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

Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016-2025 Projekt przeznaczony do konsultacji z zainteresowanymi stronami Konstancin-Jeziorna 2015

SPIS TREŚCI Wykaz skrótów i oznaczeń... 4 Rozdział 1. Wstęp... 7 Rozdział 2. Charakterystyka spółki PSE S.A.... 8 Rozdział 3. Założenia rozbudowy sieci przesyłowej... 12 3.1. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z KONCEPCJI PRZESTRZENNEGO ZAGOSPODAROWANIA KRAJU (ART.16 UST.1 PKT.2)... 12 3.2. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z PLANÓW ZAGOSPODAROWANIA PRZESTRZENNEGO WOJEWÓDZTW (ART. 16 UST.12)... 12 3.3. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z POLITYKI ENERGETYCZNEJ POLSKI 2030 (ART.16 UST.1 PKT.3)... 13 3.4. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z 10-LETNIEGO PLANU ROZWOJU ENTSO-E TYNDP 2014 (ART.16 UST.1 PKT.4) 14 3.5. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z UMÓW DOTYCZĄCYCH BUDOWY LUB ROZBUDOWY POŁĄCZEŃ TRANSGRANICZNYCH... 15 3.6. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z REALIZACJI UMÓW PRZYŁĄCZENIOWYCH ORAZ OKREŚLONYCH WARUNKÓW PRZYŁĄCZENIA DO SIECI PRZESYŁOWEJ (ART. 16 UST.11)... 16 3.7. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z REALIZACJI INNYCH ZOBOWIĄZAŃ, W TYM UZGODNIEŃ Z OSD (ART.16 UST.12)... 19 Rozdział 4. Analiza bilansowa... 21 4.1. PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ (ART.16 UST.7 PKT.1)... 21 4.2. WARIANTY POKRYCIA PROGNOZOWANEGO ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ NA LATA 2015 2025... 28 4.3. BILANS MOCY, REZERWA MOCY, OPERATORSKIE ŚRODKI ZARADCZE... 33 4.4. BILANS ENERGII ELEKTRYCZNEJ... 40 4.5. PREFEROWANE LOKALIZACJE I STRUKTURA NOWYCH ŹRÓDEŁ... 41 4.6. WNIOSKI... 43 Rozdział 5. Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie <2016 2025> (art. 16 ust 2) (art. 16 ust.7 pkt 7)... 44 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 2 z 79

Rozdział 6. Kierunki rozbudowy sieci przesyłowej po 2025 roku zapewniające niezawodność systemu elektroenergetycznego (art. 16 ust. 8)... 57 6.1. NOWE PUNKTY REDUKCYJNE NN/110 KV... 58 6.2. BUDOWA TRZECIEGO POŁĄCZENIA POLSKA NIEMCY... 59 6.3. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI JĄDROWEJ DO KSE... 60 6.4. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI GUBIN DO KSE... 62 6.5. PRZYŁĄCZENIE ELEKTROWNI SZCZYTOWO POMPOWEJ MŁOTY... 63 6.6. BUDOWA MORSKICH SIECI PRZESYŁOWYCH ( SZYNA BAŁTYCKA )... 63 Rozdział 7. Przedsięwzięcia racjonalizujące zużycie energii elektrycznej (art. 16 ust.7 pkt 4)... 66 Rozdział 8. Efekty realizacji zaplanowanych zadań inwestycyjnych... 68 Rozdział 9. Ocena realizacji PRSP 2010-2025... 75 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 3 z 79

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 2016 2025 Strona 4 z 79

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 2010-2025 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2010-2025; PRSP 2016-2025 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016-2025; PSE Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.; PSE Innowacje PSE Innowacje Sp. z o.o. - Spółka zależna z Grupy Kapitałowej PSE, świadcząca usługi na rzecz OSP z zakresu analiz, badań, nowych technologii i rozwiązań informatycznych; PSE Inwestycje PSE Inwestycje S.A. Spółka zależna z Grupy Kapitałowej PSE uczestnicząca w procesie przygotowania i realizacji inwestycji, realizująca funkcję Biura Projektów i Inżyniera Kontraktu; PW Projekt wykonawczy; PW3 Trzyletni Plan Wyłączeń (w tym roczny) sporządzany każdego roku n dla kolejnych trzech lat n+1, n+2, n+3. Stanowi część wewnętrznego pięcioletniego planu wyłączeń PW5; PW5 Pięcioletni Plan Wyłączeń składający się z zatwierdzonego w każdym roku planu PW3 oraz uzgodnionego z ODDZIAŁEM w zakresie sieci przesyłowej planu wyłączeń elementów KSE na okres dwóch kolejnych lat n+4 i n+5; PZI Plan Zamierzeń Inwestycyjnych; PZPW Plan zagospodarowania przestrzennego województwa; RIZ 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 2016 2025 Strona 5 z 79

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 2016 2025 Strona 6 z 79

ROZDZIAŁ 1. WSTĘP W sierpniu 2009 roku PSE przedłożyły do uzgodnienia Prezesowi URE PRSP 2010-2025. Przedłożony w 2009 roku do uzgodnienia PRSP 2010-2025 uwzględniał inicjatywy podmiotów sektora energetycznego polegające na budowie nowych źródeł wytwórczych o deklarowanej wówczas przez inwestorów mocy ok. 23 000 MW, uwzględniał deklarowane wycofania istniejących jednostek wytwórczych oraz budowę OZE o mocy wynikającej z polityki klimatycznej UE. Ze względu na uwarunkowania ekonomiczne oraz zmiany w systemach wsparcia poszczególnych rodzajów źródeł w następnych latach, decyzje inwestorów o budowie nowych źródeł były zawieszane, przesuwane, wstrzymywane a w skrajnych przypadkach inwestorzy podejmowali decyzje o rezygnacji z realizacji projektów budowy nowych źródeł wytwórczych. Podobnie ze względu na uwarunkowania wynikające ze zmieniającej się polityki klimatycznej UE zmianie ulegały i ulegają do dnia dzisiejszego decyzje o terminach wycofania istniejących jednostek wytwórczych. Również, w stosunku do 2009 roku, zmianie uległa prognoza zapotrzebowania na moc i energię elektryczną. Średnioroczny przyrost zapotrzebowania na moc i energię elektryczną wyliczony w oparciu o najnowsze prognozy jest mniejszy niż prognozowany w 2009 roku. Jednocześnie w ostatnich latach obserwowany jest trend większego wzrostu średniorocznego przyrostu zapotrzebowania na moc dla okresów letnich niż dla okresów zimowych. Harmonogramy zadań ujętych w PRSP 2010-2025 uwzględniały ułatwienia w realizacji obiektów liniowych wynikające z tworzonej w tym czasie ustawy o korytarzach przesyłowych. Skutkiem nieuchwalenia tej ustawy istniejące bariery w realizacji inwestycji liniowych wydłużały etap pozyskania prawomocnych decyzji poprzedzających fazę budowy obiektów liniowych i w konsekwencji wydłużane były terminy zakończenia budowy nowych obiektów liniowych. Rozwiązania ujęte w projekcie ustawy o korytarzach przesyłowych w dużej części zostały ujęte w projekcie ustawy Kodeks budowlany. Jednak pracom legislacyjnym nad projektem nie został nadany wysoki priorytet. W wyniku opisanych powyżej zmian i utrudnień PSE corocznie przedkładały do uzgodnienia Prezesowi URE aktualizacje PRSP 2010-2025 na okresy pięcioletnie. W 2013 roku nastąpiła nowelizacja ustawy Prawo energetyczne. Zgodnie z art.17 ustawy z dnia 26 lipca 2013 r. Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2013 r. poz. 984) tzw. ustawy zmieniającej operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego został zobowiązany do opracowania planu rozwoju w brzmieniu nadanym ustawą po raz pierwszy w terminie 2 lat od dnia wejścia w życie tej ustawy. Powyższa regulacja oznacza, że pierwszy plan rozwoju odpowiadający wymaganiom art. 16, w znowelizowanym brzmieniu, powinien zostać opracowany w ciągu 2 lat licząc od dnia 11 września 2013 r. tj. do 10 września 2015. Nowelizacja ustawy Prawo energetyczne wprowadziła również zmiany w wymaganej treści dokumentu. Najistotniejsze z nich to: obowiązek przeprowadzenia konsultacji planów rozwoju z zainteresowanymi stronami i obowiązek sporządzenia raportu z konsultacji, określenie dziesięcioletniego horyzontu planu, konieczność uwzględnienia w krajowych planach rozwoju 10-letniego planu rozwoju o zasięgu wspólnotowym. Dane wykorzystane do opracowania PRSP 2016-2025 są zgodne ze stanem wiedzy PSE na dzień 30 kwietnia 2015 roku. Realizując obowiązek zawarty w nowelizacji z 2013 roku ustawy Prawo energetyczne PSE przedkłada niniejszy projekt PRSP 2016-2025 do uzgodnienia. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 7 z 79

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 0000197596. PSE-Operator S.A. nadano numer statystyczny REGON 015668195. Do 30 grudnia 2006 roku jedynym akcjonariuszem Spółki, posiadającym 100% akcji były Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA. Z dniem 31 grudnia 2006 roku wszystkie akcje Spółki zostały przeniesione w formie dywidendy rzeczowej na Skarb Państwa. W majątek sieci przesyłowej PSE-Operator S.A. zostały wyposażone pod koniec grudnia 2007 roku. Kapitał zakładowy PSE-Operator S.A. na dzień 31 grudnia 2008 roku wynosił 9.605.473.000 zł i dzielił się na akcje imienne o wartości nominalnej 100 zł każda. Koncesja na przesyłanie energii elektrycznej, została udzielona PSE decyzją Prezesa URE z dnia 15 kwietnia 2004 roku, nr PEE/272/4988/W/2/2004/MS na okres do 1 lipca 2014 roku. Decyzją zmieniającą z dnia 28 maja 2013 roku, nr PEE/272-ZTO/4988/W/DRE/2013/BT Prezes URE przedłużył okres ważności koncesji do 31 grudnia 2030 roku. PSE zostały wyznaczone na operatora systemu przesyłowego na okres od 2 lipca 2014 r. do 31 grudnia 2030 r. na obszarze Rzeczpospolitej Polskiej Decyzją Prezesa URE z dnia 16 czerwca 2014 roku nr DPE-4710-3(7)/2013/2014/4988/ZJ. 12 grudnia 2008 roku na mocy postanowienia Sądu Rejonowego dla m. st. Warszawy, XII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego została dokonana zmiana nazwy firmy PSE-Operator S.A. na Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A. (skrót PSE Operator S.A.). 9 stycznia 2013 roku na mocy postanowienia Sądu Rejonowego dla m.st. Warszawy w Krajowym Rejestrze Sądowym została zarejestrowana nowa nazwa polskiego operatora systemu przesyłowego - Polskie Sieci Elektroenergetyczne Spółka Akcyjna (w skrócie PSE S.A.). 4 czerwca 2014 roku PSE otrzymały pierwszy w Polsce certyfikat niezależności przyznany operatorowi systemu przesyłowego. PSE pełniąc funkcję operatora systemu przesyłowego na obszarze Rzeczpospolitej Polskiej, świadczą usługi przesyłania energii elektrycznej, przy zachowaniu wymaganych kryteriów bezpieczeństwa pracy KSE. Ze względu na tę szczególną rolę, PSE należy do przedsiębiorstw o znaczeniu strategicznym i działa w oparciu o szereg regulacji prawnych, a w szczególności: ustawy z dnia 15 września 2000 roku Kodeks spółek handlowych, ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 roku Prawo energetyczne oraz rozporządzeń wykonawczych do ww. ustawy, w szczególności rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 roku Kodeks cywilny, ustawy z dnia 29 września 1994 roku o rachunkowości, ustawy z dnia 18 marca 2010 roku o szczególnych uprawnieniach ministra właściwego do spraw Skarbu Państwa oraz ich wykonywaniu w niektórych spółkach kapitałowych lub grupach kapitałowych prowadzących działalność w sektorach energii elektrycznej, ropy naftowej oraz paliw gazowych, rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 22 października 2010 roku w sprawie określenia przedsiębiorstw państwowych oraz jednoosobowych spółek Skarbu Państwa o szczególnym znaczeniu dla gospodarki Państwa, rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 18 sierpnia 2011 roku w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną. Podstawowymi celami działania PSE są: 1. świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej oraz zapewnienie bezpiecznej i ekonomicznej pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego jako części Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 8 z 79

wspólnego, europejskiego systemu elektroenergetycznego, z uwzględnieniem wymogów pracy synchronicznej i połączeń asynchronicznych; 2. zapewnienie niezbędnego rozwoju Krajowej Sieci Przesyłowej oraz połączeń transgranicznych; 3. udostępnianie na zasadach rynkowych zdolności przesyłowych dla realizacji wymiany transgranicznej; 4. tworzenie infrastruktury technicznej i organizacyjnej dla funkcjonowania Rynku Bilansującego energii elektrycznej; 5. zachowanie stabilności finansowej przedsiębiorstwa, kreowanie wartości Spółki oraz przyczynianie się do wzrostu wartości Grupy Kapitałowej PSE z poszanowaniem zasad ładu korporacyjnego i regulacji zewnętrznych. PSE świadczy usługi na rzecz użytkowników systemu elektroenergetycznego na zasadach równoprawnego traktowania uczestników systemu przesyłowego i w sposób wolny od dyskryminacji. Obowiązki PSE jako operatora systemu przesyłowego Określenie roli operatora systemu przesyłowego oraz przypisana mu odpowiedzialność ustalone zostały w Ustawie Pe. W świetle przepisów tej ustawy, operator systemu przesyłowego to przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie przesyłowym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi. Operator systemu przesyłowego jest odpowiedzialny za: 1. bezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznej poprzez zapewnienie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i odpowiedniej zdolności przesyłowej w elektroenergetycznej sieci przesyłowej, 2. prowadzenie ruchu sieciowego w sieci przesyłowej w sposób efektywny, przy zachowaniu wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej i jakości jej dostarczania oraz, we współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych, koordynowanie pracy części sieci 110 kv (tzw. koordynowanej sieci 110 kv) we współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych, 3. eksploatację, konserwację i remonty sieci, instalacji i urządzeń, wraz z połączeniami z innymi systemami elektroenergetycznymi, w sposób gwarantujący niezawodność funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, 4. zapewnienie długoterminowej zdolności systemu elektroenergetycznego w celu zaspokajania uzasadnionych potrzeb w zakresie przesyłania energii elektrycznej w obrocie krajowym i transgranicznym, w tym w zakresie rozbudowy sieci przesyłowej, a tam gdzie ma to zastosowanie, rozbudowy połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi, 5. współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub przedsiębiorstwami energetycznymi w celu niezawodnego i efektywnego funkcjonowania systemów elektroenergetycznych oraz skoordynowania ich rozwoju, 6. dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci przesyłowej oraz jednostek wytwórczych o mocy osiągalnej równej 50 MW lub wyższej, przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kv, uwzględniając umowy z użytkownikami systemu przesyłowego oraz techniczne ograniczenia w tym systemie, 7. zarządzanie zdolnościami przesyłowymi połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi, 8. zakup usług systemowych niezbędnych do prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, niezawodności pracy tego systemu i utrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej, 9. bilansowanie systemu elektroenergetycznego, w tym równoważenie bieżącego zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej energii w Krajowym Systemie Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 9 z 79

Energetycznym, zarządzanie ograniczeniami systemowymi oraz prowadzenie z użytkownikami tego systemu związanych z tym rozliczeń wynikających z: niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, zarządzania ograniczeniami systemowymi, 10. prowadzenie centralnego mechanizmu bilansowania handlowego, 11. zarządzanie przepływami energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym przesyłowym w sposób skoordynowany z innymi połączonymi systemami elektroenergetycznymi oraz we współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych, w koordynowanej sieci 110 kv, z uwzględnieniem technicznych ograniczeń w tym systemie, 12. zakup energii elektrycznej w celu pokrywania strat powstałych w sieci przesyłowej podczas przesyłania energii elektrycznej tą siecią oraz stosowanie przejrzystych i niedyskryminacyjnych procedur rynkowych przy zakupie tej energii, 13. dostarczanie użytkownikom sieci i operatorom innych systemów elektroenergetycznych, z którymi system przesyłowy jest połączony, informacji o warunkach świadczenia usług przesyłania energii elektrycznej, w tym dotyczących realizacji obrotu transgranicznego oraz zarządzania siecią i bilansowania energii elektrycznej, niezbędnych dla uzyskania dostępu do sieci przesyłowej i korzystania z tej sieci, 14. opracowywanie planów działania na wypadek zagrożenia wystąpienia awarii o znacznych rozmiarach w systemie elektroenergetycznym oraz odbudowy tego systemu po wystąpieniu awarii, 15. realizację ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej, wprowadzonych zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie art. 11 ust. 6 i 7 ustawy Pe, 16. opracowywanie normalnego układu pracy sieci przesyłowej we współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych, 17. zapewnienie wszystkim odbiorcom na zasadzie równoprawnego traktowania świadczenia usług przesyłania energii elektrycznej na podstawie stosownej umowy, na zasadach i w zakresie określonych w ustawie Pe. OSP prowadzi swoją działalność przy wykorzystaniu majątku sieciowego, w którego skład na dzień 30 kwietnia 2015 r. wchodzą: 104 stacje elektroenergetyczne NN; 253 linii napowietrznych, w tym: - 1 linia o napięciu 750 kv, - 79 linii o napięciu 400 kv, - 173 linii o napięciu 220 kv, - 1 kabel DC o napięciu 450 kv. Schemat krajowej sieci przesyłowej wg stanu na dzień 30 kwietnia 2015 roku przedstawiono na poniższym rysunku. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 10 z 79

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 30.04.2015 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 2016 2025 Strona 11 z 79

