Nowe wyzwania w planowaniu rozwoju sieci przesyłowej

Transkrypt

1 Nowe wyzwania w planowaniu rozwoju sieci przesyłowej Dr Henryk Majchrzak Tomasz Tarwacki Grzegorz Tomasik Jacenty Węgliński PSE Operator SA Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny 1. Wprowadzenie W celu stworzenia warunków dla pokrycia prognozowanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE), Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA (PSE Operator SA), zgodnie z ustawą Prawo energetyczne, planują rozwój sieci przesyłowej w sposób zrównoważony, realizują cele wskazane w polityce energetycznej kraju i uwzględniają rozwój źródeł wytwórczych o różnych technologiach wytwarzania. Do podstawowych uwarunkowań, które decydują o kierunkach i sposobie rozbudowy sieci przesyłowej należą w szczególności: prognozowany wzrost zapotrzebowania na moc i energię elektryczną w kraju, przewidywane potrzeby w zakresie przyłączania nowych źródeł wytwórczych, zarówno konwencjonalnych, jak i odnawialnych (OZE), przewidywane potrzeby w zakresie poprawy pewności zasilania sieci dystrybucyjnych na obszarze poszczególnych operatorów systemu dystrybucyjnego (OSD), planowany rozwój połączeń transgranicznych na przekrojach: synchronicznym i asynchronicznym KSE, wymagany margines mocy (rezerwa mocy) w bilansie KSE. Powyższe uwarunkowania zostały uwzględnione przy tworzeniu obecnie obowiązującego planu rozwoju sieci przesyłowej (PRSP) na lata Jednak mając na uwadze konieczność okresowej aktualizacji planów długoterminowych, można już obecnie wskazać dodatkowe uwarunkowania, jakie powinny zostać uwzględnione w pracach nad planem rozwoju sieci przesyłowej w dalszej perspektywie. Te uwarunkowania będą niewątpliwie kształtowały rozwój sieci przesyłowej w okresie najbliższych lat, choć nie zostały dotychczas szczegółowo ujęte w PRSP. Należą do nich: planowany rozwój farm wiatrowych lokalizowanych na morzu (MFW), zintegrowane planowanie rozwoju sieci zamkniętej (współpraca OSP i OSD). Niniejszy artykuł skupia się na omówieniu wspomnianych dwóch uwarunkowań, jak również odnosi się do trzeciego z kluczowych wyzwań, a mianowicie do przyłączenia do sieci przesyłowej pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce. 20

2 Rys. 1. Prognoza zapotrzebowania na moc elektryczną 1 w KSE do 2030 roku Rys. 2. Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną w KSE do 2030 roku 1 Dotyczy zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie obciążenia.

