Rynek energii

Pierwsze praktyczne zastosowania energii elektrycznej dotyczyły głównie sztucznego oświtlenia. Pierwsze lampy łukowe zainstalowano w Hucie Królewskiej na terenie obecnego Chorzowa w 1870 roku. Kolejnym etapem eksploatacji nowej energii było stosowanie na dużą skalę silników elektrycznych. Pierwszą elektrownię na ziemiach polskich uruchomiono w Szczecinie w 1889 roku. Pierwsze polskie linie napowietrzne (o napięciu 60 kV) wybudowano pod koniec lat 20. XX wieku, zaś pierwszą linię przesyłową oddano do użytku w 1937 roku – jej napięcie wynosiło 150 kV.

 

Sieci przesyłowe o napięciu 220 kV zaczęły powstawać w latach 50. minionego wieku. Mniej więcej, w tym czasie zaczęto tworzyć połączenia między istniejącymi sieciami o różnych napięciach, kładąc w ten sposób podwaliny pod obecny Krajowy System Elektroenergetyczny (KSE). Jego trzonem była sieć przesyłowa oparta na liniach o napięciu 110 kV i 220 kV. Pierwsza linia o napięciu 400 kV wybudowana została w Polsce w 1964 roku, a dwadzieścia lat później uruchomiono linię 750 kV, łączącą polski system z systemem ówczesnej Ukraińskiej SRR (obecnie linia wyłączona z eksploatacji). Ponad ¾ energii elektrycznej, produkowanej obecnie w kraju wytwarzane jest w elektrowniach wykorzystujących węgiel kamienny (ok. 50%) oraz brunatny.

 

 

Krajowy System Elektroenergetyczny

 

Krajowy System Elektroenergetyczny jest zbiorem wzajemnie powiązanych elementów, służących do wytwarzania, przesyłania i rozdziału energii elektrycznej wraz z układami sterującymi jego pracą. Można wyróżnić podsystem wytwórczy, przesyłowy i dystrybucyjny. Prawidłowe funkcjonowanie całego systemu elektroenergetycznego wymaga koordynacji ze stanem krajowej gospodarki, gdyż system ten, obok systemu transportowego można traktować jako krwiobieg gospodarczy, warunkujący sprawne funkcjonowanie wszystkich gałęzi i dziedzin życia gospodarczego. Stąd tak ważną rolę odgrywa prawidłowo działający rynek energii, który można traktować jak swoisty element systemu krajowej elektroenergetyki.

 

Podstawowy parametr techniczny

 

Współczesne systemy elektroenergetyczne opierają się na prądzie przemiennym (AC, ang. alternating current). Taki prąd wypływa z jednostek wytwórczych, przepływa liniami elektroenergetycznymi i dociera do końcowych odbiorców. Najważniejszym parametrem technicznym, warunkującym integralność pracujących elementów w ramach jednego systemu elektroenergetycznego jest częstotliwość. Jest to stała wielkość określająca czas pomiędzy pojawieniem się maksymalnych wartości chwilowych w przebiegu zasilającego napięcia oraz prądu i jest ona charakterystyczna dla całego systemu w danej chwili.

 

Zespoły prądotwórcze w elektrowniach przyłączonych do systemu, pracują w warunkach normalnych synchronicznie, tzn. prędkość kątowa ich mas wirujących (dzięki którym zamieniana jest energia mechaniczna na elektryczną) jest jednakowa i proporcjonalna do częstotliwości panującej w systemie. Zgodnie z zasadą zachowania energii, łączna moc generowana w elektrowniach, powinna być równa sumie mocy wszystkich odbiorów oraz strat w systemie. Gdy te pozycje chwilowo się nie bilansują, powstaje stan przejściowy, polegający na zmianach częstotliwości systemu.

