Rozwój systemu przesyłowego

Zmiany otoczenia o charakterze strukturalnym wyznaczają dalsze wyzwania, które powinny być uwzględniane w kolejnych planach rozwoju infrastruktury sieciowej. Są one związane m.in. z:

• rosnącą decentralizacją sektora wytwarzania,
• wzrostem liczby źródeł odnawialnych i ciągłym rozwojem technologii w tym obszarze,
• planami budowy morskiej energetyki wiatrowej,
• programem energetyki jądrowej,
• stopniową likwidacją części konwencjonalnych zasobów wytwórczych,
• wzrostem zużycia energii elektrycznej w sektorze transportu i ciepła,
• postępującą digitalizacją.

Ważnym zagadnieniem jest również zwiększenie znaczenia połączeń transgranicznych oraz połączeń wewnątrz krajów, pozwalających na przesyłanie energii pomiędzy potencjalnymi nowymi centrami wytwarzania energii, a miejscami jej zużycia lub magazynowania. Uwzględnienie tych elementów wymaga dalszego rozwoju sieci przesyłowej o charakterze szkieletowym opartej na napięciu 400 kV wspomaganej siecią o napięciu 220 kV.

Od czasu sporządzenia i uzgodnienia PRSP 2018-2027, w życie weszły nowe regulacje prawne, a także zostały zaprezentowane projekty nowych regulacji na poziomie, zarówno unijnym jak i krajowym, mające istotny wpływ na cały sektor energetyczny, tj.:

• Rozporządzenia i dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) w ramach tzw. Pakietu Czysta Energia dla wszystkich Europejczyków, które weszły w życie z dniem 4 lipca 2019 r. i co do zasady obowiązują z dniem 1 stycznia 2020 roku.
• Kluczowe krajowe dokumenty sektorowe wyznaczające kierunek zmian w krajowym systemie elektroenergetycznym:
  • Projekt Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. z dnia 8 listopada 2019 roku.
  • Projekt Krajowego Planu na Rzecz Energii i Klimatu na lata 2021-2030 z dnia 4 stycznia 2019 roku.

PRSP 2021-2030 uwzględnia kierunki rozwoju sektora energii w Polsce w perspektywie 2040 r. wyznaczone przez Projekt Polityki energetycznej Polski do 2040 r., będącej jedną z dziewięciu strategii wynikających z systemu zarządzania rozwojem kraju, oraz Projekt Krajowego Planu na Rzecz Energii i Klimatu (KPEiK), którego opracowanie wynika z rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999.

Plan rozwoju sieci przesyłowej (PRSP) określa przedsięwzięcia rozwojowe sieci przesyłowej, których realizacja ma zapewnić w perspektywie długoterminowej pokrycie krajowego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną. Do głównych czynników wpływających na kierunki rozwoju sieci przesyłowej należą: wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną, rozwój źródeł wytwórczych oraz konieczność rozbudowy połączeń transgranicznych.

W stosunku do poprzedniej edycji PRSP istotnej zmianie uległ proces analityczny do identyfikacji wymaganych potrzeb infrastrukturalnych. Opracowano i wykorzystano udoskonaloną metodykę odwzorowania systemu elektroenergetycznego oraz procesów w nim zachodzących. Uwzględniała ona m.in. analizy rynkowe z wykorzystaniem europejskiego modelu rynku, których wynikiem była prognoza wymiany transgranicznej pomiędzy Polską i krajami sąsiednimi. W stosowanych narzędziach i metodach istotnie zwiększono granulację czasową, uwzględniono stochastyczną naturę procesów w KSE oraz wpływ zmienności warunków atmosferycznych na funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego. Położono przy tym szczególny nacisk na integralność i spójność stosowanych wielkości, baz danych i założeń.

Krajowy sektor wytwórczy przechodzi proces transformacji i do czasu opracowania niniejszego dokumentu nie został jeszcze określony przyszły miks energetyczny dla Polski. Dotychczasowe doświadczenia pokazują, że w istniejących uwarunkowaniach prawnych i regulacyjnych przedsiębiorstwom wytwórczym trudno jest znaleźć uzasadnienie ekonomiczne dla budowy nowych mocy wytwórczych. Z tego powodu w grudniu 2017 r. w Polsce został wprowadzony mechanizm rynku mocy, który pozwoli na podjęcie przez inwestorów decyzji o budowie nowych mocy wytwórczych w kraju. Podkreślenia wymaga jednak fakt uruchomienia w latach 2017-2019 nowego bloku węglowego w Elektrowni Kozienice, a także bloku parowo-gazowego w Płocku oraz dwóch bloków węglowych w Elektrowni Opole, co poprawiło zasoby krajowego sektora wytwórczego o ok. 3 240 MW.