3 Rys. 3 Bilans mocy szczytowej w KSE do 2025 roku

4 2. Aktualny plan rozwoju sieci przesyłowej na lata W aktualnym PRSP, zgodnie z prognozami własnymi i w oparciu o dane z polityki energetycznej kraju, PSE Operator SA uwzględnił przewidywany wzrost zapotrzebowania na moc i na energię elektryczną w wysokości około 2% rocznie. Przedstawiają to odpowiednio rys. 1 i 2. Ponadto, w celu pokrycia prognozowanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną, PSE Operator SA wykonał szereg analiz, ocenił możliwości rozwoju strony podażowej i opracował bilanse mocy dla KSE. W szczególności opracowane bilanse mocy uwzględniały: plany uruchomienia nowych jednostek wytwórczych, plany wycofań jednostek obecnie pracujących, plany rozwoju połączeń transgranicznych. Na bazie wykonanych analiz powstały trzy scenariusze bilansu mocy w okresie szczytowego zapotrzebowania na moc, różniące się wielkością przyrostu nowych mocy wytwórczych. Jeden z nich scenariusz umiarkowany, zakładający budowę nowych mocy wytwórczych na poziomie 6,5 GW przedstawiono na rys. 3. Scenariusz umiarkowany odwzorowuje minimalną wielkość nowych konwencjonalnych mocy wytwórczych, jakie powinny zostać wybudowane w polskim systemie, oprócz elektrowni jądrowej, w celu pokrycia zapotrzebowania na moc i na energię elektryczną do roku Na podstawie przygotowanych prognoz i bilansów, biorąc pod uwagę wnioski złożone przez inwestorów w zakresie budowy nowych źródeł energii i cele zawarte w polityce energetycznej kraju, w 2011 roku PSE Operator SA zaktualizował PRSP na okres do 2025 roku. Został on uzgodniony z Prezesem URE w wymiarze ilościowym i finansowym na lata Zgodnie ze zaktualizowanym PRSP, szacowane nakłady inwestycyjne na rozbudowę sieci przesyłowej do 2025 r. wyniosą około 23 mld PLN, z czego do 2016 r. około 8,2 mld PLN. W ramach tych nakładów są planowane: budowa około 4600 km nowych linii przesyłowych 400 kv, przeprowadzenie modernizacji istniejących linii 400 i 220 kv o długości około 2500 km, wybudowanie 17 nowych obiektów stacyjnych, przeprowadzenie modernizacji 21 istniejących stacji i rozdzielni, wybudowanie nowych połączeń transgranicznych z systemem litewskim i niemieckim oraz ponowne uruchomienie połączenia 750 kv z systemem ukraińskim. Planowany rozwój sieci przesyłowej w perspektywie 2025 r. w sposób graficzny przedstawia rys. 4. Prognozowany wzrost zapotrzebowania, wspólna polityka klimatyczna wdrażana w ramach UE, jak również istotne wyeksploatowanie istniejących jednostek wytwórczych powodują, że jednym z podstawowych uwarunkowań wyznaczających kierunki rozbudowy sieci przesyłowej w perspektywie PRSP do 2025 roku jest budowa nowych źródeł wytwórczych. Lokalizacje nowych źródeł wytwórczych planowanych do przyłączenia do sieci przesyłowej w aktualnym planie rozwoju sieci przesyłowej przedstawia rys. 5. Analiza danych przedstawionych na rys. 4 i 5 prowadzi do stwierdzenia, że realizacja PRSP do 2025 roku pozwoli na: istotne wzmocnienie sieci przesyłowej, w szczególności w północnej Polsce i silniejsze powiązanie tego obszaru z obszarem południowym; jest to niezbędne z uwagi na przewidywane duże przesyły mocy na kierunku północ-południe, wynikające ze zmienności produkcji i poboru energii elektrycznej w nowym układzie lokalizacji źródeł wytwórczych, w tym źródeł wiatrowych, poprawę pewności zasilania odbiorców energii elektrycznej (zasilania sieci OSD), przez silniejsze powiązania (stacje redukcyjne) sieci przesyłowej z siecią dystrybucyjną, przyłączenie nowych konwencjonalnych źródeł wytwórczych w istniejących i nowych lokalizacjach, o łącznej mocy ponad MW, w tym jednostek pracujących w cyklu parowo-gazowym o mocy ponad MW, przyłączenie źródeł odnawialnych, głównie wiatrowych, o łącznej mocy ponad MW, poprawę warunków dla pełnej implementacji konkurencyjnego europejskiego rynku energii elektrycznej, poprzez rozwój połączeń transgranicznych zarówno na przekroju synchronicznym, jak i asynchronicznym. Należy przy tym zaznaczyć, że choć planowana rozbudowa sieci przesyłowej stworzy generalnie lepsze warunki dla dalszej integracji nowych jednostek wytwórczych, to w obecnej edycji planu rozwoju nie uwzględniono w sposób szczegółowy inwestycji związanych z budową elektrowni jądrowej (EJ) i z budową na szerszą skalę morskich farm wiatrowych (MFW). nr 1-2 (11-12)