 

Przykładowo, gdy pobór energii jest mniejszy od ilości energii elektrycznej generowanej w tym samym czasie, zmniejsza się obciążenie zespołów prądotwórczych i prędkość kątowa wirowania mas wzrasta, a zatem zwiększa się też częstotliwość w systemie. Analogicznie, przy zwiększającym się poborze energii elektrycznej – następuje zwiększenie obciążenia i spowolnienie obrotów jednostek wirujących, a więc i spadek częstotliwości. W związku z czym, częstotliwość w systemie elektroenergetycznym jest wskaźnikiem zbilansowania mocy i jej monitorowanie jest wykorzystywane do sterowania wielkością mocy generowanej w poszczególnych elektrowniach, a to w celu pokrycia mocy odbiorów, która zmienia się w czasie, w sposób losowy.

 

 

W polskim systemie elektroenergetycznym częstotliwość bazowa (znamionowa) wynosi 50 Hz. Zgodnie z przyjętymi przez PSE S.A. „warunkami korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci”, wartość średnia częstotliwości, mierzonej przez 10 sekund w miejscach przyłączenia urządzeń, instalacji lub innych sieci, powinna być zawarta w przedziale:

 

• 50 Hz ±1% (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5% tygodnia

• 50 Hz +4%/–6% (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100% tygodnia.

 

Ponadto, wymaga się, aby liczba dni pracy w ciągu miesiąca z częstotliwością zadaną 49,99 Hz lub 50,01 Hz, nie przekroczyła ośmiu.

 

Polski system elektroenergetyczny w Europie

 

Utrzymywanie w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) częstotliwości bazowej 50 Hz umożliwiło przyłączenie systemu naszego kraju do wspólnego, połączonego systemu elektroenergetycznego Europy Zachodniej, czyli systemu UCTE (ang. Union of the Coordination of Transmission of Electricity). Operator polskiego systemu elektroenergetycznego (PSE S.A.) został członkiem organizacji o ówczesnej nazwie UCPTE (ang. Union of the Co-ordination of Production and Transmission of Electricity) w 1999 roku, choć krajowy system pracował synchronicznie z systemem UCPTE ( ang. Union of the Co-ordination of Production and Transmission of Electricity) już od 18 października 1995 roku (wraz z systemem Czech, Słowacji i Węgier w ramach tzw. systemu CENTREL).

 

Poważne przemiany, jakie nastąpiły w europejskiej elektroenergetyce, m.in. wprowadzenie pierwszej Dyrektywy 96/92/EC, w celu utworzenia jednolitego rynku energii elektrycznej (dyrektywa IEM) oraz powołanie w 1999 roku Europejskiego Stowarzyszenia Operatorów Przesyłowych ETSO, zmusiły UCPTE do przeprowadzenia reformy organizacyjnej. W jej wyniku postanowiono najpierw ograniczyć zakres działań UCPTE jedynie do przesyłu energii elektrycznej, w skutek czego, w 1999 roku organizacja pozbyła się ze swojego zakresu działań wytwarzania energii elektrycznej, zmieniając przy tym swoją nazwę na UCTE.

Członkami – założycielami zreorganizowanego UCTE zostało 33 operatorów systemów przesyłowych z: Austrii, Belgii, Bośni i Hercegowiny, Chorwacji, Czech, Francji, Grecji, Hiszpanii, Holandii, Jugosławii, Luksemburga, Macedonii, Niemiec, Polski, Portugalii, Słowacji, Słowenii, Szwajcarii, Włoch i Węgier. W lipcu 2009 roku zlikwidowano UCTE przez wcielenie struktury organizacyjnej w skład zreformowanej organizacji ETSO (ang. European Transmission System Operators), obejmującej operatorów elektroenergetycznych sieci przesyłowych pod nazwą ENTSO-E (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity).

 

PSE S.A., jako operator systemu przesyłowego w Polsce uzyskał status członka-założyciela UCTE w dniu 17 maja 2001 roku, podpisując w Lizbonie, wspólnie z operatorami systemów przesyłowych z Czech, Słowacji oraz Węgier, statut tej organizacji.