Przy sporządzaniu PRSP 2021-2030 brano pod uwagę uwarunkowania prawne wynikające z:

• koncepcji przestrzennego zagospodarowania kraju,
• planów zagospodarowania przestrzennego województw,
• Polityki energetycznej Polski,
• 10-letniego planu rozwoju ENTSO-E TYNDP 2018,
• realizacji umów przyłączeniowych oraz określonych warunków przyłączenia do sieci przesyłowej,
• realizacji innych zobowiązań, w tym uzgodnień z OSD,
• regulacji unijnych.

Obowiązująca Koncepcja przestrzennego zagospodarowania kraju (KPZK) została przyjęta uchwałą Rady Ministrów z dnia 13 grudnia 2011 r. oraz przez Sejm RP na posiedzeniu w dniu 15 czerwca 2012 roku. KPZK jest najważniejszym krajowym dokumentem strategicznym dotyczącym zagospodarowania przestrzennego kraju. Stanowi ramę dla innych dokumentów strategicznych i spełnia rolę koordynującą zamierzenia krajowych i regionalnych strategii, planów i programów rozwoju społeczno-gospodarczego.

W praktyce oznacza to, że KPZK wiąże podmioty administracji publicznej i powoduje obowiązek:

• uwzględnienia w sporządzanych studiach uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gmin zasad określonych w KPZK,
• uwzględnienia w planach zagospodarowania przestrzennego województwa (PZPW) ustaleń KPZK.

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, a także potencjalnych lokalizacji nowych mocy wytwórczych. W KPZK wskazano przestrzeń niezbędną dla rozwoju sieci przesyłowych oraz zasady wyznaczania granic przestrzeni koniecznej 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 zostały wskazane w KPZK bez przesądzania o bezpośrednich wskazaniach lokalizacyjnych, strukturze wydatków i nakładach finansowych.

W obowiązującej KPZK zasygnalizowano potrzebę rozwoju elektroenergetycznej sieci przesyłowej krajowej oraz transgranicznej. Inwestycje ujęte w KPZK wymagają potwierdzenia w analizach rozwojowych wykonywanych w PSE S.A. w oparciu o najbardziej aktualne założenia dotyczące przewidywanych zmian w KSE.

Należy jednak mieć na uwadze, że obecnie dokumentem określającym podstawowe uwarunkowania oraz aktualne cele i kierunki rozwoju kraju m.in. w wymiarze przestrzennym jest Strategia na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju do roku 2020 (z perspektywą do 2030 r.), przyjęta przez Radę Ministrów w 2017 roku.

Plany zagospodarowania przestrzennego województw (PZPW) są, z punktu widzenia realizacji procesu rozbudowy krajowej sieci przesyłowej, podstawowymi dokumentami planistycznymi sporządzanymi przez samorządy województw. W planach tych określane są w szczególności powiązania infrastrukturalne, w tym kierunki powiązań transgranicznych oraz rozmieszczenie inwestycji celu publicznego o znaczeniu ponadlokalnym.

Współpraca PSE z samorządami województw w zakresie spójności planów rozwoju z dokumentami planistycznymi sporządzanymi przez samorządy wynika wprost z zapisów ustawy Prawo energetyczne. Na podstawie ustawy nasza spółka konsultuje plan rozwoju z zainteresowanymi stronami, zamieszczając projekt planu na swojej stronie internetowej i wyznaczając termin zgłaszania uwag. W konsultacjach uczestniczą organy władzy samorządowej szczebla wojewódzkiego.

PSE na bieżąco prowadzą też korespondencję z organami samorządów województw, uczestnicząc w ten sposób w procedurze sporządzenia planów zagospodarowania przestrzennego województw.

Wraz z ewentualnym przyjęciem PEP2040 uchylona zostanie „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku” z 2009 r. oraz Strategia „Bezpieczeństwo Energetyczne i Środowisko – perspektywa do 2020 r.” z 2014 roku. Główne uwarunkowania dla PRSP 2021-2030 wynikające z projektu PEP2040 to rozbudowa sieci umożliwiająca:

• wyprowadzenie mocy z istniejących źródeł wytwórczych,
• przyłączanie nowych mocy, w tym bloków jądrowych oraz elektrowni wiatrowych na lądzie i morzu na poziomie umożliwiającym osiągnięcie wymaganego udziału OZE w bilansie elektroenergetycznym kraju,
• poprawę pewności zasilania odbiorców,
• tworzenie bezpiecznych warunków współpracy źródeł o zmiennym charakterze pracy z pozostałymi elementami KSE,
• zapewnienie zdolności wymiany mocy z sąsiadującymi systemami,
• zwiększanie efektywności energetycznej przesyłu energii.

