POLITYKA ENERGETYCZNA Tom 14 G Zeszyt 2 G 2011
PL ISSN 1429-6675
Zygmunt MACIEJEWSKI*
Stan krajowego systemu elektroenergetycznego
STRESZCZENIE. W pracy przedstawiono obecny stan krajowego systemu elektroenergetycznego.
Zwrócono uwagê na dekapitalizacjê œrodków trwa³ych krajowego systemu elektroenerge- tycznego. Przedstawiono prognozê krajowego zapotrzebowania na energiê elektryczn¹ do 2030 roku. Zaproponowano kierunki rozbudowy krajowej sieci przesy³owej dla zapewnienia bezpieczeñstwa elektroenergetycznego i rozwoju kraju.
S£OWA KLUCZOWE: system elektroenergetyczny, energia elektryczna, sieci przesy³owe, prog- nozowanie
Wprowadzenie
Podstawowe dane charakteryzuj¹ce krajowy system elektroenergetyczny w latach 2008–
–2010 s¹ przedstawione w tabeli 1. Dane te zosta³y opracowane na podstawie informacji opublikowanych przez PSE – Operator S.A. w Raportach Rocznych za 2008, 2009 i 2010 rok [1].
Z danych za lata 2008 i 2010 wynika, ¿e:
G wielkoœæ krajowej produkcji energii elektrycznej (155,6 i 156,3 TW·h) i krajowego zu¿ycia energii elektrycznej (154,9 i 155,0 TW·h) by³y w przybli¿eniu na takim samym poziomie,
* Dr hab. in¿., prof. nadzwyczajny — Politechnika Radomska, Wydzia³ Transportu i Elektrotechniki, Radom, e-mail: zygmunt37@neostrada.pl
G przyrost mocy zainstalowanej wyniós³ 414 MW,
G przyrost maksymalnego zapotrzebowania mocy wyniós³ 329 MW osi¹gaj¹c wartoœæ 25 449 MW,
G d³ugoœæ linii elektroenergetycznych najwy¿szych napiêæ zwiêkszy³a siê tylko o 9,2 km osi¹gaj¹c wartoœæ 12638,6 km,
G zwiêkszy³a siê natomiast o 3160 MVA moc transformatorów najwy¿szych napiêæ osi¹- gaj¹c wartoœæ 42 687 MVA,
G nast¹pi³ wzrost ograniczeñ w dostawach energii elektrycznej do odbiorców o 3147 MW·h osi¹gaj¹c wartoœæ 26 352 MW·h. Ograniczenia w dostawach energii elektrycznej do odbiorców nie by³y powodowane brakiem mocy, natomiast by³y powodowane awa- riami systemowymi i sieciowymi.
Moc w krajowych elektrowniach jest zainstalowana w blokach energetycznych: 500 MW, 360 MW, 200 MW i 120 MW oraz w turbozespo³ach o mniejszych mocach, a tak¿e w turbozespo³ach przeznaczonych do skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepl- nej pracuj¹cych w elektrociep³owniach.
Najwiêkszymi w kraju wytwórcami energii elektrycznej s¹ elektrownie:
G Be³chatów, Turów, P¹tnów, Adamów, Konin – pracuj¹ce na wêglu brunatnym,
G Kozienice, Po³aniec, Rybnik, Dolna Odra, Opole, £aziska, Siersza, £agisza, Ostro³êka – pracuj¹ce na wêglu kamiennym.
