkcjonowania systemów elektroenergetycznych oraz skoordynowania ich rozwoju, 6. dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci przesyłowej oraz jednostek wytwórczych o mocy osiągalnej równej 50 MW lub wyższej, przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kv, uwzględniając umowy z użytkownikami systemu przesyłowego oraz techniczne ograniczenia w tym systemie, 7. zarządzanie zdolnościami przesyłowymi połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi, 8. zakup usług systemowych niezbędnych do prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, niezawodności pracy tego systemu i utrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej, 9. bilansowanie systemu elektroenergetycznego, w tym równoważenie bieżącego zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej energii w Krajowym Systemie Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 9 z 79

10 Energetycznym, zarządzanie ograniczeniami systemowymi oraz prowadzenie z użytkownikami tego systemu związanych z tym rozliczeń wynikających z: niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, zarządzania ograniczeniami systemowymi, 10. prowadzenie centralnego mechanizmu bilansowania handlowego, 11. zarządzanie przepływami energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym przesyłowym w sposób skoordynowany z innymi połączonymi systemami elektroenergetycznymi oraz we współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych, w koordynowanej sieci 110 kv, z uwzględnieniem technicznych ograniczeń w tym systemie, 12. zakup energii elektrycznej w celu pokrywania strat powstałych w sieci przesyłowej podczas przesyłania energii elektrycznej tą siecią oraz stosowanie przejrzystych i niedyskryminacyjnych procedur rynkowych przy zakupie tej energii, 13. dostarczanie użytkownikom sieci i operatorom innych systemów elektroenergetycznych, z którymi system przesyłowy jest połączony, informacji o warunkach świadczenia usług przesyłania energii elektrycznej, w tym dotyczących realizacji obrotu transgranicznego oraz zarządzania siecią i bilansowania energii elektrycznej, niezbędnych dla uzyskania dostępu do sieci przesyłowej i korzystania z tej sieci, 14. opracowywanie planów działania na wypadek zagrożenia wystąpienia awarii o znacznych rozmiarach w systemie elektroenergetycznym oraz odbudowy tego systemu po wystąpieniu awarii, 15. realizację ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej, wprowadzonych zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 11 ust. 6 i 7 ustawy Pe, 16. opracowywanie normalnego układu pracy sieci przesyłowej we współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych, 17. zapewnienie wszystkim odbiorcom na zasadzie równoprawnego traktowania świadczenia usług przesyłania energii elektrycznej na podstawie stosownej umowy, na zasadach i w zakresie określonych w ustawie Pe. OSP prowadzi swoją działalność przy wykorzystaniu majątku sieciowego, w którego skład na dzień 30 kwietnia 2015 r. wchodzą: 104 stacje elektroenergetyczne NN; 253 linii napowietrznych, w tym: - 1 linia o napięciu 750 kv, - 79 linii o napięciu 400 kv, linii o napięciu 220 kv, - 1 kabel DC o napięciu 450 kv. Schemat krajowej sieci przesyłowej wg stanu na dzień 30 kwietnia 2015 roku przedstawiono na poniższym rysunku. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 10 z 79

11 STO ZRC SLK GDA DUN GBL REC PLC GLN MON VIE KRA PKW ZYD BYD JAS TEL GRU OLM OLS OST ELK LMS BIA NAR ROS GOR WLA PLO LSN ZGC PLE CZE PPD KRM PAT KON ADA PDE ZGI SOC MSK OLT WTO MOR PIA MIL SDP ZUK LES OSR JAN PAB KOZ HAG POL CRN PAS TRE ROG BEK PIO ROZ PUL ABR LSY CHS MIK CPC SWI LEGENDA BOG ZBK - linia elektroenergetyczna 750 kv - linia elektroenergetyczna 400 kv - linia elektroenergetyczna 220 kv WRC - linia 400 kv czasowo pracująca na nap. 220 kv - stacje elektroenergetyczne rozdzielcze - stacje elektroenergetyczne przyelektrowniane KIE ANI DBN HCZ JOA WRZ GRO TCN ROK BLA LOS LAG KHK KED KAT JAM HAL LUA BYC SIE WIE KOP BIR SKA MOS WAN PRB CZT KOM ALB NOS LIS ZAP Rysunek 2.1 Schemat Krajowej Sieci Przesyłowej stan BUJ KPK RAD KLA PEL TAW ATA OSC CHM LEM RZE BGC KRI STW MKR ZAM CHA DOB Reasumując, w czerwcu 2014 roku Prezes URE wyznaczył ponownie PSE na operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego na obszarze Rzeczpospolitej Polskiej na okres od 2 lipca 2014 roku do 31 grudnia 2030 roku potwierdzając tym samym, iż PSE ma warunki do skutecznego zarządzania elektroenergetycznym systemem przesyłowym na obszarze Polski w sposób ekonomicznie efektywny oraz prawidłowo realizuje określone w Ustawie Pe zadania operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 11 z 79

12 ROZDZIAŁ 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 KPZK została przyjęta uchwałą Rady Ministrów z dnia r. oraz przez Sejm RP na posiedzeniu w dniu 15 czerwca 2012 r. KPZK stanowi ramę dla innych dokumentów strategicznych i spełnia rolę koordynującą zamierzenia krajowych i regionalnych strategii, planów i programów rozwoju społeczno-gospodarczego. Na podstawie KPZK formułowane są wytyczne i ustalenia dotyczące dokumentów strategicznych mających znaczenie dla realizacji celów ujętych w KPZK, w tym m. in. PZPW. W stosunku do PZPW KPZK nakłada obowiązek wdrożenia ustaleń i zaleceń odnoszących się do delimitacji obszarów funkcjonalnych i wdrożenia działań o charakterze planistycznym w formie opracowania strategii, planów i studiów zagospodarowania przestrzennego. W praktyce oznacza to, iż KPZK wiąże podmioty administracji publicznej i powoduje obowiązek: uwzględnienia w sporządzanych studiach uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gmin zasad określonych w KPZK (art. 9 ust. 2 Ustawy opzp); uwzględnienia w PZPW ustaleń KPZK (art. 39 ust. 4, art. 41 ust. 1 pkt. 7 Ustawy opzp). W zakresie infrastruktury energetycznej rolą KPZK jest stworzenie warunków do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego poprzez umożliwienie dywersyfikacji źródeł, wskazanie kierunków i korytarzy, w których będą rozwijane sieci przesyłowe i dystrybucyjne, oraz potencjalnych lokalizacji nowych mocy wytwórczych. W KPZK wskazano przestrzeń niezbędną dla rozwoju sieci przesyłowych oraz zasady delimitacji przestrzeni niezbędnej dla wykorzystania potencjału źródeł odnawialnych regionalnych i lokalnych, w tym do dywersyfikacji źródeł energii. Uwzględniono również gwarancję możliwości przyszłej eksploatacji złóż strategicznych. Kierunki działań inwestycyjnych w KPZK zostały wskazane bez przesądzania o bezpośrednich wskazaniach lokalizacyjnych, strukturze wydatków i nakładach finansowych. Mając na uwadze obowiązek wynikający z art.16 Ustawy Pe, w KPZK zawarto imienną listę 117 zamierzeń inwestycyjnych oraz mapy ilustrujące rozwój krajowej sieci przesyłowej w podziale na okresy planistyczne. Zapisy wynikające z PRSP zostały zgłoszone do KPZK w trybie Ustawy opzp, przed wejściem w życie ustawy z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, która wprowadziła wprost obowiązek uwzględnienia przez operatora systemu przesyłowego w projekcie PRSP ustaleń KPZK. Niniejszy projekt PRSP ujmuje ustalenia KPZK dotyczące kierunków, w których będą rozwijane elektroenergetyczne sieci przesyłowe 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. Dotychczasowa współpraca PSE z samorządami województw w zakresie spójności PRSP z dokumentami planistycznymi sporządzanymi przez te samorządy wynikała z zapisów IRIESP (pkt i dalsze) i odbywała się w trybie Ustawy opzp. Po uzgodnieniu z Prezesem URE PRSP (pismo DTA (48)/2009/ŁM z dnia 29 grudnia 2009 roku) OSP wystąpił do samorządów województw z wnioskami o wprowadzenie zmian do PZPW. Wnioski te zawierały plan działań OSP Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 12 z 79

13 w podziale na obszary województw. W wyniku powyższej współpracy, w nowych PZPW znalazły odzwierciedlenie działania i zamierzenia służące realizacji przyjętych kierunków rozwoju systemów infrastruktury energetycznej. W planach, w tekście i na mapach obrazujących kierunki rozwoju infrastruktury energetycznej, określone zostały elementy (istniejące i planowane) systemów infrastruktury technicznej, w tym napowietrzne linie elektroenergetyczne 400 kv, 220 kv i 110 kv (trasy planowane w orientacyjnym przebiegu). OSP w niniejszym projekcie PRSP zapewnił spójność projektu z ustaleniami nowych PZPW UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z POLITYKI ENERGETYCZNEJ POLSKI 2030 (ART.16 UST.1 PKT.3) Zgodnie z zapisami art.16 ust. 1 Ustawy Pe Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii sporządza, dla obszaru swojego działania, plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania energię, na okres nie krótszy niż 3 lata. Jednocześnie w myśl art.16 ust. 2 operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego sporządza plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania energię elektryczną na okres 10 lat. Plan ten w zakresie zapotrzebowania na energię elektryczną jest aktualizowany co 3 lata. Zgodnie z wymaganiem określonym w art.16 ust.1 pkt.3 plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną powinien uwzględniać miedzy innymi Politykę energetyczną Polski. W październiku 2009 roku Ministerstwo Gospodarki (MG) opublikowało PEP 2030, a w sierpniu 2014 roku został przedstawiony do konsultacji PEP2050. Jednym z głównych celów postawionych przez MG w PEP 2030 w zakresie wytwarzania i przesyłu energii elektrycznej oraz ciepła jest: zapewnienie ciągłego pokrycia zapotrzebowania na energię przy uwzględnieniu maksymalnego możliwego wykorzystania krajowych zasobów oraz przyjaznych środowisku technologii. 1 Cel ten ma być osiągnięty między innymi poprzez: Budowę nowych mocy w celu zrównoważenia krajowego popytu na energię elektryczną i utrzymania nadwyżki mocy z krajowych konwencjonalnych i jądrowych źródeł wytwórczych; Rozbudowę krajowego systemu przesyłowego umożliwiającego zrównoważony wzrost gospodarczy kraju i jego poszczególnych regionów oraz zapewniającego niezawodność dostaw energii elektrycznej jak również odbiór energii elektrycznej z obszarów o dużym nasyceniu planowanych i nowobudowanych jednostek wytwórczych, ze szczególnym uwzględnieniem farm wiatrowych, Rozwój połączeń transgranicznych skoordynowany z rozbudową krajowego systemu przesyłowego i z rozbudową systemów krajów sąsiednich. W Projekcie PEP 2050 głównym celem jest tworzenie warunków dla stałego i zrównoważonego rozwoju sektora energetycznego, przyczyniającego się do rozwoju gospodarki narodowej, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego państwa oraz zaspokojenia potrzeb energetycznych przedsiębiorstw i gospodarstw domowych. 2 Cel w zakresie bezpieczeństwa energetycznego ma być realizowany poprzez: zapewnienie odpowiedniego poziomu mocy wytwórczych; dywersyfikację struktury wytwarzania energii; utrzymanie i rozwój zdolności przesyłowych i dystrybucyjnych; ochronę infrastruktury krytycznej. Główne uwarunkowania dla PRSP wynikające z PEP 2030 i PEP 2050 to rozbudowa sieci umożliwiająca: 1 Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Ministerstwo Gospodarki listopad 2009 str 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 Strona 13 z 79

14 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 Dokument PRSP uwzględnia kierunki rozwoju źródeł wytwórczych określone w PEP 2030 i PEP UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z 10-LETNIEGO PLANU ROZWOJU ENTSO-E TYNDP 2014 (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 2014 r. Głównym celem inwestycji ujętych w TYNDP 2014 jest osiągnięcie europejskich celów energetycznych, takich jak bezpieczeństwo dostaw, zrównoważony rozwój systemu elektroenergetycznego oraz stworzenie warunków dla funkcjonowania europejskiego rynku energii. Potrzeby rozwoju w europejskim systemie elektroenergetycznym zidentyfikowane podczas analiz przeprowadzonych w procesie tworzenia TYNDP 2014 wynikają między innymi z rosnącej mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii, głównie wiatrowych, oraz likwidacji wysp energetycznych. W TYNDP 2014 ujęte zostały cztery grupy (tzw. klastry) projektów dotyczące krajowego rozwoju sieci przesyłowej i połączeń transgranicznych. Należą do nich: Projekt 94 GerPol Improvements Celem projektu jest zwiększenie transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju synchronicznym (obejmującym połączenia na granicy z Niemcami, Czechami i Słowacją) poprzez przełączenie linii 220 kv Krajnik-Vierraden na napięcie 400 kv oraz instalację przesuwników fazowych na istniejących połączeniach Polska-Niemcy. Projekt realizowany jest wspólnie przez PSE i operatora niemieckiego 50 Hertz. Zgodnie z zawartą w dniu 24 lutego 2014 umową PSE są odpowiedzialne na budowę przesuwników w SE Mikułowa, natomiast 50Hertz w SE Vierraden. Zakończenie projektu planowane jest w 2017 roku, przesuwniki w SE Mikułowa mają zostać zainstalowane do końca 2015 roku. Realizacja projektu pozwoli na wzrost zdolności importowych KSE o 500 MW oraz zdolności eksportowych o MW. Projekt 58 GerPol Power Bridge Celem projektu jest dalsze zwiększenie transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju synchronicznym. Realizacja projektu planowana jest w dwóch etapach. W pierwszym etapie, do roku 2020, planowana jest rozbudowa wewnętrznej sieci przesyłowej w zachodniej części kraju, natomiast w drugim etapie, w horyzoncie 2030, planowana jest budowa nowej linii transgranicznej Polska- Niemcy. Realizacja pierwszego etapu projektu pozwoli zwiększyć zdolności importowe KSE o MW oraz zdolności eksportowe o 500 MW, natomiast realizacja drugiego etapu pozwoli zwiększyć zdolności importowe o kolejne MW. Projekt 59 LitPol Link Stage I LitPol Link Stage I jest pierwszym etapem projektu nowego połączenia transgranicznego łączącego systemy elektroenergetyczne Polski i Litwy. Celem projektu jest umożliwienie wymian mocy Państw Bałtyckich: Litwy, Łotwy i Estonii z Europą Kontynentalną. Projekt przyczyni się do budowy wspólnego rynku energii unii Europejskiej, wzmocni niezależność energetyczną Polski oraz państw bałtyckich oraz zwiększy gwarancję ciągłości dostaw energii. Połączenie będzie miało charakter asynchroniczny poprzez wstawki prądu stałego zlokalizowane w stacji Alytus na terytorium Litwy. Pierwszy etap, który zostanie zakończony w roku 2015, obejmuje budowę nowego połączenia transgranicznego, jednej Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 14 z 79

15 wstawki prądu stałego oraz rozbudowę krajowej sieci przesyłowej w północno wschodniej części kraju. Realizacja projektu w pierwszym etapie umożliwi wymianę mocy na poziomie 500 MW, z tym, że możliwości eksportowe KSE będą uzależnione od aktualnych uwarunkowań systemowych. Projekt 59 LitPol Link Stage II Projekt LitPol Link Stage II jest kontynuacją budowy połączenia między Polską i Litwą w celu osiągnięcia planowanej zdolności przesyłowej na poziomie 1000 MW w obu kierunkach. W celu realizacji drugiego etapu projektu niezbędna jest budowa dodatkowych obiektów sieci przesyłowej w Polsce i na Litwie, w tym drugiej wstawki prądu stałego w stacji Alytus. Realizacja drugiego etapu planowania jest do końca 2020 roku. PRSP uwzględnia wszystkie inwestycje na terytorium Polski ujęte w TYNDP UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z UMÓW DOTYCZĄCYCH BUDOWY LUB ROZBUDOWY POŁĄCZEŃ TRANSGRANICZNYCH Instalacja przesuwników fazowych na liniach Krajnik Vierraden i Mikułowa Hagenwerder Umowa pomiędzy PSE a operatorem niemieckim 50Hertz GmbH na skoordynowaną instalację PST została podpisana przez Strony w dniu 28 lutego 2014 r. Projekt dotyczy zainstalowania przesuwników fazowych na liniach wymiany międzynarodowej z Niemcami Krajnik Vierrraden (przez 50Hertz) oraz Mikułowa Hagenwerder (przez PSE S.A.). Kluczowe zapisy Umowy obejmują opis parametrów technicznych przesuwników fazowych oraz zobowiązanie Stron do dotrzymywania ustalonych warunków technicznych pracy połączeń wzajemnych pomiędzy PSE i 50Hertz GmbH. Instalacja przesuwników fazowych zwiększy bezpieczeństwo pracy KSE dzięki stworzeniu możliwości regulacji nieplanowych przesyłów mocy od strony Niemiec do wartości bezpiecznych. Realizacja projektu pozwala zwiększyć zdolności wymiany mocy na przekroju synchronicznym w wysokości: 1500 MW (eksport mocy) i 500 MW (import mocy) Budowa 3 połączenia elektroenergetycznego Polska-Niemcy (GER-POL Power Bridge) 11 marca 2011 r. operator niemiecki 50Hertz GmbH oraz PSE podpisały w siedzibie Ministerstwa Gospodarki Umowę Generalną o współpracy w Projekcie. Umowa określa zasady współdziałania między Operatorami i powołała międzyoperatorską strukturę projektową. W umowie określono uwarunkowania realizacji prac przygotowawczych dla przyszłej budowy nowego III go połączenia 400 kv Polska Niemcy. W latach , uwzględniając aktualną sytuację, PSE wykonały dodatkowe prace analityczne, w ramach których określono zakres rozbudowy systemu przesyłowego w zachodniej części kraju zapewniającego w horyzoncie długoterminowym równocześnie: 1. poprawę bezpieczeństwa zasilania w energię elektryczną północno-zachodniego obszaru KSE; 2. wyprowadzenie mocy z istniejących oraz planowanych na tym obszarze źródeł wytwórczych (konwencjonalnych i OZE); 3. poprawę warunków międzysystemowej wymiany mocy na przekroju synchronicznym. Wyniki analiz wykazały, że rozbudowa sieci przesyłowej w rejonie SE Krajnik i SE Mikułowa wykazuje porównywalne efekty w zakresie możliwości zwiększenia importu mocy, w stosunku do budowy nowego połączenia z systemem niemieckim. Rozbudowa sieci wewnętrznej jest korzystniejsza ze względu na uwarunkowania dotyczące poprawy pewności wyprowadzenia mocy z krajowych źródeł wytwórczych (elektrowni konwencjonalnych oraz farm wiatrowych). Biorąc powyższe pod uwagę PSE, w pierwszym etapie planuje w horyzoncie 2020 rozbudowę sieci wewnętrznej na zachodzie kraju w zakresie opisanym poniżej: Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 15 z 79

16 a) linie wychodzące z SE Krajnik: budowa 2-torowej linii 400 kv Krajnik Baczyna i dalej w kierunku Poznania, b) linie wychodzące z SE Mikułowa: budowa 2-torowej linii 400 kv Mikułowa Pasikurowice, budowa 2-torowej linii 400 kv Mikułowa Świebodzice. Po zrealizowaniu powyższych inwestycji, w drugim etapie w horyzoncie 2030 roku rozważana jest budowa nowego dwutorowego połączenia 400 kv Polska Niemcy. Dokładna data realizacji tego etapu uzależniona będzie od przyszłych warunków pracy połączonych systemów elektroenergetycznych i potrzeb rynku UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z REALIZACJI UMÓW PRZYŁĄCZENIOWYCH ORAZ OKREŚLONYCH WARUNKÓW PRZYŁĄCZENIA DO SIECI PRZESYŁOWEJ (ART. 16 UST.11) Według stanu na dzień 30 kwietnia 2015 roku PSE podpisały umowy na przyłączenie nowych jednostek wytwórczych o łącznej mocy MW, w tym na przyłączenie konwencjonalnych jednostek wytwórczych MW i na przyłączenie OZE MW. Umowy na przyłączenie trzech jednostek wytwórczych o łącznej mocy MW są w trakcie negocjacji. Jednocześnie PSE podpisały dwie umowy z odbiorcami energii na łączną moc 187 MW a dwie umowy na łączną moc 160 MW są w trakcie negocjacji. Tabela Podmioty ubiegające się o przyłączenie źródeł do Krajowej Sieci Przesyłowej (stan na dzień 30 kwietnia 2015 r.) L.p. Miejsce przyłączenia (SE) Moc, MW Rodzaj instalacji Wnioskodawca Termin przyłączenia wg Umowy 1 Słupsk Wierzbięcino 240 OZE Megawatt Polska Sp. z o.o Słupsk Wierzbięcino 240 OZE Wiatrowe Elektrownie Sp. z o.o Żarnowiec 90 OZE PGE Energia Odnawialna S.A Piła Krzewina 120 OZE Relax Wind Park I Sp. z o.o Słupsk Wierzbięcino 320 OZE Potegowo Winergy Sp. z o.o Dunowo 250 OZE Wind Invest Sp. z o.o Kozienice 1000 KJW ENEA Wytwarzanie S.A Dunowo 160 OZE EWG Energia Sp. z o.o Słupsk Wierzbięcino 240 OZE Green Power Pomorze Sp. z o.o Żarnowiec 111 OZE WINDCOM Sp. z o.o Krajnik 192 OZE Wiatromill Sp. z o.o Puławy 830 KJW Grupa Azoty Zakłady Azotowe Puławy S.A Ostrołęka 1000 KJW Elektrownia Ostrołęka S.A Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 16 z 79