 

 

ENTSO-E koordynuje pracę systemów elektroenergetycznych swoich 41 członków – operatorów systemów przesyłowych z 34 krajów, odpowiedzialnych za rozwój i prowadzenie ruchu połączonych systemów elektroenergetycznych z siecią przesyłową o napięciu co najmniej 220 kV. Jednym z celów organizacji jest promowanie rozwoju wspólnego rynku energii elektrycznej, wspieranie konkurencji, przy równoczesnym gwarantowaniu bezpieczeństwa pracy połączonych w ramach ENTSO-E/UCTE systemów elektroenergetycznych, gdyż niezawodne i bezpieczne prowadzenie ruchu połączonych systemów jest warunkiem rozwoju konkurencji na rynku energii. Ukształtowany układ, połączonych systemów krajów Europy kontynentalnej dysponuje ponad 500 GW zainstalowanej mocy.

 

Organizacja ENTSO-E jest ponadto odpowiedzialna m.in. za:

• prowadzenie analiz i monitorowanie rozszerzenia strefy pracy synchronicznej systemu

• koordynację wzajemnej pomocy technicznej i operacyjnej między operatorami systemów przesyłowych

• koordynację i poprawę reguł operacyjnych strefy synchronicznej i jej połączeń zewnętrznych z sąsiadującymi systemami przesyłowymi

• upowszechnianie wiedzy eksperckiej o połączonych systemach elektroenergetycznych.

 

Obecnie, na kontynencie europejskim, poza strefą pracy synchronicznej systemów elektroenergetycznych w ramach ENTSO-E/UCTE, do których należy system Polski, istnieje pięć innych stref synchronicznych, mianowicie:

• krajów bałtyckich (BALTSO)

• krajów skandynawskich (Nordel)

• brytyjski (UKTSOA)

• irlandzki (ATSOI)

• skupionych wokół systemu Federacji Rosyjskiej (UPS).

 

Ponadto, są kraje Europy nienależące do żadnej ze stref. System ENTSO-E/UCTE jest połączony z sąsiadującymi systemami, m.in. brytyjskim, albańskim, skandynawskim (liniami prądu stałego HVDC), krajów bałtyckich (oddane połączenie Polski z Litwą ze wstawką prądu stałego „LitPol Link”), a nawet synchronicznie z systemem Afryki północno-zachodniej. Istnieją też na terytorium Ukrainy i Białorusi niewielkie podsystemy wyspowe, pracujące synchronicznie z systemem ENTSO-E/UCTE.

 

Obszary pracy synchronicznej systemów elektroenergetycznych w Europie w ramach organizacji

 

Struktura organizacyjna KSE

 

W okresie przemian gospodarczych w Polsce, pod koniec XX wieku, stosunki własnościowe struktury KSE podlegały przemianom rewolucyjnym, zaś powiązania organizacyjne – raczej ewolucyjnym. Zmiany struktury organizacyjno-własnościowej przebiegały pod hasłami, m.in.: prywatyzacji, budowy rynku energii, wprowadzania usług systemowych, ochrony antymonopolowej oraz decentralizacji z jednej strony i konsolidacji w celach kapitałowo-inwestycyjnych – z drugiej.

 

System elektroenergetyczny jest układem technicznym, działającym na podstawie obiektywnych praw elektrotechniki, tymczasem przedsiębiorstwa energetyczne stały się podmiotami gospodarczymi o własnych, często odmiennych interesach ekonomicznych. Koniecznym było więc utworzenie odpowiedniej struktury organizacyjnej, w celu koordynacji działań podmiotów dla zapewnienia niezawodnej i bezpiecznej pracy systemu i jego rozwoju jako całości.

 

Warto zauważyć, że o ile wytwórcy energii elektrycznej mogą ze sobą konkurować, to proces dostarczania energii do odbiorców końcowych funkcjonuje w warunkach monopolu naturalnego. Nieracjonalna jest więc budowa dublującej się na danym terytorium infrastruktury w zakresie sieci dosyłającej energię elektryczną z jednostek wytwórczych, współpracujących w ramach jednego systemu.