Krajowe wodne zasoby energetyczne s¹ ograniczone. Moc zainstalowana w krajowych elektrowniach wodnych wynosi tylko 2,2 GW, w tym w elektrowniach szczytowo-pom- powych 1,33 GW. Do najwiêkszych elektrowni wodnych pracuj¹cych na dop³ywie na-
TABELA1.Elektroenergetyka Polska – dane charakterystyczne TABLE1. Polish Power Industry – characteristic data
Wyszczególnienie 2008 2009 2010
Moc zainstalowana na koniec roku [MW] 35 342 35 594 35 756
Moc osi¹galna na koniec roku [MW] 34 922 35 243 35 509
Maksymalne zapotrzebowanie mocy [MW] 25 120 24 593 25 449
Produkcja energii elektrycznej ogó³em [TW·h] 155,6 150,9 156,3
Krajowe zu¿ycie energii elektrycznej [TW·h] 154,9 148,7 155,0
Saldo wymiany energii elektrycznej z zagranic¹ [TW·h] 0,7 2,2 1,3 D³ugoœci linii 750, 400 i 220 kV [km] 12 629,4 12 624,4 12 638,6 Sumaryczna moc transformatorów 750, 400 i 220 [MVA] 39 527 39 527 42 687
Liczba transformatorów 750, 400 i 220 [MVA] 185 185 193
Ograniczenia w dostawach en. el. z powodu braku mocy [MW·h] 0 0 0 Ograniczenia w dostawach en. el. z powodu awarii sieci [MW·h] 23 205 25 256 26 352
turalnym nale¿¹: W³oc³awek – 160 MW, Ro¿nów – 50 MW. Pozosta³e elektrownie z tej grupy maj¹ mniejsze moce. Dwie elektrownie wodne pracuj¹ czêœciowo na dop³ywie naturalnym, a czêœciowo jako szczytowo-pompowe. S¹ to: Solina o mocy 137 MW oraz Dychów o mocy 80 MW. Pracuj¹ równie¿ dwie elektrownie szczytowo-pompowe ze sztucznymi zbiornikami górnym. S¹ to: ¯arnowiec o mocy 680 MW oraz Por¹bka ¯ar o mocy 500 MW.
Ogólny schemat sieci przesy³owej najwy¿szych napiêæ (750, 400, 220 kV) wraz z po³¹- czeniami zagranicznymi krajowego systemu elektroenergetycznego jest przedstawiony na rysunku 1, natomiast na rysunku 2 struktura procentowa mocy zainstalowanej w krajowym systemie elektroenergetycznym wed³ug stanu na dzieñ 31.12.2010 roku.
Obecnie udzia³ wytworzonej energii elektrycznej z elektrowni wiatrowych w ogólnym bilansie elektroenergetycznym jest stosunkowo niewielki. W 2010 roku, przy ogólnej produkcji energii elektrycznej wynosz¹cej 155,0 TW·h, udzia³ energii pochodz¹cej z elek- trowni wiatrowych wyniós³ tylko 1,3 TW·h. Zgodnie z danymi podanymi przez Agencjê
Rys. 1. Krajowy system elektroenergetyczny Fig. 1. Polish Power System
Rynku Energii (ARE) na koniec 2009 roku moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych wynios³a 720,5 MW, natomiast na koniec 2010 roku 1089,3 MW. Oznacza to, ¿e w 2010 roku przyrost mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych wyniós³ 368,8 MW, a rocz- ny czas ich pracy – oko³o 1500 godzin.
1. Sieci przesy³owe
Polska posiada niedoinwestowany i przestarza³y technologicznie system przesy³u energii elektrycznej. Po³¹czenia transgraniczne krajowego systemu elektroenergetycznego s¹ rów- nie¿ bardzo s³abe, nie pozwalaj¹ na wiêksze przep³ywy mocy w relacjach miêdzyna- rodowych i ograniczaj¹ mo¿liwoœci powstania jednolitej sieci europejskiej. Stan sieci jest bardzo istotnym czynnikiem, wp³ywaj¹cym na awaryjnoœæ systemu i bezpieczeñstwo elek- troenergetyczne kraju. Niezbêdne s¹ zatem inwestycje w sieci przesy³owe oraz ich moder- nizacja.
Przy rozbudowie i modernizacji sieci nale¿y uwzglêdniæ szereg nowych problemów i utrudnieñ. Obecnie zmienia siê funkcjonalnoœæ sieci przesy³owych i dystrybucyjnych.
Nowe potrzeby zwiêkszaj¹ intensyfikacjê wykorzystania sieci elektroenergetycznych. Przy- Elektrownie
przemys³owe 6.80%
Elektrownie na wêglu kamiennym
57.70%
Elektrownie gazowe
2.16%
ród³a odnawialne
2.70%
Elektrownie na wêglu brunatnym
24.53%
Elektrownie zaw. wodne
6.11%
Rys. 2. Struktura mocy zainstalowanej w krajowym systemie elektroenergetycznym wed³ug stanu na dzieñ 31.12.2010 roku
Fig. 2. Structure of installed capacity of the Polish Power System in 31.12.2010
³¹czanie odnawialnych Ÿróde³ energii (OZE), zdalny odczyt poboru energii, samochody elektryczne, sieci inteligentne powoduj¹, ¿e technologia sieciowa rozwija siê coraz szybciej.