17 L.p. Miejsce przyłączenia (SE) Moc, MW Rodzaj instalacji Wnioskodawca Termin przyłączenia wg Umowy 14 Dunowo 250 OZE ENERTRAG-Dunowo Sp. z o.o Krajnik 500 OZE ENERTRAG A.G Żarnowiec 45 OZE Stigma Sp. z o.o Włocławek Azoty 500 KJW 18 Dobrzeń 1800 KJW 19 Groszowice 150 OZE Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Elektrownie Wiatrowe Nysa Sp. z o.o Słupsk Wierzbięcino 100 OZE EVIVA LĘBORK Sp. z o.o Stalowa Wola 422 KJW 22 Olsztyn Mątki 96 OZE Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A. ECO-WIND CONSTRUCTION S.A Mikułowa 300 OZE GEO Sulików Sp. z o.o Mikułowa 150 OZE GEO Mikułowa I Sp. z o.o Lublin Systemowa 500 KJW GDF SUEZ Energia Polska S.A Blachownia 250 OZE Elektrownie Wiatrowe Lubrza Sp. z o.o Byczyna 910 KJW TAURON Wytwarzanie S.A Gdańsk Błonia 132 OZE Windfarm Polska III Sp. z o.o Mikułowa 480 KJW 30 Pelplin 2000 KJW 31 Ząbkowice 160 OZE PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Polenergia Elektrownia Północ Sp. z o.o. Elektrownie Wiatrowe Wilamowa Sp. z o.o Pelplin 107,425 OZE Radan Nordwind Sp. z o.o Gdańsk Błonia 900 KJW EDF Polska S.A Kromolice 250 OZE Wind Field Wielkopolska Sp. z o.o Stanisławów 250 OZE Wind Field Korytnica Sp. z o.o Mikułowa 50 OZE 37 Grudziądz Węgrowo 874 KJW AGRO&EKOPLAN mgr inż. Gustaw Brzyszcz Elektrownia CCGT Grudziądz Sp. z o.o Piła Krzewina 105 OZE Alfa Sp. z o.o Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 17 z 79

18 L.p. Miejsce przyłączenia (SE) Moc, MW Rodzaj instalacji Wnioskodawca Termin przyłączenia wg Umowy 39 Świebodzice 107,5 OZE EWG Udanin Sp. z o.o Dobrzeń 150 OZE Altiplano S.A Żydowo 166 OZE 42 Gdańsk Błonia 456 KJW 43 Płock 600 KJW 44 Olsztyn Mątki 120 OZE 45 Pomorzany 244 KJW 46 Gorzów 138 KJW Biały Bór Farma Wiatrowa Sp. z o.o. Elektrownia CCGT Gdańsk Sp. z o.o. Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A. Nowa Energia Olsztyn Mątki Sp. z o.o. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A Ełk Bis 75 OZE Contino Polska Sp. z o.o Wielopole 225 OZE Eko Energia Polska Sp. z o.o Słupsk Wierzbięcino 1200 OZE Polenergia Bałtyk Sp. z o.o Baczyna 120 OZE 51 Żarnowiec 1045,5 OZE 52 Jasiniec 437 KJW EDP Renewables Polska Sp. z o.o. Elektrownia Wiatrowa Baltica-3 Sp. z o.o. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A Praga 505 KJW PGNiG TERMIKA S.A. 54 Konin 138 KJW 55 Pasikurowice 450 KJW Zespół Elektrowni Pątnów- Adamów-Konin S.A. Fortum Power and Heat Polska Sp. z o.o. 56 Włocławek Azoty 175 ODB Instalacja Zakładów Anwil S.A Adamów 12 ODB Wytwórnia gazów technicznych w Turku Mory 30 ODB SE Jawczyce 59 Kopanina 130 ODB RE Alloys - huta Rodzaj instalacji: KJW - Konwencjonalna Jednostka Wytwórcza; ODB - odbiorca * - Zwiększenie mocy istniejącej instalacji Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 18 z 79

19 3.7. 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 Pe (Art. 9c, ust. 2, pkt 5) oraz IRiESP (Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci pkt ). Zintegrowane planowanie wymaga prowadzenia wielowariantowych analiz o charakterze iteracyjnym dla całej sieci zamkniętej uwzględniającym zmieniające się uwarunkowania systemowe. W okresie poprzedzającym sporządzenie projektu PRSP , PSE wspólnie z poszczególnymi OSD, wykonali poniżej wykazane opracowania koncepcyjne dotyczące warunków pracy sieci zamkniętej na poszczególnych obszarach KSE w perspektywie długoterminowej : 1. Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kv jako sieci zamkniętej dla południa Polski, 2. Ekspertyzy dla Programu Rozwoju Sieci 110 kv oraz sieci przesyłowej dla obszaru wschodniej części KSE, 3. Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kv jako sieci zamkniętej dla Polski Północnej, 4. Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kv jako sieci zamkniętej dla Polski Północno-Zachodniej, 5. Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kv jako sieci zamkniętej dla południowo zachodniej części Polski. Poza ww. opracowaniami koncepcyjnymi dla poszczególnych obszarów KSE, PSE współpracowały także przy realizacji pracy zleconej przez OSP dotyczącej zasilania aglomeracji warszawskiej pt. Koncepcja uruchomienia na terenie Warszawy dodatkowej stacji 220/110 kv Wschodnia (obecnie Żerań) i połączenia jej z istniejącą siecią 220 i 110 kv oraz ocena zasadności technicznej koncepcji uruchomienia na terenie Warszawy dodatkowej stacji 220/110 kv Wschodnia w aspekcie budowy przez PSE Operator SA stacji 220/110 kv GPZ Siekierki i przyłączenia do niej nowego bloku wytwórczego, Ww. prace koncepcyjne zostały realizowane przez niezależnych ekspertów i uwzględniają uzgodnione przez operatorów założenia dotyczące przewidywanych uwarunkowań systemowych w poszczególnych obszarach determinujących potrzeby rozwoju sieci. Analizy te wyznaczają potencjalne kierunki rozwoju do uwzględnienia w opracowywanych przez Spółki dokumentach planistycznych w zakresie rozbudowy/modernizacji infrastruktury i układów pracy sieci 400, 220 i 110 kv, w szczególności w planach rozwoju. W wyniku zintegrowanego planowania rozwoju sieci zamkniętej NN i 110 kv, OSP i OSD uzgodnili i zawarli bądź są w trakcie zawierania stosownych porozumień w zakresie potrzeb wzmacniania istniejących oraz budowy nowych sprzężeń sieci przesyłowej 400 i 220 kv z siecią 110 kv w celu poprawy pewności zasilania poszczególnych obszarów OSD. Poniżej przedstawiono listę nowych SE NN/110 kv, które wynikają z zawartych porozumień i prowadzonych uzgodnień z OSD. Lista nowych SE wynikająca z zawartych porozumień: 1. SE Ełk Bis (EKB) z transformatorem 400/110 kv, 330 MVA; 2. Siedlce Ujrzanów (SDU) z transformatorem 400/110 kv, 330 MVA; 3. Recław (REC) z transformatorami 220/110 kv, 2x275 MVA; 4. Żydowo Kierzkowo (ZDK) z transformatorem 220/110 kv, 160 MVA; Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 19 z 79

20 5. Pelplin (PLP) z transformatorem) 220/110 kv, 160 MVA w okresie przejściowym i docelowo z transformatorem 400/110 kv, 450 MVA; 6. Baczyna (BCS) z transformatorem 400/110 kv, 450 MVA; 7. Żydowo Kierzkowo (ZDK) z transformatorem 400/110 kv, 450 MVA. Lista nowych SE wynikająca z prowadzonych uzgodnień: 1. Pomorzany (POM) z transformatorem 220/110 kv, 275 MVA; 2. Żerań (WZE) z transformatorem 220/110 kv, 2x275 MVA; 3. Elbląg (ELS) z transformatorem 400/110 kv, 450 MVA; 4. Wyszków (WYS) z transformatorem 400/110 kv, 330 MVA. Z uwagi na zmieniające się uwarunkowania makroekonomiczne oraz systemowe, które wpływają na czynniki decydujące o potrzebach rozwoju sieci elektroenergetycznej, OSP i OSD planują kontynuacje prac analitycznych i koncepcyjnych w tym zakresie. Do najważniejszych czynników wpływających na zakres rozbudowy sieci przesyłowej i 110 kv można zaliczyć: - zmianę długoterminowej prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną, - urealnienie projektów związanych z budową źródeł konwencjonalnych opartych na węglu kamiennym i brunatnym oraz gazie, - urealnienie projektów związanych z rozwojem OZE, w tym w szczególności farm wiatrowych. Jednocześnie operatorzy systemów dystrybucyjnych, zgodnie z art. 16 ust 6 oraz art. 9c ust 5 ustawy Prawo energetyczne, zobowiązani są do uwzględnia w ich planach rozwoju niniejszego planu rozwoju sporządzonego przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego w tym terminowej realizacji skoordynowanych zadań. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 20 z 79

21 TWh mld zł '90 Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. ROZDZIAŁ 4. ANALIZA BILANSOWA 4.1. PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ (ART.16 UST.7 PKT.1) Przy tworzeniu długoterminowych planów rozwojowych i prognoz dotyczących stanu bezpieczeństwa dostarczania energii elektrycznej duże znaczenie mają dwa czynniki - wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną oraz zmiany w strukturze i lokalizacji jednostek wytwórczych energii elektrycznej. Prognozowanie w horyzoncie 10 lat zapotrzebowania na energię elektryczną odbywa się w oparciu o wskaźniki makroekonomiczne i projekcje wielkości, które mają wpływ na zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną ZEWNĘTRZNE UWARUNKOWANIA GOSPODARCZE KRAJU MAJĄCE WPŁYW NA PROGNOZĘ ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ Popyt na energię elektryczną jest zdeterminowany przez kilka wskaźników, lecz jednym z najbardziej istotnych jest wzrost gospodarczy, opisywany za pomocą zmiennych makroekonomicznych. Rysunek przedstawia relację pomiędzy zużyciem energii elektrycznej ogółem w kraju a produktem krajowym brutto - PKB w latach (w cenach stałych 1990 roku). W zaprezentowanym na wykresie ponad 50-letnim okresie, wyodrębniają się trzy cykle wzrostu gospodarczego: do 1978 roku; powolny w latach ; stabilny od roku 1992 do 2014 oraz dwa cykle spowolnienia gospodarczego: w latach oraz krótkotrwały W przypadku zużycia energii elektrycznej ogółem, okresy spadku oraz wzrostu są zależne od kształtowania się dochodu narodowego. Stały wzrost zużycia energii, w analizowanym okresie, przypada na lata i oraz stabilny, choć z rocznymi wahaniami, w przedziale od roku 1997 do Odnotowane spadki zużycia energii elektrycznej przypadły na kolejne okresy kryzysu ekonomicznego i gospodarczego lat 1981 r., oraz światowego kryzysu gospodarczego zapoczątkowanego w Stanach Zjednoczonych i recesji gospodarki światowej w 2009 r Zużycie energii elektrycznej PKB Rysunek Zużycie energii elektrycznej ogółem i produkt krajowy brutto w latach (źródło: ARE i GUS) L a t a Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 21 z 79

22 SCENARIUSZE ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ W KRAJU Porównywane w kolejnych podrozdziałach i prognozy zapotrzebowania na energię i moc elektryczną wywodzą się z różnych ośrodków prognostycznych: prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) w horyzoncie do 2040 r., została zlecona do wykonania przez PSE w 2014 r. dla potrzeb opracowania projektu PRSP Długoterminowe prognozy zapotrzebowania na energię i moc elektryczną zostały opracowane przez firmę PSE Innowacje Sp. z o.o. przy wykorzystaniu ekonometrycznego modelu rozkładu kanonicznego wektora zmiennych losowych. Dla potrzeb tego modelu do obliczeń zostały przyjęte zmienne objaśniające zewnętrzne, w tym: zapotrzebowanie na energię pierwotną i energię elektryczną netto w europejskich krajach OECD oraz zmienne wewnętrzne (krajowe), w tym: wzrost realny PKB czy zmiany liczby ludności Polski. W wyniku wykonanych obliczeń otrzymano trzy scenariusze prognostyczne niski, bazowy, wysoki. Poszczególne scenariusze zróżnicowane są pomiędzy sobą tempem wzrostu zapotrzebowania na moc i energię elektryczną. Ostatecznie do dalszych analiz podażowych przyjęty został scenariusz bazowy prognoz, zarówno na energię elektryczną, jak i moc szczytową. prognoza KAPE w horyzoncie do 2050 r., wykonana w 2013 r. na zlecenie MG. Prognozy te zostały opublikowane w opracowaniu Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2050 roku i są składnikiem w strategicznym dokumencie rządowym MG - projekt Polityka Energetyczna Polski do 2050 r.. prognoza ARE w horyzoncie do 2040 r., zlecona w 2013 r. w ramach cyklicznej działalności PSE. Celem pracy było zaktualizowanie, w oparciu o najnowsze, dostępne dane i prognozy czynników silnie oddziaływujących na poziom popytu na energię elektryczną, prognoz zapotrzebowania na energię i moc z 2011 r Zapotrzebowanie na energię elektryczną Według danych ARE, w 2014 roku krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną wyniosło GWh i było wyższe od zapotrzebowania w 2013 roku o około 0,8%. Od momentu globalnego kryzysu gospodarki światowej z 2009 r., kiedy zużycie energii w Polsce było na poziomie GWh, zauważalny jest stały, stabilny wzrost, który w przedziale wyniósł około 8%. Należy podkreślić, że o ile w światowych gospodarkach odnotowano recesję, o tyle w Polsce nastąpiło jedynie spowolnienie rozwoju, a to dzięki m.in. wysokiemu popytowi wewnętrznemu. Powolny wzrost zużycia energii elektrycznej jest nadal kontynuowany. Poniższy rysunek przedstawia ścieżkę zapotrzebowania na energię elektryczną w latach Dynamika zapotrzebowania na energię elektryczną w tym przedziale czasowym była dodatnia, a całkowity wzrost wyniósł około 11%. Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2005 do 2014 wyniósł 1,1%, natomiast od roku 2009 do ,5%. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 22 z 79

23 Rysunek Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w latach (źródło: ARE) Struktura zużycia energii elektrycznej finalnej w podziale na poszczególnych odbiorców w przedziale czasowym przedstawia rysunek Od momentu kryzysu z roku 2009 zauważalny jest stały wzrost udziału przemysłu i budownictwa oraz pozostałych odbiorców (usługi i lokale mieszkalne, małe gosp. rolne), natomiast zmniejsza się zużycie energii elektrycznej w transporcie i rolnictwie. LATA Przemysł i budownictwo Pozostali odbiorcy w tym lokale mieszkalne (od 2005 r. łącznie z małymi gosp. rolnymi) Rolnictwo (od 2005 r. tylko duże gosp. rolne) Transport TWh Rysunek Struktura zużycia finalnego energii elektrycznej w kraju w latach (źródło: ARE) Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 23 z 79

24 TWh Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. Przebieg prognoz zapotrzebowania na energię elektryczną do 2025 r. został zaprezentowany na rysunku Porównanie obejmuje trzy prognozy PSE Innowacje (scenariusz bazowy), KAPE, ARE. 200,0 190,0 180,0 170,0 160,0 prognoza ARE prognoza KAPE prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) 150, L a t a Rysunek Porównanie prognoz zapotrzebowania na energię elektryczną do 2025 r. (źródło: PSE, KAPE) Prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) charakteryzuje się średniorocznym wzrostem w latach ,5% (począwszy od 163 TWh w roku 2015) natomiast przyrost zapotrzebowania na energię w tych latach wynosi 17%, osiągając w 2025 r. poziom 190 TWh. Natomiast krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną w prognozie KAPE, charakteryzuje się średniorocznym wzrostem w latach w tempie 1,6% (począwszy od 159 TWh w roku 2015) osiągając w 2025 r. poziom 187 TWh. Planowany wzrost popytu na energię w latach wynosi 18%. W prognozie ARE średnioroczne zapotrzebowanie na energię elektryczną w latach wynosi około 1,4% (począwszy od 162 TWh w roku 2015) osiągając w roku 2025 poziom zapotrzebowania 186 TWh. Wzrost w tych latach wynosi 15% i w porównaniu do prezentowanych na rysunku pozostałych prognoz jest niższe o około 1 TWh od prognozy KAPE i 4 TWh od prognozy PSE Innowacje (scenariusz bazowy) Zapotrzebowanie na moc elektryczną W 2014 roku maksymalne zapotrzebowanie na moc elektryczną wystąpiło w dniu 29 stycznia o godz i wyniosło MW i było wyższe o 3,1% od zapotrzebowania z roku Dotychczas maksymalne zapotrzebowanie na moc elektryczną wystąpiło w dniu 7 lutego 2012 roku o godz i wyniosło MW. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 24 z 79

25 Przebieg zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie zimowym i letnim [MW] Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. Rysunek Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na moc szczytową w latach (źródło: ARE) Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc szczytową w latach wyniósł 0,9%, natomiast w latach ,8%. Zmienność zapotrzebowania na moc szczytową, prezentuje powyższy rysunek Wzrost zapotrzebowania na moc w latach wynosi około 9%, natomiast w latach około 4%. W ostatnich latach zauważalna jest tendencja szybszego wzrostu wartości szczytu letniego niż zimowego, co prezentuje rysunek Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc w szczycie letnim w latach wyniósł 1,5% a wzrost w tym okresie 15% Zima Lato L a t a Rys Przebieg zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie zimowym i letnim w latach (źródło: ARE, PSE) Szczyt letni zazwyczaj przypada w dzień roboczy, w okolicach godziny 13, przy długotrwałych, upalnych temperaturach, kiedy duża liczba odbiorców korzysta z urządzeń klimatyzacyjnych Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 25 z 79

26 GW Korelacja szczytu letniego do zimowego w latach z linią trendu Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. i chłodzących. Na podstawie analizy danych statystycznych dotyczących mocy szczytowych i letnich w KSE widoczny jest znacząco szybszy przyrost wartości mocy w okresie letnim w stosunku do szczytu rocznego. Dla lat średnia z wartości udziału szczytu letniego do szczytu rocznego wynosi około 0,83. Rysunek przedstawia trend współczynnika przyrostu mocy szczytu letniego w stosunku do przyrostu mocy szczytu zimowego w latach ,9000 0,8500 0,8000 0,7500 0,7000 0,6500 0,6000 0,5500 szczyt letni / szczyt zimowy Log. (szczyt letni / szczyt zimowy) 0, L a t a Rysunek Wartości udziału szczytu letniego zapotrzebowania KSE na moc elektryczną w szczycie rocznym w latach (źródło: ARE, PSE) Według danych PSE rekordowe zapotrzebowanie na moc w szczycie letnim w KSE wystąpiło 30 lipca 2014 r. o godzinie i wyniosło MW. W związku z zachowaną tendencją szybkiego wzrostu zapotrzebowania na moc w szczycie letnim w przeszłości, obecnie zakłada się powolne ale stopniowe wygaszanie tego trendu. Na rysunku zostały przedstawione prognozy zapotrzebowania na moc szczytową w perspektywie do 2025 r., według - PSE Innowacje (scenariusz bazowy), KAPE i ARE prognoza ARE prognoza KAPE prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) L a t a Rysunek Porównanie prognoz zapotrzebowania na moc szczytową do 2025 r. (źródło: PSE, KAPE) Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 26 z 79

27 Prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) w latach charakteryzuje się średniorocznym wzrostem około 1,7%. Przyrost zapotrzebowania na moc w analizowanym przedziale lat wynosi 18%, osiągając w 2025 r. poziom około 30 GW. W prognozie KAPE średnioroczny wzrost w latach utrzymuje się w tempie 1,8%, osiągając w 2025 r. poziom 31 GW. Planowany wzrost w latach to około 19%. W prognozie ARE średnioroczne zapotrzebowanie na moc szczytową w latach wynosi 1,2%. Wzrost w latach jest na poziomie 13% i osiąga wartość około 29 GW. Różnice pomiędzy prognozą ARE w 2025 r. wynosi około 1 GW względem prognozy PSE Innowacje (scenariusz bazowy) i 2 GW do prognozy KAPE PRZEWIDYWANY ZAKRES DOSTARCZANIA ENERGII I PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC Dla potrzeb PRSP do planowania rozwoju sieci przesyłowej zostały przyjęte prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną i moc szczytową PSE Innowacje (scenariusz bazowy). Poniżej podano podstawowe parametry tych prognoz Prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną wyrażona w wartościach bezwzględnych, która została przyjęta do analiz przy budowie PRSP została przedstawiona w poniższej tabeli Tabela Prognoza wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną dla potrzeb budowy PRSP LATA PSE Innowacje TWh (scenariusz bazowy) 145,7 156,3 163,0 166,0 176,0 190,0 W perspektywie do 2025 r. planowany jest stabilny wzrost zapotrzebowania, które osiąga poziom 190 TWh. Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w latach wynosi 1,5%, natomiast wzrost w tej dziesięciolatce to około 17% Prognozy zapotrzebowania na moc elektryczną Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie rocznym, wyrażona w wartościach bezwzględnych, która została przyjęta do analiz przy budowie PRSP przedstawia poniższa tabela Tabela Prognoza wzrostu zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie rocznym dla potrzeb budowy PRSP LATA PSE Innowacje GW (scenariusz bazowy) 23,5 25,4 25,7 26,2 28,0 30,3 Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc szczytową w latach wynosi 1,7%, osiągając w 2025 r, poziom 30,3 GW. W poniższej tabeli przedstawiono prognozowane wartości bezwzględne zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie letnim w latach Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 27 z 79