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 2016-2025 KPZK została przyjęta uchwałą Rady Ministrów z dnia 13.12.2011 r. oraz przez Sejm RP na posiedzeniu w dniu 15 czerwca 2012 r. KPZK stanowi ramę dla innych dokumentów strategicznych i spełnia rolę koordynującą zamierzenia krajowych i regionalnych strategii, planów i programów rozwoju społeczno-gospodarczego. Na podstawie KPZK formułowane są wytyczne i ustalenia dotyczące dokumentów strategicznych mających znaczenie dla realizacji celów ujętych w KPZK, w tym m. in. PZPW. W stosunku do PZPW KPZK nakłada obowiązek wdrożenia ustaleń i zaleceń odnoszących się do delimitacji obszarów funkcjonalnych i wdrożenia działań o charakterze planistycznym w formie opracowania strategii, planów i studiów zagospodarowania przestrzennego. W praktyce oznacza to, iż KPZK wiąże podmioty administracji publicznej i powoduje obowiązek: uwzględnienia w sporządzanych studiach uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gmin zasad określonych w KPZK (art. 9 ust. 2 Ustawy opzp); uwzględnienia w PZPW ustaleń KPZK (art. 39 ust. 4, art. 41 ust. 1 pkt. 7 Ustawy opzp). W zakresie infrastruktury energetycznej rolą KPZK jest stworzenie warunków do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego poprzez umożliwienie dywersyfikacji źródeł, wskazanie kierunków i korytarzy, w których będą rozwijane sieci przesyłowe i dystrybucyjne, oraz potencjalnych lokalizacji nowych mocy wytwórczych. W KPZK wskazano przestrzeń niezbędną dla rozwoju sieci przesyłowych oraz zasady delimitacji przestrzeni niezbędnej dla wykorzystania potencjału źródeł odnawialnych regionalnych i lokalnych, w tym do dywersyfikacji źródeł energii. Uwzględniono również gwarancję możliwości przyszłej eksploatacji złóż strategicznych. Kierunki działań inwestycyjnych w KPZK zostały wskazane bez przesądzania o bezpośrednich wskazaniach lokalizacyjnych, strukturze wydatków i nakładach finansowych. Mając na uwadze obowiązek wynikający z art.16 Ustawy Pe, w KPZK zawarto imienną listę 117 zamierzeń inwestycyjnych oraz mapy ilustrujące rozwój krajowej sieci przesyłowej w podziale na okresy planistyczne. Zapisy wynikające z PRSP zostały zgłoszone do KPZK w trybie Ustawy opzp, przed wejściem w życie ustawy z dnia 26 lipca 2013 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, która wprowadziła wprost obowiązek uwzględnienia przez operatora systemu przesyłowego w projekcie PRSP 2016-2025 ustaleń KPZK. Niniejszy projekt PRSP 2016-2025 ujmuje ustalenia KPZK dotyczące kierunków, w których będą rozwijane elektroenergetyczne sieci przesyłowe. 3.2. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z PLANÓW ZAGOSPODAROWANIA PRZESTRZENNEGO WOJEWÓDZTW (ART. 16 UST.12) PZPW, z punktu widzenia realizacji procesu rozbudowy krajowej sieci przesyłowej, jest podstawowym dokumentem planistycznym sporządzanym przez samorządy województw. W PZPW określa się w szczególności powiązania infrastrukturalne, w tym kierunki powiązań transgranicznych oraz rozmieszczenie inwestycji celu publicznego o znaczeniu ponadlokalnym. Dotychczasowa współpraca PSE z samorządami województw w zakresie spójności PRSP z dokumentami planistycznymi sporządzanymi przez te samorządy wynikała z zapisów IRIESP (pkt. 3.5.8. i dalsze) i odbywała się w trybie Ustawy opzp. Po uzgodnieniu z Prezesem URE PRSP (pismo DTA-431-23(48)/2009/ŁM z dnia 29 grudnia 2009 roku) OSP wystąpił do samorządów województw z wnioskami o wprowadzenie zmian do PZPW. Wnioski te zawierały plan działań OSP Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 12 z 79

w podziale na obszary województw. W wyniku powyższej współpracy, w nowych PZPW znalazły odzwierciedlenie działania i zamierzenia służące realizacji przyjętych kierunków rozwoju systemów infrastruktury energetycznej. W planach, w tekście i na mapach obrazujących kierunki rozwoju infrastruktury energetycznej, określone zostały elementy (istniejące i planowane) systemów infrastruktury technicznej, w tym napowietrzne linie elektroenergetyczne 400 kv, 220 kv i 110 kv (trasy planowane w orientacyjnym przebiegu). OSP w niniejszym projekcie PRSP 2016-2025 zapewnił spójność projektu z ustaleniami nowych PZPW. 3.3. 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 2016-2025 wynikające z PEP 2030 i PEP 2050 to rozbudowa sieci umożliwiająca: 1 Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Ministerstwo Gospodarki listopad 2009 str.14. 2 Projekt Polityki energetyczna Polski do 2050 roku, Ministerstwo Gospodarki sierpień 2014 str.7. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 13 z 79

a. Rozwój odnawialnych źródeł energii; b. Utrzymanie i rozbudowa źródeł wytwórczych pracujących w oparciu o krajowe zasoby węgla kamiennego i brunatnego; c. Uruchomienie elektrowni jądrowej po roku 2025. Dokument PRSP 2016-2025 uwzględnia kierunki rozwoju źródeł wytwórczych określone w PEP 2030 i PEP 2050. 3.4. 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 1 500 MW. Projekt 58 GerPol Power Bridge Celem projektu jest dalsze zwiększenie transgranicznych zdolności przesyłowych na przekroju synchronicznym. Realizacja projektu planowana jest w dwóch etapach. W pierwszym etapie, do roku 2020, planowana jest rozbudowa wewnętrznej sieci przesyłowej w zachodniej części kraju, natomiast w drugim etapie, w horyzoncie 2030, planowana jest budowa nowej linii transgranicznej Polska- Niemcy. Realizacja pierwszego etapu projektu pozwoli zwiększyć zdolności importowe KSE o 1 500 MW oraz zdolności eksportowe o 500 MW, natomiast realizacja drugiego etapu pozwoli zwiększyć zdolności importowe o kolejne 1 500 MW. Projekt 59 LitPol Link Stage I LitPol Link Stage I jest pierwszym etapem projektu nowego połączenia transgranicznego łączącego systemy elektroenergetyczne Polski i Litwy. Celem projektu jest umożliwienie wymian mocy Państw Bałtyckich: Litwy, Łotwy i Estonii z Europą Kontynentalną. Projekt przyczyni się do budowy wspólnego rynku energii unii Europejskiej, wzmocni niezależność energetyczną Polski oraz państw bałtyckich oraz zwiększy gwarancję ciągłości dostaw energii. Połączenie będzie miało charakter asynchroniczny poprzez wstawki prądu stałego zlokalizowane w stacji Alytus na terytorium Litwy. Pierwszy etap, który zostanie zakończony w roku 2015, obejmuje budowę nowego połączenia transgranicznego, jednej Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 14 z 79

wstawki prądu stałego oraz rozbudowę krajowej sieci przesyłowej w północno wschodniej części kraju. Realizacja projektu w pierwszym etapie umożliwi wymianę mocy na poziomie 500 MW, z tym, że możliwości eksportowe KSE będą uzależnione od aktualnych uwarunkowań systemowych. Projekt 59 LitPol Link Stage II Projekt LitPol Link Stage II jest kontynuacją budowy połączenia między Polską i Litwą w celu osiągnięcia planowanej zdolności przesyłowej na poziomie 1000 MW w obu kierunkach. W celu realizacji drugiego etapu projektu niezbędna jest budowa dodatkowych obiektów sieci przesyłowej w Polsce i na Litwie, w tym drugiej wstawki prądu stałego w stacji Alytus. Realizacja drugiego etapu planowania jest do końca 2020 roku. PRSP 2016 2025 uwzględnia wszystkie inwestycje na terytorium Polski ujęte w TYNDP 2014. 3.5. UWARUNKOWANIA WYNIKAJĄCE Z UMÓW DOTYCZĄCYCH BUDOWY LUB ROZBUDOWY POŁĄCZEŃ TRANSGRANICZNYCH 3.5.1.1. Instalacja przesuwników fazowych na liniach Krajnik Vierraden i Mikułowa Hagenwerder Umowa pomiędzy PSE a operatorem niemieckim 50Hertz GmbH na skoordynowaną instalację PST została podpisana przez Strony w dniu 28 lutego 2014 r. Projekt dotyczy zainstalowania przesuwników fazowych na liniach wymiany międzynarodowej z Niemcami Krajnik Vierrraden (przez 50Hertz) oraz Mikułowa Hagenwerder (przez PSE S.A.). Kluczowe zapisy Umowy obejmują opis parametrów technicznych przesuwników fazowych oraz zobowiązanie Stron do dotrzymywania ustalonych warunków technicznych pracy połączeń wzajemnych pomiędzy PSE i 50Hertz GmbH. Instalacja przesuwników fazowych zwiększy bezpieczeństwo pracy KSE dzięki stworzeniu możliwości regulacji nieplanowych przesyłów mocy od strony Niemiec do wartości bezpiecznych. Realizacja projektu pozwala zwiększyć zdolności wymiany mocy na przekroju synchronicznym w wysokości: 1500 MW (eksport mocy) i 500 MW (import mocy). 3.5.1.2. Budowa 3 połączenia elektroenergetycznego Polska-Niemcy (GER-POL Power Bridge) 11 marca 2011 r. operator niemiecki 50Hertz GmbH oraz PSE podpisały w siedzibie Ministerstwa Gospodarki Umowę Generalną o współpracy w Projekcie. Umowa określa zasady współdziałania między Operatorami i powołała międzyoperatorską strukturę projektową. W umowie określono uwarunkowania realizacji prac przygotowawczych dla przyszłej budowy nowego III go połączenia 400 kv Polska Niemcy. W latach 2013 2014, uwzględniając aktualną sytuację, PSE wykonały dodatkowe prace analityczne, w ramach których określono zakres rozbudowy systemu przesyłowego w zachodniej części kraju zapewniającego w horyzoncie długoterminowym równocześnie: 1. poprawę bezpieczeństwa zasilania w energię elektryczną północno-zachodniego obszaru KSE; 2. wyprowadzenie mocy z istniejących oraz planowanych na tym obszarze źródeł wytwórczych (konwencjonalnych i OZE); 3. poprawę warunków międzysystemowej wymiany mocy na przekroju synchronicznym. Wyniki analiz wykazały, że rozbudowa sieci przesyłowej w rejonie SE Krajnik i SE Mikułowa wykazuje porównywalne efekty w zakresie możliwości zwiększenia importu mocy, w stosunku do budowy nowego połączenia z systemem niemieckim. Rozbudowa sieci wewnętrznej jest korzystniejsza ze względu na uwarunkowania dotyczące poprawy pewności wyprowadzenia mocy z krajowych źródeł wytwórczych (elektrowni konwencjonalnych oraz farm wiatrowych). Biorąc powyższe pod uwagę PSE, w pierwszym etapie planuje w horyzoncie 2020 rozbudowę sieci wewnętrznej na zachodzie kraju w zakresie opisanym poniżej: Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 15 z 79

a) linie wychodzące z SE Krajnik: budowa 2-torowej linii 400 kv Krajnik Baczyna i dalej w kierunku Poznania, b) linie wychodzące z SE Mikułowa: budowa 2-torowej linii 400 kv Mikułowa Pasikurowice, budowa 2-torowej linii 400 kv Mikułowa Świebodzice. Po zrealizowaniu powyższych inwestycji, w drugim etapie w horyzoncie 2030 roku rozważana jest budowa nowego dwutorowego połączenia 400 kv Polska Niemcy. Dokładna data realizacji tego etapu uzależniona będzie od przyszłych warunków pracy połączonych systemów elektroenergetycznych i potrzeb rynku. 3.6. 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 21 158 MW, w tym na przyłączenie konwencjonalnych jednostek wytwórczych 13 091 MW i na przyłączenie OZE 8 067 MW. Umowy na przyłączenie trzech jednostek wytwórczych o łącznej mocy 1 093 MW są w trakcie negocjacji. Jednocześnie PSE podpisały dwie umowy z odbiorcami energii na łączną moc 187 MW a dwie umowy na łączną moc 160 MW są w trakcie negocjacji. Tabela 3.6.1 Podmioty ubiegające się o przyłączenie źródeł do Krajowej Sieci Przesyłowej (stan na dzień 30 kwietnia 2015 r.) L.p. Miejsce przyłączenia (SE) Moc, MW Rodzaj instalacji Wnioskodawca Termin przyłączenia wg Umowy 1 Słupsk Wierzbięcino 240 OZE Megawatt Polska Sp. z o.o. 2018-03-31 2 Słupsk Wierzbięcino 240 OZE Wiatrowe Elektrownie Sp. z o.o. 2016-01-31 3 Żarnowiec 90 OZE PGE Energia Odnawialna S.A. 2015-03-20 4 Piła Krzewina 120 OZE Relax Wind Park I Sp. z o.o. 2015-12-31 5 Słupsk Wierzbięcino 320 OZE Potegowo Winergy Sp. z o.o. 2017-06-30 6 Dunowo 250 OZE Wind Invest Sp. z o.o. 2015-12-31 7 Kozienice 1000 KJW ENEA Wytwarzanie S.A. 2015-07-01 8 Dunowo 160 OZE EWG Energia Sp. z o.o. 2018-06-30 9 Słupsk Wierzbięcino 240 OZE Green Power Pomorze Sp. z o.o. 2019-03-31 10 Żarnowiec 111 OZE WINDCOM Sp. z o.o. 2014-11-30 11 Krajnik 192 OZE Wiatromill Sp. z o.o. 2015-12-31 12 Puławy 830 KJW Grupa Azoty Zakłady Azotowe Puławy S.A. 2018-06-30 13 Ostrołęka 1000 KJW Elektrownia Ostrołęka S.A. 2017-12-31 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 16 z 79

L.p. Miejsce przyłączenia (SE) Moc, MW Rodzaj instalacji Wnioskodawca Termin przyłączenia wg Umowy 14 Dunowo 250 OZE ENERTRAG-Dunowo Sp. z o.o. 2018-05-31 15 Krajnik 500 OZE ENERTRAG A.G. 2021-02-28 16 Żarnowiec 45 OZE Stigma Sp. z o.o. 2017-11-30 17 Włocławek Azoty 500 KJW 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. 2015-12-04 2016 2015-12-31 20 Słupsk Wierzbięcino 100 OZE EVIVA LĘBORK Sp. z o.o. 2016-10-31 21 Stalowa Wola 422 KJW 22 Olsztyn Mątki 96 OZE Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A. ECO-WIND CONSTRUCTION S.A. 2014-09-30 2016-09-30 23 Mikułowa 300 OZE GEO Sulików Sp. z o.o. 2017-12-30 24 Mikułowa 150 OZE GEO Mikułowa I Sp. z o.o. 2017-12-30 25 Lublin Systemowa 500 KJW GDF SUEZ Energia Polska S.A. 2020-06-30 26 Blachownia 250 OZE Elektrownie Wiatrowe Lubrza Sp. z o.o. 2017-09-07 27 Byczyna 910 KJW TAURON Wytwarzanie S.A. 2016-12-31 28 Gdańsk Błonia 132 OZE Windfarm Polska III Sp. z o.o. 2015-10-15 29 Mikułowa 480 KJW 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. 2019-03-01 2020-03-31 2016-12-07 32 Pelplin 107,425 OZE Radan Nordwind Sp. z o.o. 2016-01-30 33 Gdańsk Błonia 900 KJW EDF Polska S.A. 2020-07-31 34 Kromolice 250 OZE Wind Field Wielkopolska Sp. z o.o. 2019-01-30 35 Stanisławów 250 OZE Wind Field Korytnica Sp. z o.o. 2018-09-30 36 Mikułowa 50 OZE 37 Grudziądz Węgrowo 874 KJW AGRO&EKOPLAN mgr inż. Gustaw Brzyszcz Elektrownia CCGT Grudziądz Sp. z o.o. 2015-12-31 2021-06-30 38 Piła Krzewina 105 OZE Alfa Sp. z o.o. 2017-12-31 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 17 z 79

L.p. Miejsce przyłączenia (SE) Moc, MW Rodzaj instalacji Wnioskodawca Termin przyłączenia wg Umowy 39 Świebodzice 107,5 OZE EWG Udanin Sp. z o.o. 2016-02-29 40 Dobrzeń 150 OZE Altiplano S.A. 2016-06-30 41 Żydowo 166 OZE 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. 2017-10-10 2020-06-30 2017-10-31 2026-05-01 2016-10-31 2016-02-01 47 Ełk Bis 75 OZE Contino Polska Sp. z o.o. 2017-09-11 48 Wielopole 225 OZE Eko Energia Polska Sp. z o.o. 2018-11-05 49 Słupsk Wierzbięcino 1200 OZE Polenergia Bałtyk Sp. z o.o. 2026-09-27 50 Baczyna 120 OZE 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. 2022-12-31 2030-12-31 2021-08-31 53 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. 2015-06-30 57 Adamów 12 ODB Wytwórnia gazów technicznych w Turku 2015-10-15 58 Mory 30 ODB SE Jawczyce 59 Kopanina 130 ODB RE Alloys - huta Rodzaj instalacji: KJW - Konwencjonalna Jednostka Wytwórcza; ODB - odbiorca * - Zwiększenie mocy istniejącej instalacji Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 18 z 79

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. 3.1.1). Zintegrowane planowanie wymaga prowadzenia wielowariantowych analiz o charakterze iteracyjnym dla całej sieci zamkniętej uwzględniającym zmieniające się uwarunkowania systemowe. W okresie poprzedzającym sporządzenie projektu PRSP 2016-2025, PSE wspólnie z poszczególnymi OSD, wykonali poniżej wykazane opracowania koncepcyjne dotyczące warunków pracy sieci zamkniętej na poszczególnych obszarach KSE w perspektywie długoterminowej 2015 2025: 1. Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kv jako sieci zamkniętej dla południa Polski, 2. Ekspertyzy dla Programu Rozwoju Sieci 110 kv oraz sieci przesyłowej dla obszaru wschodniej części KSE, 3. Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kv jako sieci zamkniętej dla Polski Północnej, 4. Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kv jako sieci zamkniętej dla Polski Północno-Zachodniej, 5. Koncepcja pracy sieci przesyłowej NN i dystrybucyjnej 110 kv jako sieci zamkniętej dla południowo zachodniej części Polski. Poza ww. opracowaniami koncepcyjnymi dla poszczególnych obszarów KSE, PSE współpracowały także przy realizacji pracy zleconej przez OSP dotyczącej zasilania aglomeracji warszawskiej pt. Koncepcja uruchomienia na terenie Warszawy dodatkowej stacji 220/110 kv Wschodnia (obecnie Żerań) i połączenia jej z istniejącą siecią 220 i 110 kv oraz ocena zasadności technicznej koncepcji uruchomienia na terenie Warszawy dodatkowej stacji 220/110 kv Wschodnia w aspekcie budowy przez PSE Operator SA stacji 220/110 kv GPZ Siekierki i przyłączenia do niej nowego bloku wytwórczego, Ww. prace koncepcyjne zostały realizowane przez niezależnych ekspertów i uwzględniają uzgodnione przez operatorów założenia dotyczące przewidywanych uwarunkowań systemowych w poszczególnych obszarach determinujących potrzeby rozwoju sieci. Analizy te wyznaczają potencjalne kierunki rozwoju do uwzględnienia w opracowywanych przez Spółki dokumentach planistycznych w zakresie rozbudowy/modernizacji infrastruktury i układów pracy sieci 400, 220 i 110 kv, w szczególności w planach rozwoju. W wyniku zintegrowanego planowania rozwoju sieci zamkniętej NN i 110 kv, OSP i OSD uzgodnili i zawarli bądź są w trakcie zawierania stosownych porozumień w zakresie potrzeb wzmacniania istniejących oraz budowy nowych sprzężeń sieci przesyłowej 400 i 220 kv z siecią 110 kv w celu poprawy pewności zasilania poszczególnych obszarów OSD. Poniżej przedstawiono listę nowych SE NN/110 kv, które wynikają z zawartych porozumień i prowadzonych uzgodnień z OSD. Lista nowych SE wynikająca z zawartych porozumień: 1. SE Ełk Bis (EKB) z transformatorem 400/110 kv, 330 MVA; 2. Siedlce Ujrzanów (SDU) z transformatorem 400/110 kv, 330 MVA; 3. Recław (REC) z transformatorami 220/110 kv, 2x275 MVA; 4. Żydowo Kierzkowo (ZDK) z transformatorem 220/110 kv, 160 MVA; Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 19 z 79