W ramach rozwi¹zañ prawnych dotycz¹cych sieci elektrycznych dotychczas nie podjêto dzia³añ zmierzaj¹cych do stworzenia odpowiednich regulacji dla wprowadzenia smart grids i smart metering (inteligentnych sieci i inteligentnego opomiarowania).
Dodatkowe ograniczenia dotycz¹ce rozwoju sieci elektrycznych to brak jednoznacznej strategii rozwoju krajowych sieci przesy³owych w zakresie: po³¹czeñ transgranicznych, wewnêtrznych linii przesy³owych, budowy pierœcieni wokó³ metropolii maj¹cych istotny wp³yw na pewnoœæ zasilania, przy³¹czania elektrowni j¹drowych i du¿ych farm wiatrowych, w szczególnoœci morskich.
Brak jest równie¿ jednoznacznej strategii programu inwestycyjnego sieci rozdzielnych 110 kV w zakresie: zamykania pêtli, przy³¹czania Ÿróde³ rozproszonych, w tym odna- wialnych Ÿróde³ energii (OZE), wyprowadzenia mocy z nowych elektrociep³owni i elek- trowni biogazowych oraz wykorzystuj¹cych biomasê.
Przeszkod¹ jest równie¿ brak jednoznacznej strategii inwestycyjnej dla sieci œrednich (15 kV) i niskich (230/400 V) napiêæ. Pojawiaj¹ce siê tu ograniczenia to: problemy zasilania terenów inwestycyjnych, problemy reelektryfikacji wsi i ma³ych miast, problemy przy³¹- czania do sieci Ÿróde³ rozproszonych.
Dba³oœæ o inwestycje w infrastrukturê sieciow¹ nowej jakoœci ma bezpoœredni wp³yw na bezpieczeñstwo elektroenergetyczne kraju. Problemem s¹ procedury zezwoleñ na budowê nowych obiektów, przyspieszenia budowy sieci oraz rozwoju po³¹czeñ miêdzynarodowych z europejsk¹ sieci¹ przesy³ow¹. Brakuje rozwi¹zañ wspieraj¹cych finansowanie inwestycji sieciowych, jak i zagadnieñ prawnych, np. w zakresie prawa drogi, dostêpu do infrastruk- tury. Istnieje potrzeba podjêcia dzia³añ zmierzaj¹cych do opracowania i wprowadzenia nowych zasad przy³¹czeñ Ÿróde³ rozproszonych, w tym OZE oraz u³atwieñ w zakresie procesu inwestowania, szczególnie w kwestii prawa drogi dla linii elektroenergetycznych.
Dlatego wskazane jest uruchomienie systemu bie¿¹cego monitorowania sieci ze szcze- gólnym uwzglêdnieniem sytuacji kryzysowych (oblodzenie przewodów zim¹, wyd³u¿enie przewodów latem). Dokonanie skoku technologicznego w zakresie projektowania sieci (przewody wielowi¹zkowe, urz¹dzenia FACTS itp.) jest koniecznoœci¹.
Na rysunku 3 przedstawiony jest szacunkowy stopieñ dekapitalizacji œrodków trwa³ych krajowego systemu elektroenergetycznego.
Obecny stan sieci przesy³owej nie spe³nia w zadawalaj¹cym stopniu wymagañ zacho- wania bezpieczeñstwa elektroenergetycznego kraju [3]. Stan ten wynika przede wszystkim z braku rozbudowy w ostatnich latach sieci przesy³owych 400 kV. Linie przesy³owe najwy¿szych napiêæ s¹ najs³abszym elementem krajowego systemu elektroenergetycznego.
Brak dalszej rozbudowy sieci przesy³owej 400 kV, szczególnie w pó³nocnej czêœci kraju, zagra¿a bardzo powa¿nie bezpieczeñstwu elektroenergetycznemu. Braki w rozbudowie krajowej sieci przesy³owej w porównaniu z europejsk¹ sieci¹ przesy³ow¹ s¹ przedstawione na rysunku 4.