28 Tabela Prognoza wzrostu zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie letnim dla potrzeb budowy PRSP LATA PSE Innowacje GW (scenariusz bazowy) 19,0 20,6 22,1 22,7 24,8 27,5 Wzrost zapotrzebowania na moc elektryczną w przedziale lat to około 24%. Przyrost zapotrzebowania w szczycie letnim jest szybszy w porównaniu do szczytu rocznego. Dla szczytu letniego średnioroczny wzrost wynosi 2,0% a dla szczytu rocznego 1,7% WARIANTY POKRYCIA PROGNOZOWANEGO ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ NA LATA Wariantowe oceny możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc przeprowadzono dla okresów miesięcznych, natomiast wariantowe oceny możliwości pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną przeprowadzono dla okresów rocznych. Oceny zostały wykonane dla lat METODYKA ANALIZ BILANSOWYCH Dla oceny możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc w perspektywie roku 2025 sporządzone zostały bilanse mocy w układzie miesięcznym. Bilanse te sporządzono zgodnie z zasadami PKR. Podstawowe założenia metodyczne określające zasady opracowywania PKR są następujące: bilans wykonywany jest dla wartości średniomiesięcznych szczytów zapotrzebowania na moc z dni roboczych. Wszystkie wartości ujęte w bilansie (ubytki, moce dyspozycyjne, obciążenie i zapotrzebowanie) są wartościami średniomiesięcznymi dla dni roboczych, do pokrycia średniomiesięcznego szczytowego zapotrzebowania na moc przyjmowane jest 10 % mocy osiągalnej farm wiatrowych. Współczynnik ten wyznaczono na podstawie danych statystycznych dotyczących faktycznego wykorzystania zdolności wytwórczych farm wiatrowych biorąc pod uwagę fakt, że dyspozycyjność źródeł wiatrowych jest silnie uzależniona od bieżących warunków atmosferycznych i charakteryzuje się dużą zmiennością oraz małą przewidywalnością w długim horyzoncie czasowym. Parametrem kryterialnym do oceny wymaganego poziomu bezpieczeństwa pracy KSE w horyzoncie długoterminowym jest nadwyżka mocy dyspozycyjnej dostępna dla OSP ponad prognozowane krajowe zapotrzebowanie na moc. Wymagana nadwyżka mocy dyspozycyjnej dostępna dla OSP w przypadku rocznych okresów planistycznych (zgodnie zapisami IRiESP), zatwierdzonej przez Prezesa URE wynosi 18% uśrednionego miesięcznego zapotrzebowania na moc szczytową z dni roboczych. Dane do analiz w zakresie mocy źródeł wytwórczych pozyskano w wyniku przeprowadzonej w końcu 2014 r. ankietyzacji krajowych przedsiębiorstw wytwórczych i inwestorów planujących budowę nowych jednostek. W analizach zaprezentowano dwa warianty pokrycia zapotrzebowania na moc szczytową i energię elektryczną. W każdym z wariantów wyróżniono dwie składowe: stałą i zmienną. Składowa stała identyczna dla każdego wariantu zawiera: Prognozy średniomiesięcznego szczytowego zapotrzebowania na moc czynną oraz roczną prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną; Harmonogram zmian mocy osiągalnej oraz planowaną produkcję energii elektrycznej: Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 28 z 79

29 - istniejących jednostek wytwórczych w elektrowniach zawodowych z uwzględnieniem zmian w wyniku modernizacji i planowanych wycofań, - elektrociepłowni zawodowych, - elektrociepłowni przemysłowych i źródeł rozproszonych, - elektrowni szczytowo pompowych, - elektrowni jądrowych, - źródeł energetyki odnawialnej (OZE). Składowa zmienna różnicuje warianty pod kątem mocy osiągalnych nowych, systemowych jednostek wytwórczych planowanych do budowy przez przedsiębiorstwa wytwórcze lub wymaganych z powodów bilansowych. W analizach uwzględniono i zaprezentowano dwa warianty rozwoju systemowych konwencjonalnych źródeł wytwórczych: wariant realistyczny uwzględniający jednostki wytwórcze w budowie lub dla których rozstrzygnięto postępowanie przetargowe na realizację inwestycji, wariant wymagany uwzględniający jednostki wytwórcze z wariantu realistycznego oraz dodatkową moc niezbędną do utrzymania na wymaganym poziomie dostępnej dla OSP mocy dyspozycyjnej w całym okresie planistycznym WIELKOŚĆ ZDOLNOŚCI WYTWÓRCZYCH SKŁADOWA STAŁA BILANSÓW POKRYCIA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ Składowa stała obejmuje prognozy mocy osiągalnych oraz produkcji energii elektrycznej dla poszczególnych rodzajów jednostek wytwórczych, które są identyczne dla rozpatrywanych wariantów. JWCD cieplne Prognozę zmian mocy osiągalnej (z uwzględnieniem planowanych wycofań i modernizacji zwiększających moc zainstalowaną) oraz prognozę produkcji energii elektrycznej w istniejących dalej JWCD cieplnych przedstawiono w tabeli Tabela Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w istniejących JWCD cieplnych w latach Rok Moc osiągalna JWCD cieplne MW Produkcja energii elektrycznej GWh W tabeli przedstawiono skumulowane wartości wycofań mocy jednostek JWCD cieplnych. Tabela Skumulowane wielkości wycofań mocy w istniejących JWCD cieplnych w latach Rok Skumulowane wycofania JWCD cieplnych MW njwcd z grupy istniejących EC zawodowych Prognozę zmian mocy osiągalnej (z uwzględnieniem planowanych wycofań) oraz prognozę produkcji energii elektrycznej jednostek njwcd z grupy elektrociepłowni zawodowych przedstawiono w tabeli Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 29 z 79

30 W tabeli przedstawiono planowane wycofania mocy w źródłach njwcd istniejących, natomiast w tabeli zaprezentowano sumaryczne zestawienie mocy jednostek njwcd planowanych do budowy oraz prognozę produkcji energii elektrycznej dla tych jednostek. Tabela Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w njwcd z grupy istniejących elektrociepłowni zawodowych w latach Moc osiągalna njwcd z grupy istniejących EC zawodowych Rok MW Produkcja energii elektrycznej GWh Tabela Skumulowane wielkości wycofań mocy w njwcd z grupy istniejących elektrociepłowni zawodowych w latach Skumulowane wycofania njwcd z grupy EC zawodowych Rok MW Tabela Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w njwcd z grupy nowych elektrociepłowni zawodowych w latach Moc osiągalna njwcd z grupy nowych EC zawodowych Rok MW Produkcja energii elektrycznej GWh njwcd z grupy elektrociepłowni przemysłowych Harmonogram zmian mocy osiągalnej njwcd z grupy elektrociepłowni przemysłowych został przedstawiony w tabeli Przyjęto utrzymanie stałego poziomu mocy i produkcji energii elektrycznej w zakresie obiektów węglowych. Założono ponadto, że przyrost mocy odbywał się będzie w oparciu o źródła gazowe. Prognozę produkcji energii elektrycznej dla EC przemysłowych opracowano na podstawie statystyki ARE. Tabela Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w njwcd z grupy elektrociepłowni przemysłowych w latach Moc osiągalna njwcd z grupy EC przemysłowych Rok MW Produkcja energii elektrycznej GWh Farmy wiatrowe Harmonogram zmian mocy osiągalnej FW jest zgodny z wynikami przeprowadzonych w PSE analiz stanu bezpieczeństwa pracy KSE opracowanych dla wyznaczenia maksymalnego wolumenu mocy FW możliwej do przyłączenia do krajowego systemu. W prognozie uwzględniono rozwój zarówno lądowych jak i morskich farm wiatrowych. Zgodnie z założeniem analizy przyjęto, że do pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc wykorzystane zostanie 10 % mocy osiągalnej farm wiatrowych. W zakresie prognozy produkcji energii elektrycznej założono, że roczny czas wykorzystania mocy farm lądowych jest na poziomie 1900 h (średni statystyczny czas wykorzystania dla roku 2013 wyliczony zgodnie z danymi pomiarowymi OSP) a dla farm morskich przyjęto czas wykorzystania Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 30 z 79

31 równy 3000 h. Prognoza zmian mocy osiągalnej FW oraz produkcji energii elektrycznej została przedstawiona w tabeli Tabela Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w njwcd z grupy FW w latach Rok Moc osiągalna njwcd z grupy FW MW Produkcja energii elektrycznej GWh Źródła fotowoltaiczne Harmonogram rozwoju źródeł fotowoltaicznych (dalej PV) przyjęto zgodnie ze scenariuszem planowanym do zamieszczenia w nowej Polityce energetycznej dla Polski do 2050 roku. W analizach przyjęto, że pokrycie zapotrzebowania szczytowego na moc przez te źródła odbywało będzie się jedynie w okresie maj sierpień. Dla tych miesięcy określono udział mocy osiągalnej PV w szczycie obciążenia na poziomie ok 50%. W pozostałych miesiącach godzina występowania dobowego szczytu zapotrzebowania na moc leży poza zakresem czynnej pracy PV i dla tych miesięcy w analizach bilansowych nie uwzględniono generacji w tych źródłach. W zakresie produkcji energii elektrycznej założono roczny czas wykorzystania mocy źródeł PV na poziomie ok h. Prognoza zmian mocy osiągalnej PV oraz produkcji energii elektrycznej została przedstawiona w tabeli Tabela Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w njwcd z grupy PV w latach Rok Moc osiągalna njwcd z grupy PV MW Produkcja energii elektrycznej GWh Źródła na biomasę i biogaz Harmonogram rozwoju źródeł na biomasę i biogaz opracowano na podstawie informacji uzyskanych w badaniu ankietowym przeprowadzonym u wytwórców energii elektrycznej w 2014 roku oraz zgodnie ze średnim wzrostem tych źródeł w latach Sumaryczna moc tych źródeł jest zgodna ze scenariuszem planowanym do zamieszczenia w nowej Polityce energetycznej dla Polski do 2050 roku. W zakresie prognozy produkcji energii elektrycznej założono, że roczny czas wykorzystania mocy źródeł na biomasę i biogaz jest na poziomie 5300 h (średni statystyczny czas wykorzystania mocy dla roku 2013). Prognoza zmian mocy osiągalnej źródeł na biomasę i biogaz oraz produkcji energii elektrycznej została przedstawiona w tabeli Tabela Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w njwcd z grupy źródeł na biomasę i biogaz w latach Moc osiągalna njwcd z grupy el. na biomasę i biogaz Rok MW Produkcja energii elektrycznej GWh Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 31 z 79

32 Elektrownie szczytowo-pompowe Przyjęto utrzymanie obecnego potencjału JWCD z grupy ESP. W zakresie produkcji energii elektrycznej przyjęto utrzymanie wytwarzania na poziomie roku Prognoza zmian mocy osiągalnej JWCD z grupy ESP oraz produkcji energii elektrycznej została przedstawiona w tabeli Tabela Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w JWCD z grupy ESP w latach Rok Moc osiągalna JWCD z grupy ESP MW Produkcja energii elektrycznej GWh Elektrownie wodne przepływowe W zakresie elektrowni wodnych przepływowych przyjęto przyrosty mocy zgodnie ze scenariuszem planowanym do zamieszczenia w nowej Polityce energetycznej dla Polski do 2050 roku. W zakresie produkcji energii elektrycznej założono, że dla źródeł istniejących utrzymana będzie produkcja z roku 2013, a dla jednostek nowych założono roczny czas wykorzystania mocy na poziomie 3900 h (średni statystyczny czas wykorzystania mocy dla roku 2013). Prognoza zmian mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej njwcd z grupy elektrowni wodnych przepływowych została przedstawiona w tabeli Tabela Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w njwcd z grupy elektrowni wodnych przepływowych w latach Moc osiągalna njwcd z grupy el. wodnych przepływowych Rok MW Produkcja energii elektrycznej GWh Energetyka jądrowa Zgodnie z przeprowadzoną w 2014 roku ankietyzacją, PGE S.A. przekazało zmodyfikowany, w stosunku do Programu Polskiej Energetyki Jądrowej, scenariusz uruchomienia pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Zgodnie z nim PGE S.A. planuje uruchomienie pierwszego bloku o mocy z zakresu ( ) MW w 2029 roku. Zapotrzebowanie szczytowe na moc W analizach przyjęto, że zapotrzebowanie szczytowe zimowe przypada w miesiącu styczniu natomiast zapotrzebowanie szczytowe letnie w lipcu. SKŁADOWA ZMIENNA BILANSÓW POKRYCIA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC Zgodnie z informacją zamieszczoną w rozdziale 4.2.1, warianty analiz różnią się wielkością mocy nowych JWCD cieplnych. W analizach uwzględniono dwa warianty rozwoju tych źródeł. Poniżej zamieszczono krótką charakterystyką każdego z wariantów. W zakresie jednostek wytwarzających energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem (njwcd z grupy elektrociepłowni zawodowych) planowanych przez inwestorów do budowy w latach nie dokonywano oceny ich realizacji. Sumaryczna moc tych jednostek jest niższa od planowanych wycofań w elektrociepłowniach istniejących, dlatego też założono, że z powodu konieczności odbudowy mocy z uwagi na wymagania ciepłownicze inwestycje te zostaną zrealizowane. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 32 z 79

33 Wariant realistyczny Wariant realistyczny zaprezentowany w tabeli dotyczy nowych JWCD cieplnych, które znajdują się aktualnie w trakcie budowy lub dla których zakończono postępowanie przetargowe i podpisano umowę na realizację prac budowlanych. W zakresie tego wariantu przedstawiono terminy oddania do eksploatacji zgodne z deklaracjami inwestorów otrzymanymi w ramach badania ankietowego. Tabela Wariant realistyczny nowych źródeł systemowych (JWCD) przyjęty do analiz bilansu pokrycia zapotrzebowania na moc Inwestor Lokalizacja Termin realizacji Moc [MW] PKN Orlen S.A. Włocławek TAURON Wytwarzanie S.A. Stalowa Wola ENEA Wytwarzanie S.A. Kozienice PKN Orlen S.A. Płock PGE GiEK S.A. Opole TAURON Wytwarzanie S.A. Jaworzno PGE GiEK S.A. Opole PGE GiEK S.A. Turów Moc razem Wariant wymagany W wariancie wymaganym uwzględniono nowe JWCD cieplne ujęte w wariancie realistycznym oraz dodatkową moc niezbędną do utrzymania odpowiedniego poziomu dostępnej dla OSP mocy dyspozycyjnej w całym okresie planistycznym. Założono, że moc ta będzie sukcesywnie oddawana do eksploatacji w okresie w miarę narastających potrzeb będących efektem planowanych wycofań istniejących mocy wytwórczych i prognozowanego wzrostu zapotrzebowania BILANS MOCY, REZERWA MOCY, OPERATORSKIE ŚRODKI ZARADCZE WARIANT REALISTYCZNY W tabeli przedstawiono bilans mocy dla wariantu realistycznego bez uwzględnienia środków zaradczych poprawy bilansu możliwych do zastosowania przez OSP. Zaprezentowane wyniki i dane liczbowe odnoszą się do stycznia i lipca, dla których prognozowane jest wystąpienie szczytu zimowego i letniego na moc. Pozycje 1 5 przedstawiają zmiany mocy osiągalnych źródeł wytwórczych, pozycje 6 10 zmiany mocy dyspozycyjnych tych źródeł uwzględniające planowe ubytki mocy. W pozycjach 11 i 12 przedstawiono wartości prognozy zapotrzebowania na moc szczytową oraz moc szczytową średniomiesięczną z dni roboczych. Zapotrzebowanie szczytowe średniomiesięczne z dni roboczych jest podstawą do wyznaczenia kryterium bezpieczeństwa systemu. Wynik bilansu mocy przedstawiony jest w pozycjach 13 15, przy czym dwie pierwsze wielkości to wymagana przez OSP rezerwa mocy i rezerwa dostępna, natomiast w ostatniej różnica pomiędzy tymi wielkościami. Dla różnicy tej (pozycja 15) wartości mniejsze od zera przedstawiają niedobór wymaganego poziomu rezerwy mocy. Na rysunku przedstawiono interpretację Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 33 z 79

34 graficzną wyniku bilansu mocy dla wszystkich miesięcy w poszczególnych latach, przy czym wynika z nich, że największe problemy bilansowe nie dotyczą miesięcy szczytowego zapotrzebowania, lecz występują w okresie jesiennym, głównie we wrześniu. Tabela Bilans mocy dla wariantu realistycznego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego prognozy zapotrzebowania na moc bez środków zaradczych OSP [MW] Lp. Wyszczególnienie I VII I VII I VII 1 Moc osiągalna JWCD Moc osiągalna njwcd (bez FW i PV) Moc osiągalna njwcd - FW Moc osiągalna njwcd - PV Moc osiągalna JWCD i njwcd Moc dyspozycyjna JWCD Przewidywane obciążenie njwcd (bez FW i PV) Przewidywane obciążenie njwcd - FW Przewidywane obciążenie njwcd - PV Moc dyspozycyjna dostępna dla OSP Zapotrzebowanie na moc szczytową Zapotrzebowanie na moc szczytową średniomiesięczne z dni roboczych Wymagana przez OSP nadwyżka mocy Nadwyżka mocy dostępna dla OSP Niedobór (-) / nadmiar (+) wymaganej nadwyżki mocy Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 34 z 79

35 MW Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI Nadmiar wymaganej nadwyżki mocy Niedobór wymaganej nadwyżki mocy Wymagana przez OSP nadwyżka mocy Nadwyżka mocy dostępna dla OSP Rys Wynik bilansu mocy dla wariantu realistycznego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego prognozy zapotrzebowania na moc bez środków zaradczych OSP W wariancie realistycznym bez środków zaradczych OSP przy prognozowanym na lata średniorocznym wzroście zapotrzebowania na moc w wysokości 1,7% dla szczytu zimowego oraz 2,0% dla szczytu letniego, wielkość wymaganej i dostępnej dla OSP nadwyżki mocy w powyższym okresie można scharakteryzować w następujący sposób: W drugiej połowie 2015 roku oraz w całym okresie występują niedobory wymaganej nadwyżki mocy osiągające maksymalne wartości w miesiącu wrześniu. Maksymalny poziom tych niedoborów zmienia się w przedziale MW, przy czym najgorsza sytuacja bilansowa występuje we wrześniu 2016 r. W związku z zakończeniem procesu uruchamiania nowych jednostek wytwórczych objętych wariantem realistycznym od grudnia 2018 r. do połowy 2021 r. utrzymywany będzie poziom nadwyżki mocy na odpowiednim poziomie. Od drugiej połowy 2021 roku do końca okresu objętego analizą (2025) obserwowane jest sukcesywne pogorszenie sytuacji bilansowej systemu. We wrześniu 2025 wielkość niedoboru wymaganej nadwyżki mocy dochodzi do 3500 MW. Realizacja inwestycji tylko w zakresie jednostek wytwórczych ujętych w wariancie realistycznym, przy zakładanym poziomie wycofań w źródłach istniejących pozwala na utrzymanie rezerwy mocy w systemie na wymaganym poziomie tylko w krótkim, około trzy letnim przedziale czasowym , nie rozwiązując problemu niedoboru mocy w okresach i od drugiej połowy 2021 do końca horyzontu analitycznego. Identyfikując możliwość wystąpienia niedoborów nadwyżki mocy dostępnej dla OSP, PSE podjęły działania, zmierzające do pozyskania dodatkowych środków poprawy bilansu mocy. Wśród nich można wyróżnić podstawowe środki zaradcze oraz bieżące operatorskie środki zaradcze. Podstawowe operatorskie środki zaradcze Duży ubytek mocy związany z wycofywaniem bloków z eksploatacji, szczególnie istotny dla bilansów mocy w latach spowodował, że PSE podjęły działania w celu określenia możliwości przedłużenia pracy jednostek planowanych do wycofania w postaci zakupu usługi RIZ na okres z opcją przedłużenia do roku Sumaryczna moc jednostek wytwórczych w ramach powyższej usługi to 830 MW i dotyczy: PGE S.A. dla bloków 1 i 2 w Elektrowni Dolna Odra oraz Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 35 z 79