5. Pelplin (PLP) z transformatorem) 220/110 kv, 160 MVA w okresie przejściowym i docelowo z transformatorem 400/110 kv, 450 MVA; 6. Baczyna (BCS) z transformatorem 400/110 kv, 450 MVA; 7. Żydowo Kierzkowo (ZDK) z transformatorem 400/110 kv, 450 MVA. Lista nowych SE wynikająca z prowadzonych uzgodnień: 1. Pomorzany (POM) z transformatorem 220/110 kv, 275 MVA; 2. Żerań (WZE) z transformatorem 220/110 kv, 2x275 MVA; 3. Elbląg (ELS) z transformatorem 400/110 kv, 450 MVA; 4. Wyszków (WYS) z transformatorem 400/110 kv, 330 MVA. Z uwagi na zmieniające się uwarunkowania makroekonomiczne oraz systemowe, które wpływają na czynniki decydujące o potrzebach rozwoju sieci elektroenergetycznej, OSP i OSD planują kontynuacje prac analitycznych i koncepcyjnych w tym zakresie. Do najważniejszych czynników wpływających na zakres rozbudowy sieci przesyłowej i 110 kv można zaliczyć: - zmianę długoterminowej prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną, - urealnienie projektów związanych z budową źródeł konwencjonalnych opartych na węglu kamiennym i brunatnym oraz gazie, - urealnienie projektów związanych z rozwojem OZE, w tym w szczególności farm wiatrowych. Jednocześnie operatorzy systemów dystrybucyjnych, zgodnie z art. 16 ust 6 oraz art. 9c ust 5 ustawy Prawo energetyczne, zobowiązani są do uwzględnia w ich planach rozwoju niniejszego planu rozwoju sporządzonego przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego w tym terminowej realizacji skoordynowanych zadań. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 20 z 79

1961 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 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. 4.1.1. ZEWNĘTRZNE UWARUNKOWANIA GOSPODARCZE KRAJU MAJĄCE WPŁYW NA PROGNOZĘ ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ Popyt na energię elektryczną jest zdeterminowany przez kilka wskaźników, lecz jednym z najbardziej istotnych jest wzrost gospodarczy, opisywany za pomocą zmiennych makroekonomicznych. Rysunek 4.1.1 przedstawia relację pomiędzy zużyciem energii elektrycznej ogółem w kraju a produktem krajowym brutto - PKB w latach 1961-2014 (w cenach stałych 1990 roku). W zaprezentowanym na wykresie ponad 50-letnim okresie, wyodrębniają się trzy cykle wzrostu gospodarczego: do 1978 roku; powolny w latach 1983-1989; stabilny od roku 1992 do 2014 oraz dwa cykle spowolnienia gospodarczego: w latach 1979-1982 oraz krótkotrwały 1990-1991. W przypadku zużycia energii elektrycznej ogółem, okresy spadku oraz wzrostu są zależne od kształtowania się dochodu narodowego. Stały wzrost zużycia energii, w analizowanym okresie, przypada na lata 1961-1980 i 1982-1988 oraz stabilny, choć z rocznymi wahaniami, w przedziale od roku 1997 do 2014. Odnotowane spadki zużycia energii elektrycznej przypadły na kolejne okresy kryzysu ekonomicznego i gospodarczego lat 1981 r., 1989-1992 oraz światowego kryzysu gospodarczego zapoczątkowanego w Stanach Zjednoczonych i recesji gospodarki światowej w 2009 r. 180 160 140 120 Zużycie energii elektrycznej PKB 140 120 100 100 80 80 60 60 40 40 20 20 0 0 Rysunek 4.1.1 Zużycie energii elektrycznej ogółem i produkt krajowy brutto w latach 1961 2014 (źródło: ARE i GUS) L a t a Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 21 z 79

4.1.2. SCENARIUSZE ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ W KRAJU Porównywane w kolejnych podrozdziałach 4.1.2.1. i 4.1.2.2. prognozy zapotrzebowania na energię i moc elektryczną wywodzą się z różnych ośrodków prognostycznych: prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) w horyzoncie do 2040 r., została zlecona do wykonania przez PSE w 2014 r. dla potrzeb opracowania projektu PRSP 2016-2025. Długoterminowe prognozy zapotrzebowania na energię i moc elektryczną zostały opracowane przez firmę PSE Innowacje Sp. z o.o. przy wykorzystaniu ekonometrycznego modelu rozkładu kanonicznego wektora zmiennych losowych. Dla potrzeb tego modelu do obliczeń zostały przyjęte zmienne objaśniające zewnętrzne, w tym: zapotrzebowanie na energię pierwotną i energię elektryczną netto w europejskich krajach OECD oraz zmienne wewnętrzne (krajowe), w tym: wzrost realny PKB czy zmiany liczby ludności Polski. W wyniku wykonanych obliczeń otrzymano trzy scenariusze prognostyczne niski, bazowy, wysoki. Poszczególne scenariusze zróżnicowane są pomiędzy sobą tempem wzrostu zapotrzebowania na moc i energię elektryczną. Ostatecznie do dalszych analiz podażowych przyjęty został scenariusz bazowy prognoz, zarówno na energię elektryczną, jak i moc szczytową. prognoza KAPE w horyzoncie do 2050 r., wykonana w 2013 r. na zlecenie MG. Prognozy te zostały opublikowane w opracowaniu Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2050 roku i są składnikiem w strategicznym dokumencie rządowym MG - projekt Polityka Energetyczna Polski do 2050 r.. prognoza ARE w horyzoncie do 2040 r., zlecona w 2013 r. w ramach cyklicznej działalności PSE. Celem pracy było zaktualizowanie, w oparciu o najnowsze, dostępne dane i prognozy czynników silnie oddziaływujących na poziom popytu na energię elektryczną, prognoz zapotrzebowania na energię i moc z 2011 r. 4.1.2.1. Zapotrzebowanie na energię elektryczną Według danych ARE, w 2014 roku krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną wyniosło 161 253 GWh i było wyższe od zapotrzebowania w 2013 roku o około 0,8%. Od momentu globalnego kryzysu gospodarki światowej z 2009 r., kiedy zużycie energii w Polsce było na poziomie 149 529 GWh, zauważalny jest stały, stabilny wzrost, który w przedziale 2009-2014 wyniósł około 8%. Należy podkreślić, że o ile w światowych gospodarkach odnotowano recesję, o tyle w Polsce nastąpiło jedynie spowolnienie rozwoju, a to dzięki m.in. wysokiemu popytowi wewnętrznemu. Powolny wzrost zużycia energii elektrycznej jest nadal kontynuowany. Poniższy rysunek 4.1.2 przedstawia ścieżkę zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2005-2014. Dynamika zapotrzebowania na energię elektryczną w tym przedziale czasowym była dodatnia, a całkowity wzrost wyniósł około 11%. Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2005 do 2014 wyniósł 1,1%, natomiast od roku 2009 do 2014 1,5%. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 22 z 79

Rysunek 4.1.2 Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2005-2014 (źródło: ARE) Struktura zużycia energii elektrycznej finalnej w podziale na poszczególnych odbiorców w przedziale czasowym 2005-2013 przedstawia rysunek 4.1.3. Od momentu kryzysu z roku 2009 zauważalny jest stały wzrost udziału przemysłu i budownictwa oraz pozostałych odbiorców (usługi i lokale mieszkalne, małe gosp. rolne), natomiast zmniejsza się zużycie energii elektrycznej w transporcie i rolnictwie. LATA 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 0 20 40 60 80 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 4.1.3 Struktura zużycia finalnego energii elektrycznej w kraju w latach 2005-2013 (źródło: ARE) Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 23 z 79

TWh Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. Przebieg prognoz zapotrzebowania na energię elektryczną do 2025 r. został zaprezentowany na rysunku 4.1.4. Porównanie obejmuje trzy prognozy PSE Innowacje (scenariusz bazowy), KAPE, ARE. 200,0 190,0 180,0 170,0 160,0 prognoza ARE prognoza KAPE prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) 150,0 2015 2020 2025 L a t a Rysunek 4.1.4 Porównanie prognoz zapotrzebowania na energię elektryczną do 2025 r. (źródło: PSE, KAPE) Prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) charakteryzuje się średniorocznym wzrostem w latach 2015-2025 1,5% (począwszy od 163 TWh w roku 2015) natomiast przyrost zapotrzebowania na energię w tych latach wynosi 17%, osiągając w 2025 r. poziom 190 TWh. Natomiast krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną w prognozie KAPE, charakteryzuje się średniorocznym wzrostem w latach 2015-2025 w tempie 1,6% (począwszy od 159 TWh w roku 2015) osiągając w 2025 r. poziom 187 TWh. Planowany wzrost popytu na energię w latach 2015-2025 wynosi 18%. W prognozie ARE średnioroczne zapotrzebowanie na energię elektryczną w latach 2015-2025 wynosi około 1,4% (począwszy od 162 TWh w roku 2015) osiągając w roku 2025 poziom zapotrzebowania 186 TWh. Wzrost w tych latach wynosi 15% i w porównaniu do prezentowanych na rysunku 4.1.4 pozostałych prognoz jest niższe o około 1 TWh od prognozy KAPE i 4 TWh od prognozy PSE Innowacje (scenariusz bazowy). 4.1.2.2. Zapotrzebowanie na moc elektryczną W 2014 roku maksymalne zapotrzebowanie na moc elektryczną wystąpiło w dniu 29 stycznia o godz. 17.15 i wyniosło 25 535 MW i było wyższe o 3,1% od zapotrzebowania z roku 2013. Dotychczas maksymalne zapotrzebowanie na moc elektryczną wystąpiło w dniu 7 lutego 2012 roku o godz. 17.30 i wyniosło 25 845 MW. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 24 z 79

Przebieg zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie zimowym i letnim [MW] Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. Rysunek 4.1.5 Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na moc szczytową w latach 2005-2014 (źródło: ARE) Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc szczytową w latach 2005-2014 wyniósł 0,9%, natomiast w latach 2009-2013 - 0,8%. Zmienność zapotrzebowania na moc szczytową, prezentuje powyższy rysunek 4.1.5. Wzrost zapotrzebowania na moc w latach 2005-2014 wynosi około 9%, natomiast w latach 2009-2014 około 4%. W ostatnich latach zauważalna jest tendencja szybszego wzrostu wartości szczytu letniego niż zimowego, co prezentuje rysunek 4.1.6. Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc w szczycie letnim w latach 2005-2014 wyniósł 1,5% a wzrost w tym okresie 15%. 28 000 26 000 24 000 22 000 20 000 18 000 16 000 Zima Lato 14 000 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 L a t a Rys. 4.1.6 Przebieg zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie zimowym i letnim w latach 1997-2014 (źródło: ARE, PSE) Szczyt letni zazwyczaj przypada w dzień roboczy, w okolicach godziny 13, przy długotrwałych, upalnych temperaturach, kiedy duża liczba odbiorców korzysta z urządzeń klimatyzacyjnych Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 25 z 79

GW Korelacja szczytu letniego do zimowego w latach 2005-2013 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 2005-2014 średnia z wartości udziału szczytu letniego do szczytu rocznego wynosi około 0,83. Rysunek 4.1.7 przedstawia trend współczynnika przyrostu mocy szczytu letniego w stosunku do przyrostu mocy szczytu zimowego w latach 2005-2014. 0,9000 0,8500 0,8000 0,7500 0,7000 0,6500 0,6000 0,5500 szczyt letni / szczyt zimowy Log. (szczyt letni / szczyt zimowy) 0,5000 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 L a t a Rysunek 4.1.7 Wartości udziału szczytu letniego zapotrzebowania KSE na moc elektryczną w szczycie rocznym w latach 2005-2014 (źródło: ARE, PSE) Według danych PSE rekordowe zapotrzebowanie na moc w szczycie letnim w KSE wystąpiło 30 lipca 2014 r. o godzinie 13.15 i wyniosło 21 804 MW. W związku z zachowaną tendencją szybkiego wzrostu zapotrzebowania na moc w szczycie letnim w przeszłości, obecnie zakłada się powolne ale stopniowe wygaszanie tego trendu. Na rysunku 4.1.8 zostały przedstawione prognozy zapotrzebowania na moc szczytową w perspektywie do 2025 r., według - PSE Innowacje (scenariusz bazowy), KAPE i ARE. 32 30 28 26 prognoza ARE 24 22 prognoza KAPE prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) 2015 2020 2025 L a t a Rysunek 4.1.8 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 2016 2025 Strona 26 z 79

Prognoza PSE Innowacje (scenariusz bazowy) w latach 2015-2025 charakteryzuje się średniorocznym wzrostem około 1,7%. Przyrost zapotrzebowania na moc w analizowanym przedziale lat wynosi 18%, osiągając w 2025 r. poziom około 30 GW. W prognozie KAPE średnioroczny wzrost w latach 2015-2025 utrzymuje się w tempie 1,8%, osiągając w 2025 r. poziom 31 GW. Planowany wzrost w latach 2015-2025 to około 19%. W prognozie ARE średnioroczne zapotrzebowanie na moc szczytową w latach 2015-2025 wynosi 1,2%. Wzrost w latach 2015-2025 jest na poziomie 13% i osiąga wartość około 29 GW. Różnice pomiędzy prognozą ARE w 2025 r. wynosi około 1 GW względem prognozy PSE Innowacje (scenariusz bazowy) i 2 GW do prognozy KAPE. 4.1.3. PRZEWIDYWANY ZAKRES DOSTARCZANIA ENERGII I PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC Dla potrzeb PRSP 2016-2025 do planowania rozwoju sieci przesyłowej zostały przyjęte prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną i moc szczytową PSE Innowacje (scenariusz bazowy). Poniżej podano podstawowe parametry tych prognoz. 4.1.3.1. Prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną wyrażona w wartościach bezwzględnych, która została przyjęta do analiz przy budowie PRSP 2016-2025 została przedstawiona w poniższej tabeli 4.1.1. Tabela 4.1.1 Prognoza wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną dla potrzeb budowy PRSP 2016-2025 LATA 2005 2010 2015 2016 2020 2025 PSE Innowacje 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 2015-2025 wynosi 1,5%, natomiast wzrost w tej dziesięciolatce to około 17%. 4.1.3.2. Prognozy zapotrzebowania na moc elektryczną Ścieżka wzrostu zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie rocznym, wyrażona w wartościach bezwzględnych, która została przyjęta do analiz przy budowie PRSP 2016-2025 przedstawia poniższa tabela 4.1.2. Tabela 4.1.2 Prognoza wzrostu zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie rocznym dla potrzeb budowy PRSP 2016-2025 LATA 2005 2010 2015 2016 2020 2025 PSE Innowacje GW (scenariusz bazowy) 23,5 25,4 25,7 26,2 28,0 30,3 Średnioroczny wzrost zapotrzebowania na moc szczytową w latach 2015-2025 wynosi 1,7%, osiągając w 2025 r, poziom 30,3 GW. W poniższej tabeli 4.1.3 przedstawiono prognozowane wartości bezwzględne zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie letnim w latach 2015-2025. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 27 z 79

Tabela 4.1.3 Prognoza wzrostu zapotrzebowania na moc elektryczną w szczycie letnim dla potrzeb budowy PRSP 2016-2025 LATA 2005 2010 2015 2016 2020 2025 PSE Innowacje GW (scenariusz bazowy) 19,0 20,6 22,1 22,7 24,8 27,5 Wzrost zapotrzebowania na moc elektryczną w przedziale lat 2015-2025 to około 24%. Przyrost zapotrzebowania w szczycie letnim jest szybszy w porównaniu do szczytu rocznego. Dla szczytu letniego średnioroczny wzrost wynosi 2,0% a dla szczytu rocznego 1,7%. 4.2. WARIANTY POKRYCIA PROGNOZOWANEGO ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ I MOC ELEKTRYCZNĄ NA LATA 2015 2025 Wariantowe oceny możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc przeprowadzono dla okresów miesięcznych, natomiast wariantowe oceny możliwości pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną przeprowadzono dla okresów rocznych. Oceny zostały wykonane dla lat 2015 2025. 4.2.1. METODYKA ANALIZ BILANSOWYCH Dla oceny możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc w perspektywie roku 2025 sporządzone zostały bilanse mocy w układzie miesięcznym. Bilanse te sporządzono zgodnie z zasadami PKR. Podstawowe założenia metodyczne określające zasady opracowywania PKR są następujące: bilans wykonywany jest dla wartości średniomiesięcznych szczytów zapotrzebowania na moc z dni roboczych. Wszystkie wartości ujęte w bilansie (ubytki, moce dyspozycyjne, obciążenie i zapotrzebowanie) są wartościami średniomiesięcznymi dla dni roboczych, do pokrycia średniomiesięcznego szczytowego zapotrzebowania na moc przyjmowane jest 10 % mocy osiągalnej farm wiatrowych. Współczynnik ten wyznaczono na podstawie danych statystycznych dotyczących faktycznego wykorzystania zdolności wytwórczych farm wiatrowych biorąc pod uwagę fakt, że dyspozycyjność źródeł wiatrowych jest silnie uzależniona od bieżących warunków atmosferycznych i charakteryzuje się dużą zmiennością oraz małą przewidywalnością w długim horyzoncie czasowym. Parametrem kryterialnym do oceny wymaganego poziomu bezpieczeństwa pracy KSE w horyzoncie długoterminowym jest nadwyżka mocy dyspozycyjnej dostępna dla OSP ponad prognozowane krajowe zapotrzebowanie na moc. Wymagana nadwyżka mocy dyspozycyjnej dostępna dla OSP w przypadku rocznych okresów planistycznych (zgodnie zapisami IRiESP), zatwierdzonej przez Prezesa URE wynosi 18% uśrednionego miesięcznego zapotrzebowania na moc szczytową z dni roboczych. Dane do analiz w zakresie mocy źródeł wytwórczych pozyskano w wyniku przeprowadzonej w końcu 2014 r. ankietyzacji krajowych przedsiębiorstw wytwórczych i inwestorów planujących budowę nowych jednostek. W analizach zaprezentowano dwa warianty pokrycia zapotrzebowania na moc szczytową i energię elektryczną. W każdym z wariantów wyróżniono dwie składowe: stałą i zmienną. Składowa stała identyczna dla każdego wariantu zawiera: Prognozy średniomiesięcznego szczytowego zapotrzebowania na moc czynną oraz roczną prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną; Harmonogram zmian mocy osiągalnej oraz planowaną produkcję energii elektrycznej: Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 28 z 79