Nale¿y równie¿ zwróciæ uwagê, ¿e œredni wiek istniej¹cego maj¹tku sieciowego krajo- wego systemu elektroenergetycznego ma oko³o 40 lat. Oznacza to zbli¿anie siê czêœci tego maj¹tku do granicy technicznego zu¿ycia. Wed³ug oceny PSE – Operator SA. przewi-
dywany œredni czas sprawnoœci funkcjonalnej g³ównych elementów sieci przesy³owej wy- nosi: linie 220 kV oko³o 13 lat, linie 400 kV oko³o 22 lata, transformatory oko³o 26 lat.
73%
51% 59% 63%
0%
20%
40%
60%
80%
elektrownie sieci przesy³owe
sieci dystrybucyjne
ciep³ownictwo
Stopieñdekapitalizacji
Rys. 3. Dekapitalizacji œrodków trwa³ych krajowego systemu elektroenergetycznego Fig. 3. Decapitalization of the Polish Power Idustry
Rys. 4. Europejska sieæ przesy³owa najwy¿szych napiêæ Fig. 4. Interconnected network of Europe
Niedoinwestowanie krajowego systemu przesy³owego powoduje równie¿ zwiêkszenie strat sieciowych. Straty te w krajowym systemie elektroenergetycznym s¹ znaczne: 2006 rok – 14,0 TW·h, 2007 rok – 14,4 TW·h, 2008 rok – 11,3 TW·h, 2009 rok – 12,5 TW·h [2].
2. Po³¹czenia miêdzynarodowe krajowego systemu elektroenergetycznego
Krajowy system przesy³owy jest po³¹czony z systemami przesy³owymi krajów s¹- siednich nastêpuj¹cymi miêdzysystemowymi liniami najwy¿szych napiêæ 220 kV, 400 kV i 750 kV:
G na granicy zachodniej z Niemcami czterema liniami 400 kV:
G 2 – torowa linia 400 kV Krajnik – Vierraden, pracuj¹ca obecnie na napiêciu 220 kV,
G 2 – torowa linia 400 kV Miku³owa – Hagenverder;
G na granicy po³udniowej z Republik¹ Czesk¹ i z Republik¹ S³owack¹ czterema liniami 400 kV i dwiema liniami 220 kV:
G linia 400 kV Wielopole – Albrechtice, linia 400 kV Wielopole – Noszowice,
G linia 220 kV Kopanina – Liskovec, linia 220 kV Bujaków – Liskovec,
G 2 – torowa linia 400 kV Krosno Iskrzynia – Lemesany;
G na granicy pó³nocnej ze Szwecj¹ za poœrednictwem stacji przekszta³tnikowej i pod- morskiego kabla pr¹du sta³ego± 450 kV o zdolnoœci przesy³owej 600 MW;
G na granicy wschodniej z Ukrain¹ lini¹ 220 kV ³¹cz¹c¹ do pracy synchronicznej z krajo- wym systemem elektroenergetycznym wydzielone w elektrowni Dobrotwór bloki o mak- symalnej mocy 180 MW.
Istniej¹ ponadto na granicy wschodniej dwa po³¹czenia, które s¹ wy³¹czone z ruchu; s¹ to:
G linia 220 kV Bia³ystok – Roœ (Bia³oruœ), która zasila³a obszar wyspowy sieci 110 kV Zak³adu Energetycznego Bia³ystok S.A.,
G linia 750 kV Rzeszów – Chmielnicka (Ukraina), która jest wy³¹czona od 1995 roku tj. od chwili po³¹czenia krajowego systemu elektroenergetycznego do pracy synchronicznej z systemem elektroenergetycznym krajów Europy Zachodniej UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity). Linia ta nie mo¿e byæ za³¹czona do ruchu ze wzglêdu na brak stacji przekszta³tnikowej pr¹du sta³ego umo¿liwiaj¹cej po³¹czenie i wspó³pracê systemów elektroenergetycznych nie pracuj¹cych synchronicznie. Obecnie nie ma warunków technicznych do synchronicznej wspó³pracy krajowego systemu elektroenergetycznego z systemem ukraiñskim.