36 TAURON S.A. dla bloków 3 i 6 w Elektrowni Siersza i bloku 8 w Elektrowni Stalowa Wola. W prezentowanym dalej bilansie mocy założono wykorzystanie pełnego potencjału usługi RIZ planowanej do zakupienia przez OSP w okresie Innym narzędziem poprawiającym sytuację w systemie energetycznym jest usługa DSR świadczona przez odbiorców na rzecz OSP. W 2014 r. w konsekwencji przeprowadzonych przetargów publicznych zawarto łącznie 8 umów na świadczenie usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP. Łączny wolumen pozyskany w ramach tych umów objął 147 MW. Umowy te zostały podpisane z PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. oraz z firmą Enspirion Sp. z o.o., która pełni rolę agregatora usług świadczonych przez kilkudziesięciu odbiorców. Udział w przetargu nowego podmiotu, którym jest agregator, wskazuje na wystąpienie nowego modelu biznesowego, który potwierdza istnienie na rynku potencjału redukcji, który może być wykorzystany nie tylko do celów bilansowania na potrzeby OSP ale również na potrzeby przedsiębiorstw obrotu, czy w przyszłości również OSD. Planowane są również działania w celu pozyskania większego wolumenu tej usługi. W zaprezentowanym bilansie mocy przyjęto w roku 2015 możliwość obniżenia zapotrzebowania szczytowego o 147 MW a od roku 2016 o 200 MW z tytułu wdrożenia usługi DSR. Bieżące operatorskie środki zaradcze Bieżące operatorskie środki zaradcze poprawy bilansu wykorzystane są przez OSP w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa pracy KSE. Wykorzystanie tych działań jest ograniczone czasowo i bardzo niepewne, gdyż wynika z aktualnej sytuacji w systemie polskim i sąsiednich systemach połączonych z KSE. Do bieżących operatorskich środków zaradczych zaliczane są: Korekta pola remontowego JWCD - odpowiednia zmiana harmonogramu remontów Przebieg krzywej bilansu mocy dla poszczególnych miesięcy wskazuje na możliwość uzyskania pozytywnego efektu poprzez przesunięcie remontów z miesięcy letnich. Dotyczy to przede wszystkim okresu, kiedy deficyt rezerw mocy dotyka tylko wybranych miesięcy. Potencjalne efekty można szacować na ok. 200 MW. Uruchomienie rezerw mocy w jednostkach njwcd W celu zapewnienia ciągłości i niezawodności dostaw energii elektrycznej, OSP zarządza ograniczeniami systemowymi, m.in. poprzez zakup usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych. Usługa ta służy do zapewnienia minimalnych, niezbędnych z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy KSE, wielkości generacji mocy czynnej oraz mocy biernej w poszczególnych miejscach sieci (węzłach lub obszarach skupiających określone węzły), z wykorzystaniem jednostek njwcd. W celu skutecznej i efektywnej realizacji zadań w zakresie zarządzania ograniczeniami systemowymi, OSP zawiera umowy o świadczenie usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych z wytwórcami, których jednostki muszą produkować energię w ilościach zdeterminowanych przez względy bezpieczeństwa funkcjonowania KSE. Umowy o świadczenie usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych zapewniają wymaganą z punktu widzenia bieżącego bezpieczeństwa KSE dyspozycyjność określonych jednostek wytwórczych. W grudniu 2013 r. wszczęte zostały postępowania na świadczenie usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych. Obecnie trwają negocjacje z tymi wytwórcami zmierzające do ustalenia warunków świadczenia usług. Dodatkowo przeprowadzono prace w zakresie oszacowania wielkości dostępnych rezerw mocy w elektrociepłowniach przemysłowych. Pozytywne wyniki tych analiz pozwoliły OSP na wszczęcie postępowań i podjęcie negocjacji w celu zapewnienia dostępu do dodatkowych rezerw mocy, z których OSP będzie mógł skorzystać w przypadku braku wystarczających rezerw mocy do zbilansowania KSE. Poziom mocy dyspozycyjnej w jednostkach njwcd określa się na podstawie mocy zainstalowanej w tych źródłach oraz średniego obciążenia. PSE uwzględniają źródła njwcd w wykonywanych bilansach mocy. Jednakże na podstawie doświadczeń lat ubiegłych, wielkość dodatkowej mocy, możliwej do pozyskania przez OSP z jednostek njwcd wynosi ok. 300 MW. Ta dodatkowa wielkość mocy możliwej do pozyskania przez OSP traktowana jest jako bieżący operatorski środek zaradczy. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 36 z 79

37 Okresowa praca z przeciążeniem. Usługa ta jest świadczona na rzecz OSP przez zdolne do takiej pracy (JGWa). Praca z przeciążeniem polega na prowadzeniu ruchu JGWa z obciążeniem powyżej jej mocy osiągalnej. Jest ona kontraktowana w ramach porozumień w sprawie warunków świadczenia usług systemowych, które stanowią wyodrębnioną część umów o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej. Ze względu na stosunkowo niewielki wolumen mocy dostępnej obecnie dla OSP w ramach świadczonej usługi praca z przeciążeniem (ok. 100 MW), OSP rozważa zmianę zasad jej nabywania tak, by zachęcić wytwórców do jej świadczenia na rzecz OSP w szerszym zakresie. Operatorski import energii OSP zawarł z zagranicznymi operatorami systemów elektroenergetycznych umowy, które pozwalają w szczególnych przypadkach, po wykorzystaniu wszystkich środków dostępnych w kraju, na operatorski import energii. Można zakładać, że na podstawie tego typu umów, PSE mogą uzgodnić w trybie operatorskim dostawy mocy na poziomie do 300 MW, jednakże dostępność tego typu pomocy jest przede wszystkim bardzo ograniczona ilościowo oraz obarczona dużym ryzykiem braku dostępności niezbędnej mocy w systemach sąsiednich (np. niekorzystne warunki pogodowe powodujące problemy bilansowe mają przeważnie szerszy zasięg obszarowy). Import mocy Pewnym zabezpieczeniem poprawy sytuacji bilansowej może być również możliwość wykorzystania transgranicznych zdolności przesyłowych, głównie przy wykorzystaniu istniejących połączeń ze Szwecją, Ukrainą, a także Niemcami (po uruchomieniu przesuwników fazowych) oraz po wybudowaniu nowego połączenia z Litwą. Należy jednak podkreślić, że wymiana mocy na połączeniach transgranicznych dokonywana jest w oparciu o mechanizmy rynkowe. Ponadto należy mieć na uwadze, że w przypadku wystąpienia problemów bilansowych w naszym kraju, Polska nie miałaby żadnych gwarancji, że kraje sąsiednie będą posiadały odpowiednie nadwyżki mocy wytwórczych, które mogłyby zostać przesłane do Polski. Z tego powodu długoterminowe analizy bilansowe, w opinii OSP, powinny zakładać samowystarczalność kraju w zakresie pokrycia zapotrzebowania na moc. Na rysunku przedstawiono wynik bilansu mocy dla wariantu realistycznego z uwzględnieniem podstawowych środków zaradczych RIZ i DSR. W analizach tych nie uwzględniono bieżących operatorskich środków zaradczych, gdyż są one środkami doraźnymi, a możliwość ich wykorzystania w danej sytuacji w systemie nie jest pewna i wynika z aktualnych uwarunkowań i ich faktycznej dostępności. Niemniej, przy formułowaniu wniosków z wykonywanych analiz bilansów mocy, szczególnie w zakresie określania potrzeb budowy nowych wytwórczych, uwzględniano możliwość zastosowania operatorskich środków zaradczych. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 37 z 79

38 MW Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI Nadmiar wymaganej nadwyżki mocy Niedobór wymaganej nadwyżki mocy Wymagana przez OSP nadwyżka mocy Nadwyżka mocy dostępna dla OSP Rys Wynik bilansu mocy dla wariantu realistycznego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego prognozy zapotrzebowania na moc z uwzględnieniem podstawowych środków zaradczych OSP Z uwagi na fakt, że do 2020 roku terminy zakończenia budowy nowych jednostek wg wariantu realistycznego są późniejsze niż wystąpienie największych potrzeb, dla zachowania nadwyżki mocy na wymaganym poziomie, konieczne będzie zastosowanie przez OSP podstawowych środków zaradczych poprawy bilansu. Zakup usługi RIZ, pozwoli na przesunięcie terminu wycofania z eksploatacji istniejących jednostek wytwórczych, przewidzianych do likwidacji do końca 2015 r., przez co nastąpi poprawa bilansu mocy w KSE w latach Analizy wskazują, że okresem wystąpienia największych potrzeb na usługę RIZ są lata Pomimo zastosowania podstawowych środków zaradczych wystąpią okresy, w których będzie zachodziła konieczność wykorzystania bieżących środków zaradczych poprawy bilansu. Należy jednakże podkreślić wysoką niepewność możliwości skorzystania z tej usługi, szczególnie w odniesieniu długoterminowym. W wariancie realistycznym po roku 2021 w będzie następowało stopniowe pogarszanie zdolności bilansowych. Niedobór mocy dyspozycyjnej w roku 2025 osiągnie poziom ok MW. W związku z powyższym w latach konieczne będzie uruchomienie dodatkowych mocy wytwórczych ponad jednostki realizowane w ramach wariantu realistycznego WARIANT WYMAGANY W wariancie wymaganym określono poziom dodatkowych mocy wytwórczych (ponad wartość mocy dla wariantu realistycznego) niezbędnych do uruchomienia w celu wypełnienia wymagań określonych kryterium bezpieczeństwa w ramach metodyki PKR. Założono, że moc dodatkowa będzie sukcesywnie oddawana do eksploatacji w okresie w miarę narastających potrzeb będących efektem planowanych wycofań istniejących mocy wytwórczych i prognozowanego wzrostu zapotrzebowania. W wariancie tym uwzględniono podstawowe środki zaradcze OSP RIZ dla lat oraz DSR od roku Nie uwzględniano natomiast bieżących operatorskich środków zaradczych poprawy bilansu. Zestawienie przyrostu nowych mocy dla wariantu wymaganego przedstawiono na rysunku 4.3.3, na którym kolorem niebieskim zaznaczono moc wg wariant realistycznego natomiast kolorem czerwonym moc dodatkową wymaganą do oddania do eksploatacji w okresie Na rysunku przedstawiono wynik bilansu mocy dla wariantu wymaganego z uwzględnieniem podstawowych środków zaradczych RIZ i DSR. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 38 z 79

39 MW Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A Moc dodatkowa, która łącznie z mocą wariantu realistycznego określa wariant wymagany Wariant realistyczny MW Rok Rys Sumaryczne zestawienie przyrostu nowych mocy systemowych dla wariantu wymaganego Tabela Sumaryczne przyrosty nowych mocy dla wariantu wymaganego [MW] Rok Moc dodatkowa Moc w wariancie wymaganym I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI Nadmiar wymaganej nadwyżki mocy Niedobór wymaganej nadwyżki mocy Wymagana przez OSP nadwyżka mocy Nadwyżka mocy dostępna dla OSP Rys Wynik bilansu mocy dla wariantu wymaganego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego prognozy zapotrzebowania na moc z uwzględnieniem podstawowych środków zaradczych OSP W wariancie wymaganym, przy uwzględnieniu podstawowych środków zaradczych, w okresie pożądany przyrost dodatkowej mocy osiąga poziom około MW. Zaprezentowane na rys , dla niektórych miesięcy okresu , zbyt małe poziomy rezerwy mocy mogłyby w razie wystąpienia takiej potrzeby być pokryte poprzez wykorzystanie usługi bieżących operatorskich Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 39 z 79

40 środków zaradczych i importu. Jednakże, jak już wspomniano w opisie tej usługi, z bieżących środków zaradczych korzysta się doraźnie, a możliwość wykorzystania ich w odległym horyzoncie nie jest pewna i wynika z aktualnych uwarunkowań i ich faktycznej dostępności. Podobna sytuacja dotyczy możliwości skorzystania z importu mocy BILANS ENERGII ELEKTRYCZNEJ WARIANT REALISTYCZNY Tabela Bilans energii elektrycznej dla wariantu realistycznego [TWh] Lp. Wyszczególnienie JWCD njwcd cieplne njwcd OZE Razem Zapotrzebowanie na energię elektryczną JWCD njwcd cieplne njwcd OZE Zapotrzebowanie na energię elektryczną TWh TWh Rys Bilans energii elektrycznej dla wariantu realistycznego W wariancie realistycznym przy prognozowanym średniorocznym wzroście zapotrzebowania na energię elektryczną w wysokości 1,5%, analiza bilansowa wykazuje, że sumaryczne zdolności produkcyjne jednostek wytwórczych są wyższe niż prognozowane zapotrzebowanie na energię elektryczną w całym horyzoncie planistycznym. W związku z powyższym nie tylko nie powinny występować problemy związane z pokryciem zapotrzebowania na energię elektryczną, ale może się utrzymywać potencjalna nadwyżka produkcyjna. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 40 z 79

41 WARIANT WYMAGANY Tabela Bilans energii elektrycznej dla wariantu wymagalnego [TWh] Lp. Wyszczególnienie JWCD njwcd cieplne njwcd OZE Razem Zapotrzebowanie na energię elektryczną JWCD njwcd cieplne njwcd OZE Zapotrzebowanie na energię elektryczną TWh TWh Rys Bilans energii elektrycznej dla wariantu wymaganego Warunki pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną w wariancie wymaganym do roku 2019 są porównywalne z warunkami wariantu realistycznego. Po 2020 roku dzięki oddaniu do eksploatacji nowych jednostek wytwórczych warunki te ulegną poprawie. W całym horyzoncie planistycznym nie powinno być problemów z pokryciem zapotrzebowania na energię elektryczną PREFEROWANE LOKALIZACJE I STRUKTURA NOWYCH ŹRÓDEŁ W ramach przeprowadzonego w końcu 2014 roku badania ankietowego istniejących wytwórców i nowych inwestorów, w zakresie dotyczącym planów budowy nowych systemowych jednostek wytwórczych, dokonano aktualizacji planowanych terminów oddania do eksploatacji oraz docelowej mocy poszczególnych źródeł, dla których OSP wydał warunki przyłączenia lub podpisał umowy o przyłączenie. W poniższym zestawieniu zaprezentowano zaktualizowane informacje o planowanych inwestycjach, dla których zostały wydane warunki przyłączenia. Wydanie warunków przyłączenia wiąże się z przeprowadzeniem przez OSP szczegółowych analiz sieciowych, w których m.in. oceniana jest proponowana lokalizacja w kontekście jej wpływu na pracę Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 41 z 79

42 sieci oraz identyfikowane są działania w zakresie wymaganej rozbudowy lub modernizacji infrastruktury sieciowej. Biorąc pod uwagę aktualne lokalizacje krajowych źródeł wytwórczych (umiejscowione głównie w centralnej i południowej Polsce) preferowanymi lokalizacjami dla nowych elektrowni są obszary, na których nie występuje znacząca generacja mocy. Dotyczy to przede wszystkim obszaru północnej Polski oraz aglomeracji miejskich. Jednocześnie, biorąc pod uwagę planowane wycofania istniejących źródeł wytwórczych oraz istniejącą infrastrukturę sieciową zbudowaną dla wyprowadzenia mocy z wycofywanych bloków, zasadna jest lokalizacja (odbudowa) nowych jednostek wytwórczych również w istniejących lokalizacjach. W tym kontekście, analizując planowane źródła wytwórcze dla których zostały wydane warunki przyłączenia oraz zostały zawarte umowy o przyłączenie należy stwierdzić, że wszystkie rozpatrywane lokalizacje spełniają wyżej wymienione uwarunkowania. Należy przy tym podkreślić, że warunki przyłączenia do KSE dla tych jednostek wytwórczych były przedmiotem szczegółowych analiz przeprowadzonych przez OSP. Podsumowując, realizacja wszystkich poniżej zaprezentowanych inwestycji przewyższa prognozowane do 2025 r. potrzeby na nowe moce systemowe i nie wymaga poszukiwania przez OSP lokalizacji dla dodatkowych źródeł wytwórczych. Sumaryczna moc poniższych źródeł wynosi ok MW i jest wyższa o ok MW od maksymalnych potrzeb dla roku 2025 określonych w wariancie wymaganym. Struktura nowych źródeł wytwórczych w podziale na paliwo produkcyjne, dla których określono warunki przyłączenia przedstawia się następująco: Węgiel kamienny MW, w tym: ENEA Wytwarzanie S.A. - Kozienice 1075 PGE GiEK S.A. - Opole PGE GiEK S.A. - Opole TAURON Wytwarzanie S.A. - Jaworzno 910 Polenergia Elektrownia Północ Sp. z o.o. - Północ Polenergia Elektrownia Północ Sp. z o.o. - Północ GDF Suez Energia Polska S.A. - Łęczna 500 ENERGA SA - Ostrołęka 1000 Węgiel brunatny 496 MW, w tym: PGE GiEK S.A. - Turów 496 Gaz ziemny MW, w tym: TAURON Wytwarzanie S.A. - Stalowa Wola 467 PKN Orlen S.A. - Włocławek 473 PKN Orlen S.A. - Płock 596 PGNiG TERMIKA SA - Żerań 450 Grupa Azoty Zakłady Azotowe Puławy S.A. - Puławy 830 PGE GiEK S.A. - Bydgoszcz 437 Fortum Power and Heat Polska Sp. z o.o - Wrocław 425 ENERGA SA - Gdańsk 456 ENERGA SA - Grudziądz 874 EDF Polska S.A. - Gdańsk 600 Razem MW Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 42 z 79

43 Planowana struktura mocy nowych źródeł systemowych w roku 2025, w ujęciu procentowym została przedstawiona na Rys % Węgiel kamienny Węgiel brunatny Gaz ziemny 53% 4% Rys Struktura mocy nowych źródeł systemowych w roku 2025 wynikająca z wydanych warunków przyłączenia 4.6. WNIOSKI 1. Z uwagi na konieczność utrzymania wymaganego poziomu rezerwy mocy w KSE niezbędna jest budowa do 2020 r. nowych systemowych źródeł wytwórczych o sumarycznej mocy ok. 6 tys. MW. Biorąc pod uwagę obecnie prowadzone działania inwestycyjne w zakresie budowy nowych jednostek wytwórczych można stwierdzić, że ich sumaryczna moc odpowiada zidentyfikowanym potrzebom. 2. Z uwagi na fakt, że terminy oddawania do eksploatacji budowanych jednostek wg wariantu realistycznego są późniejsze niż wystąpienie największych potrzeb, dla zachowania nadwyżki mocy na wymaganym poziomie, konieczne będzie zastosowanie przez OSP w latach podstawowych środków zaradczych poprawy bilansu, szczególnie usługi RIZ, która pozwoli na przesunięcie terminu wycofania z eksploatacji istniejących jednostek wytwórczych, przewidzianych do likwidacji do końca 2015 r. 3. Pomimo zastosowania podstawowych środków zaradczych wystąpią okresy, w których będzie zachodziła konieczność wykorzystania bieżących środków zaradczych poprawy bilansu mocy. Należy jednakże podkreślić wysoką niepewność możliwości skorzystania z tej usługi, szczególnie w odległym horyzoncie. 4. W okresie , pomimo uwzględnienia w bilansie mocy podstawowych środków zaradczych OSP, zaistnieje potrzeba wybudowania dodatkowych jednostek systemowych o sumarycznej mocy ok MW. Biorąc pod uwagę również jednostki oddane do eksploatacji w latach , całkowite potrzeby uruchomienia nowych mocy systemowych w okresie należy szacować na poziom ok 8-8,5 tys. MW. 5. Niezależnie od wariantu bilansu mocy, zdolności wytwórcze krajowych źródeł gwarantują w całym analizowanym okresie pokrycie zapotrzebowania na energię elektryczną. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 43 z 79

44 ROZDZIAŁ 5. WYKAZ ZAMIERZEŃ I ZADAŃ INWESTYCYJNYCH W OKRESIE < > (ART. 16 UST 2) (ART. 16 UST.7 PKT 7) W rozdziale przedstawiono tabele planowanych zamierzeń dla dwóch okresów pięcioletnich (Tabela 5.1) i (Tabela 5.2). Zamierzenia w tabelach zestawione są wg następujących grup: Grupa I - w tej grupie ujęto zamierzenia z zakresu teleinformatyki; Grupa II - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z budową i rozbudową obiektów sieci przesyłowej; Grupa III - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z modernizacją obiektów sieci przesyłowej; Grupa IV - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z budynkami i budowlami; Grupa V - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z zakupami gotowych dóbr inwestycyjnych; Grupa VI - w tej grupie ujęto zamierzenia na etapie przygotowania inwestycji lub zadania których realizacja uzależniona jest od decyzji inwestora; W każdej tabeli dla zamierzeń z Grupy I do V podano planowane lata rozpoczęcia i zakończenia zamierzenia. Zamierzenia ujęte w Grupie VI Tabeli 5.1 w przyszłości, w zależności od decyzji Inwestorów mogą zostać przesunięte do Grupy II lub III. Tabela 5.1 Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia I I.1 I.1.1 I.2 Teleinformatyka Rozwój systemów teleinformatycznych w obszarze zarządzania rynkiem energii Opracowanie i wdrożenie narzędzi informatycznych wspierających bilansowanie handlowo-techniczne Budowa systemu informatycznego obsługi mechanizmów zarządzania pracą systemu elektroenergetycznego opartych na pełnym modelu sieci I.3 Dostawa i wdrożenie Nowego Systemu Centralnego SCADA/EMS I.4 Zakup oprogramowania i licencji producentów oprogramowania zadanie stałe zadanie stałe I.5 Zakup i wdrożenie systemów wspomagania zarządzania przedsiębiorstwem (EOD, Workflow, Analityczno-Decyzyjne, itp.) I.5.1 Zakup i wdrożenie systemu Elektronicznego Obiegu Dokumentów I.5.2 Rozwój systemów opartych na rozwiązaniach SAP zadanie stałe zadanie stałe I.5.3 I.6 Wdrożenie w Grupie Kapitałowej PSE systemu do planowania finansowego i raportowania zarządczego w środowisku SAP Modernizacja pomieszczeń telekomunikacyjnych obiektów PSE S.A. w zakresie klimatyzacji i zasilania 48 V DC wraz z zapewnieniem zdalnego nadzoru I.7 Modernizacja urządzeń sieci teletransmisyjnej I.8 Rozwój platformy sprzętowej systemów informatycznych PSE S.A. I.8.1 Platforma sprzętowa systemów informatycznych PSE S.A. zadanie stałe zadanie stałe I.9 Modernizacja makiet synoptycznych w ODM-ach I.10 I.11 Budowa systemów bezpieczeństwa teleinformatycznego na stacjach elektroenergetycznych Wdrożenie systemu monitorowania bezpieczeństwa teleinformatycznego klasy SIEM w Grupie Kapitałowej PSE Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 44 z 79