- istniejących jednostek wytwórczych w elektrowniach zawodowych z uwzględnieniem zmian w wyniku modernizacji i planowanych wycofań, - elektrociepłowni zawodowych, - elektrociepłowni przemysłowych i źródeł rozproszonych, - elektrowni szczytowo pompowych, - elektrowni jądrowych, - źródeł energetyki odnawialnej (OZE). Składowa zmienna różnicuje warianty pod kątem mocy osiągalnych nowych, systemowych jednostek wytwórczych planowanych do budowy przez przedsiębiorstwa wytwórcze lub wymaganych z powodów bilansowych. W analizach uwzględniono i zaprezentowano dwa warianty rozwoju systemowych konwencjonalnych źródeł wytwórczych: wariant realistyczny uwzględniający jednostki wytwórcze w budowie lub dla których rozstrzygnięto postępowanie przetargowe na realizację inwestycji, wariant wymagany uwzględniający jednostki wytwórcze z wariantu realistycznego oraz dodatkową moc niezbędną do utrzymania na wymaganym poziomie dostępnej dla OSP mocy dyspozycyjnej w całym okresie planistycznym. 4.2.2. WIELKOŚĆ ZDOLNOŚCI WYTWÓRCZYCH SKŁADOWA STAŁA BILANSÓW POKRYCIA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ Składowa stała obejmuje prognozy mocy osiągalnych oraz produkcji energii elektrycznej dla poszczególnych rodzajów jednostek wytwórczych, które są identyczne dla rozpatrywanych wariantów. JWCD cieplne Prognozę zmian mocy osiągalnej (z uwzględnieniem planowanych wycofań i modernizacji zwiększających moc zainstalowaną) oraz prognozę produkcji energii elektrycznej w istniejących dalej JWCD cieplnych przedstawiono w tabeli 4.2.1. Tabela 4.2.1 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w istniejących JWCD cieplnych w latach 2015 2025 Rok 2015 2020 2025 Moc osiągalna JWCD cieplne MW 23 459 20 262 20 262 Produkcja energii elektrycznej GWh 115 580 112 728 113 140 W tabeli 4.2.2 przedstawiono skumulowane wartości wycofań mocy jednostek JWCD cieplnych. Tabela 4.2.2 Skumulowane wielkości wycofań mocy w istniejących JWCD cieplnych w latach 2015 2025 Rok 2015 2020 2025 Skumulowane wycofania JWCD cieplnych MW - 3 438 3 438 njwcd z grupy istniejących EC zawodowych Prognozę zmian mocy osiągalnej (z uwzględnieniem planowanych wycofań) oraz prognozę produkcji energii elektrycznej jednostek njwcd z grupy elektrociepłowni zawodowych przedstawiono w tabeli Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 29 z 79

4.2.3. W tabeli 4.2.4 przedstawiono planowane wycofania mocy w źródłach njwcd istniejących, natomiast w tabeli 4.2.5 zaprezentowano sumaryczne zestawienie mocy jednostek njwcd planowanych do budowy oraz prognozę produkcji energii elektrycznej dla tych jednostek. Tabela 4.2.3 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w njwcd z grupy istniejących elektrociepłowni zawodowych w latach 2015 2025 Moc osiągalna njwcd z grupy istniejących EC zawodowych Rok 2015 2020 2025 MW 6 557 5 435 5 136 Produkcja energii elektrycznej GWh 25 889 21 681 20 858 Tabela 4.2.4 Skumulowane wielkości wycofań mocy w njwcd z grupy istniejących elektrociepłowni zawodowych w latach 2015 2025 Skumulowane wycofania njwcd z grupy EC zawodowych Rok 2015 2020 2025 MW - 1 122 1 421 Tabela 4.2.5 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w njwcd z grupy nowych elektrociepłowni zawodowych w latach 2015 2025 Moc osiągalna njwcd z grupy nowych EC zawodowych Rok 2015 2020 2025 MW 0 821 844 Produkcja energii elektrycznej GWh 0 4 685 4 830 njwcd z grupy elektrociepłowni przemysłowych Harmonogram zmian mocy osiągalnej njwcd z grupy elektrociepłowni przemysłowych został przedstawiony w tabeli 4.2.6. Przyjęto utrzymanie stałego poziomu mocy i produkcji energii elektrycznej w zakresie obiektów węglowych. Założono ponadto, że przyrost mocy odbywał się będzie w oparciu o źródła gazowe. Prognozę produkcji energii elektrycznej dla EC przemysłowych opracowano na podstawie statystyki ARE. Tabela 4.2.6 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w njwcd z grupy elektrociepłowni przemysłowych w latach 2015 2025 Moc osiągalna njwcd z grupy EC przemysłowych Rok 2015 2020 2025 MW 1 703 2 008 2 010 Produkcja energii elektrycznej GWh 7 422 8 343 8 351 Farmy wiatrowe Harmonogram zmian mocy osiągalnej FW jest zgodny z wynikami przeprowadzonych w PSE analiz stanu bezpieczeństwa pracy KSE opracowanych dla wyznaczenia maksymalnego wolumenu mocy FW możliwej do przyłączenia do krajowego systemu. W prognozie uwzględniono rozwój zarówno lądowych jak i morskich farm wiatrowych. Zgodnie z założeniem analizy przyjęto, że do pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc wykorzystane zostanie 10 % mocy osiągalnej farm wiatrowych. W zakresie prognozy produkcji energii elektrycznej założono, że roczny czas wykorzystania mocy farm lądowych jest na poziomie 1900 h (średni statystyczny czas wykorzystania dla roku 2013 wyliczony zgodnie z danymi pomiarowymi OSP) a dla farm morskich przyjęto czas wykorzystania Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 30 z 79

równy 3000 h. Prognoza zmian mocy osiągalnej FW oraz produkcji energii elektrycznej została przedstawiona w tabeli 4.2.7. Tabela 4.2.7 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w njwcd z grupy FW w latach 2015 2025 Rok 2015 2020 2025 Moc osiągalna njwcd z grupy FW MW 4 533 8 900 10 000 Produkcja energii elektrycznej GWh 8 231 16 660 19 425 Źródła fotowoltaiczne Harmonogram rozwoju źródeł fotowoltaicznych (dalej PV) przyjęto zgodnie ze scenariuszem planowanym do zamieszczenia w nowej Polityce energetycznej dla Polski do 2050 roku. W analizach przyjęto, że pokrycie zapotrzebowania szczytowego na moc przez te źródła odbywało będzie się jedynie w okresie maj sierpień. Dla tych miesięcy określono udział mocy osiągalnej PV w szczycie obciążenia na poziomie ok 50%. W pozostałych miesiącach godzina występowania dobowego szczytu zapotrzebowania na moc leży poza zakresem czynnej pracy PV i dla tych miesięcy w analizach bilansowych nie uwzględniono generacji w tych źródłach. W zakresie produkcji energii elektrycznej założono roczny czas wykorzystania mocy źródeł PV na poziomie ok. 1000 h. Prognoza zmian mocy osiągalnej PV oraz produkcji energii elektrycznej została przedstawiona w tabeli 4.2.8. Tabela 4.2.8 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w njwcd z grupy PV w latach 2015 2025 Rok 2015 2020 2025 Moc osiągalna njwcd z grupy PV MW 25 175 600 Produkcja energii elektrycznej GWh 25 175 600 Źródła na biomasę i biogaz Harmonogram rozwoju źródeł na biomasę i biogaz opracowano na podstawie informacji uzyskanych w badaniu ankietowym przeprowadzonym u wytwórców energii elektrycznej w 2014 roku oraz zgodnie ze średnim wzrostem tych źródeł w latach 2011 2013. Sumaryczna moc tych źródeł jest zgodna ze scenariuszem planowanym do zamieszczenia w nowej Polityce energetycznej dla Polski do 2050 roku. W zakresie prognozy produkcji energii elektrycznej założono, że roczny czas wykorzystania mocy źródeł na biomasę i biogaz jest na poziomie 5300 h (średni statystyczny czas wykorzystania mocy dla roku 2013). Prognoza zmian mocy osiągalnej źródeł na biomasę i biogaz oraz produkcji energii elektrycznej została przedstawiona w tabeli 4.2.9. Tabela 4.2.9 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w njwcd z grupy źródeł na biomasę i biogaz w latach 2015 2025 Moc osiągalna njwcd z grupy el. na biomasę i biogaz Rok 2015 2020 2025 MW 842 894 1 234 Produkcja energii elektrycznej GWh 4 438 4 718 6 523 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 31 z 79

Elektrownie szczytowo-pompowe Przyjęto utrzymanie obecnego potencjału JWCD z grupy ESP. W zakresie produkcji energii elektrycznej przyjęto utrzymanie wytwarzania na poziomie roku 2013. Prognoza zmian mocy osiągalnej JWCD z grupy ESP oraz produkcji energii elektrycznej została przedstawiona w tabeli 4.2.10. Tabela 4.2.10 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w JWCD z grupy ESP w latach 2015 2025 Rok 2015 2020 2025 Moc osiągalna JWCD z grupy ESP MW 1 696 1 696 1 696 Produkcja energii elektrycznej GWh 558 558 558 Elektrownie wodne przepływowe W zakresie elektrowni wodnych przepływowych przyjęto przyrosty mocy zgodnie ze scenariuszem planowanym do zamieszczenia w nowej Polityce energetycznej dla Polski do 2050 roku. W zakresie produkcji energii elektrycznej założono, że dla źródeł istniejących utrzymana będzie produkcja z roku 2013, a dla jednostek nowych założono roczny czas wykorzystania mocy na poziomie 3900 h (średni statystyczny czas wykorzystania mocy dla roku 2013). Prognoza zmian mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej njwcd z grupy elektrowni wodnych przepływowych została przedstawiona w tabeli 4.2.11. Tabela 4.2.11 Prognoza mocy osiągalnej oraz produkcji energii elektrycznej w njwcd z grupy elektrowni wodnych przepływowych w latach 2015 2025 Moc osiągalna njwcd z grupy el. wodnych przepływowych Rok 2015 2020 2025 MW 670 700 725 Produkcja energii elektrycznej GWh 2 485 2 603 2 701 Energetyka jądrowa Zgodnie z przeprowadzoną w 2014 roku ankietyzacją, PGE S.A. przekazało zmodyfikowany, w stosunku do Programu Polskiej Energetyki Jądrowej, scenariusz uruchomienia pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Zgodnie z nim PGE S.A. planuje uruchomienie pierwszego bloku o mocy z zakresu (700-1650) MW w 2029 roku. Zapotrzebowanie szczytowe na moc W analizach przyjęto, że zapotrzebowanie szczytowe zimowe przypada w miesiącu styczniu natomiast zapotrzebowanie szczytowe letnie w lipcu. SKŁADOWA ZMIENNA BILANSÓW POKRYCIA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC Zgodnie z informacją zamieszczoną w rozdziale 4.2.1, warianty analiz różnią się wielkością mocy nowych JWCD cieplnych. W analizach uwzględniono dwa warianty rozwoju tych źródeł. Poniżej zamieszczono krótką charakterystyką każdego z wariantów. W zakresie jednostek wytwarzających energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem (njwcd z grupy elektrociepłowni zawodowych) planowanych przez inwestorów do budowy w latach 2015 2025 nie dokonywano oceny ich realizacji. Sumaryczna moc tych jednostek jest niższa od planowanych wycofań w elektrociepłowniach istniejących, dlatego też założono, że z powodu konieczności odbudowy mocy z uwagi na wymagania ciepłownicze inwestycje te zostaną zrealizowane. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 32 z 79

Wariant realistyczny Wariant realistyczny zaprezentowany w tabeli 4.2.12 dotyczy nowych JWCD cieplnych, które znajdują się aktualnie w trakcie budowy lub dla których zakończono postępowanie przetargowe i podpisano umowę na realizację prac budowlanych. W zakresie tego wariantu przedstawiono terminy oddania do eksploatacji zgodne z deklaracjami inwestorów otrzymanymi w ramach badania ankietowego. Tabela 4.2.12 Wariant realistyczny nowych źródeł systemowych (JWCD) przyjęty do analiz bilansu pokrycia zapotrzebowania na moc Inwestor Lokalizacja Termin realizacji Moc [MW] PKN Orlen S.A. Włocławek 2.2016 473 TAURON Wytwarzanie S.A. Stalowa Wola 5.2016 467 ENEA Wytwarzanie S.A. Kozienice 7.2017 1 075 PKN Orlen S.A. Płock 12.2017 596 PGE GiEK S.A. Opole 5 8.2018 900 TAURON Wytwarzanie S.A. Jaworzno 4.2019 910 PGE GiEK S.A. Opole 6 4.2019 900 PGE GiEK S.A. Turów 9.2019 496 Moc razem 5 817 Wariant wymagany W wariancie wymaganym uwzględniono nowe JWCD cieplne ujęte w wariancie realistycznym oraz dodatkową moc niezbędną do utrzymania odpowiedniego poziomu dostępnej dla OSP mocy dyspozycyjnej w całym okresie planistycznym. Założono, że moc ta będzie sukcesywnie oddawana do eksploatacji w okresie 2020 2025 w miarę narastających potrzeb będących efektem planowanych wycofań istniejących mocy wytwórczych i prognozowanego wzrostu zapotrzebowania. 4.3. BILANS MOCY, REZERWA MOCY, OPERATORSKIE ŚRODKI ZARADCZE 4.3.1. WARIANT REALISTYCZNY W tabeli 4.3.1 przedstawiono bilans mocy dla wariantu realistycznego bez uwzględnienia środków zaradczych poprawy bilansu możliwych do zastosowania przez OSP. Zaprezentowane wyniki i dane liczbowe odnoszą się do stycznia i lipca, dla których prognozowane jest wystąpienie szczytu zimowego i letniego na moc. Pozycje 1 5 przedstawiają zmiany mocy osiągalnych źródeł wytwórczych, pozycje 6 10 zmiany mocy dyspozycyjnych tych źródeł uwzględniające planowe ubytki mocy. W pozycjach 11 i 12 przedstawiono wartości prognozy zapotrzebowania na moc szczytową oraz moc szczytową średniomiesięczną z dni roboczych. Zapotrzebowanie szczytowe średniomiesięczne z dni roboczych jest podstawą do wyznaczenia kryterium bezpieczeństwa systemu. Wynik bilansu mocy przedstawiony jest w pozycjach 13 15, przy czym dwie pierwsze wielkości to wymagana przez OSP rezerwa mocy i rezerwa dostępna, natomiast w ostatniej różnica pomiędzy tymi wielkościami. Dla różnicy tej (pozycja 15) wartości mniejsze od zera przedstawiają niedobór wymaganego poziomu rezerwy mocy. Na rysunku 4.3.1 przedstawiono interpretację Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 33 z 79

graficzną wyniku bilansu mocy dla wszystkich miesięcy w poszczególnych latach, przy czym wynika z nich, że największe problemy bilansowe nie dotyczą miesięcy szczytowego zapotrzebowania, lecz występują w okresie jesiennym, głównie we wrześniu. Tabela 4.3.1 Bilans mocy dla wariantu realistycznego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego prognozy zapotrzebowania na moc bez środków zaradczych OSP [MW] Lp. Wyszczególnienie 2015 2020 2025 I VII I VII I VII 1 Moc osiągalna JWCD 25155 25155 27775 27775 27775 27775 2 Moc osiągalna njwcd (bez FW i PV) 9748 9761 9789 9826 9930 9941 3 Moc osiągalna njwcd - FW 3836 4176 8182 8573 9908 9958 4 Moc osiągalna njwcd - PV 15 20 148 163 522 565 5 Moc osiągalna JWCD i njwcd 38753 39112 45893 46337 48135 48238 6 Moc dyspozycyjna JWCD 23248 21977 25683 24485 25683 24485 7 Przewidywane obciążenie njwcd (bez FW i PV) 5761 2904 5707 2934 5695 3029 8 Przewidywane obciążenie njwcd - FW 384 418 818 857 991 996 9 Przewidywane obciążenie njwcd - PV 0 11 0 87 0 303 10 Moc dyspozycyjna dostępna dla OSP 29392 25309 32208 28363 32369 28813 11 Zapotrzebowanie na moc szczytową 25700 22100 28000 24800 30300 27500 12 Zapotrzebowanie na moc szczytową średniomiesięczne z dni roboczych 24461 21361 26650 23971 28839 26580 13 Wymagana przez OSP nadwyżka mocy 4403 3845 4797 4315 5191 4784 14 Nadwyżka mocy dostępna dla OSP 4931 3948 5558 4393 3529 2232 15 Niedobór (-) / nadmiar (+) wymaganej nadwyżki mocy 528 104 761 78-1662 -2552 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 34 z 79