ENTSO-E co dwa lata publikuje dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym. Aktualny plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym został opublikowany w listopadzie 2018 roku. Głównym celem inwestycji ujętych w TYNDP jest osiągnięcie europejskich celów klimatycznych do 2050 r. w opłacalny sposób, utrzymanie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego z uwzględnieniem potrzeb gospodarczych, politycznych i społecznych w warunkach niepewności przyszłego rozwoju infrastruktury. Potrzeby rozwoju w europejskim systemie elektroenergetycznym zidentyfikowane podczas analiz przeprowadzonych w procesie tworzenia TYNDP 2018 wynikają m.in. z dynamicznego rozwoju odnawialnych źródeł energii – głównie wiatrowych, technologii magazynowania energii, elektromobilności, pomp ciepła oraz z konieczności redukcji emisji CO₂.

W TYNDP 2018 zawarto sześć grup projektów dotyczących rozwoju krajowej sieci przesyłowej i połączeń transgranicznych.

Według stanu na dzień 02.12.2019 r. PSE mają zawarte umowy o przyłączenie nowych jednostek wytwórczych o łącznej mocy 14 774,975 MW, z czego 10 057 MW dotyczy konwencjonalnych jednostek wytwórczych, a pozostała moc – OZE (4 717,975 MW). Jednocześnie PSE mają zawarte umowy o przyłączenie: systemów dystrybucyjnych o łącznej mocy 149,5 MW oraz transformatorów potrzeb własnych/ogólnych elektrowni o łącznej mocy 331,7 MW.

Nasza spółka wydała warunki przyłączenia w odniesieniu do:

• OZE o łącznej mocy 5 163 MW,
• konwencjonalnych źródeł energii o łącznej mocy 2 754 MW,
• systemu dystrybucyjnego o mocy 30 MW,
• transformatorów potrzeb własnych/ogólnych elektrowni o łącznej mocy 95 MW,
• magazynów energii elektrycznej o łącznej mocy 312 MW.

Krajowa sieć przesyłowa 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 jest zapewnienie spójnego i skoordynowanego rozwoju całej sieci zamkniętej zarówno na poziomie sieci NN, jak i na poziomie sieci 110 kV. Takie działanie pozwala na zapewnienie długookresowego bezpieczeństwa funkcjonowania KSE oraz optymalne z punktu widzenia technicznego i ekonomicznego zwymiarowanie potrzeb w zakresie rozbudowy sieci na poszczególnych obszarach. Zagadnienie to jest ujęte w obowiązujących regulacjach prawnych, w tym m.in. w ustawie Prawo energetyczne (art. 9c, ust. 2, pkt 5) oraz IRiESP (Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci, pkt. 3).

W wyniku zintegrowanego planowania rozwoju sieci zamkniętej NN i 110 kV, OSP i OSD, w celu poprawy pewności zasilania poszczególnych obszarów OSD, uzgodniły i zawarły bądź są w trakcie zawierania stosownych porozumień w zakresie potrzeb wzmacniania istniejących oraz budowy nowych sprzężeń sieci przesyłowej 400 i 220 kV z siecią 110 kV.

Zintegrowane planowanie wymaga prowadzenia wielowariantowych analiz o charakterze powtarzalnym dla całej sieci zamkniętej, uwzględniających zmieniające się uwarunkowania systemowe. W okresie poprzedzającym sporządzenie PRSP 2021 – 2030 zakończono analizy dotyczące koncepcji pracy sieci zamkniętej NN i 110 kV na obszarach działania TAURON Dystrybucja S.A., PGE Dystrybucja S.A. oraz ENERGA Operator S.A. Jednocześnie trwały jeszcze analizy dla obszarów ENEA Operator Sp. z o.o. oraz Innogy Stoen Operator Sp. z o.o.

Art. 16 ust. 8 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 (Rozporządzenie 943) nakłada na OSP obowiązek udostępniania uczestnikom rynku od 1. stycznia 2020 r. międzyobszarowych zdolności przesyłowych na poziomie nie niższym niż 70 proc. zdolności przesyłowych dla danej granicy (podejście CNTC, ang. Coordinated Net Transmission Capacity) lub krytycznego elementu sieci (metoda FBA, ang. Flow Based Allocation), wyznaczonych z uwzględnieniem granic bezpieczeństwa pracy systemu. Przeprowadzone przez PSE analizy wykazały, że udostępnianie zdolności przesyłowych na wymaganym poziomie będzie wymagało działań w celu likwidacji występujących w związku z tym ograniczeń sieciowych. Realizując postanowienia Planu Działań (opracowanego przez Rząd na podstawie przepisów art. 15 Rozporządzenia 943), w PRSP 2021-2030 uwzględniono stosowne inwestycje sieciowe, mające na celu likwidację barier związanych z wymianą transgraniczną w wyżej wskazanym kontekście.