45 Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia I.12 Budowa portalu intranetowego dla Grupy Kapitałowej PSE I.13 Modernizacja sieci LAN w siedzibach Oddziałów PSE S.A I.14 Modernizacja sieci LAN w CPD PSE S.A I.15 Rozbudowa centralnego systemu przetwarzania danych bilingowych I.16 I.17 II II.1 Budowa centralnych systemów pozyskiwania i archiwizacji nagrań służb dyspozytorskich Dostawa i wdrożenie Systemu Informacji Przestrzennej w skali kraju Budowa i rozbudowa stacji i linii elektroenergetycznych ROZBUDOWA WĘZŁA CENTRALNEGO Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Pątnów wraz z wprowadzeniem linii 400 kv Kromolice-Pątnów II.2 Budowa linii 400 kv Pątnów-Jasiniec II.3 Rozbudowa stacji 220/110 kv Adamów BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ II.4 Rozbudowa rozdzielni 220 kv w stacji 220/110 kv Piaseczno II.5 Budowa stacji 220/110 kv Praga (Żerań) wraz z wprowadzeniem linii 220 kv Miłosna-Mory II.6 Budowa linii 400 kv Kozienice-Ołtarzew II.7 II.7.1 Budowa linii 400 kv Ostrołęka-Stanisławów wraz z rozbudową stacji 400 kv Stanisławów i stacji 400/220/110 kv Ostrołęka - etap II Budowa linii 400 kv Ostrołęka-Stanisławów wraz z wprowadzeniem do stacji 400(220)/110 kv Wyszków II.7.2 Rozbudowa stacji 400 kv Stanisławów II.7.3 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Ostrołęka - etap II II.8 Budowa stacji 400(220)/110 kv Wyszków /poprzednia nazwa: Budowa stacji 400/110 kv Wyszków wraz z wprowadzeniem linii 400 kv Ostrołęka-Stanisławów/ II.9 Budowa linii 400 kv Kozienice-Siedlce Ujrzanów II.10 Rozbudowa stacji 400/110 kv Siedlce Ujrzanów II.11 Rozbudowa stacji 400/110 kv Płock BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU II.12 Rozbudowa stacji 220/110 kv Bydgoszcz Zachód o rozdzielnię 400 kv II.13 Rozbudowa stacji 220/110 kv Piła Krzewina o rozdzielnię 400 kv II.14 Rozbudowa i modernizacja stacji Piła Krzewina w związku z wprowadzeniem linii 400 kv, instalacją transformatora 400/110 kv oraz urządzeń do kompensacji mocy biernej II.15 Budowa linii 400 kv Bydgoszcz Zachód-Piła Krzewina II.16 Rozbudowa rozdzielni 400 kv i 110 kv w stacji 400/220/110 kv Dunowo wraz z instalacją transformatorów 400/110 kv 450 MVA /poprzednio 2 zadania: Rozbudowa rozdzielni 400 kv i 110 kv w stacji 400/220/110 kv Dunowo oraz Montaż autotransformatora 400/110 kv 450 MVA w stacji 400/220/110 kv Dunowo/ II.17 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Olsztyn Mątki II.18 Budowa linii 400 kv Ostrołęka-Olsztyn Mątki Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 45 z 79

46 Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI SZCZECIŃSKIEJ II.19 Budowa linii 220 kv Glinki-Recław II.20 Rozbudowa stacji 220/110 kv Glinki II.21 Rozbudowa stacji 110 kv Recław o rozdzielnię 220 kv II.22 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU Rozbudowa stacji 400/110 kv Tarnów wraz z instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej II.23 Budowa linii 400 kv Chełm-Lublin Systemowa II.24 Rozbudowa stacji 220/110 kv Chełm II.25 Rozbudowa stacji 400/110 kv Lublin Systemowa II.26 II.27 Rozbudowa i modernizacja stacji 750/400/110 kv Rzeszów wraz z instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220/110 kv Kozienice w zakresie rozdzielni 400 kv BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU II.28 Budowa linii 400 kv Mikułowa- Świebodzice II.29 II.30 II.31 II.31.1 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Mikułowa w związku z wprowadzeniem linii 400 kv Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Świebodzice dla wprowadzenia linii 400 kv Mikułowa-Świebodzice Budowa linii 400 kv od stacji 400/110 kv Czarna do stacji 220/110 kv Polkowice wraz z rozbudową stacji Polkowice o rozdzielnię 400 kv i rozbudową stacji Czarna w zakresie rozdzielni 400 kv Budowa linii 400 kv od stacji 400/110 kv Czarna do stacji 220/110 kv Polkowice II.31.2 Rozbudowa stacji 220/110 kv Polkowice o rozdzielnię 400 kv II.31.3 Rozbudowa stacji 400/110 kv Czarna w zakresie rozdzielni 400 kv II.32 Rozbudowa rozdzielni 400 kv w stacji 400/110 kv Ostrów wraz z instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej II.33 Budowa linii 400 kv Mikułowa-Czarna II.34 Budowa linii 400 kv Czarna-Pasikurowice II.35 Rozbudowa stacji 400/110 kv Pasikurowice II.36 Wykonanie układu automatyki odciążającej w rozdzielni 220 kv stacji Mikułowa II.37 Budowa linii 400 kv Baczyna-Plewiska II.38 Rozbudowa stacji 400/110 kv Baczyna dla wprowadzenia linii 400 kv Baczyna-Plewiska BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ II.39 Budowa stacji 400/220 kv Podborze wraz z wprowadzeniem linii 220 kv: Kopanina-Liskovec, Bujaków-Liskovec, Bieruń-Komorowice, Czeczott- Moszczenica oraz linii 400 kv Nosovice-Wielopole II.40 Budowa linii kv Byczyna-Podborze II.41 Rozbudowa stacji 220/110 kv Skawina o rozdzielnię 400 kv i 110 kv wraz z wprowadzeniem linii 2 x 400 kv Tarnów-Tucznawa, Rzeszów-Tucznawa II.41.1 Rozbudowa stacji 220/110 kv Skawina o rozdzielnię 400 kv i 110 kv II.41.2 Budowa linii 400 kv Skawina-nacięcie linii Tarnów-Tucznawa, Rzeszów- Tucznawa Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 46 z 79

47 Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia POŁĄCZENIE TRANSGRANICZNE NA PRZEKROJU SYNCHRONICZNYM POLSKA - NIEMCY II.42 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220 kv Krajnik II.43 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220/110 kv Mikułowa PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCHW CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU II.44 Rozbudowa stacji Stanisławów dla przyłączenia FW Korytnica II.45 PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W PÓŁNOCNEJ CZĘŚCI KRAJU Rozbudowa stacji 400/110 kv Słupsk dla przyłączenia farm wiatrowych: FW Kukowo-Dargoleza i FW Drzeżewo IV II.46 Budowa linii 400 kv Grudziądz Węgrowo-Pelplin-Gdańsk Przyjaźń II.47 Budowa stacji 400/110 kv Gdańsk Przyjaźń wraz z wprowadzeniem jednego toru linii 400 kv Gdańsk Błonia-Żarnowiec II.48 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Grudziądz Węgrowo II.49 Budowa stacji 400(220)/110 kv Pelplin wraz z instalacją transformatora 220/110 kv II.50 Budowa linii 400 kv Jasiniec-Grudziądz Węgrowo II.51 Rozbudowa stacji 220/110 kv Jasiniec o rozdzielnię 400 kv /poprzednia nazwa: Budowa rozdzielni 400 kv w stacji 220/110 kv Jasiniec/ II.52 Budowa linii 400 kv Gdańsk Przyjaźń-Żydowo Kierzkowo II.53 Budowa linii 400 kv Dunowo -Żydowo Kierzkowo II.54 Budowa linii 400 kv Piła Krzewina-Żydowo Kierzkowo II.55 Budowa linii 400 kv Piła Krzewina-Plewiska II.56 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Dunowo dla wprowadzenia toru nr 1 linii 400 kv Dunowo -Żydowo Kierzkowo II.57 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Plewiska II.58 Budowa linii 400 kv Żydowo Kierzkowo-Słupsk II.59 II.60 Budowa stacji 400/110 kv Żydowo Kierzkowo wraz z instalacją transformatora 220/110 kv Budowa stacji 400/110 kv Baczyna wraz z wprowadzeniem linii 400 kv Krajnik-Plewiska II.61 Budowa linii 400 kv Baczyna-Krajnik II.62 II.63 II.64 II.65 II.66 PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU Rozbudowa rozdzielni 110 kv w stacji 220/110 kv Piła Krzewina dla przyłączenia farm wiatrowych: FW Krzewina i FW Chwiram Rozbudowa rozdzielni 220 kv w stacji 220/110 kv Ząbkowice dla przyłączenia transformatora 220/110 kv i FW Paczków Rozbudowa rozdzielni 220 kv w stacji 400/220/110 kv Mikułowa dla przyłączenia FW Mikułowa 1 Rozbudowa rozdzielni 400 kv w stacji 400/220 kv Krajnik dla przyłączenia FW Krajnik Rozbudowa rozdzielni 400 kv w stacji 400/110 kv Kromolice dla przyłączenia FW Wielkopolska Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 47 z 79

48 Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W POŁUDNIOWEJ CZĘŚCI KRAJU II.67 Rozbudowa rozdzielni 220 kv w stacji 220/110 kv Groszowice II.68 II.69 II.70 Rozbudowa stacji 220/110 kv Blachownia wraz z wprowadzeniem linii 220 kv Groszowice-Kędzierzyn Rozbudowa rozdzielni 110 kv w stacji Dobrzeń dla przyłączenia FW Bąków II PRZYŁĄCZENIE BLOKU NR 11 ENEA WYTWARZANIE Sp. z o.o. DO STACJI 400/220/110 kv KOZIENICE Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Kozienice w związku z przyłączeniem bloku nr 11 ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. PRZYŁĄCZENIE BLOKU O MOCY 244 MW DO STACJI POMORZANY II.71 Budowa linii 220 kv Pomorzany - nacięcie linii Krajnik-Glinki II.72 Rozbudowa stacji 110 kv Pomorzany o rozdzielnię 220 kv PRZYŁĄCZENIE BLOKÓW 5 i 6 ELEKTROWNI OPOLE DO STACJI 400/110 kv DOBRZEŃ II.73 Rozbudowa stacji 400/110 kv Dobrzeń II.74 Budowa linii 400 kv Dobrzeń-nacięcie linii Pasikurowice-Wrocław II.75 II.76 PRZYŁĄCZENIE BLOKU WYTWÓRCZEGO JAWORZNO II DO STACJI BYCZYNA Rozbudowa i modernizacja stacji Byczyna wraz z wprowadzeniem linii 400 kv Tucznawa-Tarnów (Skawina) PRZYŁĄCZENIE WYTWÓRNI GAZÓW TECHNICZNYCH W TURKU Rozbudowa rozdzielni 110 kv w stacji 220/110 kv Adamów dla przyłączenia wytwórni gazów technicznych POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE II.77 Wdrożenie systemów ochrony technicznej stacji II.78 III Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej w stacjach: Narew, Olsztyn Mątki, Ostrów, Rzeszów, Siedlce Ujrzanów, Tarnów Modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO III.1 Modernizacja linii 220 kv Adamów-Konin tor I III.2 Modernizacja linii 220 kv Adamów-Konin tor II III.3 Modernizacja stacji 220/110 kv Konin III.4 Modernizacja linii 220 kv Rogowiec-Pabianice III.5 Modernizacja linii 220 kv Janów-Rogowiec, Rogowiec-Piotrków III.6 Modernizacja stacji 400/220 kv Rogowiec w zakresie rozdzielni 400 kv III.7 Modernizacja stacji 400/220 kv Rogowiec w zakresie rozdzielni 220 kv III.8 Modernizacja linii 220 kv Janów-Zgierz-Adamów III.9 Modernizacja stacji 220/110 kv Pabianice III.10 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ Dostosowanie linii 220 kv Ołtarzew-Mory do większych przesyłów mocy (likwidacja ograniczeń zwisowych) BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI SZCZECIŃSKIEJ III.11 Modernizacja linii 220 kv Morzyczyn-Police - etap I III.12 Modernizacja odkupionej od ENEA Operator Sp. z o.o. linii 220 kv Morzyczyn-Recław III.13 Przebudowa linii 220 kv Krajnik-Glinki Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 48 z 79

49 Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU III.14 Modernizacja stacji 400/110 kv Ostrowiec III.15 Modernizacja stacji 220/110 kv Rożki III.16 Modernizacja stacji 220/110 kv Chmielów III.17 Modernizacja stacji 220/110 kv Mokre BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU III.18 Modernizacja linii 220 kv Mikułowa-Leśniów III.19 Modernizacja stacji 220/110 kv Żukowice III.20 Modernizacja stacji 220/110 kv Leśniów - etap II BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI POZNAŃSKIEJ III.21 Modernizacja stacji 220/110 kv Leszno Gronowo - etap II III.22 Uruchomienie drugiego toru linii 400 kv Kromolice-Plewiska wraz z utworzeniem gwiazdy 220 kv relacji Plewiska-Konin z odczepem do Poznań Południe III.23 Modernizacja stacji 220/110 kv Czerwonak BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ III.24 Modernizacja stacji 220/110 kv Halemba III.25 Modernizacja linii 220 kv Byczyna-Jamki, Byczyna-Koksochemia III.26 Modernizacja obwodów pierwotnych w stacji 220 kv Bujaków wraz z dostosowaniem obwodów wtórnych III.27 Modernizacja obwodów pierwotnych rozdzielni 220 kv w stacji Klikowa III.28 Modernizacja stacji 400/220/110 kv Joachimów /poprzednio 2 zadania: Przygotowanie infrastruktury do posadowienia autotransformatora 400/220 kv 500 MVA w stacji Joachimów oraz Wymiana odłączników 400 kv w stacji 400/220/110 kv Joachimów wraz z dostosowaniem obwodów wtórnych i układem lokalizacji miejsca zwarcia/ III.29 Modernizacja stacji 400/110 kv Tucznawa III.30 Modernizacja linii 220 kv Blachownia-Łagisza w związku z przyłączeniem FW Lubrza i FW Paczków III.31 Modernizacja stacji 220 kv Koksochemia POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE III.32 Modernizacja populacji transformatorów - etap III III.33 Modernizacja populacji transformatorów - etap V III.34 Modernizacja populacji transformatorów - etap VI III.35 Modernizacja populacji transformatorów - etap VII III.36 Program wymiany transformatorów w zakresie zapewnienia jednostek rezerwowych III.37 Program wymiany izolatorów na liniach i stacjach elektroenergetycznych NN III.38 Wdrożenie Zespołów Eksploatacyjnych (ZES) III.39 III.40 III.41 Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych OPGW na wybranych liniach 220 kv i 400 kv - etap I (pakiet I) Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych OPGW na wybranych liniach 220 kv i 400 kv - etap II Program likwidacji zagrożeń w pracy transformatorów sieciowych oraz ich wpływu na infrastrukturę stacji poprzez prewencyjną wymianę izolatorów przepustowych - etap II i III III.42 Montaż dodatkowych urządzeń zabezpieczających kanalizację stacyjną IV Budynki i budowle Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 49 z 79

50 Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia 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 VI VI.1 VI.2 Finansowanie prac związanych z przygotowaniem zamierzeń i zadań inwestycyjnych ROZBUDOWA I MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO Modernizacja linii 220 kv Pątnów-Konin w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy Rozbudowa stacji 220/110 kv Janów o rozdzielnię 400 kv wraz z wprowadzeniem linii Rogowiec-Płock VI.3 Modernizacja linii 220 kv Joachimów-Rogowiec 2 VI.4 VI.5 VI.6 VI.7 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ Modernizacja linii 400 kv Płock-Miłosna (Ołtarzew) w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy Rozbudowa stacji 400/110 kv Mościska BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNEJ CZĘŚCI KRAJU Modernizacja linii 2 x 400 kv Żarnowiec-Gdańsk/Gdańsk Przyjaźń-Gdańsk Błonia w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy Wymiana autotransformatorów w stacji 220/110 kv Olsztyn I wraz z dostosowaniem infrastruktury BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECIW PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU VI.8 Budowa stacji 400/110 kv Elbląg wraz z wprowadzeniem linii 400 kv Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki VI.9 Przełączenie linii 220 kv Piła Krzewina-Bydgoszcz Zachód-Jasiniec na napięcie 400 kv wraz z dostosowaniem stacji Piła Krzewina i stacji Bydgoszcz Zachód do pracy na napięciu 400 kv BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNO-ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU VI.10 Modernizacja linii 400 kv Morzyczyn Dunowo -Słupsk-Żarnowiec VI.11 VI.12 Modernizacja linii 400 kv Krajnik-Baczyna na odcinkach wykorzystujących istniejące linie 400 kv Krajnik-Morzyczyn, Krajnik-Plewiska Uruchomienie na napięciu 400 kv toru linii 400 kv Krajnik-Baczyna wraz z rozbudową stacji 400/110 kv Baczyna i instalacją transformatora 400/220 kv BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI SZCZECIŃSKIEJ VI.13 Modernizacja linii 220 kv Krajnik-Morzyczyn VI.14 Modernizacja linii 400 kv Krajnik-Morzyczyn w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy VI.15 Modernizacja linii 220 kv Morzyczyn-Police - etap II VI.16 VI.17 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU Modernizacja stacji 400/220/110 kv Kozienice w zakresie rozdzielni 220 kv i 110 kv Modernizacja stacji 400/220/110/15 kv Połaniec w zakresie rozdzielni 110 kv i 15 kv VI.18 Modernizacja linii 220 kv Kielce-Radkowice VI.19 Modernizacja stacji 220/110 kv Ełk Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 50 z 79

51 Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia VI.20 Modernizacja stacji 400/110 kv Narew w zakresie obwodów wtórnych BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU VI.21 Budowa linii 400 kv Pasikurowice-Dobrzeń-Joachimów VI.22 Modernizacja linii 220 kv Mikułowa-Polkowice w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI POZNAŃSKIEJ VI.23 Podwieszenie drugiego toru 400 kv na linii Ostrów-Kromolice BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ VI.24 Modernizacja stacji 220/110 kv Kędzierzyn VI.25 Modernizacja stacji 220/110 kv Komorowice VI.26 Modernizacja linii 220 kv Joachimów-Łagisza/ Wrzosowa VI.27 Modernizacja linii 220 kv Byczyna-Siersza VI.28 Modernizacja linii 220 kv Wielopole-Moszczenica VI.29 Modernizacja linii 220 kv Joachimów-Łośnice VI.30 VI.31 Rozbudowa stacji (400)/220/110 kv Skawina w celu przełączenia bloku nr 3 El. Skawina POŁĄCZENIE TRANSGRANICZNE NA PRZEKROJU SYNCHRONICZNYM POLSKA - NIEMCY Rozbudowa połączeń transgranicznych pomiędzy systemami elektroenergetycznymi Polski i Niemiec POŁĄCZENIE TRANSGRANICZNE NA PRZEKROJU ASYNCHRONICZNYM POLSKA - UKRAINA VI.32 Uruchomienie linii 750 kv Rzeszów-Chmielnicka PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY ZE ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W PÓŁNOCNEJ I ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU VI.33 VI.34 VI.35 VI.36 VI.37 VI.38 VI.39 VI.40 VI.41 VI.42 Rozbudowa stacji 400/110 kv Gdańsk Błonia dla przyłączenia bloku EC Wybrzeże oraz bloku G-P EC Gdańsk Rozbudowa stacji 400/110 kv Słupsk dla przyłączenia MFW Bałtyk Środkowy III i FW Wierzbięcin Rozbudowa stacji 400/110 kv Żarnowiec dla przyłączenia MFW Baltica-3 Rozbudowa stacji 400/110 kv Baczyna dla przyłączenia FW Strzelce Krajeńskie II Rozbudowa stacji 400/110 kv Pasikurowice dla przyłączenia bloku EC Wrocław Modernizacja linii 400 kv Grudziądz Węgrowo-Płock w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy Modernizacja linii 220 kv Grudziądz Węgrowo-Toruń Elana w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy Modernizacja linii 400 kv Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Olsztyn Mątki dla przyłączenia FW Olsztyn Mątki Rozbudowa rozdzielni 220 kv w stacji 400/220/110 kv Mikułowa dla przyłączenia FW Mikułowa VI.43 Rozbudowa rozdzielni 110 kv w stacji 400/220/110 kv Mikułowa dla Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 51 z 79

