Stabilna praca krajowego systemu elektroenergetycznego

Dbamy o bezpieczeństwo i stabilną pracę systemu elektroenergetycznego – dzisiaj i w przyszłości.

Mając świadomość stanu krajowej infrastruktury oraz wyzwań i trendów, które wpływają na rozwój systemu, realizujemy inwestycje oraz prowadzimy prace badawczo-rozwojowe, aby zapewnić jego stabilność i bezpieczeństwo.

Nasze działania pozwalają usprawniać działanie KSE i optymalizować koszty energii ponoszone przez odbiorców.

Prowadzimy biznes lokalnie, dokonując zakupów od lokalnych polskich dostawców, dzięki czemu mamy pozytywny wpływ na rozwój polskiej gospodarki.

Poprzez świadczone usługi PSE wspierają rozwój przemysłu w Polsce – tworzą infrastrukturę i dają zaplecze do rozwoju biznesu.

System elektroenergetyczny należy do szczególnego rodzaju infrastruktury krytycznej, gdyż stanowi o bezpieczeństwie społeczeństwa, gospodarki i państwa. System ten sterowany jest centralnie. Za pracę polskiego systemu elektroenergetycznego odpowiada Krajowa Dyspozycja Mocy, tzw. służba dyspozytorska PSE.

Krajowy system elektroenergetyczny (KSE) tworzą trzy podsystemy odpowiadające za poszczególne zadania.

• Wytwarzanie energii elektrycznej ─ produkcja energii przez źródła wytwarzania, którymi w systemie elektroenergetycznym są elektrownie, elektrociepłownie oraz źródła rozproszone.
• Przesyłanie energii elektrycznej ─ odbywa się siecią przesyłową w celu dostarczania energii do sieci dystrybucyjnych lub odbiorcom przyłączonym do sieci przesyłowej. Przesyłanie energii elektrycznej realizowane jest przez operatora systemu przesyłowego, którego funkcje pełnią PSE.
• Dystrybucja energii elektrycznej ─ dostarczanie energii sieciami dystrybucyjnymi do odbiorców instytucjonalnych i indywidualnych przyłączonych do tej sieci. Dystrybucja energii realizowana jest przez operatorów systemu dystrybucyjnego.

Krajowy system przesyłowy pracuje:

• synchronicznie z systemami krajów Europy kontynentalnej ENTSO-E (dawniej UCTE),
• z wydzielonymi blokami elektrowni Dobrotwór systemu ukraińskiego,
• niesynchronicznie z systemem szwedzkim poprzez kabel podmorski prądu stałego,
• niesynchronicznie z systemem litewskim poprzez wstawkę prądu stałego.

Bieżące bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznej zapewniają działające w układzie hierarchicznym służby dyspozytorskie OSP i OSD oraz służby ruchowe wytwórców i odbiorców.

W krajowym systemie elektroenergetycznym obowiązuje następująca hierarchia służb dyspozytorskich:

• Krajowa Dyspozycja Mocy (KDM) – kieruje pracą sieci przesyłowej 750, 400, 220 kV, a także wybranymi liniami 110 kV o znaczeniu systemowym,
• Obszarowa Dyspozycja Mocy (ODM) – kieruje pracą sieci przesyłowej i operacjami łączeniowymi sieci przesyłowej 750, 400, 220 i 110 kV,
• Centralne Dyspozycje Mocy, Oddziałowe Centra Dyspozytorskie (CDM, OCD) – kierują pracą sieci dystrybucyjnej 110 kV oraz operacjami łączeniowymi w sieci dystrybucyjnej o napięciu 110 kV i niższym.

Służby dyspozytorskie OSP współpracują bezpośrednio ze służbami dyspozytorskimi OSD (Centralne Dyspozycje Mocy, Oddziałowe Centra Dyspozytorskie) oraz służbami ruchowymi przedsiębiorstw zajmujących się wytwarzaniem energii elektrycznej (Dyżurny Inżynier Ruchu Elektrowni – DIRE). Współpraca ta prowadzona jest zgodnie z Instrukcją Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.

Współdziałanie OSP z operatorami systemów przesyłowych krajów sąsiednich w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego odbywa się zgodnie z zasadami opisanymi w kodeksach sieciowych ENTSO-E/UCTE oraz warunkami określonymi w umowach dwustronnych.

Rozwój gospodarczy kraju wiąże się ze wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną. Wpływa to na konieczność dysponowania odpowiednimi zdolnościami wytwórczymi oraz przesyłowymi, pozwalającymi na zapewnienie bezpieczeństwa dostaw.

W celu zapewnienia zdolności wytwórczych niezbędnych do pokrycia zapotrzebowania jako operator systemu przesyłowego realizujemy proces planowania koordynacyjnego dla różnych horyzontów czasowych. Proces ten obejmuje plany koordynacyjne: roczne, miesięczne oraz dobowe.

Harmonogram działań związanych z opracowaniem planów oraz zakres prognozowanych i publikowanych danych określa Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.

Plany koordynacyjne mają za zadanie umożliwić dotrzymanie wymaganych w założonym okresie poziomów nadwyżek mocy dostępnej ponad prognozowane zapotrzebowanie. Jest to osiągalne poprzez koordynację planów remontów jednostek wytwórczych i wyłączeń elementów sieci zamkniętej, uwzględniającą ograniczenia elektrowni i sieci oraz planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej.

W celu zapewnienia bezpiecznej i ekonomicznej pracy systemu, w szczególności zapewnienia wymaganych parametrów niezawodnościowo-jakościowych pracy systemu elektroenergetycznego, PSE dokonują zakupu usług systemowych.