5 3. Nowe wyzwania w planowaniu rozwoju sieci przesyłowej po roku 2025 Niniejszy rozdział, na tle przedstawionego już PRSP, omawia kluczowe zdaniem OSP wyzwania, z jakimi będzie trzeba się zmierzyć w planowaniu rozwoju sieci przesyłowej po 2025 roku Morskie farmy wiatrowe Zgodnie z danymi Polskiego Towarzystwa Morskiej Energetyki Wiatrowej (PTMEW) łączny potencjał energetyczny MFW w Polsce jest szacowany na około 20 GW. Pełne wykorzystanie tych zasobów jest ograniczone licznymi obszarami ochrony przyrody, w tym zwłaszcza obszarami należącymi do NATURY Realna wielkość tego potencjału jest szacowana na około 7,5 GW. Wykonane analizy możliwości budowy MFW wskazują kilka najbardziej dogodnych lokalizacji. Są to: rejon Ławicy Słupskiej, zachodni i południowy stok Ławicy Środkowej oraz obszar na wysokości Kołobrzegu. Rys. 6 przedstawia wstępną koncepcję lokalizacji MFW, opublikowaną na stronie PTMEW. Obecnie przyłączanie MFW odbywa się głównie punktowo z wyprowadzeniem mocy do sieci przesyłowej przez istniejące lub nowe stacje elektroenergetyczne. Z punktu widzenia KSE, zastosowanie takiego sposobu przyłączania MFW będzie skutkowało koniecznością istotnej dalszej rozbudowy sieci elektroenergetycznej w północnej części kraju. Z uwagi na uwarunkowania środowiskowe możliwości takiej rozbudowy mogą być ograniczone, dlatego należy przewidywać konieczność budowy linii przesyłowych dedykowanych wyprowadzeniom mocy z MFW w głąb KSE. Najlepszym rozwiązaniem technologicznym pod tym względem wydają się sieci stałoprądowe (HVDC) oraz przekształtniki AC/DC, stanowiące podstawowe wyposażenie tych sieci, które zapewniają pełne sterowanie mocą zainstalowaną w MFW. W takim rozwiązaniu, przesył mocy do MW na dystansie od kilkudziesięciu do 100 km ogranicza straty mocy oraz likwiduje problemy związane z generacją mocy biernej, zwłaszcza na liniach kablowych, które są nieuniknione dla instalacji zlokalizowanych na morzu. Przykładowe rozwiązanie łącza HVDC przedstawia rys. 7. Innym sposobem integracji MFW z systemem przesyłowym jest budowa morskich sieci przesyłowych i połączenie ich z sieciami Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny przesyłowymi różnych krajów europejskich. Zastosowanie takiego rozwiązania powoduje, że rozwój krajowego systemu przesyłowego powinien być zupełnie inaczej planowany niż w przypadku przyłączania punktowego. Przyszłe plany, mające na celu wykorzystanie potencjału morskich farm wiatrowych w północnej Europie (głównie na obszarach Morza Bałtyckiego, Północnego i Irlandzkiego), zakładają wstępnie właśnie takie rozwiązanie. Przedstawione rozwiązania techniczne umożliwiające integrowanie MFW z siecią przesyłową różnią się istotnie z punktu widzenia niezbędnego zakresu rozbudowy KSE, a tym samym z punktu widzenia nakładów inwestycyjnych, jakie należałoby ponieść na tę rozbudowę. Natomiast zakres rozbudowy systemu przesyłowego i związane z tym nakłady będą wprost decydowały o możliwościach przyłączeniowych KSE. Należy zwrócić uwagę, że równie istotnym (a może nawet istotniejszym) elementem decydującym o potencjale przyłączeniowym KSE jest ocena możliwości bilansowych KSE w poszczególnych okresach roku i doby. Można oczekiwać, że największe trudności w zachowaniu równowagi bilansowej KSE (bezpieczeństwa pracy KSE) będą występować w okresach niskiego zapotrzebowania na moc (doliny obciążenia). W takich stanach możliwości absorpcji energii elektrycznej produkowanej w MFW będą determinowane przez tzw. minimum techniczne wynikające z konieczności utrzymywania w ruchu określonej liczby jednostek wytwórczych innych niż źródła wiatrowe oraz dostępnego zakresu pracy elektrowni szczytowo-pompowych. Wykonane w PSE Operator analizy bilansów mocy dla okresów niskiego zapotrzebowania (doliny obciążenia dla dni roboczych i świątecznych) z uwzględnieniem akumulacji zbiorników elektrowni szczytowo-pompowych, a także z uwzględnieniem możliwości okresowych redukcji pracujących farm wiatrowych, wykazały, że maksymalny dopuszczalny poziom mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych w KSE powinien wynosić około MW. Biorąc pod uwagę wydane już przez PSE Operator i OSD warunki przyłączenia oraz podpisane umowy przyłączeniowe dla farm wiatrowych lokalizowanych na lądzie, a także uwzględniając przedstawione powyżej uwarunkowania bilansowe KSE i zakres wymaganej dodatkowej rozbudowy systemu przesyłowego (wielkość nakładów inwestycyjnych) w wariancie tzw. przyłączeń punktowych, należy stwierdzić, że tylko budowa morskich sieci przesyłowych połączona 24