52 Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia VI.44 przyłączenia FW Sulików Rozbudowa rozdzielni 220 kv w stacji 220/110 kv Świebodzice dla przyłączenia FW Udanin II PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY ZE ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU VI.45 Rozbudowa stacji 400/110 kv Ełk Bis dla przyłączenia FW Grajewo PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY ZE ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W POŁUDNIOWEJ CZĘŚCI KRAJU VI.46 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Wielopole dla przyłączenia FW Silesia VI.47 Rozbudowa stacji 220/110 kv Kopanina dla przyłączenia Zakładu RE Alloys VI.48 Modernizacja stacji 400/220/110 kv Wielopole dla przyłączenia transformatora potrzeb ogólnych TR 4 w El. Rybnik PRZYŁĄCZENIE BLOKU GAZOWO-PAROWEGO EL. KONIN VI.49 Rozbudowa stacji 220/110 kv Konin VI.50 PRZYŁĄCZENIE PKP ENERGETYKA Rozbudowa rozdzielni 110 kv w stacji 220/110 kv Mory dla przyłączenia PKP Energetyka PRZYŁĄCZENIE BLOKU EL. ŁĘCZNA DO STACJI 400/110 kv LUBLIN SYSTEMOWA VI.51 Rozbudowa stacji 400/110 kv Lublin Systemowa VI.52 VI.53 PRZYŁĄCZENIE BLOKU ZAKŁADÓW AZOTOWYCH "PUŁAWY" S.A. DO STACJI 400/220 kv PUŁAWY AZOTY Budowa linii 400 kv od stacji Puławy Azoty do nacięcia linii Kozienice-Lublin Systemowa Budowa linii 400 kv od stacji Puławy Azoty do nacięcia linii Kozienice-Ostrowiec VI.54 Budowa stacji 400/220 kv Puławy Azoty PRZYŁĄCZENIE BLOKU nr 11 EL. TURÓW VI.55 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Mikułowa PRZYŁĄCZENIE BLOKU EC BYDGOSZCZ VI.56 Rozbudowa stacji 400(220)/110 kv Jasiniec VI.57 VI.58 VI.59 PRZYŁĄCZENIE LINII 110 kv ENERGA-OPERATOR S.A. Rozbudowa rozdzielni 110 kv w stacji 400/220/110 kv Gdańsk I dla przyłączenia linii 110 kv ENERGA-OPERATOR S.A. PRZYŁĄCZENIE LINII 110 kv PGE Dystrybucja S.A. DO STACJI 400/110 kv KROSNO ISKRZYNIA Rozbudowa rozdzielni 110 kv w stacji 400/110 kv Krosno Iskrzynia dla przyłączenia linii 110 kv PGE Dystrybucja S.A. PRZYŁĄCZENIE LINII 110 kv PGE Dystrybucja S.A. DO STACJI 400/110 kv MOŚCISKA Rozbudowa rozdzielni 110 kv w stacji 400/110 kv Mościska dla przyłączenia linii 110 kv PGE Dystrybucja S.A. POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE VI.60 Modernizacja stacji przekształtnikowej AC/DC Słupsk VI.61 Budowa budynku magazynowego w stacji 400/220/110 kv Gdańsk I VI.62 Modernizacja i przystosowanie zaplecza magazynowego w stacji elektroenergetycznej 400/110 kv Tucznawa VI.63 Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej - etap II Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 52 z 79

53 Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia VI.64 Zakup centralnego systemu monitoringu dla nowych autotransformatorów, przesuwników fazowych i dławików VI.65 Budowa ekranów akustycznych w stacji 220/110 kv Olsztyn I VI.66 Przystosowanie stacji Mościska, Kielce, Adamów, Wielopole, Rokitnica, Łośnice, Tarnów do zdalnego sterowania i nadzoru VI.67 Rozbudowa systemów ochrony technicznej dla wybranych stacji NN VI.68 Zakup, dostawa i montaż jednostek regulacyjnych kąta fazowego napięcia do pracy z autotransformatorami AT1 i AT2 400/220 kv o mocy 500 MVA w stacji 400/220 kv Joachimów Suma planowanych nakładów w latach 2016 do 2020 wynosi mln zł w cenach stałych 2015 roku w tym w grupie II mln zł. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 53 z 79

54 Tabela 5.2 Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie Lp. Nazwa zamierzenia/zadania Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia I Teleinformatyka I.4 Zakup oprogramowania i licencji producentów oprogramowania zadanie stałe zadanie stałe I.5.2 Rozwój systemów opartych na rozwiązaniach SAP zadanie stałe zadanie stałe I.8.1 Platforma sprzętowa systemów informatycznych PSE S.A. zadanie stałe zadanie stałe II Budowa i rozbudowa stacji i linii elektroenergetycznych ROZBUDOWA WĘZŁA CENTRALNEGO II.1 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Pątnów wraz z wprowadzeniem linii 400 kv Kromolice-Pątnów BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ II.5 Budowa stacji 220/110 kv Praga (Żerań) wraz z wprowadzeniem linii 220 kv Miłosna-Mory II.6 Budowa linii 400 kv Kozienice-Ołtarzew II.7 Budowa linii 400 kv Ostrołęka-Stanisławów wraz z rozbudową stacji 400 kv Stanisławów i stacji 400/220/110 kv Ostrołęka - etap II II.7.1 Budowa linii 400 kv Ostrołęka-Stanisławów wraz z wprowadzeniem do stacji 400(220)/110 kv Wyszków II.7.2 Rozbudowa stacji 400 kv Stanisławów II.7.3 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Ostrołęka - etap II II.8 Budowa stacji 400(220)/110 kv Wyszków /poprzednia nazwa: Budowa stacji 400/110 kv Wyszków wraz z wprowadzeniem linii 400 kv Ostrołęka-Stanisławów / BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU II.14 Rozbudowa i modernizacja stacji Piła Krzewina w związku z wprowadzeniem linii 400 kv, instalacją transformatora 400/110 kv oraz urządzeń do kompensacji mocy biernej BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU II.23 Budowa linii 400 kv Chełm-Lublin Systemowa II.24 Rozbudowa stacji 220/110 kv Chełm II.25 Rozbudowa stacji 400/110 kv Lublin Systemowa BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU II.28 Budowa linii 400 kv Mikułowa-Świebodzice II.29 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Mikułowa w związku z wprowadzeniem linii 400 kv II.30 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Świebodzice dla wprowadzenia linii 400 kv Mikułowa-Świebodzice II.33 Budowa linii 400 kv Mikułowa-Czarna II.34 Budowa linii 400 kv Czarna-Pasikurowice II.35 Rozbudowa stacji 400/110 kv Pasikurowice II.37 Budowa linii 400 kv Baczyna-Plewiska II.38 Rozbudowa stacji 400/110 kv Baczyna dla wprowadzenia linii 400 kv Baczyna-Plewiska BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ II.39 Budowa stacji 400/220 kv Podborze wraz z wprowadzeniem linii 220 kv: Kopanina-Liskovec, Bujaków-Liskovec, Bieruń-Komorowice, Czeczott Moszczenica oraz linii 400 kv Nosovice-Wielopole II.40 Budowa linii kv Byczyna-Podborze PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W PÓŁNOCNEJ CZĘŚCI KRAJU II.53 Budowa linii 400 kv Dunowo-Żydowo Kierzkowo II.54 Budowa linii 400 kv Piła Krzewina-Żydowo Kierzkowo II.55 Budowa linii 400 kv Piła Krzewina-Plewiska II.56 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Dunowo dla wprowadzenia toru nr 1 linii 400 kv Dunowo-Żydowo Kierzkowo II.57 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Plewiska II.60 Budowa stacji 400/110 kv Baczyna wraz z wprowadzeniem linii 400 kv Krajnik-Plewiska II.61 Budowa linii 400 kv Baczyna-Krajnik Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 54 z 79

55 Lp. Nazwa zamierzenia/zadania Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W POŁUDNIOWEJ CZĘŚCI KRAJU II.68 Rozbudowa stacji 220/110 kv Blachownia wraz z wprowadzeniem linii 220 kv Groszowice-Kędzierzyn ROZBUDOWA I MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO II.79 Rozbudowa stacji 220/110 kv Janów o rozdzielnię 400 kv wraz z wprowadzeniem linii Rogowiec-Płock BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ II.80 Rozbudowa stacji 400/110 kv Mościska BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU II.81 Budowa stacji 400/110 kv Elbląg wraz z wprowadzeniem linii 400 kv Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU II.82 Budowa linii 400 kv Pasikurowice-Dobrzeń-Joachimów POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE II.83 Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej - etap II III Modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO III.1 Modernizacja linii 220 kv Adamów-Konin tor I III.2 Modernizacja linii 220 kv Adamów-Konin tor II III.3 Modernizacja stacji 220/110 kv Konin III.6 Modernizacja stacji 400/220 kv Rogowiec w zakresie rozdzielni 400 kv III.7 Modernizacja stacji 400/220 kv Rogowiec w zakresie rozdzielni 220 kv III.8 Modernizacja linii 220 kv Janów-Zgierz-Adamów BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI SZCZECIŃSKIEJ III.12 Modernizacja odkupionej od ENEA Operator Sp. z o.o. linii 220 kv Morzyczyn-Recław III.13 Przebudowa linii 220 kv Krajnik-Glinki BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU III.18 Modernizacja linii 220 kv Mikułowa-Leśniów POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE III.35 Modernizacja populacji transformatorów - etap VII III.40 Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych OPGW na wybranych liniach 220 kv i 400 kv - etap II III.41 Program likwidacji zagrożeń w pracy transformatorów sieciowych oraz ich wpływu na infrastrukturę stacji poprzez prewencyjną wymianę izolatorów przepustowych - etap II i III ROZBUDOWA I MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO III.43 Modernizacja linii 220 kv Pątnów-Konin w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy III.44 Modernizacja linii 220 kv Joachimów-Rogowiec BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ III.45 Modernizacja linii 400 kv Płock-Miłosna (Ołtarzew) w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNEJ CZĘŚCI KRAJU III.46 Modernizacja linii 2 x 400 kv Żarnowiec-Gdańsk/Gdańsk Przyjaźń-Gdańsk Błonia w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy III.47 Wymiana autotransformatorów w stacji 220/110 kv Olsztyn I wraz z dostosowaniem infrastruktury BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU III.48 Przełączenie linii 220 kv Piła Krzewina-Bydgoszcz Zachód-Jasiniec na napięcie 400 kv wraz z dostosowaniem stacji Piła Krzewina i stacji Bydgoszcz Zachód do pracy na napięciu 400 kv BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNO-ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU III.49 Modernizacja linii 400 kv Morzyczyn-Dunowo-Słupsk-Żarnowiec III.50 Modernizacja linii 400 kv Krajnik-Baczyna na odcinkach wykorzystujących istniejące linie 400 kv Krajnik-Morzyczyn, Krajnik-Plewiska Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 55 z 79

56 Lp. Nazwa zamierzenia/zadania Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia III.51 Uruchomienie na napięciu 400 kv toru linii 400 kv Krajnik-Baczyna wraz z rozbudową stacji 400/110 kv Baczyna i instalacją transformatora 400/ kv BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI SZCZECIŃSKIEJ III.52 Modernizacja linii 220 kv Krajnik-Morzyczyn III.53 Modernizacja linii 400 kv Krajnik-Morzyczyn w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy III.54 Modernizacja linii 220 kv Morzyczyn-Police - etap II BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU III.55 Modernizacja stacji 400/220/110 kv Kozienice w zakresie rozdzielni 220 kv i 110 kv III.56 Modernizacja stacji 400/220/110/15 kv Połaniec w zakresie rozdzielni 110 kv i 15 kv III.57 Modernizacja linii 220 kv Kielce-Radkowice III.58 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU Modernizacja linii 220 kv Mikułowa-Polkowice w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI POZNAŃSKIEJ III.59 Podwieszenie drugiego toru 400 kv na linii Ostrów-Kromolice BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ III.60 Modernizacja stacji 220/110 kv Kędzierzyn III.61 Modernizacja stacji 220/110 kv Komorowice III.62 Modernizacja linii 220 kv Joachimów-Łagisza/ Wrzosowa III.63 Modernizacja linii 220 kv Byczyna-Siersza III.64 Modernizacja linii 220 kv Wielopole-Moszczenica III.65 Modernizacja linii 220 kv Joachimów-Łośnice PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY ZE ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W PÓŁNOCNEJ I ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU III.66 Modernizacja linii 400 kv Grudziądz Węgrowo-Płock w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy III.67 Modernizacja linii 220 kv Grudziądz Węgrowo-Toruń Elana w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy III.68 Modernizacja linii 400 kv Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE III.69 Modernizacje odtworzeniowe sieci przesyłowej V Zakup gotowych dóbr inwestycyjnych V.1 ZGDI - Departament Administracji zadanie stałe zadanie stałe V.2 ZGDI - Departament Teleinformatyki zadanie stałe zadanie stałe VI Finansowanie prac związanych z przygotowaniem zamierzeń i zadań inwestycyjnych VI.1 Nowe punkty redukcyjne NN/110 kv VI.2 VI.3 VI.4 VI.5 VI.6 VI.7 VI.8 Budowa trzeciego połączenia Polska Niemcy Przyłączenie 1 bloku Elektrowni jądrowej do KSE Przyłączenie Elektrowni Gubin do KSE Przyłączenie Elektrowni Szczytowo Pompowej Młoty Budowa morskich sieci przesyłowych ( Szyna Bałtycka ) Pozostałe niezblokowane Modernizacja linii 400 kv Gdańsk Błonia Olsztyn Mątki Modernizacja linii 220 kv Blachownia Groszowice Połączenie transgraniczne na przekroju asynchronicznym Polska - Ukraina Uruchomienie linii 750 kv Rzeszów-Chmielnicka Suma planowanych nakładów w latach 2021 do 2025 wynosi 6 434,7 mln zł w cenach stałych 2015 roku, w tym w grupie II 4 294,5 mln zł. Suma planowanych nakładów w latach 2016 do 2025 wynosi ,7 mln zł w cenach stałych 2015 roku, w tym w grupie II 9 785,6 mln zł. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 56 z 79

57 ROZDZIAŁ 6. KIERUNKI ROZBUDOWY SIECI PRZESYŁOWEJ PO 2025 ROKU ZAPEWNIAJĄCE NIEZAWODNOŚĆ SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO (ART. 16 UST. 8) Opisane kierunki rozbudowy sieci przesyłowej wynikają z trwających, lecz niepotwierdzonych formalnymi dokumentami działań albo niezakończonych analiz. Ujęte w niniejszym rozdziale kierunki rozbudowy sieci przesyłowej wynikają z: 1. Analiz realizowanych razem z operatorami sieci dystrybucyjnych w kwestii budowy nowych punktów sprzęgających sieć przesyłową z siecią dystrybucyjną; 2. Analiz w zakresie budowy trzeciego połączenia z Republiką Federalną Niemiec i budową elektrowni Gubin; 3. Brakiem ostatecznej decyzji o lokalizacji EJ i wynikającym stąd brakiem formalnego wniosku o określenie warunków przyłączenia EJ do sieci przesyłowej; 4. Brakiem decyzji inwestora w kwestii budowy ESP Młoty; 5. Prac analitycznych lub innowacyjnych w kwestii budowy morskich sieci przesyłowych oraz magazynów energii. W Rozdziale 5, w tabeli Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych, w części VI Przygotowanie ujęto grupy zamierzeń ujętych w kierunkach rozbudowy sieci przesyłowej. Wstępnie określony kształt sieci przesyłowej uwzgledniający zamierzenia opisane w niniejszym rozdziale przedstawiono na rysunku 6.1. STO ZRC ALY SLK GDA PLC REC DUN ZDK GDP PLP GBL ELS OLM 150 MVAr OLS EKB 3x50 MVAr ELK VIE GLN POM KRA MON GOR PKW BYD JAS TEL GRU Działdowo OST Łomża Systemowa BIA NAR 150 MVAr ROS BCS Wronki WLA PLO WYS Eisenhüttenstadt HAG Gubin LSN MIK Żagań (Żary) ZGC Zielona Góra ZUK POL Pawłowice CPC Kierunki rozwoju sieci przesyłowej LEGENDA SWI - linia elektroenergetyczna 750 kv - linia elektroenergetyczna 400 kv - linia elektroenergetyczna 220 kv CRN BOG LES KRM PAS ZBK CZE WRC - linia 400 kv czasowo pracująca na napięciu 220 kv - stacje elektroenergetyczne rozdzielcze PLE Czechnica Młoty - stacje elektroenergetyczne przyelektrowniane - obiekty sieci przesyłowej ujęte w kierunkach rozwoju PPD OSR 100 MVAr DBN PAT ADA KON TRE ANI HCZ GRO WRZ BLA KED WIE MOS ROK Kutno PAB ROG JAN BEK LAG KAT JAM HAL BYC KOP BIR CZT ALB KOM NOS PBO ZAP LIS PDE TCN PRB ZGI JOA BUJ PIO LOS KHK SIE SKA MSK OLT MIL PRG Stanisławów SOC MOR WTO KIE LUA WAN KPK RAD PIA KLA ROZ PEL TAW 100 MVAr ATA OSC CHM KOZ LEM Puławy RZE ABR STW 100 MVAr BGC KRI SDU 100 MVAr LSY Jarosław MKR CHS ZAM CHA DOB Rys. 6.1 Wstępnie określony kształt sieci przesyłowej uwzgledniający zamierzenia wynikające z kierunków rozwoju Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 57 z 79

58 6.1. NOWE PUNKTY REDUKCYJNE NN/110 KV Zdefiniowany w niniejszym dokumencie rozwój sieci przesyłowej przewiduje budowę licznych nowych sprzężeń pomiędzy siecią przesyłową 400 i 220 kv oraz siecią dystrybucyjną 110 kv. Dotyczy to zarówno wzmacniania powiązań istniejących, jak również uruchamiania nowych punktów redukcyjnych. Sumaryczna moc transformacji NN/110 kv planowanych tylko w nowych lokalizacjach wynosi ok MVA (łączny przyrost zdolności przesyłowych pomiędzy siecią NN i 110 kv wynosi blisko MVA). Zaplanowane nowe powiązania NN/110 kv nie stanowią zamkniętej planistycznie listy, a ewentualna budowa kolejnych sprzężeń stanowi perspektywiczny kierunek rozwoju sieci zamkniętej NN i 110 kv. Dotyczy to zarówno rozbudowy istniejących (planowanych) stacji NN (po określeniu odpowiednich powiązań z siecią 110 kv), jak również budowy punktów redukcyjnych w nowych lokalizacjach. Powyższe wymagać będzie uzgodnień z OSD celem skoordynowania działań w zakresie budowy nowych sieci OSP i OSD. Do potencjalnych nowych sprzężeń sieci przesyłowej NN z siecią dystrybucyjną 110 kv należą: a. Ujęte w niniejszym PRSP stacje NN: na obszarze działania PGE Dystrybucja S.A.: 400/110 kv Łomża; 400/110 kv Stanisławów; 400(220)/110 kv Puławy; na obszarze działania Energa Operator S.A: 400/110 kv Gdańsk Przyjaźń; b. SE w nowych lokalizacjach: na obszarze działania PGE Dystrybucja S.A.: 400/110 kv Jarosław (Przemyśl) zasilany nową linią Rzeszów Jarosław (Przemyśl) lub z linii 750 kv Rzeszów - Chmielnicka; na obszarze działania Tauron Dystrybucja S.A.: 400/110 kv Czechnica (Oława); 400/110 kv Pawłowice; na obszarze działania Enea Operator Sp. z o.o.: 400/110 kv Wronki; 400/110 kv Zielona Góra; 220/110 kv Żagań (Żary); na obszarze działania Energa Operator SA: 400/110 kv Działdowo; 220/110 kv Kutno; Planowane, nowe punkty redukcyjne NN/110 kv zaznaczono na rysunku 6.1. Realizacja ww. sprzężeń sieci NN i 110 kv będzie uzależniona od ewentualnych zmian w zakresie przewidywanych obecnie uwarunkowań systemowych, w tym w szczególności prognozowanego przyrostu zapotrzebowania na moc poszczególnych obszarów KSE. Z uwagi na zmienność uwarunkowań makroekonomicznych i systemowych determinujących potrzeby rozwoju systemu elektroenergetycznego przewiduje się cykliczną realizację (wspólnie z OSD) prac analitycznych i koncepcyjnych w tym zakresie. Pomimo, iż na chwilę obecną inwestycje te są traktowane jako potencjalne kierunki rozwoju do realizacji w perspektywie po roku 2025, to nie wyklucza się jednak ich przyspieszenia w przypadku zaistnienia odpowiednich okoliczności. Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą mln zł. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 58 z 79