Obecny stan mo¿liwoœci przesy³owych po³¹czeñ miêdzynarodowych krajowego systemu elektroenergetycznego jest niezadawalaj¹cy. G³ówn¹ przyczyn¹ jest brak powi¹zania kra- jowego systemu elektroenergetycznego z systemami Ukrainy, Bia³orusi i Litwy. Trwa³e wy³¹czenie linii 750 kV Rzeszów – Ukraina stanowi znaczne os³abienie bezpieczeñstwa
krajowego systemu elektroenergetycznego w awaryjnych stanach powodowanych deficy- tem mocy. Nale¿y uznaæ za celowe uzyskanie po³¹czeñ miêdzynarodowych krajowego systemu przesy³owego na granicy wschodniej, a tak¿e wzmocnienie istniej¹cych po³¹czeñ na zachodniej i po³udniowej granicy kraju. Dotyczy to uruchomienia istniej¹cej linii 750 kV Rzeszów – Ukraina oraz budowy nowych linii w relacji Poznañ – Niemcy, Œl¹sk – S³owacja, Bia³ystok – Bia³oruœ oraz E³k – Litwa. Budowa po³¹czeñ Bia³ystok – Bia³oruœ, E³k – Litwa wymaga znacznej rozbudowy krajowej sieci przesy³owej w pó³nocno-wschodniej czêœci kraju.
3. Prognozy krajowego zapotrzebowania na energiê elektryczn¹
Na XIX Konferencji z cyklu Zagadnienia surowców energetycznych i energii w gospo- darce krajowej pt. Zrównowa¿ony rozwój gospodarki energetycznej kraju, która mia³a miejsce w Zakopanem w 2005 roku, w referacie pt. Prognozy a mo¿liwoœci krajowego systemu elektroenergetycznego [4] przedstawiono i uzasadniono autorsk¹ prognozê krajo- wego zapotrzebowania na energiê elektryczn¹ na lata 2005–2025. Prognoza ta jest przed- stawiona w tabeli 2.
Prognoza ta dla krajowego zapotrzebowania na energiê elektryczn¹ na 2010 rok, które wynios³o 155 TW·h (tab. 1), ca³kowicie siê sprawdzi³a. Nale¿y s¹dziæ, ¿e dane wyjœciowe do opracowania tej prognozy przyjêto w³aœciwie. Zagadnienia zwi¹zane z przyjêciem za³o¿eñ do prognozowania krajowego zapotrzebowania na energiê elektryczn¹ s¹ omówione w pub- likacji [5]. Opracowana w 2004 roku przez Ministerstwo Gospodarki i Pracy prognoza przewidywa³a krajowe zapotrzebowanie na energiê elektryczn¹ w 2010 roku w granicach od 165,2 do 168,3 TW·h, a zatem by³a zawy¿ona oko³o 10%.
Wed³ug Prognozy Zapotrzebowania na Paliwa i Energiê do 2030 roku, opracowanej przez Ministerstwo Gospodarki [6], krajowe zapotrzebowanie na energiê elektryczn¹ w 2030 roku wyniesie 217,4 TW·h. Jest to prognoza bardzo zawy¿ona. Przewiduje ona wzrost zapotrzebowania o 40% w odniesieniu do krajowego zu¿ycia energii elektrycznej
TABELA2. Prognoza krajowego zapotrzebowania na energiê elektryczn¹ na lata 2005–2025 TABLE2. Forecast of domestic electricity demand in the period 2005–2025
Rok prognozy 2005
( k = 1)
2010 (k = 6)
2015 (k = 11)
2020 (k = 16)
2025 (k = 21)
Prognoza dolna [TW·h] 146,25 153,33 160,15 166,25 171,51
Prognoza górna [TW·h] 146,54 155,08 163,40 170,88 177,39
w 2010 roku. Oznacza to koniecznoœæ rozbudowy krajowej sieci przesy³owej najwy¿szych napiêæ przynajmniej o 30% w stosunku do stanu obecnego, tzn. wybudowania oko³o 4000 km nowych linii 400 kV. Wybudowanie do 2030 roku 4000 km nowych linii 400 kV jest praktycznie niemo¿liwe.