 

Sieci elektroenergetyczne, pod względem organizacyjnym, dzielą się na:

•     sieci przesyłowe, transportujące na większe odległości do stacji transformatorowo-rozdzielczych lub największych odbiorców, energię elektryczną, produkowaną w większych elektrowniach systemowych; są to sieci najwyższych napięć (NN)

•     sieci dystrybucyjne, zwane też rozdzielczymi, rozsyłające do odbiorców końcowych energię, odbieraną z sieci przesyłowej, a także wytwarzaną przez mniejsze jednostki generacyjne; są to sieci napięć wysokich (WN), średnich (SN) i niskich (nn).

 

Sieci te są zarządzane przez przedsiębiorstwa energetyczne, pełniące rolę ich operatorów, tj. sieci dystrybucyjnych (OSD) i przesyłowych (OSP). Ich techniczne zadania i obowiązki, regulują przepisy krajowego prawa.

 

Aktem prawnym, regulującym w Polsce podstawowe stosunki i organizację sektora elektroenergetyki jest uchwalona 10 kwietnia 1997 roku i wielokrotnie nowelizowana ustawa Prawo energetyczne. Na podstawie delegacji tejże ustawy wydawane są bardziej szczegółowe rozporządzenia, m.in. tzw. taryfowe i systemowe.

 

Regulacja elektroenergetyki w Polsce odbywa się na trzech płaszczyznach:

• najwyższa – ustawa Prawo energetyczne, określająca rozwiązania instytucjonalne

• średnia – akty wykonawcze wydawane przez Radę Ministrów i ministra właściwego do spraw energetyki, na podstawie ustawy

• indywidualna, wykonywana przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, dysponującego sporym zakresem uprawnień uznaniowych.

 

Szczególną pozycję w systemie prawno-organizacyjnym krajowej elektroenergetyki zajmuje więc Urząd Regulacji Energetyki (URE), którego powołanie wynikało z konieczności implementacji pierwszej dyrektywy IEM z 1996 roku. Dyrektywa ta wyliczała również kompetencje takiego urzędu, jako organu antymonopolowego, zapewniającego właściwe funkcjonowanie sektora elektroenergetycznego w warunkach konkurencji rynkowej.

 

Prezes URE odpowiedzialny jest za m.in.: regulowanie funkcjonowania rynku, promowanie konkurencji i przeciwdziałanie praktykom monopolistycznym, monitorowanie bezpieczeństwa dostaw energii, przydzielanie koncesji na działalność energetyczną i rozstrzyganie sporów, w szczególności związanych z koncesjonowaną działalnością energetyczną.

 

Prezes URE ma kompetencje do wydawania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w większych jednostkach, na jej przesył oraz dystrybucję. Na mocy decyzji prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, funkcję operatora systemu przesyłowego (OSP) w Polsce pełni firma PSE S.A. Firma posiada 5 oddziałów terenowych. Ich siedziby to Warszawa, Radom, Bydgoszcz, Katowice i Poznań.

 

Na początku 2016 roku lista podmiotów z koncesją, udzieloną przez prezesa URE na pełnienie funkcji operatorów sieci dystrybucyjnych (OSD) w Polsce, obejmowała 174 pozycje. Są to m.in.: większe zakłady przemysłowe i usługowe, dysponujące własną rozległą siecią z jednostkami wytwórczymi (np. huty, rafinerie, kolej, przemysł ciężki), przedsiębiorstwa gminne, w tym elektrociepłownie, a także nowe firmy budujące infrastrukturę energetyczną na obszarach nowych inwestycji. Te podmioty jednak nie odgrywają większego znaczenia, z punktu widzenia dystrybucji w całym KSE, gdyż największą infrastrukturą dysponuje czterech operatorów, funkcjonujących w ramach skonsolidowanych grup energetycznych, wywodzących się z dawnych zakładów energetycznych (PGE Dystrybucja S.A., Energa-Operator SA, Enea Operator Sp. z o.o., Tauron Dystrybucja S.A., a także RWE Stoen Operator S.A.).