MW Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. 11000 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0-1000 I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025-2000 -3000-4000 -5000-6000 -7000 Nadmiar wymaganej nadwyżki mocy Niedobór wymaganej nadwyżki mocy Wymagana przez OSP nadwyżka mocy Nadwyżka mocy dostępna dla OSP Rys. 4.3.1 Wynik bilansu mocy dla wariantu realistycznego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego prognozy zapotrzebowania na moc bez środków zaradczych OSP W wariancie realistycznym bez środków zaradczych OSP przy prognozowanym na lata 2015 2025 średniorocznym wzroście zapotrzebowania na moc w wysokości 1,7% dla szczytu zimowego oraz 2,0% dla szczytu letniego, wielkość wymaganej i dostępnej dla OSP nadwyżki mocy w powyższym okresie można scharakteryzować w następujący sposób: W drugiej połowie 2015 roku oraz w całym okresie 2016 2018 występują niedobory wymaganej nadwyżki mocy osiągające maksymalne wartości w miesiącu wrześniu. Maksymalny poziom tych niedoborów zmienia się w przedziale 1500 2500 MW, przy czym najgorsza sytuacja bilansowa występuje we wrześniu 2016 r. W związku z zakończeniem procesu uruchamiania nowych jednostek wytwórczych objętych wariantem realistycznym od grudnia 2018 r. do połowy 2021 r. utrzymywany będzie poziom nadwyżki mocy na odpowiednim poziomie. Od drugiej połowy 2021 roku do końca okresu objętego analizą (2025) obserwowane jest sukcesywne pogorszenie sytuacji bilansowej systemu. We wrześniu 2025 wielkość niedoboru wymaganej nadwyżki mocy dochodzi do 3500 MW. Realizacja inwestycji tylko w zakresie jednostek wytwórczych ujętych w wariancie realistycznym, przy zakładanym poziomie wycofań w źródłach istniejących pozwala na utrzymanie rezerwy mocy w systemie na wymaganym poziomie tylko w krótkim, około trzy letnim przedziale czasowym 2019 2021, nie rozwiązując problemu niedoboru mocy w okresach 2015 2018 i od drugiej połowy 2021 do końca horyzontu analitycznego. Identyfikując możliwość wystąpienia niedoborów nadwyżki mocy dostępnej dla OSP, PSE podjęły działania, zmierzające do pozyskania dodatkowych środków poprawy bilansu mocy. Wśród nich można wyróżnić podstawowe środki zaradcze oraz bieżące operatorskie środki zaradcze. Podstawowe operatorskie środki zaradcze Duży ubytek mocy związany z wycofywaniem bloków z eksploatacji, szczególnie istotny dla bilansów mocy w latach 2016 2017 spowodował, że PSE podjęły działania w celu określenia możliwości przedłużenia pracy jednostek planowanych do wycofania w postaci zakupu usługi RIZ na okres 2016 2017 z opcją przedłużenia do roku 2019. Sumaryczna moc jednostek wytwórczych w ramach powyższej usługi to 830 MW i dotyczy: PGE S.A. dla bloków 1 i 2 w Elektrowni Dolna Odra oraz Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 35 z 79

TAURON S.A. dla bloków 3 i 6 w Elektrowni Siersza i bloku 8 w Elektrowni Stalowa Wola. W prezentowanym dalej bilansie mocy założono wykorzystanie pełnego potencjału usługi RIZ planowanej do zakupienia przez OSP w okresie 2016 2019. Innym narzędziem poprawiającym sytuację w systemie energetycznym jest usługa DSR świadczona przez odbiorców na rzecz OSP. W 2014 r. w konsekwencji przeprowadzonych przetargów publicznych zawarto łącznie 8 umów na świadczenie usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP. Łączny wolumen pozyskany w ramach tych umów objął 147 MW. Umowy te zostały podpisane z PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. oraz z firmą Enspirion Sp. z o.o., która pełni rolę agregatora usług świadczonych przez kilkudziesięciu odbiorców. Udział w przetargu nowego podmiotu, którym jest agregator, wskazuje na wystąpienie nowego modelu biznesowego, który potwierdza istnienie na rynku potencjału redukcji, który może być wykorzystany nie tylko do celów bilansowania na potrzeby OSP ale również na potrzeby przedsiębiorstw obrotu, czy w przyszłości również OSD. Planowane są również działania w celu pozyskania większego wolumenu tej usługi. W zaprezentowanym bilansie mocy przyjęto w roku 2015 możliwość obniżenia zapotrzebowania szczytowego o 147 MW a od roku 2016 o 200 MW z tytułu wdrożenia usługi DSR. Bieżące operatorskie środki zaradcze Bieżące operatorskie środki zaradcze poprawy bilansu wykorzystane są przez OSP w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa pracy KSE. Wykorzystanie tych działań jest ograniczone czasowo i bardzo niepewne, gdyż wynika z aktualnej sytuacji w systemie polskim i sąsiednich systemach połączonych z KSE. Do bieżących operatorskich środków zaradczych zaliczane są: Korekta pola remontowego JWCD - odpowiednia zmiana harmonogramu remontów Przebieg krzywej bilansu mocy dla poszczególnych miesięcy wskazuje na możliwość uzyskania pozytywnego efektu poprzez przesunięcie remontów z miesięcy letnich. Dotyczy to przede wszystkim okresu, kiedy deficyt rezerw mocy dotyka tylko wybranych miesięcy. Potencjalne efekty można szacować na ok. 200 MW. Uruchomienie rezerw mocy w jednostkach njwcd W celu zapewnienia ciągłości i niezawodności dostaw energii elektrycznej, OSP zarządza ograniczeniami systemowymi, m.in. poprzez zakup usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych. Usługa ta służy do zapewnienia minimalnych, niezbędnych z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy KSE, wielkości generacji mocy czynnej oraz mocy biernej w poszczególnych miejscach sieci (węzłach lub obszarach skupiających określone węzły), z wykorzystaniem jednostek njwcd. W celu skutecznej i efektywnej realizacji zadań w zakresie zarządzania ograniczeniami systemowymi, OSP zawiera umowy o świadczenie usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych z wytwórcami, których jednostki muszą produkować energię w ilościach zdeterminowanych przez względy bezpieczeństwa funkcjonowania KSE. Umowy o świadczenie usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych zapewniają wymaganą z punktu widzenia bieżącego bezpieczeństwa KSE dyspozycyjność określonych jednostek wytwórczych. W grudniu 2013 r. wszczęte zostały postępowania na świadczenie usługi dyspozycyjności jednostek wytwórczych. Obecnie trwają negocjacje z tymi wytwórcami zmierzające do ustalenia warunków świadczenia usług. Dodatkowo przeprowadzono prace w zakresie oszacowania wielkości dostępnych rezerw mocy w elektrociepłowniach przemysłowych. Pozytywne wyniki tych analiz pozwoliły OSP na wszczęcie postępowań i podjęcie negocjacji w celu zapewnienia dostępu do dodatkowych rezerw mocy, z których OSP będzie mógł skorzystać w przypadku braku wystarczających rezerw mocy do zbilansowania KSE. Poziom mocy dyspozycyjnej w jednostkach njwcd określa się na podstawie mocy zainstalowanej w tych źródłach oraz średniego obciążenia. PSE uwzględniają źródła njwcd w wykonywanych bilansach mocy. Jednakże na podstawie doświadczeń lat ubiegłych, wielkość dodatkowej mocy, możliwej do pozyskania przez OSP z jednostek njwcd wynosi ok. 300 MW. Ta dodatkowa wielkość mocy możliwej do pozyskania przez OSP traktowana jest jako bieżący operatorski środek zaradczy. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 36 z 79

Okresowa praca z przeciążeniem. Usługa ta jest świadczona na rzecz OSP przez zdolne do takiej pracy (JGWa). Praca z przeciążeniem polega na prowadzeniu ruchu JGWa z obciążeniem powyżej jej mocy osiągalnej. Jest ona kontraktowana w ramach porozumień w sprawie warunków świadczenia usług systemowych, które stanowią wyodrębnioną część umów o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej. Ze względu na stosunkowo niewielki wolumen mocy dostępnej obecnie dla OSP w ramach świadczonej usługi praca z przeciążeniem (ok. 100 MW), OSP rozważa zmianę zasad jej nabywania tak, by zachęcić wytwórców do jej świadczenia na rzecz OSP w szerszym zakresie. Operatorski import energii OSP zawarł z zagranicznymi operatorami systemów elektroenergetycznych umowy, które pozwalają w szczególnych przypadkach, po wykorzystaniu wszystkich środków dostępnych w kraju, na operatorski import energii. Można zakładać, że na podstawie tego typu umów, PSE mogą uzgodnić w trybie operatorskim dostawy mocy na poziomie do 300 MW, jednakże dostępność tego typu pomocy jest przede wszystkim bardzo ograniczona ilościowo oraz obarczona dużym ryzykiem braku dostępności niezbędnej mocy w systemach sąsiednich (np. niekorzystne warunki pogodowe powodujące problemy bilansowe mają przeważnie szerszy zasięg obszarowy). Import mocy Pewnym zabezpieczeniem poprawy sytuacji bilansowej może być również możliwość wykorzystania transgranicznych zdolności przesyłowych, głównie przy wykorzystaniu istniejących połączeń ze Szwecją, Ukrainą, a także Niemcami (po uruchomieniu przesuwników fazowych) oraz po wybudowaniu nowego połączenia z Litwą. Należy jednak podkreślić, że wymiana mocy na połączeniach transgranicznych dokonywana jest w oparciu o mechanizmy rynkowe. Ponadto należy mieć na uwadze, że w przypadku wystąpienia problemów bilansowych w naszym kraju, Polska nie miałaby żadnych gwarancji, że kraje sąsiednie będą posiadały odpowiednie nadwyżki mocy wytwórczych, które mogłyby zostać przesłane do Polski. Z tego powodu długoterminowe analizy bilansowe, w opinii OSP, powinny zakładać samowystarczalność kraju w zakresie pokrycia zapotrzebowania na moc. Na rysunku 4.3.2 przedstawiono wynik bilansu mocy dla wariantu realistycznego z uwzględnieniem podstawowych środków zaradczych RIZ i DSR. W analizach tych nie uwzględniono bieżących operatorskich środków zaradczych, gdyż są one środkami doraźnymi, a możliwość ich wykorzystania w danej sytuacji w systemie nie jest pewna i wynika z aktualnych uwarunkowań i ich faktycznej dostępności. Niemniej, przy formułowaniu wniosków z wykonywanych analiz bilansów mocy, szczególnie w zakresie określania potrzeb budowy nowych wytwórczych, uwzględniano możliwość zastosowania operatorskich środków zaradczych. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 37 z 79

MW Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. 11000 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0-1000 I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025-2000 -3000-4000 -5000-6000 -7000 Nadmiar wymaganej nadwyżki mocy Niedobór wymaganej nadwyżki mocy Wymagana przez OSP nadwyżka mocy Nadwyżka mocy dostępna dla OSP Rys. 4.3.2 Wynik bilansu mocy dla wariantu realistycznego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego prognozy zapotrzebowania na moc z uwzględnieniem podstawowych środków zaradczych OSP Z uwagi na fakt, że do 2020 roku terminy zakończenia budowy nowych jednostek wg wariantu realistycznego są późniejsze niż wystąpienie największych potrzeb, dla zachowania nadwyżki mocy na wymaganym poziomie, konieczne będzie zastosowanie przez OSP podstawowych środków zaradczych poprawy bilansu. Zakup usługi RIZ, pozwoli na przesunięcie terminu wycofania z eksploatacji istniejących jednostek wytwórczych, przewidzianych do likwidacji do końca 2015 r., przez co nastąpi poprawa bilansu mocy w KSE w latach 2016 2019. Analizy wskazują, że okresem wystąpienia największych potrzeb na usługę RIZ są lata 2016 2018. Pomimo zastosowania podstawowych środków zaradczych wystąpią okresy, w których będzie zachodziła konieczność wykorzystania bieżących środków zaradczych poprawy bilansu. Należy jednakże podkreślić wysoką niepewność możliwości skorzystania z tej usługi, szczególnie w odniesieniu długoterminowym. W wariancie realistycznym po roku 2021 w będzie następowało stopniowe pogarszanie zdolności bilansowych. Niedobór mocy dyspozycyjnej w roku 2025 osiągnie poziom ok. 3500 MW. W związku z powyższym w latach 2022 2025 konieczne będzie uruchomienie dodatkowych mocy wytwórczych ponad jednostki realizowane w ramach wariantu realistycznego. 4.3.2. WARIANT WYMAGANY W wariancie wymaganym określono poziom dodatkowych mocy wytwórczych (ponad wartość mocy dla wariantu realistycznego) niezbędnych do uruchomienia w celu wypełnienia wymagań określonych kryterium bezpieczeństwa w ramach metodyki PKR. Założono, że moc dodatkowa będzie sukcesywnie oddawana do eksploatacji w okresie 2022 2025 w miarę narastających potrzeb będących efektem planowanych wycofań istniejących mocy wytwórczych i prognozowanego wzrostu zapotrzebowania. W wariancie tym uwzględniono podstawowe środki zaradcze OSP RIZ dla lat 2016 2019 oraz DSR od roku 2015. Nie uwzględniano natomiast bieżących operatorskich środków zaradczych poprawy bilansu. Zestawienie przyrostu nowych mocy dla wariantu wymaganego przedstawiono na rysunku 4.3.3, na którym kolorem niebieskim zaznaczono moc wg wariant realistycznego natomiast kolorem czerwonym moc dodatkową wymaganą do oddania do eksploatacji w okresie 2022 2025. Na rysunku 4.3.4 przedstawiono wynik bilansu mocy dla wariantu wymaganego z uwzględnieniem podstawowych środków zaradczych RIZ i DSR. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 38 z 79

MW 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. 9000 8000 7000 Moc dodatkowa, która łącznie z mocą wariantu realistycznego określa wariant wymagany Wariant realistyczny 6000 5000 MW 4000 3000 2000 1000 0 Rok Rys. 4.3.3 Sumaryczne zestawienie przyrostu nowych mocy systemowych dla wariantu wymaganego Tabela 4.3.2 Sumaryczne przyrosty nowych mocy dla wariantu wymaganego [MW] Rok 2020 2025 Moc dodatkowa 0 2 500 Moc w wariancie wymaganym 5 800 8 300 11000 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0-1000 I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI I III V VII IX XI 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025-2000 -3000-4000 -5000-6000 -7000 Nadmiar wymaganej nadwyżki mocy Niedobór wymaganej nadwyżki mocy Wymagana przez OSP nadwyżka mocy Nadwyżka mocy dostępna dla OSP Rys. 4.3.4 Wynik bilansu mocy dla wariantu wymaganego rozwoju nowych źródeł i scenariusza bazowego prognozy zapotrzebowania na moc z uwzględnieniem podstawowych środków zaradczych OSP W wariancie wymaganym, przy uwzględnieniu podstawowych środków zaradczych, w okresie 2022 2025 pożądany przyrost dodatkowej mocy osiąga poziom około 2000-2500 MW. Zaprezentowane na rys. 4.3.4, dla niektórych miesięcy okresu 2020 2025, zbyt małe poziomy rezerwy mocy mogłyby w razie wystąpienia takiej potrzeby być pokryte poprzez wykorzystanie usługi bieżących operatorskich Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 39 z 79

środków zaradczych i importu. Jednakże, jak już wspomniano w opisie tej usługi, z bieżących środków zaradczych korzysta się doraźnie, a możliwość wykorzystania ich w odległym horyzoncie nie jest pewna i wynika z aktualnych uwarunkowań i ich faktycznej dostępności. Podobna sytuacja dotyczy możliwości skorzystania z importu mocy. 4.4. BILANS ENERGII ELEKTRYCZNEJ 4.4.1. WARIANT REALISTYCZNY Tabela 4.4.1 Bilans energii elektrycznej dla wariantu realistycznego [TWh] Lp. Wyszczególnienie 2015 2020 2025 1 JWCD 117 155 154 2 njwcd cieplne 33 35 34 3 njwcd OZE 15 24 29 4 Razem 165 214 218 5 Zapotrzebowanie na energię elektryczną 163 176 190 300 250 JWCD njwcd cieplne njwcd OZE Zapotrzebowanie na energię elektryczną TWh 200 150 100 50 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 TWh Rys. 4.4.1 Bilans energii elektrycznej dla wariantu realistycznego W wariancie realistycznym przy prognozowanym średniorocznym wzroście zapotrzebowania na energię elektryczną w wysokości 1,5%, analiza bilansowa wykazuje, że sumaryczne zdolności produkcyjne jednostek wytwórczych są wyższe niż prognozowane zapotrzebowanie na energię elektryczną w całym horyzoncie planistycznym. W związku z powyższym nie tylko nie powinny występować problemy związane z pokryciem zapotrzebowania na energię elektryczną, ale może się utrzymywać potencjalna nadwyżka produkcyjna. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 40 z 79

4.4.2. WARIANT WYMAGANY Tabela 4.4.2 Bilans energii elektrycznej dla wariantu wymagalnego [TWh] Lp. Wyszczególnienie 2015 2020 2025 1 JWCD 117 155 171 2 njwcd cieplne 33 35 34 3 njwcd OZE 15 24 29 4 Razem 165 214 234 5 Zapotrzebowanie na energię elektryczną 163 176 190 300 250 JWCD njwcd cieplne njwcd OZE Zapotrzebowanie na energię elektryczną TWh 200 150 100 50 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 TWh Rys. 4.4.2 Bilans energii elektrycznej dla wariantu wymaganego Warunki pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną w wariancie wymaganym do roku 2019 są porównywalne z warunkami wariantu realistycznego. Po 2020 roku dzięki oddaniu do eksploatacji nowych jednostek wytwórczych warunki te ulegną poprawie. W całym horyzoncie planistycznym nie powinno być problemów z pokryciem zapotrzebowania na energię elektryczną. 4.5. 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 2016 2025 Strona 41 z 79

sieci oraz identyfikowane są działania w zakresie wymaganej rozbudowy lub modernizacji infrastruktury sieciowej. Biorąc pod uwagę aktualne lokalizacje krajowych źródeł wytwórczych (umiejscowione głównie w centralnej i południowej Polsce) preferowanymi lokalizacjami dla nowych elektrowni są obszary, na których nie występuje znacząca generacja mocy. Dotyczy to przede wszystkim obszaru północnej Polski oraz aglomeracji miejskich. Jednocześnie, biorąc pod uwagę planowane wycofania istniejących źródeł wytwórczych oraz istniejącą infrastrukturę sieciową zbudowaną dla wyprowadzenia mocy z wycofywanych bloków, zasadna jest lokalizacja (odbudowa) nowych jednostek wytwórczych również w istniejących lokalizacjach. W tym kontekście, analizując planowane źródła wytwórcze dla których zostały wydane warunki przyłączenia oraz zostały zawarte umowy o przyłączenie należy stwierdzić, że wszystkie rozpatrywane lokalizacje spełniają wyżej wymienione uwarunkowania. Należy przy tym podkreślić, że warunki przyłączenia do KSE dla tych jednostek wytwórczych były przedmiotem szczegółowych analiz przeprowadzonych przez OSP. Podsumowując, realizacja wszystkich poniżej zaprezentowanych inwestycji przewyższa prognozowane do 2025 r. potrzeby na nowe moce systemowe i nie wymaga poszukiwania przez OSP lokalizacji dla dodatkowych źródeł wytwórczych. Sumaryczna moc poniższych źródeł wynosi ok. 13 000 MW i jest wyższa o ok. 5 000. MW od maksymalnych potrzeb dla roku 2025 określonych w wariancie wymaganym. Struktura nowych źródeł wytwórczych w podziale na paliwo produkcyjne, dla których określono warunki przyłączenia przedstawia się następująco: Węgiel kamienny 6 871 MW, w tym: ENEA Wytwarzanie S.A. - Kozienice 1075 PGE GiEK S.A. - Opole 5 900 PGE GiEK S.A. - Opole 6 900 TAURON Wytwarzanie S.A. - Jaworzno 910 Polenergia Elektrownia Północ Sp. z o.o. - Północ 1 793 Polenergia Elektrownia Północ Sp. z o.o. - Północ 2 793 GDF Suez Energia Polska S.A. - Łęczna 500 ENERGA SA - Ostrołęka 1000 Węgiel brunatny 496 MW, w tym: PGE GiEK S.A. - Turów 496 Gaz ziemny 5 608 MW, w tym: TAURON Wytwarzanie S.A. - Stalowa Wola 467 PKN Orlen S.A. - Włocławek 473 PKN Orlen S.A. - Płock 596 PGNiG TERMIKA SA - Żerań 450 Grupa Azoty Zakłady Azotowe Puławy S.A. - Puławy 830 PGE GiEK S.A. - Bydgoszcz 437 Fortum Power and Heat Polska Sp. z o.o - Wrocław 425 ENERGA SA - Gdańsk 456 ENERGA SA - Grudziądz 874 EDF Polska S.A. - Gdańsk 600 Razem 12 975 MW Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 42 z 79