Realny wzrost krajowego zapotrzebowania na energiê elektryczn¹ do 2030 roku nie powinien przekroczyæ 185 TW·h. Nale¿y zatem przewidywaæ, ¿e do 2030 roku konieczne bêdzie wybudowanie oko³o 2500 km nowych linii 400 kV.
Obecnie nak³ady inwestycyjne szacuje siê na nastêpuj¹cym poziomie:
G budowa linii najwy¿szych napiêæ oko³o 4 mln z³/km, G budowa stacji najwy¿szych napiêæ oko³o 50 mln z³.
£¹czne nak³ady inwestycyjne na rozbudowê i modernizacjê krajowych sieci elektro- energetycznych do 2030 roku powinny wynieœæ oko³o 21 mld z³, z tego:
G budowa nowych linii i stacji 400 kV – 11 mld z³ (2500 km x 4 mln z³/km = 10 mld z³, 20 stacji x 50 mln z³ = 1 mld z³),
G modernizacja i rozbudowa pozosta³ych sieci najwy¿szych napiêæ (400 i 220 kV), wy- sokich napiêæ (110 kV), œrednich i niskich napiêæ oko³o 10 mld z³.
Ponadto, przy prognozie zapotrzebowania na energiê elektryczn¹ w 2030 roku wy- nosz¹c¹ 185 TW·h, niezbêdne bêdzie zwiêkszenie mocy zainstalowanej do oko³o 45 GW.
Oznacza to, ¿e przy zachowaniu obecnej mocy zainstalowanej wynosz¹cej 35 GW nale¿y wybudowaæ dodatkowo oko³o 10 GW nowych mocy w elektrowniach, poza elektrowniami wiatrowymi. Szacunkowy koszt tych inwestycji nale¿y oceniæ na oko³o 40 mld z³.
Rozbudowa krajowej sieci przesy³owej wraz z po³¹czeniami zagranicznymi jest nie- zbêdna dla zapewnienia bezpieczeñstwa elektroenergetycznego kraju. Przerwa w dostawach do odbiorców indywidualnych jak i przemys³owych powoduje wielomiliardowe straty gospodarcze. Wskazuj¹ na to liczne awarie systemowe, które mia³y miejsce w kraju i na œwiecie. Awarie te uœwiadomi³y jak wielkie negatywne skutki ekonomiczne, gospodarcze i spo³eczne powoduje brak dostawy do odbiorców energii elektrycznej. Przyczyny awarii systemowych, które spowodowa³y wielkie straty gospodarcze i spo³eczne, by³y rozmaite.
W wielu jednak przypadkach awarie te by³y spowodowane g³ównie niedoinwestowaniem sieci przesy³owych, dystrybucyjnych i rozdzielczych, niedostatkami systemów wspomaga- nia dyspozytorskiego, b³êdami pope³nianymi w zakresie prognozowania zapotrzebowania na moc i energiê elektryczn¹ oraz sterowania prac¹ systemów elektroenergetycznych.
Zakoñczenie
Stan obecny krajowej sieci elektroenergetycznej wysokich, œrednich i niskich napiêæ oraz prognozy wzrostu zapotrzebowania na energiê elektryczn¹ wskazuj¹ na koniecznoœæ znacznej ich rozbudowy i modernizacji. Kierunki rozbudowy sieci przesy³owej najwy¿- szych napiêæ bêd¹ uwarunkowane lokalizacj¹ pierwszej krajowej elektrowni j¹drowej.
Mo¿liwoœæ bezpiecznego i niezawodnego wyprowadzenia mocy z tej elektrowni bêdzie
czynnikiem decyduj¹cym o jej lokalizacji. Dla bezpiecznego wyprowadzenia mocy z elek- trowni j¹drowej o mocy 3200 MW (2´ 1600 MW) niezbêdne bêdzie wybudowanie przy- najmniej oœmiu linii 400 kV.