59 6.2. BUDOWA TRZECIEGO POŁĄCZENIA POLSKA NIEMCY Potencjalna budowa nowego trzeciego dwutorowego połączenia 400 kv z Niemcami pozwoliłaby na zwiększenie zdolności wymiany mocy na przekroju synchronicznym o 1500 MW w kierunku importu ponad efekty uzyskane po uruchomieniu przesuwników fazowych na liniach Krajnik Vierraden i Mikułowa Hagenwerder oraz po zrealizowaniu w horyzoncie 2022 roku wewnętrznej rozbudowy sieci przesyłowej w zachodniej części systemu elektroenergetycznego opisanej w punkcie W latach , uwzględniając aktualne uwarunkowania systemowe, PSE wykonały prace analityczne, w ramach których, określono wymagany zakres rozbudowy systemu przesyłowego w zachodniej części kraju zapewniający w horyzoncie długoterminowym równocześnie: poprawę bezpieczeństwa zasilania w energię elektryczną północno-zachodniego obszaru KSE, możliwości wyprowadzenia mocy z istniejących oraz planowanych na tym obszarze źródeł wytwórczych (konwencjonalnych i OZE) oraz poprawę warunków międzysystemowej wymiany mocy na przekroju synchronicznym. Wyniki analiz wykazały, że rozbudowa sieci przesyłowej w rejonie SE Krajnik i SE Mikułowa wykazuje porównywalne efekty w zakresie możliwości zwiększenia importu mocy, w stosunku do budowy nowego połączenia z systemem niemieckim, wymaga natomiast niższych nakładów inwestycyjnych. Ponadto, rozbudowa sieci wewnętrznej będzie korzystniejsza ze względu na inne uwarunkowania dotyczące przede wszystkim poprawy pewności zasilania zachodniej części kraju, poprawy pewności wyprowadzenia mocy z krajowych źródeł wytwórczych oraz uniknięcia zwiększenia przepływów kołowych z systemu. Inwestycje te pozwolą na osiągnięcie zdolności importowych w wysokości 2000 MW, bez konieczności budowy trzeciego połączenia z systemem niemieckim. PSE S.A. poinformowały 50Hertz o zmianie planów w zakresie budowy trzeciego połączenia i uzgodniły odpowiedni komentarz do opracowanego TYNDP 2016 przesuwający w czasie tę inwestycję. Budowa trzeciego połączenia Polska Niemcy może być rozważana w kontekście potrzeby dalszego wzrostu zdolności wymiany mocy na przekroju synchronicznym, szczególnie w kierunku importu mocy. Ocenia się, że takie potrzeby nie wystąpią przed 2030 rokiem, a decyzja i termin potencjalnego uruchomienia połączenia, w uzgodnieniu z operatorem niemieckim, zostanie poprzedzona stosownymi analizami systemowymi. Poniżej na rys przedstawiono koncepcję realizacji trzeciego połączenia Polska- Niemcy. Szacuje się, że dla realizacji trzeciego połączenia konieczna jest budowa po stronie polskiej: stacji 400 kv Zielona Góra, dwóch linii 2x400kV Zielona Góra w kierunku do nacięcia linii 2x400kV w relacji Plewiska Baczyna o długości ok. 40 km, linii 2x400 kv Zielona Góra - Gubin o długości ok. 60 km, stacji 400 kv Gubin wraz z zainstalowaniem 2 przesuwników fazowych o parametrach identycznych jak w SE Mikułowa na linii 2x400 kv do Eisenhuettenstadt (Niemcy), linii 2x400 kv Gubin Granica Państwa o długości ok. 10 km. Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 682 mln zł. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 59 z 79

60 BCS GOR Eisenhüttenstadt PLE Gubin LSN ZGC Zielona Góra MIK ZUK Rys Budowa nowego trzeciego połączenia Polska-Niemcy 6.3. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI JĄDROWEJ DO KSE Wytyczne polityki klimatyczno-energetycznej UE dotyczące zmniejszenia emisji szkodliwych gazów powstających w trakcie produkcji energii elektrycznej determinują potrzebę zmian w zakresie struktury wytwarzania energii elektrycznej w perspektywie długoterminowej. W tym kontekście, energetyka jądrowa będzie stanowić jedno z najważniejszych obok OZE zero emisyjnych źródeł energii elektrycznej. Opracowany Program Polskiej Energetyki Jądrowej docelowo zakłada budowę dwóch elektrowni o mocach ok MW każda. Potencjalną lokalizacją pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce (EJ) jest Choczewo lub Żarnowiec w woj. pomorskim. W chwili obecnej prowadzone są przez inwestora (PGE S.A.) analizy w zakresie lokalizacji, docelowej mocy i harmonogramu budowy pierwszej EJ w Polsce. Zgodnie z aktualnymi planami, w perspektywie do roku 2030 ma zostać wybudowany jeden blok o mocy z zakresu MW, w zależności od wyboru dostawcy technologii wytwarzania przyłączony do stacji elektroenergetycznej Żarnowiec lub do nowej stacji w tym rejonie. Wstępne analizy w zakresie możliwości wyprowadzenia mocy z EJ na tle innych uwarunkowań systemowych przewidywanych na północy kraju wykazują, że konieczne będzie wzmocnienie powiązania rejonu stacji Żarnowiec z KSP, a także budowa dodatkowych linii wyprowadzających moc w głąb kraju. Na poniższych rysunkach pokazano zakres dodatkowej rozbudowy sieci przesyłowej w perspektywie roku 2030 wymagany przed uruchomieniem pierwszego bloku EJ (Rys wariant minimalny, Rys wariant maksymalny). Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 60 z 79

61 STO ZRC ALY SLK GDA PLC REC DUN ZDK GDP PLP GBL ELS OLM 150 MVAr OLS EKB 3x50 MVAr ELK VIE GLN POM KRA MON GOR PKW BYD JAS TEL GRU OST LMS BIA NAR 150 MVAr ROS BCS LSN WLA PLE CZE PPD PAT PDE KON ZGC KRM ADA ZGI ZUK LES JAN OSR PAB 100 MVAr MIK POL PAS TRE ROG ROG PIO PLO SOC MSK OLT MOR WYS MIL PRG STN WTO PIA KOZ ROZ PUL SDU 100 MVAr Rys Dodatkowa rozbudowa sieci przesyłowej do wyprowadzenia mocy z pierwszego bloku EJ wariant minimalny ok. 750 MW STO ZRC ALY SLK GDA PLC REC DUN ZDK GDP PLP GBL ELS OLM 150 MVAr OLS EKB 3x50 MVAr ELK VIE GLN POM KRA MON GOR PKW BYD JAS TEL GRU OST LMS BIA NAR 150 MVAr ROS WLA BCS PLO PLE CZE PPD PAT PDE KON SOC LSN ZGC KRM ADA ZGI ZUK LES JAN OSR PAB 100 MVAr MIK POL PAS TRE ROG ROG PIO MSK OLT MOR WYS MIL PRG STN WTO PIA KOZ ROZ PUL SDU 100 MVAr Kierunki rozwoju sieci przesyłowej LEGENDA - linia elektroenergetyczna 750 kv - linia elektroenergetyczna 400 kv - linia elektroenergetyczna 220 kv - linia 400 kv czasowo pracująca na napięciu 220 kv - stacje elektroenergetyczne rozdzielcze - stacje elektroenergetyczne przyelektrowniane - obiekty sieci przesyłowej ujęte w kierunkach rozwoju Rys Dodatkowa rozbudowa sieci przesyłowej do wyprowadzenia mocy z pierwszego bloku EJ wariant maksymalny ok MW W wariancie minimalnym konieczna będzie: a. budowa dwutorowej linii 400 kv w relacji Ostrów Pątnów o długości ok. 105 km; b. Przebudowa linii 400 kv w relacji Grudziądz Płock na linię dwutorową (długość linii 120 km); c. Przebudowę linii 400 kv w relacji Gdańsk Błonia Olsztyn Mątki na linię dwutorową (długość linii 136 km) wraz z budową nowej stacji Elbląg. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 61 z 79

62 W wariancie maksymalnym konieczna będzie budowa obiektów jak w wariancie minimalnym oraz dodatkowo budowa dwutorowej linii 400 kv w relacji Żarnowiec Gdańsk Przyjaźń o długości ok. 70 km. Uruchomienie kolejnych bloków energetyki jądrowej w Polsce planowane jest po roku Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą mln zł PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI GUBIN DO KSE Jedną z rozważanych w przyszłości inwestycją w sektorze wytwórczym jest budowa Elektrowni Gubin, której praca oparta będzie o zasoby węgla brunatnego zlokalizowane w okolicach Gubina (złoże Gubin Zasieki Brody). W chwili obecnej inwestor (PGE S.A.) nie podjął jeszcze decyzji o ostatecznym terminie realizacji oraz o docelowej mocy elektrowni. Niemniej dotychczasowe plany zakładały uruchomienie pierwszego bloku (bloków) elektrowni w perspektywie ( ), a moc elektrowni zawierała się w przedziale od 800 (1x800 MW) do 2400 MW (3x800 MW). Zakres rozbudowy sieci przesyłowej dla przyłączenia i wyprowadzenia mocy z Elektrowni Gubin w dużej mierze będzie uzależniony od decyzji dotyczącej budowy trzeciego połączenia Polska Niemcy opisanego w punkcie 6.2. Zakłada się, że Elektrownia Gubin zostanie przyłączona do KSE w nowej stacji 400 kv Gubin (która jednocześnie może być stacją graniczną na nowym, trzecim połączeniu z Niemcami). W celu niezawodnego wyprowadzenia mocy konieczne będzie powiązanie stacji Gubin z KSE, w zależności od mocy elektrowni, dwiema lub trzema 2-torowymi liniami 400 kv. Przykładowy sposób powiązania stacji Gubin z KSE przy elektrowni o mocy 2400 MW podano na rysunku Obejmuje on następujące inwestycje liniowe: a. Budowa dwutorowej linii 400 kv w relacji Baczyna Gubin o orientacyjnej długości ok.140 km; b. Budowa dwutorowej linii 400 kv w relacji Polkowice Gubin o orientacyjnej długości ok. 129 km; oraz obiekty ujęte w rozdziale 6.2: c. Budowa dwutorowej linii 400 kv w relacji Zielona Góra Gubin o szacowanej długości ok. 60 km; d. Budowa SE Gubin i SE Zielona Góra; e. Budowa wcięcia z linii Baczyna Plewiska do SE Zielona góra o szacowanej długości ok. 40 km Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 890 mln zł. KRA PKW BCS GOR Eisenhüttenstadt PLE CZE PPD Gubin Zielona Góra KRM LSN ZGC ZUK LES MIK POL MIK CRN potencjalne kierunki rozwoju w przypadku zainstalowana w elektrowni Gubin mocy 2400 MW Rys Dodatkowa rozbudowa sieci przesyłowej dla wyprowadzenia mocy z elektrowni Gubin Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 62 z 79

63 6.5. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI SZCZYTOWO POMPOWEJ MŁOTY Rosnący udział energetyki odnawialnej (głównie wiatrowej) w pokryciu krajowego zapotrzebowania na energię charakteryzującej się dużą zmiennością mocy generowanej uzależnionej od warunków pogodowych może uzasadnić potrzebę rozwoju regulacyjnych źródeł wytwórczych w kraju. Jednym z rozważanych rozwiązań jest budowa nowej elektrowni szczytowo pompowej (ESP) Młoty na terenie gminy Bystrzyca Kłodzka w południowo zachodniej Polsce. Dotychczas rozważana była budowa elektrowni o mocy 750 MW (3x250 MW) Dla przyłączenia i wyprowadzenia mocy z ESP Młoty konieczne jest wybudowanie przedstawionego na rysunku ciągu przesyłowego 400 kv: a. Dwutorowa linia 400 kv w relacji SE Świebodzice SE Ząbkowice SE Dobrzeń (jeden tor przejściowo pracujący na napięciu 220 kv) o szacowanej długości łącznie 230 km; b. dwutorowej linii 400 kv SE Młoty SE Ząbkowice o szacowanej długości ok. 70 km. Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 700 mln zł. MIK CPC SWI WRC PAS TRE BOG ZBK DBN GRO Młoty ALB WIE Rys Dodatkowa rozbudowa sieci przesyłowej dla przyłączenia i wyprowadzenia mocy z elektrowni Młoty 6.6. BUDOWA MORSKICH SIECI PRZESYŁOWYCH ( SZYNA BAŁTYCKA ) Kolejnym z rozpatrywanych kierunków rozwoju sieci przesyłowej w dalszym horyzoncie czasowym jest budowa sieci elektroenergetycznych na morzu. Scenariusz taki jest ściśle związany z perspektywą rozwoju energetyki morskiej w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej, w tym w szczególności dalszego rozwoju morskich farm wiatrowych. W chwili obecnej planowana do przyłączenia do KSE moc morskich farm wiatrowych wynosi 2250 MW(na podstawie zawartych umów o przyłączenie). Wielkość ta nie stanowi jeszcze podstawy do budowy morskich sieci przesyłowych na obszarze Morza Bałtyckiego. Jednak biorąc pod uwagę analizy w zakresie ewentualnego, gospodarczego wykorzystania polskiej wyłącznej strefy ekonomicznej wskazują, że realny potencjał sektora offshore wynosi ok. 7,5 GW rozpatrywanie takiego kierunku rozbudowy sieci przesyłowej jest uzasadnione. Analizy te wskazują cztery najbardziej dogodne lokalizacje do instalacji farm wiatrowych, tj. północny stok Ławicy Odrzańskiej, północny i wschodni stok Ławicy Słupskiej oraz południowo-zachodni stok Ławicy Środkowej (Rys ). Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 63 z 79

64 Rys Obszary morskie wskazane dla lokalizacji morskich farm wiatrowych (źródło: Ministerstwo Transportu, Budownictwa i Gospodarki Morskiej) Ewentualna możliwość wykorzystania pełnego potencjału tego sektora wymaga strategicznego podejścia i sprecyzowania roli morskiej energetyki wiatrowej w podsektorze wytwarzania (ustanowienia celów ilościowych), a następnie rozwiązania barier o charakterze zarówno legislacyjnoorganizacyjnym, jak i technicznym. Długofalowy rozwój morskich farm wiatrowych wymagać będzie uwzględnienia szeregu zagadnień systemowych, które: umożliwią uniknięcie scenariusza, w którym każdy z inwestorów farmy morskiej na morzu przyłącza się do sieci OSP oddzielnym przyłączem (wykonanym dodatkowo w różnej technologii), zapewnią racjonalną dalszą rozbudowę sieci przesyłowej na lądzie (stworzenie dodatkowych ciągów przesyłowych relacji północ-południe) w celu wyprowadzenia mocy z morskich farm wiatrowych, pozwolą wdrożyć ekonomicznie uzasadnione technologie magazynowania energii w celu jak najefektywniejszego wykorzystania nadwyżek energii wytwarzanej przez morskie farmy wiatrowe. Sieć morska uwzględniająca przyłączenie farm offshore może stanowić podstawę, w dalszym etapie jej rozwoju, do ewentualnej budowy morskich połączeń międzysystemowych. Realizacja ww. scenariusza rozwoju sieci morskiej wymaga uwzględnienia morskiej energetyki wiatrowej, jako ważnego elementu polityki energetycznej i gospodarczej kraju, a następnie opracowania odpowiedniego planu wykorzystania potencjału sektora offshore. Poniżej przedstawiono ideę morskiej sieci przesyłowej, tzw. Szyny Bałtyckiej dedykowanej morskiej energetyce wiatrowej (Rys ). Na rysunku tym nie uwzględniono wymaganej rozbudowy sieci przesyłowej na lądzie, której zakres będzie ściśle związany z mocą przyłączonych farm morskich, budową EJ oraz morskich połączeń transgranicznych. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 64 z 79

65 Ławica Środkowa Ławica Słupska Ławica Odrzańska SLK ZRC GDA ALY REC DUN ZDK GDP GBL ELS EKB ELK PLC PLP OLM OLS GLN POM MON GRU VIE KRA PKW JAS BYD TEL OST LMS NAR EIS HAG BCS PLE PAT WLA PLO WYS/STN STN GOR WLA PLO LSN MIK 750 kv 400 kv 220 kv GUB ZLG ZUK CPC Legenda: Rys Idea morskiej sieci przesyłowej (tzw. Szyny Bałtyckiej ) WYS POL SWI BOG PLB CRN PLE LES WRC ZBK CZE PAS 400 kv tymczasowo pracująca na napięciu 220 kv kabel stałoprądowy 450 kv stacja elektroenergetyczna kv nowa inwestycja modernizacja budowa stacji proponowane lokalizacje MFW granica EEZ PPD KRM OSR PAT DBN GRO ADA KAL KON TRE ANI HCZ WRZ PAB BEK JAN PDE ZGI JOA LOS ROK BLA TCN LAG KHK KED KAT JAM HAL SIE WIE BIR BYC MOS KOP PBO PRB CZT ALB KOM BUJ NOS LIS ZAP MSK OLT MIL WPR STN SOC WTO MOR WSI PIO ROG KIE LUA SKA WAN KPK RAD PIA KLA ROZ PEL OSC TAW KOZ ATA CHM LEM PUL RZE BGC KRI ABR SDU STW LSY MKR CHS ZAM DOB CHA Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 65 z 79

66 ROZDZIAŁ 7. PRZEDSIĘWZIĘCIA RACJONALIZUJĄCE ZUŻYCIE ENERGII ELEKTRYCZNEJ (ART. 16 UST.7 PKT 4) Realizując zadania, o których mowa w art. 16 ust. 7 pkt 4 ustawy Pe, PSE prowadzą oraz planują działania obejmujące: 1. Udział w projektach pilotażowych w zakresie innowacyjnych taryf, których celem jest przetestowanie, na ograniczonym obszarze działania, innowacyjnych taryf i zachowań odbiorców komunalnych w związku z tymi taryfami. Zrealizowane dotychczas działania obejmowały roczne stosowanie nowych taryf obejmujących ponad 600 odbiorców komunalnych wyposażonych w liczniki inteligentne. W ramach prac zastosowano: a. taryfę o zróżnicowanych cenach energii w różnych okresach doby (w trzech strefach). Występuje w dwóch wariantach: Proporcja pomiędzy najwyższą a najniższą stawką wynosi 2:1, Proporcja pomiędzy najwyższą a najniższą stawką wynosi 3:1, b. taryfę zachęcająca odbiorcę energii do ograniczenia swojego zużycia na polecenie Operatora Systemu Przesyłowego w czasie dwóch z góry określonych godzin, oraz c. taryfę zobowiązująca odbiorcę energii do ograniczenia swojego zużycia na polecenie Operatora Systemu Przesyłowego w czasie dwóch z góry określonych godzin. W sytuacji przekroczenia określonego poziomu poboru mocy z sieci elektroenergetycznej odbiorca był czasowo odłączany od sieci. Ustalone w ramach umów z odbiorcami zachowania były wynagradzane częściowo w formie bonusu z chwilą zawarcia umowy o udział w projekcie pilotażowym, a w części po zakończeniu projektu, zależnie od efektów osiągniętych przez uczestników projektu. Po zakończeniu projektu zostanie opracowany raport, który oceni cały przebieg projektu oraz jego wyniki. Ponadto raport będzie zawierał rekomendacje odnośnie szerokiego stosowania tego typu innowacyjnych taryf. Doświadczenia zdobyte przy realizacji projektu zostaną wykorzystane do opracowania zasad przetargu na pozyskanie usług redukcji zapotrzebowania w oparciu o potencjał odbiorców komunalnych już wyposażonych w inteligentne liczniki oraz do ustalenia założeń do realizacji kolejnych projektów pilotażowych, których celem będzie zbadanie potencjału różnych rozwiązań w zakresie racjonalizacji zużycia energii elektrycznej przez odbiorców. 2. Nawiązywanie współpracy z gminami, która koncentrować się będzie na stworzeniu w gminie/regionie warunków do uzyskania oszczędności w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną oraz umożliwieniu skutecznego prowadzenia przez gminę/region działań proefektywnościowych, a także działań poprawiających bezpieczeństwo zaopatrzenia jej w energię elektryczną. Inicjatywy podjęte przez PSE będą się wiązać z zapewnieniem wsparcia dla: a. działań w wybranych gminach/regionach w zakresie oszczędzania energii elektrycznej i wdrażania programów zarządzania popytem, b. działań promujących rozwój generacji rozproszonej w gminie/regionie, w tym generacji rozsianej u odbiorców komunalnych. Działania realizowane przez PSE będą się głównie koncentrować na wsparciu jednostek samorządowych oraz zapewnią udział patronacki w projektach pilotażowych, które będą realizowane w wyznaczonym lokalizacjach (ograniczonych swoim zasięgiem pod względem geograficznym). Zakres planowanych projektów będzie uwzględniał wykorzystanie zasobów lokalnych źródeł generacji rozproszonej. Działania kolejnego etapu prac będą koncentrować się na rozpoznaniu obecnych modeli gospodarowania energią elektryczną w gminach/regionach kraju. Zostaną przeprowadzone badanie ankietowe, skierowane do wybranych gmin/regionów w Polsce, aby pozyskać reprezentatywną próbkę badawczą. Kwestionariusz będzie zawierał szczegółowe pytania dotyczące wdrożonych w gminach rozwiązań optymalizacji gospodarki energetycznej. W kwestionariuszu ankietowym znajdą się pytania dotyczące chęci aktywnego zaangażowania Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 66 z 79