6 Rys. 4 Plan rozwoju sieci przesyłowej w perspektywie do roku 2025

7 Rys. 5. Lokalizacje nowych źródeł wytwórczych planowanych do przyłączenia do sieci przesyłowej

8 Rys. 6. Rozpatrywane lokalizacje MFW

9 Rys. 7. Przykładowe rozwiązanie łącza HVDC dedykowane wyprowadzeniu mocy z MFW

10 z rozbudową połączeń transgranicznych europejskiej sieci przesyłowej i budową magazynów energii pozwoli na wykorzystanie pełnego potencjału MFW. Budowa takiej sieci musi być jednak poprzedzona wykonaniem szeregu analiz technicznych i ekonomicznych oraz stworzeniem skoordynowanego planu rozwoju sieci przesyłowych większości europejskich operatorów systemów przesyłowych Zintegrowane planowanie rozwoju sieci zamkniętej (współpraca OSP i OSD) Jednym z zasadniczych elementów integrujących proces planowania rozwoju sieci przesyłowej i dystrybucyjnej jest ustalenie liczby i lokalizacji miejsc transformacji NN/110 kv, które wynikają głównie z wielkości zapotrzebowania na moc i energię elektryczną po stronie sieci dystrybucyjnej. Kolejnym elementem integracji jest wymagana koordynacja pracy sieci dystrybucyjnej 110 kv i sieci przesyłowej z uwagi na kryteria niezawodnościowe w zakresie zapewnienia ciągłości i niezawodności dostaw, jak również przyłączanie coraz większej liczby źródeł wytwórczych do sieci dystrybucyjnej. W szczególności dotyczy to przyłączania OZE, których charakterystyka pracy (duża zmienność) będzie wpływała na istotne zmiany przepływów między siecią przesyłowa a siecią dystrybucyjną. Może to mieć istotny wpływ na wzajemne kształtowanie się kierunków rozwoju sieci przesyłowej i dystrybucyjnej 110 kv, określanych łącznie mianem sieci zamkniętej. Organizacja planowania rozwoju sieci zamkniętej nie jest zjawiskiem nowym, ale po przekształceniach w sektorze elektroenergetycznym w latach nie zostały podjęte realne prace nad tym zagadnieniem. Problem zaistniał ponownie, gdy okazało się, że rozwój sektora wytwórczego, w tym w szczególności OZE, będzie wymagał poniesienia istotnych nakładów na rozbudowę sieci, zaś wpływ przyłączanych jednostek wytwórczych na pracę sieci zamkniętej i sposób rozbudowy tej sieci wymaga podejmowania wspólnych, zharmonizowanych działań. Wynika to z faktu, iż bardzo trudno jest przypisać konieczność rozbudowy sieci zamkniętej konkretnemu przypadkowi przyłączenia, bądź wskazać jedną przyczynę niezbędnych inwestycji w sieci. Kolejnym dowodem na