Stan sieci, szczególnie w Polsce Pó³nocnej, gdzie prawdopodobnie bêdzie budowana pierwsza elektrownia j¹drowa, uniemo¿liwi przy³¹czenie tej elektrowni do krajowego sys- temu przesy³owego. Rozbudowa infrastruktury sieciowej w tym rejonie do 2020 roku musi nie tylko zapewniæ mo¿liwoœæ wprowadzenie do systemu mocy z elektrowni j¹drowej, ale rów- nie¿ zapewniæ warunki przy³¹czenia elektrowni wiatrowych, których ³¹czna moc bêdzie prawdopodobnie wynosi³a wówczas oko³o 10 000 MW. Bêdzie to moc wiêksza od mocy elektrowni j¹drowej. Nowe linie 400 kV wyprowadzaj¹ce moc z du¿ych elektrowni, szcze- gólnie z elektrowni j¹drowych, powinny byæ przystosowane do przesy³ów du¿ych mocy. Wy- budowanie nowych linii 400 kV do wyprowadzenia mocy z elektrowni j¹drowej mo¿e okazaæ siê trudniejsze do wykonania ni¿ wybudowanie i uruchomienie samej elektrowni. Dodat- kowym utrudnieniem przy rozbudowie sieci s¹ obecnie problemy zwi¹zane z uzyskaniem zezwoleñ na budowê. Wymagana jest zatem zmiana odpowiednich przepisów legislacyjnych.
W wielu czêœciach Polski wystêpuj¹ dobre warunki dla elektrowni wiatrowych. W pasie nadmorskim i w pó³nocno-wschodniej czêœci kraju warunki wiatrowe s¹ bardzo dobre.
Polska ma równie¿ korzystne warunki do budowy du¿ych przybrze¿nych farm wiatrowych.
W Polsce w najbli¿szych latach dojdzie, z du¿ym prawdopodobieñstwem, do dynamicznego rozwoju energetyki wiatrowej.
Koniecznoœæ redukcji emisji gazów cieplarnianych oraz obowi¹zek rozwijania rozpro- szonych Ÿróde³ wytwórczych energii elektrycznej, opartych g³ównie na energetyce odna- wialnej, wymusza pilne przeprowadzenie olbrzymich inwestycji sieciowych, które umo¿li- wi³yby realizacjê przyjêtych przez Polskê zobowi¹zañ. Obecny stan techniczny oraz wiek istniej¹cych w Polsce sieci elektroenergetycznych, bez powa¿nych inwestycji w ich rozbu- dowê i modernizacjê, stawia pod du¿ym znakiem zapytania realnoœæ powodzenia przyjêtych przez Polskê za³o¿eñ dotycz¹cych rozwoju OZE. Poza tym bez podjêcia zdecydowanych dzia³añ inwestycyjnych, zwi¹zanych z modernizacj¹ i odtworzeniem wyeksploatowanych sieci elektroenergetycznych na poziomie wszystkich napiêæ, w krótkiej perspektywie cza- sowej, polski system elektroenergetyczny stanie siê wysoce awaryjny i nieprzystosowany do oczekiwañ wynikaj¹cych z przyjêtej polityki energetycznej Polski do 2030 r.
Literatura
[1] PSE – Operator S.A.: Raporty roczne 2008, 2009, 2010.
[2] Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2009. Agencja Rynku Energii S.A., Warszawa 2010.
[3] MACIEJEWSKIZ., 2008 – Sieci przesy³owe jako element bezpieczeñstwa elektroenergetycznego Polski. Polityka Energetyczna t. 11, PAN, s. 285–297, Kraków.
[4] MACIEJEWSKIZ., 2005 – Prognozy a mo¿liwoœci krajowego systemu elektroenergetycznego.
Polityka Energetyczna t. 8, PAN, s. 205–215, Kraków.
[5] D¥SAL K., POP£AWSKIT., 2008 – Problemy zwi¹zane z prognozowaniem zu¿ycia energii elektrycznej w Polsce. Polityka Energetyczna t. 11, PAN, s. 101–115, Kraków.
[6] Polityka energetyczna Polski do 2030 roku. Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 2009.
[7] MAZURKIEWICZJ., 2008 – Bezpieczeñstwo energetyczne Polski. Polityka Energetyczna t. 8, PAN, s. 313–322, Kraków.
Zygmunt MACIEJEWSKI
State of Polish Power System
Abstract
In the paper current state of the Polish Power System is presented. Problem of the decapitalization of the Polish Power Idustry was discussed. It is given forecasts of domestic electricity demand to 2030 year. There are proposed some directions of the network system developing in order to ensure of security of the power system and in general development of Poland.
KEY WORDS: power system, electricity, network system, forecasting