W celu bardziej skutecznej realizacji inwestycji w 2019 r., PSE cyklicznie aktualizowały Portfel inwestycji, stanowiący jedno z podstawowych narzędzi zarządzania projektami inwestycyjnymi. Projekty wprowadzane do Portfela inwestycji podlegają grupowaniu, kategoryzacji, nadaniu priorytetów i kolejności realizacji uwzględniających szczególnie uwarunkowania systemowe związane z możliwością wymaganych wyłączeń elementów sieci przesyłowej.

Portfel stanowi zbiór projektów inwestycyjnych z zakresu infrastruktury sieciowej, pogrupowanych w programy inwestycyjne. W szczególnych przypadkach dopuszcza się przynależność do programu elementów innych niż infrastruktura sieciowa.

Wszystkie projekty inwestycyjne ujęte w Portfelu inwestycji sieciowych pogrupowane są w programy inwestycyjne w zależności od:

• znaczenia strategicznego – programy strategiczne,
• lokalizacji i wzajemnych zależności projektów – programy obszarowe,
• charakteru prac wspierających realizację pozostałych projektów inwestycyjnych (przykład: dostawy inwestorskie, kwestie formalno-prawne).

Portfel inwestycji sieciowych obejmuje sześć programów strategicznych oraz cztery obszarowe.

Program 1.
Wyprowadzenie mocy z El. Kozienice wraz z poprawą warunków zasilania północno-wschodniej Polski: 12 projektów inwestycyjnych, 574,6 mln zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Program 2.
Wyprowadzenie mocy z El. Turów wraz z poprawą warunków zasilania południowo-zachodniej Polski: 16 projektów inwestycyjnych, 711,5 mln zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Program 3.
Wyprowadzenie mocy z El. Dolna Odra i OZE wraz z poprawą warunków zasilania północno-zachodniej Polski: 19 projektów inwestycyjnych, 1 110,2 mln zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Program 4.
Wyprowadzenie mocy z OZE wraz z poprawą warunków zasilania północnej Polski: 22 projekty inwestycyjne, 2 116 mln zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Program 5.
Wyprowadzenie mocy z El. Bełchatów wraz z poprawą warunków zasilania centralnej Polski: 9 projektów inwestycyjnych, 133 mln zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Program 9.
Program strategiczny „Budowa połączeń podmorskich i magazynów energii”: 2 projekty inwestycyjne, brak zakontraktowanych inwestycji.

Program 6.
Program Obszarowy – Północ: 26 projektów inwestycyjnych, 1 283,5 mln zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Program 7.
Program Obszarowy – Południe: 32 projekty inwestycyjne, 1 021,9 mln zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Program 8.
Program Obszarowy – Zakończenie formalne realizacji inwestycji: 12 projektów, 2 419,3 mln zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Program 10.
Dostawy Inwestorskie: 14 projektów inwestycyjnych, 474,4 mln zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

W 2019 r. spółka kontynuowała realizację projektów wg modelu realizacji inwestycji, który zapewnia transparentność, elastyczność, jasne zasady i standardy, łatwiejszy monitoring ryzyk i możliwość ich zaadresowania na wczesnym etapie oraz efektywniejszy nadzór i współpracę z wykonawcami.

Wypracowany i doskonalony model realizacji inwestycji to znaczące korzyści dla PSE i ich otoczenia, wśród których można wymienić m.in.:

• Dla wykonawców prac budowlanych:
  • wprowadzenie kryteriów pozacenowych w przetargach,
  • odpowiednia dystrybucja ryzyk (nieprzenoszenie całości ryzyk na wykonawców),
  • uelastycznienie zapisów umów i możliwość wprowadzania zmian w trakcie trwania umowy.
• Dla społeczności lokalnych i samorządów:
  • transparentny proces konsultacji społecznych,
  • bezpośredni kontakt z PSE, czyli inwestorem na każdym etapie realizacji inwestycji wraz z etapem pozyskiwania służebności.

W procesie dalszego doskonalenia modelu zarządzania projektami z końcem roku 2018 wytypowano w naszej spółce realizowane inwestycje sieciowe stanowiące kluczowe projekty z punktu widzenia funkcjonowania systemu przesyłowego.

Projekty te wymagają priorytetowego traktowania w zakresie udzielania wyłączeń elementów KSE, przydzielania i pierwszeństwa dostępności zasobów oraz podlegają specjalnemu monitorowaniu, raportowaniu i eskalacji identyfikowanych ryzyk projektowych.

Przyjęliśmy i realizujemy programy strategiczne oraz obszarowe w sposób umożliwiający zapewnienie skutecznej realizacji celów strategicznych opartych na zrównoważonym rozwoju krajowego systemu przesyłowego. Uwzględniamy przy tym aktualne uwarunkowania – zwłaszcza systemowe i formalno-prawne – realizacji inwestycji.

Sprawy formalno-prawne związane z realizacją budowy linii zajmują 80 proc. czasu trwania umowy, a sama faza budowy linii nie więcej niż 20 proc.


GRI 103-3