Planowana struktura mocy nowych źródeł systemowych w roku 2025, w ujęciu procentowym została przedstawiona na Rys. 4.5.1. 43% Węgiel kamienny Węgiel brunatny Gaz ziemny 53% 4% Rys. 4.5.1 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 2016 2018 podstawowych środków zaradczych poprawy bilansu, szczególnie usługi RIZ, która pozwoli na przesunięcie terminu wycofania z eksploatacji istniejących jednostek wytwórczych, przewidzianych do likwidacji do końca 2015 r. 3. Pomimo zastosowania podstawowych środków zaradczych wystąpią okresy, w których będzie zachodziła konieczność wykorzystania bieżących środków zaradczych poprawy bilansu mocy. Należy jednakże podkreślić wysoką niepewność możliwości skorzystania z tej usługi, szczególnie w odległym horyzoncie. 4. W okresie 2022 2025, pomimo uwzględnienia w bilansie mocy podstawowych środków zaradczych OSP, zaistnieje potrzeba wybudowania dodatkowych jednostek systemowych o sumarycznej mocy ok. 2000-2500 MW. Biorąc pod uwagę również jednostki oddane do eksploatacji w latach 2015 2019, całkowite potrzeby uruchomienia nowych mocy systemowych w okresie 2015 2025 należy szacować na poziom ok 8-8,5 tys. MW. 5. Niezależnie od wariantu bilansu mocy, zdolności wytwórcze krajowych źródeł gwarantują w całym analizowanym okresie pokrycie zapotrzebowania na energię elektryczną. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 43 z 79

ROZDZIAŁ 5. WYKAZ ZAMIERZEŃ I ZADAŃ INWESTYCYJNYCH W OKRESIE <2016 2025> (ART. 16 UST 2) (ART. 16 UST.7 PKT 7) W rozdziale przedstawiono tabele planowanych zamierzeń dla dwóch okresów pięcioletnich 2016 2020 (Tabela 5.1) i 2021 2025 (Tabela 5.2). Zamierzenia w tabelach zestawione są wg następujących grup: Grupa I - w tej grupie ujęto zamierzenia z zakresu teleinformatyki; Grupa II - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z budową i rozbudową obiektów sieci przesyłowej; Grupa III - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z modernizacją obiektów sieci przesyłowej; Grupa IV - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z budynkami i budowlami; Grupa V - w tej grupie ujęto zamierzenia związane z zakupami gotowych dóbr inwestycyjnych; Grupa VI - w tej grupie ujęto zamierzenia na etapie przygotowania inwestycji lub zadania których realizacja uzależniona jest od decyzji inwestora; W każdej tabeli dla zamierzeń z Grupy I do V podano planowane lata rozpoczęcia i zakończenia zamierzenia. Zamierzenia ujęte w Grupie VI Tabeli 5.1 w przyszłości, w zależności od decyzji Inwestorów mogą zostać przesunięte do Grupy II lub III. Tabela 5.1 Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie 2016-2020 Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia 1 2 3 4 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 2006 2017 2014 2018 I.3 Dostawa i wdrożenie Nowego Systemu Centralnego SCADA/EMS 2016 2019 I.4 Zakup oprogramowania i licencji producentów oprogramowania zadanie stałe zadanie stałe I.5 Zakup i wdrożenie systemów wspomagania zarządzania przedsiębiorstwem (EOD, Workflow, Analityczno-Decyzyjne, itp.) I.5.1 Zakup i wdrożenie systemu Elektronicznego Obiegu Dokumentów 2013 2016 I.5.2 Rozwój systemów opartych na rozwiązaniach SAP zadanie stałe zadanie stałe I.5.3 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 2013 2016 2013 2020 I.7 Modernizacja urządzeń sieci teletransmisyjnej 2013 2016 I.8 Rozwój platformy sprzętowej systemów informatycznych PSE S.A. I.8.1 Platforma sprzętowa systemów informatycznych PSE S.A. zadanie stałe zadanie stałe I.9 Modernizacja makiet synoptycznych w ODM-ach 2016 2016 I.10 I.11 Budowa systemów bezpieczeństwa teleinformatycznego na stacjach elektroenergetycznych Wdrożenie systemu monitorowania bezpieczeństwa teleinformatycznego klasy SIEM w Grupie Kapitałowej PSE 2014 2018 2013 2018 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 44 z 79

Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia 1 2 3 4 I.12 Budowa portalu intranetowego dla Grupy Kapitałowej PSE 2015 2016 I.13 Modernizacja sieci LAN w siedzibach Oddziałów PSE S.A. 2015 2018 I.14 Modernizacja sieci LAN w CPD PSE S.A. 2016 2018 I.15 Rozbudowa centralnego systemu przetwarzania danych bilingowych 2016 2016 I.16 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 2017 2017 2015 2016 2015 2021 II.2 Budowa linii 400 kv Pątnów-Jasiniec 2014 2020 II.3 Rozbudowa stacji 220/110 kv Adamów 2016 2018 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ II.4 Rozbudowa rozdzielni 220 kv w stacji 220/110 kv Piaseczno 2015 2019 II.5 Budowa stacji 220/110 kv Praga (Żerań) wraz z wprowadzeniem linii 220 kv Miłosna-Mory 2016 2022 II.6 Budowa linii 400 kv Kozienice-Ołtarzew 2014 2022 II.7 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 2015 2021 II.7.2 Rozbudowa stacji 400 kv Stanisławów 2015 2021 II.7.3 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Ostrołęka - etap II 2015 2021 II.8 Budowa stacji 400(220)/110 kv Wyszków /poprzednia nazwa: Budowa stacji 400/110 kv Wyszków wraz z wprowadzeniem linii 400 kv Ostrołęka-Stanisławów/ 2016 2021 II.9 Budowa linii 400 kv Kozienice-Siedlce Ujrzanów 2013 2019 II.10 Rozbudowa stacji 400/110 kv Siedlce Ujrzanów 2015 2019 II.11 Rozbudowa stacji 400/110 kv Płock 2013 2016 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU II.12 Rozbudowa stacji 220/110 kv Bydgoszcz Zachód o rozdzielnię 400 kv 2015 2019 II.13 Rozbudowa stacji 220/110 kv Piła Krzewina o rozdzielnię 400 kv 2015 2019 II.14 Rozbudowa i modernizacja stacji Piła Krzewina w związku z wprowadzeniem linii 400 kv, instalacją transformatora 400/110 kv oraz urządzeń do kompensacji mocy biernej 2018 2021 II.15 Budowa linii 400 kv Bydgoszcz Zachód-Piła Krzewina 2012 2019 II.16 Rozbudowa rozdzielni 400 kv i 110 kv w stacji 400/220/110 kv Dunowo wraz z instalacją transformatorów 400/110 kv 450 MVA /poprzednio 2 zadania: Rozbudowa rozdzielni 400 kv i 110 kv w stacji 400/220/110 kv Dunowo oraz Montaż autotransformatora 400/110 kv 450 MVA w stacji 400/220/110 kv Dunowo/ 2015 2018 II.17 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Olsztyn Mątki 2015 2019 II.18 Budowa linii 400 kv Ostrołęka-Olsztyn Mątki 2013 2018 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 45 z 79

Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia 1 2 3 4 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI SZCZECIŃSKIEJ II.19 Budowa linii 220 kv Glinki-Recław 2013 2018 II.20 Rozbudowa stacji 220/110 kv Glinki 2013 2016 II.21 Rozbudowa stacji 110 kv Recław o rozdzielnię 220 kv 2015 2019 II.22 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU Rozbudowa stacji 400/110 kv Tarnów wraz z instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej 2015 2018 II.23 Budowa linii 400 kv Chełm-Lublin Systemowa 2015 2021 II.24 Rozbudowa stacji 220/110 kv Chełm 2017 2021 II.25 Rozbudowa stacji 400/110 kv Lublin Systemowa 2016 2021 II.26 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 2015 2020 2014 2017 II.28 Budowa linii 400 kv Mikułowa- Świebodzice 2016 2022 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 2019 2022 2019 2022 2013 2018 II.31.2 Rozbudowa stacji 220/110 kv Polkowice o rozdzielnię 400 kv 2013 2018 II.31.3 Rozbudowa stacji 400/110 kv Czarna w zakresie rozdzielni 400 kv 2013 2018 II.32 Rozbudowa rozdzielni 400 kv w stacji 400/110 kv Ostrów wraz z instalacją urządzeń do kompensacji mocy biernej 2014 2018 II.33 Budowa linii 400 kv Mikułowa-Czarna 2015 2021 II.34 Budowa linii 400 kv Czarna-Pasikurowice 2015 2021 II.35 Rozbudowa stacji 400/110 kv Pasikurowice 2017 2021 II.36 Wykonanie układu automatyki odciążającej w rozdzielni 220 kv stacji Mikułowa 2015 2016 II.37 Budowa linii 400 kv Baczyna-Plewiska 2016 2022 II.38 Rozbudowa stacji 400/110 kv Baczyna dla wprowadzenia linii 400 kv Baczyna-Plewiska BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ 2019 2022 II.39 Budowa stacji 400/220 kv Podborze wraz z wprowadzeniem linii 220 kv: Kopanina-Liskovec, Bujaków-Liskovec, Bieruń-Komorowice, Czeczott- Moszczenica oraz linii 400 kv Nosovice-Wielopole 2015 2021 II.40 Budowa linii 2 400 + 220 kv Byczyna-Podborze 2015 2021 II.41 Rozbudowa stacji 220/110 kv Skawina o rozdzielnię 400 kv i 110 kv wraz z wprowadzeniem linii 2 x 400 kv Tarnów-Tucznawa, Rzeszów-Tucznawa II.41.1 Rozbudowa stacji 220/110 kv Skawina o rozdzielnię 400 kv i 110 kv 2013 2017 II.41.2 Budowa linii 400 kv Skawina-nacięcie linii Tarnów-Tucznawa, Rzeszów- Tucznawa 2013 2017 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 46 z 79

Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia 1 2 3 4 POŁĄCZENIE TRANSGRANICZNE NA PRZEKROJU SYNCHRONICZNYM POLSKA - NIEMCY II.42 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220 kv Krajnik 2014 2020 II.43 Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220/110 kv Mikułowa 2014 2018 PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCHW CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU II.44 Rozbudowa stacji Stanisławów dla przyłączenia FW Korytnica 2015 2016 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 2016 2019 II.46 Budowa linii 400 kv Grudziądz Węgrowo-Pelplin-Gdańsk Przyjaźń 2014 2020 II.47 Budowa stacji 400/110 kv Gdańsk Przyjaźń wraz z wprowadzeniem jednego toru linii 400 kv Gdańsk Błonia-Żarnowiec 2015 2020 II.48 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Grudziądz Węgrowo 2014 2019 II.49 Budowa stacji 400(220)/110 kv Pelplin wraz z instalacją transformatora 220/110 kv 2014 2019 II.50 Budowa linii 400 kv Jasiniec-Grudziądz Węgrowo 2014 2020 II.51 Rozbudowa stacji 220/110 kv Jasiniec o rozdzielnię 400 kv /poprzednia nazwa: Budowa rozdzielni 400 kv w stacji 220/110 kv Jasiniec/ 2015 2020 II.52 Budowa linii 400 kv Gdańsk Przyjaźń-Żydowo Kierzkowo 2013 2020 II.53 Budowa linii 400 kv Dunowo -Żydowo Kierzkowo 2016 2022 II.54 Budowa linii 400 kv Piła Krzewina-Żydowo Kierzkowo 2016 2022 II.55 Budowa linii 400 kv Piła Krzewina-Plewiska 2015 2021 II.56 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Dunowo dla wprowadzenia toru nr 1 linii 400 kv Dunowo -Żydowo Kierzkowo 2018 2022 II.57 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Plewiska 2018 2021 II.58 Budowa linii 400 kv Żydowo Kierzkowo-Słupsk 2013 2020 II.59 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 2013 2020 2015 2021 II.61 Budowa linii 400 kv Baczyna-Krajnik 2015 2021 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 2012 2016 2016 2018 2016 2017 2014 2020 2016 2018 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 47 z 79

Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia 1 2 3 4 PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W POŁUDNIOWEJ CZĘŚCI KRAJU II.67 Rozbudowa rozdzielni 220 kv w stacji 220/110 kv Groszowice 2013 2016 II.68 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 2016 2021 2016 2017 2014 2017 II.71 Budowa linii 220 kv Pomorzany - nacięcie linii Krajnik-Glinki 2014 2017 II.72 Rozbudowa stacji 110 kv Pomorzany o rozdzielnię 220 kv 2014 2017 PRZYŁĄCZENIE BLOKÓW 5 i 6 ELEKTROWNI OPOLE DO STACJI 400/110 kv DOBRZEŃ II.73 Rozbudowa stacji 400/110 kv Dobrzeń 2015 2019 II.74 Budowa linii 400 kv Dobrzeń-nacięcie linii Pasikurowice-Wrocław 2012 2016 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 2013 2017 2014 2016 II.77 Wdrożenie systemów ochrony technicznej stacji 2006 2019 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 2014 2017 III.1 Modernizacja linii 220 kv Adamów-Konin tor I 2018 2021 III.2 Modernizacja linii 220 kv Adamów-Konin tor II 2019 2022 III.3 Modernizacja stacji 220/110 kv Konin 2015 2021 III.4 Modernizacja linii 220 kv Rogowiec-Pabianice 2017 2020 III.5 Modernizacja linii 220 kv Janów-Rogowiec, Rogowiec-Piotrków 2016 2020 III.6 Modernizacja stacji 400/220 kv Rogowiec w zakresie rozdzielni 400 kv 2018 2022 III.7 Modernizacja stacji 400/220 kv Rogowiec w zakresie rozdzielni 220 kv 2015 2021 III.8 Modernizacja linii 220 kv Janów-Zgierz-Adamów 2016 2021 III.9 Modernizacja stacji 220/110 kv Pabianice 2013 2016 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 2016 2018 III.11 Modernizacja linii 220 kv Morzyczyn-Police - etap I 2014 2016 III.12 Modernizacja odkupionej od ENEA Operator Sp. z o.o. linii 220 kv Morzyczyn-Recław 2016 2021 III.13 Przebudowa linii 220 kv Krajnik-Glinki 2015 2021 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 48 z 79

Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia 1 2 3 4 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU III.14 Modernizacja stacji 400/110 kv Ostrowiec 2016 2020 III.15 Modernizacja stacji 220/110 kv Rożki 2016 2020 III.16 Modernizacja stacji 220/110 kv Chmielów 2016 2020 III.17 Modernizacja stacji 220/110 kv Mokre 2013 2016 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU III.18 Modernizacja linii 220 kv Mikułowa-Leśniów 2016 2021 III.19 Modernizacja stacji 220/110 kv Żukowice 2015 2018 III.20 Modernizacja stacji 220/110 kv Leśniów - etap II 2015 2019 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI POZNAŃSKIEJ III.21 Modernizacja stacji 220/110 kv Leszno Gronowo - etap II 2016 2019 III.22 Uruchomienie drugiego toru linii 400 kv Kromolice-Plewiska wraz z utworzeniem gwiazdy 220 kv relacji Plewiska-Konin z odczepem do Poznań Południe 2016 2019 III.23 Modernizacja stacji 220/110 kv Czerwonak 2015 2019 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ III.24 Modernizacja stacji 220/110 kv Halemba 2013 2017 III.25 Modernizacja linii 220 kv Byczyna-Jamki, Byczyna-Koksochemia 2015 2019 III.26 Modernizacja obwodów pierwotnych w stacji 220 kv Bujaków wraz z dostosowaniem obwodów wtórnych 2014 2017 III.27 Modernizacja obwodów pierwotnych rozdzielni 220 kv w stacji Klikowa 2014 2016 III.28 Modernizacja stacji 400/220/110 kv Joachimów /poprzednio 2 zadania: Przygotowanie infrastruktury do posadowienia autotransformatora 400/220 kv 500 MVA w stacji Joachimów oraz Wymiana odłączników 400 kv w stacji 400/220/110 kv Joachimów wraz z dostosowaniem obwodów wtórnych i układem lokalizacji miejsca zwarcia/ 2015 2019 III.29 Modernizacja stacji 400/110 kv Tucznawa 2016 2019 III.30 Modernizacja linii 220 kv Blachownia-Łagisza w związku z przyłączeniem FW Lubrza i FW Paczków 2016 2019 III.31 Modernizacja stacji 220 kv Koksochemia 2014 2016 POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE III.32 Modernizacja populacji transformatorów - etap III 2010 2016 III.33 Modernizacja populacji transformatorów - etap V 2013 2018 III.34 Modernizacja populacji transformatorów - etap VI 2015 2020 III.35 Modernizacja populacji transformatorów - etap VII 2018 2022 III.36 Program wymiany transformatorów w zakresie zapewnienia jednostek rezerwowych 2016 2018 III.37 Program wymiany izolatorów na liniach i stacjach elektroenergetycznych NN 2015 2018 III.38 Wdrożenie Zespołów Eksploatacyjnych (ZES) 2014 2016 III.39 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 2015 2016 2016 2021 2016 2021 III.42 Montaż dodatkowych urządzeń zabezpieczających kanalizację stacyjną 2014 2016 IV Budynki i budowle Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 49 z 79

Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia 1 2 3 4 V Zakup gotowych dóbr inwestycyjnych V.1 ZGDI - Departament Administracji zadanie stałe zadanie stałe V.2 ZGDI - Departament Teleinformatyki zadanie stałe zadanie stałe V.3 ZGDI - Departament Eksploatacji 2016 2017 VI 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 2016 2025 Strona 50 z 79

Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia 1 2 3 4 VI.20 Modernizacja stacji 400/110 kv Narew w zakresie obwodów wtórnych BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU VI.21 Budowa linii 400 kv Pasikurowice-Dobrzeń-Joachimów VI.22 Modernizacja linii 220 kv Mikułowa-Polkowice w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI POZNAŃSKIEJ VI.23 Podwieszenie drugiego toru 400 kv na linii Ostrów-Kromolice BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ VI.24 Modernizacja stacji 220/110 kv Kędzierzyn VI.25 Modernizacja stacji 220/110 kv Komorowice VI.26 Modernizacja linii 220 kv Joachimów-Łagisza/ Wrzosowa VI.27 Modernizacja linii 220 kv Byczyna-Siersza VI.28 Modernizacja linii 220 kv Wielopole-Moszczenica VI.29 Modernizacja linii 220 kv Joachimów-Łośnice VI.30 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 2016 2025 Strona 51 z 79

Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia 1 2 3 4 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 2016 2025 Strona 52 z 79

Grupa i nr Nazwa zamierzenia/zadania. Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia 1 2 3 4 VI.64 Zakup centralnego systemu monitoringu dla nowych autotransformatorów, przesuwników fazowych i dławików VI.65 Budowa ekranów akustycznych w stacji 220/110 kv Olsztyn I VI.66 Przystosowanie stacji Mościska, Kielce, Adamów, Wielopole, Rokitnica, Łośnice, Tarnów do zdalnego sterowania i nadzoru VI.67 Rozbudowa systemów ochrony technicznej dla wybranych stacji NN VI.68 Zakup, dostawa i montaż jednostek regulacyjnych kąta fazowego napięcia do pracy z autotransformatorami AT1 i AT2 400/220 kv o mocy 500 MVA w stacji 400/220 kv Joachimów Suma planowanych nakładów w latach 2016 do 2020 wynosi 7 080 mln zł w cenach stałych 2015 roku w tym w grupie II 5 491 mln zł. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 53 z 79

Tabela 5.2 Wykaz zamierzeń i zadań inwestycyjnych w okresie 2021-2025 Lp. Nazwa zamierzenia/zadania Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia 1 2 4 5 I Teleinformatyka I.4 Zakup oprogramowania i licencji producentów oprogramowania zadanie stałe zadanie stałe I.5.2 Rozwój systemów opartych na rozwiązaniach SAP zadanie stałe zadanie stałe I.8.1 Platforma sprzętowa systemów informatycznych PSE S.A. zadanie stałe zadanie stałe II Budowa i rozbudowa stacji i linii elektroenergetycznych ROZBUDOWA WĘZŁA CENTRALNEGO II.1 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Pątnów wraz z wprowadzeniem linii 400 kv Kromolice-Pątnów 2015 2021 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ II.5 Budowa stacji 220/110 kv Praga (Żerań) wraz z wprowadzeniem linii 220 kv Miłosna-Mory 2016 2022 II.6 Budowa linii 400 kv Kozienice-Ołtarzew 2014 2022 II.7 Budowa linii 400 kv Ostrołęka-Stanisławów wraz z rozbudową stacji 400 kv Stanisławów i stacji 400/220/110 kv Ostrołęka - etap II II.7.1 Budowa linii 400 kv Ostrołęka-Stanisławów wraz z wprowadzeniem do stacji 400(220)/110 kv Wyszków 2015 2021 II.7.2 Rozbudowa stacji 400 kv Stanisławów 2015 2021 II.7.3 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Ostrołęka - etap II 2015 2021 II.8 Budowa stacji 400(220)/110 kv Wyszków /poprzednia nazwa: Budowa stacji 400/110 kv Wyszków 2016 2021 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 2018 2021 urządzeń do kompensacji mocy biernej BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU II.23 Budowa linii 400 kv Chełm-Lublin Systemowa 2015 2021 II.24 Rozbudowa stacji 220/110 kv Chełm 2017 2021 II.25 Rozbudowa stacji 400/110 kv Lublin Systemowa 2016 2021 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU II.28 Budowa linii 400 kv Mikułowa-Świebodzice 2016 2022 II.29 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Mikułowa w związku z wprowadzeniem linii 400 kv 2019 2022 II.30 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Świebodzice dla wprowadzenia linii 400 kv Mikułowa-Świebodzice 2019 2022 II.33 Budowa linii 400 kv Mikułowa-Czarna 2015 2021 II.34 Budowa linii 400 kv Czarna-Pasikurowice 2015 2021 II.35 Rozbudowa stacji 400/110 kv Pasikurowice 2017 2021 II.37 Budowa linii 400 kv Baczyna-Plewiska 2016 2022 II.38 Rozbudowa stacji 400/110 kv Baczyna dla wprowadzenia linii 400 kv Baczyna-Plewiska 2019 2022 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ II.39 Budowa stacji 400/220 kv Podborze wraz z wprowadzeniem linii 220 kv: Kopanina-Liskovec, Bujaków-Liskovec, Bieruń-Komorowice, Czeczott- 2015 2021 Moszczenica oraz linii 400 kv Nosovice-Wielopole II.40 Budowa linii 2 400 + 220 kv Byczyna-Podborze 2015 2021 PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W PÓŁNOCNEJ CZĘŚCI KRAJU II.53 Budowa linii 400 kv Dunowo-Żydowo Kierzkowo 2016 2022 II.54 Budowa linii 400 kv Piła Krzewina-Żydowo Kierzkowo 2016 2022 II.55 Budowa linii 400 kv Piła Krzewina-Plewiska 2015 2021 II.56 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Dunowo dla wprowadzenia toru nr 1 linii 400 kv Dunowo-Żydowo Kierzkowo 2018 2022 II.57 Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Plewiska 2018 2021 II.60 Budowa stacji 400/110 kv Baczyna wraz z wprowadzeniem linii 400 kv Krajnik-Plewiska 2015 2021 II.61 Budowa linii 400 kv Baczyna-Krajnik 2015 2021 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 54 z 79

Lp. Nazwa zamierzenia/zadania Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia 1 2 4 5 PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY Z NOWYCH ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W POŁUDNIOWEJ CZĘŚCI KRAJU II.68 Rozbudowa stacji 220/110 kv Blachownia wraz z wprowadzeniem linii 220 kv Groszowice-Kędzierzyn 2016 2021 ROZBUDOWA I MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO II.79 Rozbudowa stacji 220/110 kv Janów o rozdzielnię 400 kv wraz z wprowadzeniem linii Rogowiec-Płock 2021 2025 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ II.80 Rozbudowa stacji 400/110 kv Mościska 2022 2026 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU II.81 Budowa stacji 400/110 kv Elbląg wraz z wprowadzeniem linii 400 kv Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki 2022 2026 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU II.82 Budowa linii 400 kv Pasikurowice-Dobrzeń-Joachimów 2021 2030 POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE II.83 Zakup i montaż urządzeń do kompensacji mocy biernej - etap II 2021 2024 III Modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych MODERNIZACJA WĘZŁA CENTRALNEGO III.1 Modernizacja linii 220 kv Adamów-Konin tor I 2018 2021 III.2 Modernizacja linii 220 kv Adamów-Konin tor II 2019 2022 III.3 Modernizacja stacji 220/110 kv Konin 2015 2021 III.6 Modernizacja stacji 400/220 kv Rogowiec w zakresie rozdzielni 400 kv 2018 2022 III.7 Modernizacja stacji 400/220 kv Rogowiec w zakresie rozdzielni 220 kv 2015 2021 III.8 Modernizacja linii 220 kv Janów-Zgierz-Adamów 2016 2021 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI SZCZECIŃSKIEJ III.12 Modernizacja odkupionej od ENEA Operator Sp. z o.o. linii 220 kv Morzyczyn-Recław 2016 2021 III.13 Przebudowa linii 220 kv Krajnik-Glinki 2015 2021 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU III.18 Modernizacja linii 220 kv Mikułowa-Leśniów 2016 2021 POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE III.35 Modernizacja populacji transformatorów - etap VII 2018 2022 III.40 Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych OPGW na wybranych liniach 220 kv i 400 kv - etap II 2016 2021 III.41 Program likwidacji zagrożeń w pracy transformatorów sieciowych oraz ich wpływu na infrastrukturę stacji poprzez prewencyjną wymianę izolatorów 2016 2021 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 2022 2024 III.44 Modernizacja linii 220 kv Joachimów-Rogowiec 2 2021 2023 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI WARSZAWSKIEJ III.45 Modernizacja linii 400 kv Płock-Miłosna (Ołtarzew) w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy 2022 2025 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNEJ CZĘŚCI KRAJU III.46 Modernizacja linii 2 x 400 kv Żarnowiec-Gdańsk/Gdańsk Przyjaźń-Gdańsk Błonia w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy 2022 2025 III.47 Wymiana autotransformatorów w stacji 220/110 kv Olsztyn I wraz z dostosowaniem infrastruktury 2023 2023 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W PÓŁNOCNO-CENTRALNEJ CZĘŚCI KRAJU III.48 Przełączenie linii 220 kv Piła Krzewina-Bydgoszcz Zachód-Jasiniec na napięcie 400 kv wraz z dostosowaniem stacji Piła Krzewina i stacji 2021 2023 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 2022 2025 III.50 Modernizacja linii 400 kv Krajnik-Baczyna na odcinkach wykorzystujących istniejące linie 400 kv Krajnik-Morzyczyn, Krajnik-Plewiska 2023 2023 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 55 z 79

Lp. Nazwa zamierzenia/zadania Planowany rok rozpoczęcia Okres realizacji Planowany rok zakończenia 1 2 4 5 III.51 Uruchomienie na napięciu 400 kv toru linii 400 kv Krajnik-Baczyna wraz z rozbudową stacji 400/110 kv Baczyna i instalacją transformatora 400/220 2023 2024 kv BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI SZCZECIŃSKIEJ III.52 Modernizacja linii 220 kv Krajnik-Morzyczyn 2023 2023 III.53 Modernizacja linii 400 kv Krajnik-Morzyczyn w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy 2023 2023 III.54 Modernizacja linii 220 kv Morzyczyn-Police - etap II 2022 2022 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI WE WSCHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU III.55 Modernizacja stacji 400/220/110 kv Kozienice w zakresie rozdzielni 220 kv i 110 kv 2021 2025 III.56 Modernizacja stacji 400/220/110/15 kv Połaniec w zakresie rozdzielni 110 kv i 15 kv 2022 2025 III.57 Modernizacja linii 220 kv Kielce-Radkowice 2021 2023 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 2022 2025 III.59 Podwieszenie drugiego toru 400 kv na linii Ostrów-Kromolice 2022 2022 BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI W AGLOMERACJI ŚLĄSKIEJ III.60 Modernizacja stacji 220/110 kv Kędzierzyn 2023 2025 III.61 Modernizacja stacji 220/110 kv Komorowice 2023 2023 III.62 Modernizacja linii 220 kv Joachimów-Łagisza/ Wrzosowa 2021 2023 III.63 Modernizacja linii 220 kv Byczyna-Siersza 2021 2023 III.64 Modernizacja linii 220 kv Wielopole-Moszczenica 2021 2023 III.65 Modernizacja linii 220 kv Joachimów-Łośnice 2021 2023 PRZYŁĄCZENIA ORAZ WYPROWADZENIA MOCY ZE ŹRÓDEŁ WYTWÓRCZYCH W PÓŁNOCNEJ I ZACHODNIEJ CZĘŚCI KRAJU III.66 Modernizacja linii 400 kv Grudziądz Węgrowo-Płock w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy 2022 2024 III.67 Modernizacja linii 220 kv Grudziądz Węgrowo-Toruń Elana w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy 2022 2023 III.68 Modernizacja linii 400 kv Gdańsk Błonia-Olsztyn Mątki w celu dostosowania do zwiększonych przesyłów mocy 2022 2025 POZOSTAŁE NIEZBLOKOWANE III.69 Modernizacje odtworzeniowe sieci przesyłowej 2023 2025 V Zakup gotowych dóbr inwestycyjnych V.1 ZGDI - Departament Administracji zadanie stałe zadanie stałe V.2 ZGDI - Departament Teleinformatyki zadanie stałe zadanie stałe VI Finansowanie prac związanych z przygotowaniem zamierzeń i zadań inwestycyjnych VI.1 Nowe punkty redukcyjne NN/110 kv VI.2 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 13 514,7 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 2016 2025 Strona 56 z 79

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 2016 2025 Strona 57 z 79

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. 4500 MVA (łączny przyrost zdolności przesyłowych pomiędzy siecią NN i 110 kv wynosi blisko. 9800 MVA). Zaplanowane nowe powiązania NN/110 kv nie stanowią zamkniętej planistycznie listy, a ewentualna budowa kolejnych sprzężeń stanowi perspektywiczny kierunek rozwoju sieci zamkniętej NN i 110 kv. Dotyczy to zarówno rozbudowy istniejących (planowanych) stacji NN (po określeniu odpowiednich powiązań z siecią 110 kv), jak również budowy punktów redukcyjnych w nowych lokalizacjach. Powyższe wymagać będzie uzgodnień z OSD celem skoordynowania działań w zakresie budowy nowych sieci OSP i OSD. Do potencjalnych nowych sprzężeń sieci przesyłowej NN z siecią dystrybucyjną 110 kv należą: a. Ujęte w niniejszym PRSP stacje NN: na obszarze działania PGE Dystrybucja S.A.: 400/110 kv Łomża; 400/110 kv Stanisławów; 400(220)/110 kv Puławy; na obszarze działania Energa Operator S.A: 400/110 kv Gdańsk Przyjaźń; b. SE w nowych lokalizacjach: na obszarze działania PGE Dystrybucja S.A.: 400/110 kv Jarosław (Przemyśl) zasilany nową linią Rzeszów Jarosław (Przemyśl) lub z linii 750 kv Rzeszów - Chmielnicka; na obszarze działania Tauron Dystrybucja S.A.: 400/110 kv Czechnica (Oława); 400/110 kv Pawłowice; na obszarze działania Enea Operator Sp. z o.o.: 400/110 kv Wronki; 400/110 kv Zielona Góra; 220/110 kv Żagań (Żary); na obszarze działania Energa Operator SA: 400/110 kv Działdowo; 220/110 kv Kutno; Planowane, nowe punkty redukcyjne NN/110 kv zaznaczono na rysunku 6.1. Realizacja ww. sprzężeń sieci NN i 110 kv będzie uzależniona od ewentualnych zmian w zakresie przewidywanych obecnie uwarunkowań systemowych, w tym w szczególności prognozowanego przyrostu zapotrzebowania na moc poszczególnych obszarów KSE. Z uwagi na zmienność uwarunkowań makroekonomicznych i systemowych determinujących potrzeby rozwoju systemu elektroenergetycznego przewiduje się cykliczną realizację (wspólnie z OSD) prac analitycznych i koncepcyjnych w tym zakresie. Pomimo, iż na chwilę obecną inwestycje te są traktowane jako potencjalne kierunki rozwoju do realizacji w perspektywie po roku 2025, to nie wyklucza się jednak ich przyspieszenia w przypadku zaistnienia odpowiednich okoliczności. Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 1 280 mln zł. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 58 z 79

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 3.5.1.2. W latach 2013-2014, uwzględniając aktualne uwarunkowania systemowe, PSE wykonały prace analityczne, w ramach których, określono wymagany zakres rozbudowy systemu przesyłowego w zachodniej części kraju zapewniający w horyzoncie długoterminowym równocześnie: poprawę bezpieczeństwa zasilania w energię elektryczną północno-zachodniego obszaru KSE, możliwości wyprowadzenia mocy z istniejących oraz planowanych na tym obszarze źródeł wytwórczych (konwencjonalnych i OZE) oraz poprawę warunków międzysystemowej wymiany mocy na przekroju synchronicznym. Wyniki analiz wykazały, że rozbudowa sieci przesyłowej w rejonie SE Krajnik i SE Mikułowa wykazuje porównywalne efekty w zakresie możliwości zwiększenia importu mocy, w stosunku do budowy nowego połączenia z systemem niemieckim, wymaga natomiast niższych nakładów inwestycyjnych. Ponadto, rozbudowa sieci wewnętrznej będzie korzystniejsza ze względu na inne uwarunkowania dotyczące przede wszystkim poprawy pewności zasilania zachodniej części kraju, poprawy pewności wyprowadzenia mocy z krajowych źródeł wytwórczych oraz uniknięcia zwiększenia przepływów kołowych z systemu. Inwestycje te pozwolą na osiągnięcie zdolności importowych w wysokości 2000 MW, bez konieczności budowy trzeciego połączenia z systemem niemieckim. PSE S.A. poinformowały 50Hertz o zmianie planów w zakresie budowy trzeciego połączenia i uzgodniły odpowiedni komentarz do opracowanego TYNDP 2016 przesuwający w czasie tę inwestycję. Budowa trzeciego połączenia Polska Niemcy może być rozważana w kontekście potrzeby dalszego wzrostu zdolności wymiany mocy na przekroju synchronicznym, szczególnie w kierunku importu mocy. Ocenia się, że takie potrzeby nie wystąpią przed 2030 rokiem, a decyzja i termin potencjalnego uruchomienia połączenia, w uzgodnieniu z operatorem niemieckim, zostanie poprzedzona stosownymi analizami systemowymi. Poniżej na rys. 6.2.1 przedstawiono koncepcję realizacji trzeciego połączenia Polska- Niemcy. Szacuje się, że dla realizacji trzeciego połączenia konieczna jest budowa po stronie polskiej: stacji 400 kv Zielona Góra, dwóch linii 2x400kV Zielona Góra w kierunku do nacięcia linii 2x400kV w relacji Plewiska Baczyna o długości ok. 40 km, linii 2x400 kv Zielona Góra - Gubin o długości ok. 60 km, stacji 400 kv Gubin wraz z zainstalowaniem 2 przesuwników fazowych o parametrach identycznych jak w SE Mikułowa na linii 2x400 kv do Eisenhuettenstadt (Niemcy), linii 2x400 kv Gubin Granica Państwa o długości ok. 10 km. Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 682 mln zł. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 59 z 79

BCS GOR Eisenhüttenstadt PLE Gubin LSN ZGC Zielona Góra MIK ZUK Rys. 6.2.1 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. 3000 MW każda. Potencjalną lokalizacją pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce (EJ) jest Choczewo lub Żarnowiec w woj. pomorskim. W chwili obecnej prowadzone są przez inwestora (PGE S.A.) analizy w zakresie lokalizacji, docelowej mocy i harmonogramu budowy pierwszej EJ w Polsce. Zgodnie z aktualnymi planami, w perspektywie do roku 2030 ma zostać wybudowany jeden blok o mocy z zakresu 750 1650 MW, w zależności od wyboru dostawcy technologii wytwarzania przyłączony do stacji elektroenergetycznej Żarnowiec lub do nowej stacji w tym rejonie. Wstępne analizy w zakresie możliwości wyprowadzenia mocy z EJ na tle innych uwarunkowań systemowych przewidywanych na północy kraju wykazują, że konieczne będzie wzmocnienie powiązania rejonu stacji Żarnowiec z KSP, a także budowa dodatkowych linii wyprowadzających moc w głąb kraju. Na poniższych rysunkach pokazano zakres dodatkowej rozbudowy sieci przesyłowej w perspektywie roku 2030 wymagany przed uruchomieniem pierwszego bloku EJ (Rys. 6.3.1 wariant minimalny, Rys. 6.3.2 wariant maksymalny). Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 60 z 79