konieczność prowadzenia wspólnych analiz były prace związane z nową konfiguracją sieci zamkniętej wokół dużych aglomeracji miejskich, z powodu potrzeby zwiększenia niezawodności jej pracy oraz rosnących i stwarzających duże zagrożenie dla pracy elementów sieciowych prądów zwarciowych. Konieczne w tej sytuacji staje się często doprowadzenie do podziału sieci na niezależne sekcje (pierścienie), wzajemnie się rezerwujące. Takich zmian w kształtowaniu nowej struktury sieci nie jest w stanie dokonać jeden operator, za to konieczna jest ścisła współpraca kilku operatorów w dłuższej perspektywie. Prace rozwojowe prowadzone wspólnie przez OSP i OSD powinny pozwolić prawidłowo identyfikować i optymalnie rozwiązywać istotne problemy związane z działaniem sieci zamkniętej. Dotyczą one obecnie m.in.: wciąż znaczącego udziału własności innych podmiotów (poza OSD) w elementach stanowiących sieć zamkniętą o napięciu 110 kv. Stanowi to istotną barierę w planowaniu pracy i rozwoju tej sieci. Problem ten częściowo rozwiązują same OSD przejmując najbardziej znaczące elementy tej sieci na własność i rozpoczynając poprawę ich stanu technicznego. Jednak w wielu przypadkach elementy tej sieci pozostające poza własnością OSD stanowią tzw. wąskie gardła, których likwidacją nie są zainteresowani ich obecni właściciele, gospodarki mocą bierną. W licznych przypadkach przepływy mocy biernej stanowią przyczynę przeciążania się elementów sieci zamkniętej, w tym zwłaszcza TR NN/110 kv, wynikającego z nadmiernego przesyłu mocy biernej w kierunku sieci 110 kv. Zjawisko to należy likwidować poprzez przyjętą wspólnie przez OSD i OSP zasadę kompensacji mocy biernej, ujednoliconego podejścia do wyznaczania obciążalności linii 110 kv. Z tematem obciążalności dopuszczalnej linii 110 kv związane jest zagadnienie stosowania linii z przewodami roboczymi niskozwisowymi typu HTLS. W realizowanych pracach rozwojowych OSP i OSD powinni podejmować działania w tym zakresie, wpływu przewidywanego rozwoju generacji rozproszonej przyłączonej do sieci SN i NN na kształt i rolę sieci zamkniętej. Zagadnienie nie powinno być spłycone do instalacji inteligentnych liczników rozliczeniowych, lecz potraktowane jako wezwanie do nowego kształtowania sieci, w tym zwłaszcza roli sieci zamkniętej w poszczególnych obszarach KSE w dostarczaniu energii elektrycznej. Na uwagę w tym względzie zasługuje niekwestionr 1-2 (11-12)