 

Struktura wielkości dystrybucji energii w Polsce oraz długość sieci dystrybucyjnych zarządzanych przez krajowe grupy energetyczne (dane 2014 r.)

 

Za zarządzanie operacyjne zasobami technicznymi Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) odpowiedzialne są służby dyspozytorskie, tworzące hierarchiczny układ czteroszczeblowy, mianowicie są to:

 

• Krajowa Dyspozycja Mocy (KDM)

• Obszarowe Dyspozycje Mocy (ODM)

• Zakładowe Dyspozycje Ruchu (ZDR)

• Rejonowe Dyspozycje Ruchu (RDR).

 

Dwie pierwsze (jeden KDM i pięć ODM-ów) to służby dyspozytorskie OSP, zaś pozostałe (ZDR-y i RDR-y) są służbami poszczególnych OSD. Zakres ich zadań oraz mechanizmy współpracy określa ustawa Prawo energetyczne i wydane na jej podstawie rozporządzenia szczegółowe (np. tzw. rozporządzenie systemowe). Szczegółowe procedury i kryteria działalności zawierają wewnętrznie opracowywane dokumenty, tj. instrukcje ruchu i eksploatacji sieci: przesyłowej i dystrybucyjnej (odpowiednio IRiESP oraz IRiESD). Instrukcje te muszą być zatwierdzone przez prezesa URE.

 

Konieczność rozwoju i rozbudowy sieci przesyłowej oraz rosnące wymagania w stosunku do operatora,

w zakresie efektywności i sprawności nadzoru nad siecią przesyłową, spowodowały korektę modelu funkcjonowania służb dyspozytorskich sieci przesyłowej. Zmiana polegała na wyodrębnieniu zadań koordynacji prac związanych z czynnościami eksploatacyjnymi sieci, od czystych zadań koordynacji ruchowej (sterowania pracą sieci, przepływami mocy i utrzymywanie właściwych parametrów pracy systemu). W 2006 roku wyodrębniono nową jednostkę, Centrum Nadzoru (CN). W kolejnym roku powołano pięć oddziałów pod nazwą Regionalne Centra Nadzoru (RCN), zgodnie z właściwością terenową obszarów sieci. Od 2008 roku pełnią one służbę w systemie całodobowym. Podstawowym zadaniem tych jednostek jest bieżący nadzór nad stanem technicznym elementów majątku sieciowego. Zatem, za prowadzenie ruchu sieci i kierowanie pracą jednostek wytwórczych w KSE odpowiadają KDM wraz z poszczególnymi ODM-ami, jako służby dyspozytorskie OSP; natomiast za bieżący i ciągły nadzór nad funkcjonowaniem elementów sieci przesyłowej oraz nadzór nad koniecznymi pracami, wykonywanymi na tych elementach odpowiadają służby nadzoru eksploatacji w strukturach CN i odpowiednich RCN-ów.

 

Wytwarzanie w KSE

 

Zdolności wytwórcze Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) charakteryzuje moc zainstalowana, która jest definiowana, jako suma mocy wszystkich czynnych generatorów zainstalowanych w elektrowniach. Moc ta na dzień 31 grudnia 2015 roku wynosiła 40 445 MW.

 

Największa moc czynna, jaką mogą wygenerować wszystkie elektrownie w krajowym systemie elektroenergetycznym, to moc osiągalna. Moc ta jest mniejsza od mocy zainstalowanej o trwałe ubytki mocy, powodowane m.in. zmianą jakości paliwa, spadkiem wydajności poszczególnych elementów elektrowni

(np.: uszkodzenia części łopatek turbiny, osady w kotle). Moc osiągalna w KSE na dzień 31 grudnia 2015 roku wyniosła 39 777 MW. KSE jest jeszcze charakteryzowany przez moc dyspozycyjną, która jest największą mocą, jaką można uzyskać w systemie podczas nieustannej pracy wszystkich jednostek wytwórczych przynajmniej przez godzinę. Jest ona mniejsza od mocy osiągalnej, a różnica wynika z wyłączeń planowanych (np. remonty) i nieplanowanych (np. awarie).