67 w rozwój gmin/regionów. Opracowane wyniki ankiet posłużą do stworzenia katalogu rozwiązań stosowanych w gminach/regionach. Pozwolą również wyłonić liderów w zarządzaniu gospodarką energetyczną, których doświadczenia mogą być wykorzystane w kolejnych fazach projektu. W etapie tym również zostaną podjęte działania zmierzające do zebrania informacji o inicjatywach gmin/regionów związanych z inicjatywami efektywnościowymi, oszczędnościowymi oraz w zaopatrzenie w energię elektryczną w tym budowa i eksploatacja małych źródeł energii. Prace obejmować będą również opracowanie szczegółowego katalogu rozwiązań dla gmin w zakresie gospodarowania energią elektryczną. Propozycje, mogą obejmować różne rozwiązania w zależności od położenia, wielkości i stopnia rozwoju gmin/regionów. Ostatnia faza prac dotyczyć będzie komunikacji z wybranymi gminami. W zależności od wyników ankiet zostanie zorganizowane spotkanie lub cykl spotkań, na których zainteresowane gminy uzyskają informacje na temat możliwości wdrożenia rozwiązań w zakresie optymalizacji gospodarki energią elektryczną. Głównym celem spotkania jest również uruchomienia technicznego doradztwa po stronie PSE skierowanego do gmin/regionów. Zainteresowane samorządy mogłyby uzyskać pomoc w zakresie wdrożenia konkretnych rozwiązań, przewidzianych w opracowanym katalogu. PSE będą występować jako propagator działań w gminach ukierunkowanych na przyjęte rozwiązania i standardy. Działania te będą ukierunkowane na udział w konferencjach, szkoleniach organizowanych dla samorządów lokalnych oraz warsztatach edukacyjnych. Ostatnia faza projektu obejmować będzie fazę konsultacji i doradztwa dla gmin zainteresowanych nowymi rozwiązaniami energetycznymi. Istotnym jest również wskazanie możliwości finansowania (szczególnie współpraca z NFOŚiGW). Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 67 z 79

68 ROZDZIAŁ 8. EFEKTY REALIZACJI ZAPLANOWANYCH ZADAŃ INWESTYCYJNYCH Planowane efekty rzeczowe W wyniku realizacji planowanych zamierzeń, w latach 2020/2021 zostaną zakończone zadania zaznaczone na rys STO ZRC ALY SLK GDA PLC REC DUN ZYD ZDK GBL GDP PLP OLM 150 MVAr OLS EKB 3x50 MVAr ELK GLN POM VIE KRA MON GOR PKW BYD JAS TEL GRU OST LMS BIA NAR 150 MVAr ROS BCS LSN ZGC PLE CZE PPD KRM PAT KON ADA WLA PDE ZGI PLO SOC MSK OLT MOR WYS MIL PRG WTO PIA STN SDU 100 MVAr HAG ZUK POL LES CRN PAS 100 MVAr OSR TRE JAN PAB ROG BEK PIO ROZ KOZ PUL LSY ABR CHS MIK SWI WRC CPC BOG ZBK Schemat KSP w perspektywie 2020/21 r. LEGENDA - linia elektroenergetyczna 750 kv - linia elektroenergetyczna 400 kv - linia elektroenergetyczna 220 kv DBN ALB NOS LIS ANI HCZ JOA GRO WRZ TCN ROK BLA LOS LAG KED KAT KHK JAM HAL SIE BYC WIE KOP BIR SKA MOS CZT BUJ KOM PBO ZAP 2021 PRB KIE LUA WAN KPK OSC RAD CHM PEL KLA ATA TAW 100 MVAr STW RZE 100 MVAr BGC KRI MKR ZAM CHA DOB - linia 400 kv czasowo pracująca na napięciu 220 kv - stacje elektroenergetyczne rozdzielcze - stacje elektroenergetyczne przyelektrowniane LEM Wymagania w zakresie rozwoju KSP w perspektywie 2020/ nowa inwestycja sieciowa - nowa inwestycja (wymiana/instalacja) w istniejącej stacji - modernizacja linii Rys. 8.1 Sieć przesyłowa 400 i 220 kv inwestycje planowane do zakończenia w latach 2020/2021 W wyniku realizacji planowanych zamierzeń do końcu roku 2025 zostaną zakończone zadania zaznaczone na rys Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 68 z 79

69 STO ZRC ALY SLK GDA PLC REC DUN 150 MVAr ZDK 100 MVAr GDP PLP GBL ELS OLM 150 MVAr OLS EKB 3x50 MVAr ELK VIE GLN POM KRA MON GOR PKW 150 MVAr BYD JAS TEL GRU OST LMS BIA NAR 150 MVAr ROS BCS 150 MVAr LSN ZGC PLE CZE PPD 150 MVAr KRM WLA PAT KON ADA PDE ZGI PLO SOC MSK OLT MOR WYS MIL PRG STN WTO PIA SDU 100 MVAr HAG ZUK POL LES CRN PAS 100 MVAr OSR TRE JAN PAB ROG BEK PIO ROZ KOZ PUL ABR LSY CHS MIK SWI WRC CPC BOG ZBK Schemat KSP w perspektywie roku 2025 LEGENDA - linia elektroenergetyczna 750 kv - linia elektroenergetyczna 400 kv - linia elektroenergetyczna 220 kv DBN ANI HCZ GRO WRZ BLA KED WIE MOS ROK LAG KAT JAM HAL BYC KOP BIR CZT ALB KOM NOS PBO ZAP LIS TCN PRB JOA BUJ LOS KHK SIE SKA KIE LUA WAN KPK OSC RAD CHM PEL KLA ATA TAW 100 MVAr STW RZE 100 MVAr BGC KRI MKR ZAM CHA DOB - linia 400 kv czasowo pracująca na napięciu 220 kv - stacje elektroenergetyczne rozdzielcze - stacje elektroenergetyczne przyelektrowniane LEM Wymagania w zakresie rozwoju KSP w okresie nowa inwestycja sieciowa - nowa inwestycja (wymiana/instalacja) w istniejącej stacji - modernizacja linii Rys. 8.2 Sieć przesyłowa 400 i 220 kv inwestycje planowane do zakończenia do końca roku 2025 Realizacja zamierzeń rozwojowych ujętych w niniejszym planie w okresie wraz z przewidywanym rozwojem sektora wytwórczego w sposób istotny zmieni strukturę sieci i rozkład mocy w KSE. W roku 2025 w stosunku do roku 2015 nastąpi: przyrost długości linii 400 kv o km; redukcja długości linii 220 kv o km; zwiększenie zdolności transformacji pomiędzy poszczególnymi poziomami napięć: 400/220 kv przyrost o MVA; 400/110 kv przyrost o MVA; 220/110 kv przyrost o MVA; zwiększenie zdolności regulacyjne mocy biernej. Na poniższych rysunkach zobrazowano ww. przewidywane zmiany w strukturze KSP. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 69 z 79

70 nowe istniejące do likwidacji kv 220 kv Rys. 8.3 Budowa nowych linii przesyłowych NN i likwidacje linii 220 kv na tle linii istniejących [km] Rys. 8.4 Modernizacje (zwiększenie przepustowości) linii przesyłowych NN [km] Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 70 z 79

71 400/220 kv [MVA] 400/110 kv [MVA] 220/110 kv [MVA] NOWE ISTNIEJĄCE PRZEWIDZIANE DO LIKWIDACJI NOWE ISTNIEJĄCE PRZEWIDZIANE DO LIKWIDACJI NOWE ISTNIEJĄCE PRZEWIDZIANE DO LIKWIDACJI Rys. 8.5 Zmiany w zakresie zdolności transformacji pomiędzy poszczególnymi poziomami napięć KSE [MVA] Planowane efekty w zakresie efektywności wykorzystania energii i efekty systemowe Planowana rozbudowa sieci przesyłowej zapewaniająca bezpieczeństwo energetyczne wraz z przewidywanym rozwojem sektora wytwórczego na północy kraju (nowe źródła oparte na technologiach konwencjonalnych oraz OZE) istotnie wpłynie na poprawę efektywności energetycznej. Ujęte w niniejszym planie czynniki wpływające na poprawę efektywności energetycznej to: podniesienie napięcia przesyłu z 220 kv na 400 kv, praca źródeł wytwórczych na obszarze północnym oraz źródeł rozproszonych przyłączonych na poziomie sieci dystrybucyjnej w całym kraju. Istotnym wskaźnikiem obrazującym zmiany przepływów mocy w sieci przesyłowej wg napięć jest tzw. praca sieci [MWkm]. Przykładowe zmiany w strukturze przepływów mocy sieci poszczególnych poziomów napięć zobrazowano poniżej. Dotyczą one stanów szczytowego zapotrzebowania na moc w KSE (rok 2015, 2025) przy wysokiej generacji wiatrowej, w których obserwowany jest przyrost pracy sieci 400 kv, spadek pracy sieci 220 kv, a także nieznaczny wzrost pracy sieci dystrybucyjnej 110 kv. Zmiany te zobrazowano na poniższych wykresach 100% % % % 60% 50% 110kV: 220kV: kV: 220kV: 40% 30% 20% 400kV: kV: 10% 0% Rys. 8.6 Przykładowe wielkości pracy sieci wg napięć w KSE w latach 2015 i 2025 r. [MWkm] Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 71 z 79

72 kv 220 kv 110 kv Rys. 8.7 Przykładowe zmiany w pracy sieci wg napięć w KSE w latach 2015 i 2025 r. [MWkm] Przewidywane efekty systemowe Zdefiniowany w przedmiotowym dokumencie planistycznym rozwój sieci NN zapewni: wystarczające zdolności przesyłowe wynikające z prognozowanego do 2025 roku zapotrzebowania na moc i energię elektryczną poszczególnych obszarów KSE; przyłączenie i wyprowadzenie mocy z nowych źródeł wytwórczych opartych na technologiach konwencjonalnych posiadających wydane warunki przyłączenia i/lub podpisane umowy przyłączeniowe; zdolności przesyłowe do przyłączenia i wyprowadzenia mocy zainstalowanej w farmach wiatrowych na poziomie pozwalającym na spełnienie wymaganych wskaźników udziału OZE w bilansie energetycznym kraju; możliwości redukcji nieplanowych przepływów mocy; zwiększenie pewności zasilania dużych centrów odbioru; wzrost zdolności do wymiany mocy z innymi systemami pracującymi synchronicznie; wzmocnienie roli systemu przesyłowego w KSE poprzez rozbudowę sieci 400 kv oraz częściowe i stopniowe przejmowanie funkcji przesyłowych z sieci dystrybucyjnej 110 kv; zwiększenie zdolności do regulacji napięć; stworzenie warunków bezpiecznej pracy KSE zapewniając współpracę źródeł energii o zróżnicowanej technologii wytwarzania i różnych charakterystykach pracy; zwiększenie elastyczności ruchowej systemu przesyłowego umożliwiającej odstawienie z ruchu do prac eksploatacyjnych i remontowych ważnych elementów sieci, których wyłączenie przy obecnym kształcie i obciążeniu sieci jest trudne; poprawę efektywności wykorzystania energii elektrycznej; stworzenie płaszczyzny do dalszej rozbudowy sieci (potencjalne kierunki rozwoju); realizację strategicznych celów krajowych określonych w PEP 2030 i PEP 2050; Efekty finansowe W pierwszym okresie pięcioletnim objętym niniejszym Planem rozwoju planowane nakłady inwestycyjne oszacowano na kwotę mln zł. W strukturze nakładów dominantę (blisko 78%) stanowią nakłady na budowę nowych obiektów sieci przesyłowej. Natomiast nakłady na modernizację obiektów sieci przesyłowej stanowią blisko 18 % nakładów całkowitych. Wynika to z faktu przyłączenia do sieci nowych, jednostek wytwórczych oraz z konieczności dostosowania sieci przesyłowej do Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 72 z 79

73 zmiennych kierunków przepływu mocy (z północy na południe przy dużej generacji FW i z południa na północ przy małej generacji FW). Strukturę planowanych nakładów w latach dla pierwszego okresu pięcioletniego przedstawiono na rys Rys. 8.8 Struktura planowanych nakładów w latach dla pierwszego okresu pięcioletniego W drugim okresie pięcioletnim objętym niniejszym Planem rozwoju planowane nakłady inwestycyjne oszacowano na kwotę 6 434,7 mln zł w cenach stałych 2015 roku. W porównaniu z pierwszym okresem pięcioletnim, w strukturze nakładów nadal dominantę (blisko 67%) stanowią nakłady na budowę nowych obiektów sieci przesyłowej lecz wysokość tych nakładów wynika z pierwszych dwóch lat okresu pięcioletniego (lat kończenia zadań z pierwszego okresu pięcioletniego). Natomiast nakłady na modernizację obiektów sieci przesyłowej rosną i stanowią ponad 30 % nakładów całkowitych. W następnych latach udział nakładów na modernizację obiektów sieci przesyłowej znacznie wzrasta. Strukturę planowanych nakładów w latach dla drugiego okresu pięcioletniego przedstawiono na rys Nakłady w latach [tys. PLN] Budowa i rozbudowa sieci Modernizacja sieci Pozostałe Rys. 8.9 Struktura planowanych nakładów w latach dla drugiego okresu pięcioletniego Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 73 z 79

74 Reasumując 1. Realizacja zamierzeń zaplanowanych w niniejszym Planie rozwoju wraz z budową wymienionych w planie jednostek wytwórczych: a. Pozwoli na pokrycie prognozowanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną; b. Zapewni bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej w stanach normalnych i w stanach (n 1) pracy sieci przesyłowej. 2. Decyzje o realizacji zamierzeń ujętych w rozdziale 6 Kierunki rozbudowy sieci przesyłowej będą zapadać po spełnieniu warunków ich realizacji w tym między innymi określeniu warunków przyłączenia, podpisaniu umów o przyłączenie lub ujęciu danego zamierzenia w kolejnych edycjach planu TYNDP. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 74 z 79

75 ROZDZIAŁ 9. OCENA REALIZACJI PRSP PRSP w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną został opracowany w 2009 r., dotyczył lat i został uzgodniony w zakresie roku 2010 przez Prezesa URE pismem znak: DTA (48)/2009/ŁM z dnia r. Opracowywane w latach następnych aktualizacje planu rozwoju zostały przez Prezesa URE uzgodnione w zakresie obejmującym: 1) rok 2011 Prezes URE, pismem z dnia 21 grudnia 2010 r., znak DTA (18)/2010/ŁM, uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 11 października 2010 r. przy piśmie znak Z/RS/631/2010, projekt aktualizacji PRSP na lata , za uzgodniony w zakresie roku 2011, 2) lata Prezes URE, pismem z dnia 29 czerwca 2011 r., znak DTA (18)/2011/ŁM, uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 21 kwietnia 2011 r. przy piśmie znak Z-353-RSAR MW/11, projekt aktualizacji PRSP na lata w zakresie lat , za uzgodniony w zakresie obejmującym lata , 3) lata Prezes URE, pismem z dnia 4 lutego 2013 r., znak DTA (29)/2012/2013/ŁM, uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 23 października 2012 r. przy piśmie znak Z-661-DSWS MW/12, projekt aktualizacji PRSP na lata w zakresie lat , za uzgodniony w zakresie obejmującym lata , 4) lata Prezes URE, pismem z dnia 24 stycznia 2014 r., znak DRE (21)/2013/2014/ŁM, uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 1 października 2013 r. przy piśmie znak Z-721-DSWS MW/13, projekt aktualizacji PRSP na lata w zakresie lat , za uzgodniony w zakresie obejmującym lata Wyżej wymienione plany przedstawiały zamierzenia inwestycyjne aktualizowane corocznie na kolejne lata w zakresie: planowanego roku rozpoczęcia i zakończenia inwestycji, szacunkowych nakładów inwestycyjnych, harmonogramów ponoszenia nakładów w okresie najbliższych pięciu lat, doprecyzowania zakresów rzeczowych planowanych zamierzeń. Analizując zestawienia wielkości nakładów przewidywanych w planie rozwoju i jego aktualizacji z wielkościami nakładów rzeczywiście poniesionych, wynikających z realizacji rocznych Planów Inwestycji Rzeczowych Spółki, trzeba pamiętać o tym, że plan rozwoju oraz jego aktualizacja są dokumentami planistycznymi wieloletnimi i nie należy ich bezpośrednio utożsamiać z planem realizacyjnym inwestycji. Zgodnie z przyjętym przez PSE systemem planowania wyszczególnione w dokumentacjach wieloletnich zamierzenia inwestycyjne są wprowadzane do operacyjnego planu inwestycji rzeczowych Spółki dopiero po odpowiednim przygotowaniu umożliwiającym rozpoczęcie ich realizacji. Wielkości planistyczne (wysokość nakładów i terminy realizacji) uwidocznione w rocznych planach inwestycyjnych mogą i w szeregu przypadkach różnią się od wielkości założonych w planach wieloletnich. Rozbieżności w nakładach planowanych i faktycznie poniesionych spowodowane były najczęściej doprecyzowaniem zakresu rzeczowego inwestycji, aktualną sytuacją na rynku wykonawców, która przekładała się bezpośrednio na wynik prowadzonych postępowań przetargowych, uzyskanymi wynikami negocjacji i wielkością wypłaty odszkodowań za pozyskanie praw do dysponowania gruntem w celach budowlanych, bądź przedłużającym się w czasie przygotowaniem spraw formalno prawnych. Na sposób, warunki i terminy realizacji poszczególnych zamierzeń inwestycyjnych istotny wpływ miały niżej wymienione uwarunkowania: obowiązujące regulacje prawne, kolizje z obszarami chronionymi objętymi np. Programem Natura 2000, możliwości i warunki pozyskania wyłączeń elementów Krajowego Systemu Przesyłowego, nieuregulowany stan prawny nieruchomości zajmowanych pod inwestycję, Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 75 z 79

76 stopień nasilenia protestów społeczności lokalnych i organizacji ekologicznych, uwarunkowania zewnętrzne jak np. warunki przyłączenia podmiotów zewnętrznych, przedłużające się prowadzone postępowania o udzielenie zamówienia, Pomimo licznych barier występujących w procesie przygotowania i realizacji inwestycji zwłaszcza liniowych, OSP stara się dużym wysiłkiem układać pakiet zadań inwestycyjnych w taki sposób, aby zapewnić skuteczną realizację zadań ujętych w wieloletnich planach rozwoju sieci, z uwzględnieniem aktualnych uwarunkowań realizacyjnych, bez groźby zamrożenia środków finansowych. W wyniku poniesionych w latach nakładów inwestycyjnych uzyskane zostały przyrosty zdolności produkcyjnych, których zestawienie przedstawiono w tabeli poniżej. W przypadku transformatorów i dławików przyrosty zdolności produkcyjnych dotyczą jednostek oddanych do eksploatacji i pracujących. Tabela 9.1 Uzyskane przyrosty zdolności produkcyjnych Rodzaj urządzeń Jednostka miary Uzyskany przyrost zdolności produkcyjnej Linie napowietrzne 400 kv km 0 50, Trakty światłowodowe km 165,6 270,7 162,3 522,3 197,5 Transformatory NN/110 kv MVA [-] 610 Urządzenia kompensujące moc bierną Mvar Łączne poniesione nakłady inwestycyjne w latach wyniosły 3.414,8 mln zł, co stanowi 93,9% planowanej wielkości tych nakładów, która wynosiła 3.638,3 mln zł. Największą część nakładów poniesiono na realizację zadań związanych z budową lub rozbudową elektroenergetycznych stacji i linii przesyłowych, modernizacją obiektów istniejących oraz na teleinformatykę. Rozpatrując nakłady inwestycyjne poniesione w latach w zakresie dwóch głównych grup inwestycyjnych, a więc na realizację zadań związanych z budową, rozbudową oraz modernizacją stacji i linii przesyłowych z uwzględnieniem wydatków na przygotowanie nowych zamierzeń, nakłady te zostały zrealizowane na poziomie 102% planu, z czego 54% dotyczyło nakładów na stacje elektroenergetyczne, a 46% nakładów na linie przesyłowe. Rozkład poniesionych w latach nakładów inwestycyjnych na tle wielkości nakładów planowanych przedstawiono na rys Planowane oraz poniesione nakłady i ich strukturę przedstawiono na rys. 9.2 i 9.3. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 76 z 79

77 mln zł Budowa i rozbudowa stacji i linii elektroenergetycznych PLANOWANE NAKŁADY NA LATA NAKŁADY PONIESIONE W LATACH Modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych 500 Teleinformatyka Budynki i budowle Zakupy gotowych dóbr inwestycyjnych Przygotowanie nowych inwestycji Finansowanie prac innowacyjnych 0 Rys. 9.1 Planowane oraz zrealizowane nakłady inwestycyjne w latach z wyszczególnieniem grup inwestycyjnych 770,8 20% 28,2 329,8 9% PLANOWANE NAKŁADY NA LATA ,5 104,1 7,0 Budowa i rozbudowa stacji i linii elektroenergetycznych Modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych Teleinformatyka Budynki i budowle 61% 2289,8 Zakupy gotowych dóbr inwestycyjnych Przygotowanie nowych inwestycji Rys. 9.2 Planowane nakłady inwestycyjne w mln zł według grup inwestycyjnych w latach % 788,1 22,2 137,1 4% NAKŁADY PONIESIONE W LATACH ,4 25,2 2,3 Budowa i rozbudowa stacji i linii elektroenergetycznych Modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych Teleinformatyka Budynki i budowle 65% 2407,5 Zakupy gotowych dóbr inwestycyjnych Przygotowanie nowych inwestycji Finansowanie prac innowacyjnych Rys. 9.3 Poniesione nakłady inwestycyjne w mln zł według grup inwestycyjnych w latach Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata Strona 77 z 79