11 nowany, lecz ciągle pomijany wpływ DSR w taryfach na energię elektryczną w kształtowaniu krzywej zapotrzebowania na moc i energię w poszczególnych okresach doby i roku, rosnących wartości prądów zwarciowych wynikających głównie ze wzrostu liczby i mocy jednostkowej planowanych jednostek wytwórczych oraz budowy nowych TR NN/110 kv o coraz większej mocy znamionowej. Dotychczas wprowadzanie stałych podziałów jest najtańszym pod względem inwestycyjnym sposobem ograniczania wielkości prądów zwarciowych. Nie jest to jednak optymalne rozwiązanie z punktu widzenia kosztów utrzymania i eksploatacji takiego układu. Powoduje dość często zwiększenia strat mocy i energii, zwiększenie spadków napięć, obniżenie wskaźników niezawodności zasilania i obniżenie wymaganego zapasu stabilności napięciowej i kątowej, a przez to stanowi barierę w rozwoju rynku energii elektrycznej. Można zatem stwierdzić, że zintegrowane planowanie rozwoju sieci zamkniętej pozwoli na rozbudowę tej sieci w sposób optymalny tak pod względem potrzeb OSP i OSD, jak i ponoszonych nakładów inwestycyjnych. W szczególności powinno ono obejmować ustalanie wspólnych inicjatyw w zakresie budowy i rozbudowy elementów sieciowych na bazie analiz wykonywanych według jednolitej metodologii. Powinno również zapewnić rozwiązywanie takich problemów, jak zwiększanie przepustowości linii oraz koordynację prac dla potrzeb przyłączania jednostek wytwórczych. Wspólnie opracowywane plany rozwoju powinny stanowić podstawę dla długoterminowych strategii rozwoju sieci zamkniętej, uwzględniających najważniejsze zmiany w funkcjonowaniu sieci w długiej perspektywie. 4. Wnioski końcowe 1. Wśród największych wyzwań w planowaniu rozwoju sieci przesyłowej, które będą kształtowały rozwój sieci przesyłowej w okresie najbliższych lat, a nie były dotychczas ujęte w sposób szczegółowy w PRSP, należy wymienić: planowany rozwój farm wiatrowych lokalizowanych na morzu, zintegrowane planowanie rozwoju sieci zamkniętej (współpraca OSP i OSD), przyłączenie pierwszej elektrowni jądrowej. Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny Rynek energetyczny 2. Należy zwrócić uwagę, że czynnikiem równie istotnym jak zakres rozbudowy systemu przesyłowego i związane z tym nakłady inwestycyjne (a może nawet istotniejszym), decydującym o potencjale przyłączeniowym KSE, jest ocena możliwości bilansowych KSE w poszczególnych okresach roku i doby. 3. Biorąc pod uwagę wydane już warunki przyłączenia i podpisane umowy przyłączeniowe dla farm wiatrowych lokalizowanych na lądzie, zarówno przez PSE Operator SA, jak i OSD, a także uwzględniając przedstawione uwarunkowania bilansowe KSE i zakres wymaganej dodatkowej rozbudowy systemu przesyłowego (wielkość nakładów inwestycyjnych) w wariancie tzw. przyłączeń punktowych, należy stwierdzić, że tylko budowa morskich sieci przesyłowych połączona z rozbudową połączeń transgranicznych całej europejskiej sieci przesyłowej i budową magazynów energii może pozwolić na wykorzystanie pełnego potencjału MFW. 4. Zintegrowane planowanie rozwoju sieci zamkniętej jest niezbędne dla prawidłowego kształtowania rozwoju sieci przesyłowej i 110 kv w warunkach rynkowych i pozwoli na rozbudowę tej sieci w sposób optymalny, zarówno pod względem potrzeb OSP i OSD, jak i ponoszonych nakładów inwestycyjnych. 5. W najbliższym czasie niezbędne stanie się również zintegrowane planowanie rozwoju całej europejskiej połączonej sieci przesyłowej. Dr inż. Henryk Majchrzak, Prezes Zarządu PSE Operator SA, absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej w Gliwicach. W 2001 r. na Politechnice Opolskiej obronił pracę doktorską o stratach rozruchowych bloków energetycznych i został adiunktem w Instytucie Elektrowni i Systemów Pomiarowych tej uczelni. W 2003 r. ukończył studia menedżerskie MBA uzyskując tytuł magistra ekonomii na Wydziale Zarządzania i Informatyki Akademii Ekonomicznej we Wrocławiu. Dwa lata później został powołany w skład Komisji Energetyki Oddziału Polskiej Akademii Nauk w Katowicach. Od 2007 r. jest członkiem Komitetu Problemów Energetyki PAN w Warszawie. Od początku kariery zawodowej w 1986 r. jest związany z energetyką zawodową. Pracował od stanowiska obchodowego po dyżurnego inżyniera ruchu w Elektrowni Bełchatów, a od 1991 r. był zatrudniony w Elektrowni Opole, najpierw jako kierownik wydziału ruchu bloków, a następnie główny inżynier eksploatacji. Od 30