 

W polskich źródłach wytwórczych wytwarza się rocznie ok. 160 000 GWh energii elektryczne, co daje

ok. 4 129 kWh na mieszkańca (2014 rok). Polska jest na szóstym miejscu producentów energii w Unii Europejskiej. W 2014 roku w całym kraju zużyto łącznie 151 027 GWh, zaimportowano 13 508 GWh i wyeksportowano11 342 GWh, co daje 10 086 GWh strat i różnic bilansowych. Zatem w ciągu roku, różnica wynosi niemal tyle, ile zużycie energii elektrycznej w województwie łódzkim. Największy udział w generacji energii elektrycznej w Polsce mają źródła konwencjonalne, oparte na paliwach kopalnych.

 

Ilość rocznie wyprodukowanej energii elektrycznej w kraju w latach 2000-2014 w GWh, żródło : PTPiREE
Moc zainstalowana i moc osiągalna w KSE wg podziału na elektrownie (Dane na koniec 2015 r. - PSE S.A.)
Udział w mocy zainstalowanej w KSE i w ilości wytwarzanej energii wg grup energetycznych (Raport roczny Tauron)

 

Sporym problemem w podsektorze wytwórczym KSE jest wysoki poziom wyeksploatowania jednostek, który dla funkcjonujących elektrowni – opartych głównie na węglu – jest szacowany na 70%. Według przewidywań Ministerstwa Gospodarki, moc zainstalowana, jaka może zostać wycofana z jednostek wytwórczych KSE do 2030 roku, to łącznie 12,26 GW, a do końca 2017 roku przynajmniej 4,4 GW, głównie z elektrowni i elektrociepłowni opalanych węglem kamiennym lub brunatnym (96%). Do roku 2050, z istniejących obecnie zasobów wytwórczych, funkcjonować może jedynie ok. 5 GW mocy, przeważnie w elektrowniach wodnych. Tempo wycofywania jednostek wytwórczych powinno spaść po roku 2018. W tym czasie spodziewane są oddania większych projektów. Informacje o zasobach wytwórczych KSE w podziale na rodzaje elektrowni przedstawiono w poniższej tabeli.

 

Zasoby wytwórcze KSE (dane PSE S.A., stan z 30listopada 2015 r.)

 

W Polsce sukcesywnie rozwija się energetyka odnawialna, zwłaszcza wiatrowa (65% mocy zainstalowanej wszystkich OZE w Polsce, tj. około 4-krotnie więcej niż w elektrowniach na biomasę), głównie w północno-zachodnich rejonach. Aktualnie, do krajowej sieci elektroenergetycznej przyłączonych jest ponad 2000 instalacji OZE, z czego ponad 90% o mocy powyżej 1 MW, a udział małych instalacji OZE, przyłączonych do sieci niskiego napięcia (tj. o mocy poniżej 200 kW), to 0,6%. Mamy zatem sytuację odmienną, niż w Niemczech, gdzie 90% OZE pracuje w sieciach niskich napięć. Dwudziestu największych polskich producentów energii z OZE wywodzi się z czterech krajowych koncernów energetycznych i zajmuje 70% rynku.

 

Charakterystyczne dla Polski jest nierównomierne rozmieszczenie największych elektrowni na jej terytorium (ze względu na lokalizację głównych surowców na południu kraju). Dla przykładu, ponad 90% energii elektrycznej, zużywanej w województwie warmińsko-mazurskim jest dosyłane z innych regionów. Transport energii elektrycznej generowanej w jednostkach wytwórczych, pracujących w systemie jest możliwy dzięki liniom elektroenergetycznym, napowietrznym i kablowym wraz ze sprzętem pomocniczym, tworzącym sieć elektroenergetyczną.

 

Sieci elektroenergetyczne

 

Krajowa sieć elektroenergetyczna dostarcza energię do ponad 17 milionów odbiorców. W 2014 roku w Polsce było przyłączonych:

• 368 odbiorców do sieci wysokich napięć

• 35 569 odbiorców do sieci średnich napięć

• 17 001 880 odbiorców do sieci niskich napięć, z czego 14 754 412 to gospodarstwa domowe i rolne.