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. 6.3.1 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. 6.3.2 Dodatkowa rozbudowa sieci przesyłowej do wyprowadzenia mocy z pierwszego bloku EJ wariant maksymalny ok. 1700 MW W wariancie minimalnym konieczna będzie: a. budowa dwutorowej linii 400 kv w relacji Ostrów Pątnów o długości ok. 105 km; b. Przebudowa linii 400 kv w relacji Grudziądz Płock na linię dwutorową (długość linii 120 km); c. Przebudowę linii 400 kv w relacji Gdańsk Błonia Olsztyn Mątki na linię dwutorową (długość linii 136 km) wraz z budową nowej stacji Elbląg. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 61 z 79

W wariancie maksymalnym konieczna będzie budowa obiektów jak w wariancie minimalnym oraz dodatkowo budowa dwutorowej linii 400 kv w relacji Żarnowiec Gdańsk Przyjaźń o długości ok. 70 km. Uruchomienie kolejnych bloków energetyki jądrowej w Polsce planowane jest po roku 2030. Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 1 800 mln zł. 6.4. 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 (2025-2030), a moc elektrowni zawierała się w przedziale od 800 (1x800 MW) do 2400 MW (3x800 MW). Zakres rozbudowy sieci przesyłowej dla przyłączenia i wyprowadzenia mocy z Elektrowni Gubin w dużej mierze będzie uzależniony od decyzji dotyczącej budowy trzeciego połączenia Polska Niemcy opisanego w punkcie 6.2. Zakłada się, że Elektrownia Gubin zostanie przyłączona do KSE w nowej stacji 400 kv Gubin (która jednocześnie może być stacją graniczną na nowym, trzecim połączeniu z Niemcami). W celu niezawodnego wyprowadzenia mocy konieczne będzie powiązanie stacji Gubin z KSE, w zależności od mocy elektrowni, dwiema lub trzema 2-torowymi liniami 400 kv. Przykładowy sposób powiązania stacji Gubin z KSE przy elektrowni o mocy 2400 MW podano na rysunku 6.4.1. Obejmuje on następujące inwestycje liniowe: a. Budowa dwutorowej linii 400 kv w relacji Baczyna Gubin o orientacyjnej długości ok.140 km; b. Budowa dwutorowej linii 400 kv w relacji Polkowice Gubin o orientacyjnej długości ok. 129 km; oraz obiekty ujęte w rozdziale 6.2: c. Budowa dwutorowej linii 400 kv w relacji Zielona Góra Gubin o szacowanej długości ok. 60 km; d. Budowa SE Gubin i SE Zielona Góra; e. Budowa wcięcia z linii Baczyna Plewiska do SE Zielona góra o szacowanej długości ok. 40 km Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 890 mln zł. 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. 6.4.1 Dodatkowa rozbudowa sieci przesyłowej dla wyprowadzenia mocy z elektrowni Gubin Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 62 z 79

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 6.5.1 ciągu przesyłowego 400 kv: a. Dwutorowa linia 400 kv w relacji SE Świebodzice SE Ząbkowice SE Dobrzeń (jeden tor przejściowo pracujący na napięciu 220 kv) o szacowanej długości łącznie 230 km; b. dwutorowej linii 400 kv SE Młoty SE Ząbkowice o szacowanej długości ok. 70 km. Szacowane nakłady na zadania ujęte w tej grupie wynoszą 700 mln zł. MIK CPC SWI WRC PAS TRE BOG ZBK DBN GRO Młoty ALB WIE Rys. 6.5.1 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. 6.6.1). Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 63 z 79

Rys. 6.6.1 Obszary morskie wskazane dla lokalizacji morskich farm wiatrowych (źródło: Ministerstwo Transportu, Budownictwa i Gospodarki Morskiej) Ewentualna możliwość wykorzystania pełnego potencjału tego sektora wymaga strategicznego podejścia i sprecyzowania roli morskiej energetyki wiatrowej w podsektorze wytwarzania (ustanowienia celów ilościowych), a następnie rozwiązania barier o charakterze zarówno 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. 6.6.2). Na rysunku tym nie uwzględniono wymaganej rozbudowy sieci przesyłowej na lądzie, której zakres będzie ściśle związany z mocą przyłączonych farm morskich, budową EJ oraz morskich połączeń transgranicznych. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 64 z 79

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. 6.6.2 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 400-220-110 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 2016 2025 Strona 65 z 79

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 2016 2025 Strona 66 z 79

w rozwój gmin/regionów. Opracowane wyniki ankiet posłużą do stworzenia katalogu rozwiązań stosowanych w gminach/regionach. Pozwolą również wyłonić liderów w zarządzaniu gospodarką energetyczną, których doświadczenia mogą być wykorzystane w kolejnych fazach projektu. W etapie tym również zostaną podjęte działania zmierzające do zebrania informacji o inicjatywach gmin/regionów związanych z inicjatywami efektywnościowymi, oszczędnościowymi oraz w zaopatrzenie w energię elektryczną w tym budowa i eksploatacja małych źródeł energii. Prace obejmować będą również opracowanie szczegółowego katalogu rozwiązań dla gmin w zakresie gospodarowania energią elektryczną. Propozycje, mogą obejmować różne rozwiązania w zależności od położenia, wielkości i stopnia rozwoju gmin/regionów. Ostatnia faza prac dotyczyć będzie komunikacji z wybranymi gminami. W zależności od wyników ankiet zostanie zorganizowane spotkanie lub cykl spotkań, na których zainteresowane gminy uzyskają informacje na temat możliwości wdrożenia rozwiązań w zakresie optymalizacji gospodarki energią elektryczną. Głównym celem spotkania jest również uruchomienia technicznego doradztwa po stronie PSE skierowanego do gmin/regionów. Zainteresowane samorządy mogłyby uzyskać pomoc w zakresie wdrożenia konkretnych rozwiązań, przewidzianych w opracowanym katalogu. PSE będą występować jako propagator działań w gminach ukierunkowanych na przyjęte rozwiązania i standardy. Działania te będą ukierunkowane na udział w konferencjach, szkoleniach organizowanych dla samorządów lokalnych oraz warsztatach edukacyjnych. Ostatnia faza projektu obejmować będzie fazę konsultacji i doradztwa dla gmin zainteresowanych nowymi rozwiązaniami energetycznymi. Istotnym jest również wskazanie możliwości finansowania (szczególnie współpraca z NFOŚiGW). Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 67 z 79

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. 8.1. 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 2020/2021 - 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. 8.2. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 68 z 79

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 2021 2025 - 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 2016 2025 wraz z przewidywanym rozwojem sektora wytwórczego w sposób istotny zmieni strukturę sieci i rozkład mocy w KSE. W roku 2025 w stosunku do roku 2015 nastąpi: przyrost długości linii 400 kv o 4 280 km; redukcja długości linii 220 kv o 1 156 km; zwiększenie zdolności transformacji pomiędzy poszczególnymi poziomami napięć: 400/220 kv przyrost o 4 170 MVA; 400/110 kv przyrost o 8 340 MVA; 220/110 kv przyrost o 2 265 MVA; zwiększenie zdolności regulacyjne mocy biernej. Na poniższych rysunkach zobrazowano ww. przewidywane zmiany w strukturze KSP. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 69 z 79

12000 10000 8000 4280 154 6000 nowe 4000 2000 5982 8014 istniejące do likwidacji 0-1310 -2000 400 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 2016 2025 Strona 70 z 79

400/220 kv [MVA] 400/110 kv [MVA] 220/110 kv [MVA] 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0-2000 4500 11320-330 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0-5000 9150 15920-750 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0-5000 4560 19910-2295 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% 2 500 000 90% 2 075 700 80% 2 000 000 1 877 800 70% 60% 50% 110kV: 220kV: 1 500 000 110kV: 220kV: 40% 30% 20% 400kV: 1 000 000 500 000 757 500 654 800 702 400 537 300 400kV: 10% 0% 2015 2025 0 2015 2025 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 2016 2025 Strona 71 z 79

250000 200000 150000 100000 197900 50000 0 47600-50000 -100000-150000 -220200-200000 -250000 400 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 7 080 mln zł. W strukturze nakładów dominantę (blisko 78%) stanowią nakłady na budowę nowych obiektów sieci przesyłowej. Natomiast nakłady na modernizację obiektów sieci przesyłowej stanowią blisko 18 % nakładów całkowitych. Wynika to z faktu przyłączenia do sieci nowych, jednostek wytwórczych oraz z konieczności dostosowania sieci przesyłowej do Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 72 z 79

zmiennych kierunków przepływu mocy (z północy na południe przy dużej generacji FW i z południa na północ przy małej generacji FW). Strukturę planowanych nakładów w latach dla pierwszego okresu pięcioletniego przedstawiono na rys. 8.8. Rys. 8.8 Struktura planowanych nakładów w latach dla pierwszego okresu pięcioletniego W drugim okresie pięcioletnim objętym niniejszym Planem rozwoju planowane nakłady inwestycyjne oszacowano na kwotę 6 434,7 mln zł w cenach stałych 2015 roku. W porównaniu z pierwszym okresem pięcioletnim, w strukturze nakładów nadal dominantę (blisko 67%) stanowią nakłady na budowę nowych obiektów sieci przesyłowej lecz wysokość tych nakładów wynika z pierwszych dwóch lat okresu pięcioletniego (lat kończenia zadań z pierwszego okresu pięcioletniego). Natomiast nakłady na modernizację obiektów sieci przesyłowej rosną i stanowią ponad 30 % nakładów całkowitych. W następnych latach udział nakładów na modernizację obiektów sieci przesyłowej znacznie wzrasta. Strukturę planowanych nakładów w latach dla drugiego okresu pięcioletniego przedstawiono na rys. 8.8. 3 000 000 2 500 000 2 000 000 1 500 000 1 000 000 500 000 Nakłady w latach [tys. PLN] 0 2021 2022 2023 2024 2025 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 2016 2025 Strona 73 z 79

Reasumując 1. Realizacja zamierzeń zaplanowanych w niniejszym Planie rozwoju wraz z budową wymienionych w planie jednostek wytwórczych: a. Pozwoli na pokrycie prognozowanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną; b. Zapewni bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej w stanach normalnych i w stanach (n 1) pracy sieci przesyłowej. 2. Decyzje o realizacji zamierzeń ujętych w rozdziale 6 Kierunki rozbudowy sieci przesyłowej będą zapadać po spełnieniu warunków ich realizacji w tym między innymi określeniu warunków przyłączenia, podpisaniu umów o przyłączenie lub ujęciu danego zamierzenia w kolejnych edycjach planu TYNDP. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 74 z 79

ROZDZIAŁ 9. OCENA REALIZACJI PRSP 2010-2025 PRSP 2010-2025 w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną został opracowany w 2009 r., dotyczył lat 2010 2025 i został uzgodniony w zakresie roku 2010 przez Prezesa URE pismem znak: DTA-431-23(48)/2009/ŁM z dnia 29.12.2009 r. Opracowywane w latach następnych aktualizacje planu rozwoju zostały przez Prezesa URE uzgodnione w zakresie obejmującym: 1) rok 2011 Prezes URE, pismem z dnia 21 grudnia 2010 r., znak DTA-4310-44(18)/2010/ŁM, uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 11 października 2010 r. przy piśmie znak Z/RS/631/2010, projekt aktualizacji PRSP na lata 2011-2025, za uzgodniony w zakresie roku 2011, 2) lata 2012-2016 Prezes URE, pismem z dnia 29 czerwca 2011 r., znak DTA-4310-32(18)/2011/ŁM, uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 21 kwietnia 2011 r. przy piśmie znak Z-353-RSAR-504-1-MW/11, projekt aktualizacji PRSP na lata 2010-2025 w zakresie lat 2012-2016, za uzgodniony w zakresie obejmującym lata 2012-2016, 3) lata 2013-2017 Prezes URE, pismem z dnia 4 lutego 2013 r., znak DTA-4310-52(29)/2012/2013/ŁM, uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 23 października 2012 r. przy piśmie znak Z-661-DSWS-504-4-MW/12, projekt aktualizacji PRSP na lata 2010-2025 w zakresie lat 2013-2017, za uzgodniony w zakresie obejmującym lata 2013-2017, 4) lata 2014-2018 Prezes URE, pismem z dnia 24 stycznia 2014 r., znak DRE-4310-25(21)/2013/2014/ŁM, uznał przedłożony przez PSE S.A., w dniu 1 października 2013 r. przy piśmie znak Z-721-DSWS-504-9-MW/13, projekt aktualizacji PRSP na lata 2010-2025 w zakresie lat 2014-2018, za uzgodniony w zakresie obejmującym lata 2014-2018. Wyżej wymienione plany przedstawiały zamierzenia inwestycyjne aktualizowane corocznie na kolejne lata w zakresie: planowanego roku rozpoczęcia i zakończenia inwestycji, szacunkowych nakładów inwestycyjnych, harmonogramów ponoszenia nakładów w okresie najbliższych pięciu lat, doprecyzowania zakresów rzeczowych planowanych zamierzeń. Analizując zestawienia wielkości nakładów przewidywanych w planie rozwoju i jego aktualizacji z wielkościami nakładów rzeczywiście poniesionych, wynikających z realizacji rocznych Planów Inwestycji Rzeczowych Spółki, trzeba pamiętać o tym, że plan rozwoju oraz jego aktualizacja są dokumentami planistycznymi wieloletnimi i nie należy ich bezpośrednio utożsamiać z planem realizacyjnym inwestycji. Zgodnie z przyjętym przez PSE systemem planowania wyszczególnione w dokumentacjach wieloletnich zamierzenia inwestycyjne są wprowadzane do operacyjnego planu inwestycji rzeczowych Spółki dopiero po odpowiednim przygotowaniu umożliwiającym rozpoczęcie ich realizacji. Wielkości planistyczne (wysokość nakładów i terminy realizacji) uwidocznione w rocznych planach inwestycyjnych mogą i w szeregu przypadkach różnią się od wielkości założonych w planach wieloletnich. Rozbieżności w nakładach planowanych i faktycznie poniesionych spowodowane były najczęściej doprecyzowaniem zakresu rzeczowego inwestycji, aktualną sytuacją na rynku wykonawców, która przekładała się bezpośrednio na wynik prowadzonych postępowań przetargowych, uzyskanymi wynikami negocjacji i wielkością wypłaty odszkodowań za pozyskanie praw do dysponowania gruntem w celach budowlanych, bądź przedłużającym się w czasie przygotowaniem spraw formalno prawnych. Na sposób, warunki i terminy realizacji poszczególnych zamierzeń inwestycyjnych istotny wpływ miały niżej wymienione uwarunkowania: obowiązujące regulacje prawne, kolizje z obszarami chronionymi objętymi np. Programem Natura 2000, możliwości i warunki pozyskania wyłączeń elementów Krajowego Systemu Przesyłowego, nieuregulowany stan prawny nieruchomości zajmowanych pod inwestycję, Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 75 z 79

stopień nasilenia protestów społeczności lokalnych i organizacji ekologicznych, uwarunkowania zewnętrzne jak np. warunki przyłączenia podmiotów zewnętrznych, przedłużające się prowadzone postępowania o udzielenie zamówienia, Pomimo licznych barier występujących w procesie przygotowania i realizacji inwestycji zwłaszcza liniowych, OSP stara się dużym wysiłkiem układać pakiet zadań inwestycyjnych w taki sposób, aby zapewnić skuteczną realizację zadań ujętych w wieloletnich planach rozwoju sieci, z uwzględnieniem aktualnych uwarunkowań realizacyjnych, bez groźby zamrożenia środków finansowych. W wyniku poniesionych w latach 2010 2014 nakładów inwestycyjnych uzyskane zostały przyrosty zdolności produkcyjnych, których zestawienie przedstawiono w tabeli poniżej. W przypadku transformatorów i dławików przyrosty zdolności produkcyjnych dotyczą jednostek oddanych do eksploatacji i pracujących. Tabela 9.1 Uzyskane przyrosty zdolności produkcyjnych Rodzaj urządzeń Jednostka miary Uzyskany przyrost zdolności produkcyjnej 2010 2011 2012 2013 2014 Linie napowietrzne 400 kv km 0 50,3 43 0 0 Trakty światłowodowe km 165,6 270,7 162,3 522,3 197,5 Transformatory NN/110 kv MVA 490 410 3568 2070 [-] 610 Urządzenia kompensujące moc bierną Mvar 0 0 120 0 0 Łączne poniesione nakłady inwestycyjne w latach 2010 2014 wyniosły 3.414,8 mln zł, co stanowi 93,9% planowanej wielkości tych nakładów, która wynosiła 3.638,3 mln zł. Największą część nakładów poniesiono na realizację zadań związanych z budową lub rozbudową elektroenergetycznych stacji i linii przesyłowych, modernizacją obiektów istniejących oraz na teleinformatykę. Rozpatrując nakłady inwestycyjne poniesione w latach 2010 2014 w zakresie dwóch głównych grup inwestycyjnych, a więc na realizację zadań związanych z budową, rozbudową oraz modernizacją stacji i linii przesyłowych z uwzględnieniem wydatków na przygotowanie nowych zamierzeń, nakłady te zostały zrealizowane na poziomie 102% planu, z czego 54% dotyczyło nakładów na stacje elektroenergetyczne, a 46% nakładów na linie przesyłowe. Rozkład poniesionych w latach 2010 2014 nakładów inwestycyjnych na tle wielkości nakładów planowanych przedstawiono na rys. 9.1. Planowane oraz poniesione nakłady i ich strukturę przedstawiono na rys. 9.2 i 9.3. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 76 z 79

mln zł 2 500 2 000 Budowa i rozbudowa stacji i linii elektroenergetycznych PLANOWANE NAKŁADY NA LATA 2010-2014 NAKŁADY PONIESIONE W LATACH 2010-2014 1 500 1 000 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 2010 2014 z wyszczególnieniem grup inwestycyjnych 770,8 20% 28,2 329,8 9% PLANOWANE NAKŁADY NA LATA 2010-2014 18,5 104,1 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 2010 2014 21% 788,1 22,2 137,1 4% NAKŁADY PONIESIONE W LATACH 2010-2014 17,4 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 2010 2014 Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2016 2025 Strona 77 z 79