12 1998 r. był zastępcą dyrektora technicznego ds. eksploatacji. W 2004 r. został powołany na stanowisko członka zarządu, dyrektora technicznego, a w 2005 r. objął funkcję prezesa zarządu, dyrektora generalnego BOT Elektrowni Opole SA. Po wygraniu konkursu w 2008 r. został prezesem zarządu BOT Górnictwo i Energetyka SA. Następnie był wiceprezesem ds. inwestycji i wytwarzania PGE SA, a w latach dyrektorem Departamentu Energetyki w Ministerstwie Gospodarki. Członek zarządu PSE Operator SA od lipca 2010 r., od 15 października 2010 r. Prezes Zarządu. Mgr inż. Tomasz Tarwacki, zastępca dyrektora w Departamencie Planowania Rozwoju PSE Operator SA, absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej. Od początku kariery zawodowej w 1995 r. jest związany z sieciami najwyższych napięć. Zajmował stanowiska od specjalisty do kierownika zespołu technicznych analiz systemowych w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych SA Od 1999 r. zatrudniony był w EPC SA, najpierw jako kierownik projektu, a następnie dyrektor ds. technicznych analiz systemowych. Obecną funkcję pełni od 2008 r. PSE Operator SA, absolwent Politechniki Lubelskiej. Karierę zawodową rozpoczął w Zakładzie Energetycznym Zamość, a pierwsze doświadczenia zawodowe zdobywał w laboratorium pomiarów diagnostycznych urządzeń sieciowych. Po kilku latach pracy został kierownikiem Wydziału Przetwarzania i Automatyki, a w 1991 r. awansował na stanowisko Dyrektora Technicznego, które piastował do 2000 r. Wówczas opuścił Zakład Energetyczny Zamość rozpoczął pracę w Grupie Kapitałowej PSE i na stanowisku prezesa Zarządu PSE Wschód. Kolejnym etapem kariery było stanowisko zastępcy dyrektora Departamentu Majątku Sieciowego w PSE SA, a od 2003 r. dyrektora Departamentu Infrastruktury Sieciowej. W 2004 r. podjął pracę w PSE Operator. W wyniku kolejnych zmian strukturalnych objął w 2008 r. funkcję dyrektora Departamentu Planowania Rozwoju, które piastował do roku Od tego czasu zajmuje stanowisko eksperta w Departamencie Rozwoju Systemu. Mgr inż. Grzegorz Tomasik, członek Zarządu PSE Operator SA, absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej w Gliwicach, specjalność sieci elektroenergetyczne. Karierę zawodową rozpoczął w 1995 r. jako Dyrektor ds. Technicznych w spółce JUPITER. W latach pracował jako Inspektor ds. Inwestycji w PSE SA w Oddziale Eksploatacji Sieci Przesyłowej w Katowicach, po czym podjął pracę w firmie PSE - REGPLAN Sp. z o.o. jako Specjalista ds. Rozwoju Systemu Elektroenergetycznego. W lutym 2002 r., w wyniku fuzji firm PSE - REGPLAN Sp. z o.o., PSE International Sp. z o.o. oraz Energoprojekt Consulting SA (obecnie EPC SA), związał się z EPC SA, gdzie pracował jako Główny Specjalista, Kierownik Projektu, a następnie Dyrektor ds. Rynków Energii. Od lipca 2004 do lipca 2005 r. pełnił funkcję Wiceprezesa Zarządu EPC SA, a następnie Dyrektora ds. Rynku Energii (do grudnia 2008 r.). Kontynuował pracę w Centrum Zastosowań Zaawansowanych Technologii Sp. z o.o. (CATA) jako Dyrektor Zadania. We wrześniu 2009 r. został powołany na Prezesa Zarządu CATA, prowadził strategiczne projekty na rzecz PSE Operator S.A związane z rozwojem rynku energii elektrycznej i bezpieczeństwem pracy systemu elektroenergetycznego. Od 28 stycznia 2011 r. członek zarządu PSE Operator SA. Mgr inż. Jacenty Węgliński, ekspert w Departamencie Rozwoju Systemu nr 1-2 (11-12)