 

Jak podaje PTPiREE, w 2014 roku w polskich sieciach elektroenergetycznych pracowało 260 069 transformatorów o łącznej mocy 152 849 MVA w 258 194 stacjach transformatorowych, linie napowietrzne sieci elektroenergetycznych miały razem 596 582 km, zaś linie kablowe 235 118 km. Dla porównania, długość równika Ziemi to 40 075 km.

 

Struktura krajowych sieci elektroenergetycznych jest hierarchiczna. Swoisty kręgosłup struktury to sieć przesyłowa. W Polsce sieć ta, zarządzana przez firmę PSE S.A.,obejmuje (zgodnie ze stanem majątku na 1 stycznia 2016 roku):

 

• 1 linię o napięciu 750 kV o długości 114 km (wyłączona z eksploatacji)

• 89 linii o napięciu 400 kV o łącznej długości 5984 km

• 167 linii o napięciu 220 kV o łącznej długości 7971 km

• 106 stacji najwyższych napięć (NN)

• podmorskie połączenie 450 kV DC Polska – Szwecja o całkowitej długości 254 km (z czego 127 km należy do PSE S.A.).

 

Incydentalnie, w KSE niektóre z linii 110 kV pełnią też rolę linii przesyłowych. Za rozwojowe uznaje się sieci 400 kV. Łącznie, krajowa sieć przesyłowa to 257 linii o całkowitej długości 14 069 km. Sieć KSE jest połączona z sieciami krajów sąsiednich, mianowicie:

 

• z Niemcami: Krajnik-Vierraden i Mikułowa-Hagenverder, są to linie 400 kV dwutorowe

• z Czechami: Wielopole-Albrechtice i Wielopole-Nosovice – pojedyncze linie 400 kV oraz Bujaków-Liskovec

i  Kopanina-Liskovec – pojedyncze linie 220 kV

• ze Słowacją: Krosno-Lemesany – dwutorowa 400 kV

• z Ukrainą: linia 220 kV Dobrotwór-Zamość oraz 750 kV Rzeszów-Chmielnicka (nieczynna)

• z Białorusią: linia 220 kV Wólka Dobryńska-Brześć oraz 220 kV Białystok-Roś (nieczynna)

• ze Szwecją: podmorski kabel prądu stałego +/- 450 kV Słupsk-Starno.

 

Pod koniec 2015 roku uruchomiono połączenie z Litwą (Ełk-Alytus), składające się z linii napowietrznych 400 kV po obu stronach stacji przekształtnikowej prądu stałego, znajdującej się w Alytus na Litwie. Ponadto, istnieją połączenia transgraniczne na poziomie sieci rozdzielczej 110 kV: jedno z Niemcami, cztery z Czechami i jedno z Białorusią. Planowana jest budowa trzeciego połączenia z Niemcami, lecz realizację inwestycji przełożono na 2030 rok.

 

Sieci dystrybucyjne budowane są na napięcia:

• wysokie (WN): 110 kV

• średnie (SN): 30 kV, 20 kV, 15 kV, 10 kV, 6 kV, przy czym 30 kV uznaje się za nierozwojowe, zaś 6 kV i 10 kV   są użytkowane w sieciach przemysłowych

• niskie (nn): do 1 kV, zazwyczaj 230/400 V.

 

Za niezawodne funkcjonowanie infrastruktury technicznej sieci elektroenergetycznych, dzięki której możliwa jest fizyczna realizacja umów zawieranych pomiędzy uczestnikami rynku energii, odpowiadają operatorzy systemów (OSD i OSP). Czynności związane z bieżącym handlem energią elektryczną, realizują operatorzy rynku – operatorzy handlowi (OH) i handlowo-techniczni (OHT).

 

Wersja do druku Wersja do druku | Mapa witryny
© Całość praw autorskich: Filip Wiśniewski