Usługi systemowe:

• Regulacyjne usługi systemowe (RUS):
  • operacyjna rezerwa mocy,
  • udział w regulacji pierwotnej,
  • udział w regulacji wtórnej,
  • praca z zaniżeniem lub z przeciążeniem,
  • udział w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej;
• Usługa uruchamiania Jednostek Wytwórczych (usługa uruchamiania);
• Regulacyjne usługi systemowe w zakresie rezerwy interwencyjnej:
  • praca interwencyjna,
  • interwencyjna rezerwa zimna (usługa świadczona do końca 2020 roku),
  • redukcja zapotrzebowania na polecenie OSP (usługa świadczona do końca 2020 r., nowa usługa – Interwencyjna Redukcja Poboru od 2021 roku);
• Usługa dyspozycyjności jednostek wytwórczych nJWCD (usługa GWS);
• Usługa odbudowy krajowego systemu elektroenergetycznego.

Wskaźniki charakteryzujące ciągłość zasilania i czas trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej ENS i AIT skalkulowano dla grupy miejsc dostarczania, do której zalicza się odbiorców końcowych oraz operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych posiadających jedno miejsce dostarczania z sieci przesyłowej. Wyłączenie miejsca dostarczania tych odbiorców skutkuje przerwą w realizacji dostaw energii z sieci przesyłowej.

Dla określenia niezawodności pracy sieci zgodnie z obowiązującymi regulacjami prawnymi kalkulowane są wskaźniki ENS i AIT dla wyłączeń awaryjnych.

W latach 2020 i 2018 nie odnotowano zdarzeń skutkujących awaryjnymi przerwami w dostawach energii do odbiorców w miejscach dostarczania z sieci przesyłowej określonych jak wyżej.

W 2019 r. odnotowano jedną przerwę awaryjną skutkującą brakiem zasilania odbiorcy. Przerwa trwała ok. 36 godzin i spowodowana była samoczynnym wyłączeniem linii 110 kV, z której zasilany jest odbiorca pobierający energię z sieci przesyłowej. Bezpośrednią przyczyną przerwy było doziemienie na skutek zbliżenia drzewa na odcinku przebiegu linii.

W 2017 r. wystąpiła jedna przerwa awaryjna, która skutkowała ok. 3-godzinnym brakiem dostawy energii do jednego z odbiorców zasilanych z sieci przesyłowej. Było to spowodowane awaryjnym, manualnym wyłączeniem linii zasilających z powodu wejścia postronnej osoby na słup linii 220 kV. Wyłączenie pozostałych urządzeń, linii oraz transformatorów powiązanych z miejscem zdarzenia podyktowane było względami bezpieczeństwa.

Niskie poziomy wskaźników ENS i AIT świadczą o wysokim poziomie niezawodności pracy sieci przesyłowej, którą zarządzają PSE, a także o pewności zasilania odbiorców przyłączonych do tej sieci.

Utrzymywanie się wartości wskaźników ENS i AIT stale na niskim poziomie wpływa pozytywnie na zaufanie odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej. Ograniczenie liczby i długości planowanych przerw w dostawach energii elektrycznej do odbiorców wynika m.in. z wdrożenia systemu optymalizacji harmonogramu prac remontowo-eksploatacyjnych elementów sieci przesyłowej zasilających odbiorców. Wyłączenia w przypadku przerw planowanych PSE realizują w terminach uzgadnianych z odbiorcami – przeważnie w okresach braku poboru energii deklarowanego przez odbiorców. Dzięki temu w okresach wyłączeń odbiorcy dostosowują swoje zapotrzebowanie lub korzystają z innych metod zaopatrzenia w energię elektryczną (np. z sieci OSD).

Dla określenia ciągłości dostaw energii elektrycznej kalkulowany jest tzw. wskaźnik WCD .

Utrzymanie wskaźników ciągłości dostaw na wysokim poziomie jest efektem realizowanej przez OSP polityki eksploatacyjno-remontowej majątku przesyłowego.

Ilość energii elektrycznej niedostarczonej do odbiorców usług przesyłania w ciągu roku została wyznaczona z uwzględnieniem przerw w dostawach energii do odbiorców – zarówno planowych, jak i nieplanowych. Wykorzystany w kalkulacji wskaźnik całkowitej ilości energii elektrycznej dostarczonej z sieci przesyłowej w ciągu roku stanowi wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci przesyłowej we wszystkich miejscach dostarczania przez odbiorców końcowych i OSD przyłączonych do sieci przesyłowej.

Wartości wskaźnika WCD w latach 2016-2020 zamieszczono w poniższej tabeli.

Utrzymanie wskaźników ciągłości dostaw na wysokim poziomie jest efektem realizowanej przez OSP polityki eksploatacyjno-remontowej majątku przesyłowego.

• Opracowanie planów koordynacyjnych pracy sieci w horyzoncie długo- i krótkookresowym. Harmonogramy prac zarówno eksploatacyjnych, jak i remontowych elementów sieciowych oraz jednostek wytwórczych są zaplanowane w taki sposób, aby zapewnić dotrzymanie wymaganych w założonym okresie poziomów nadwyżek mocy dostępnej ponad prognozowane zapotrzebowanie oraz zagwarantować wymagane kryteria bezpiecznej pracy sieci, w tym kryterium niezawodnościowe (n-1);
• Opracowanie i wdrożenie jednolitego modelu eksploatacji pozwalającego w sposób cykliczny, ustandaryzowany i mierzalny oceniać stan techniczny urządzeń oraz środowiska ich pracy. Dzięki tym działaniom najbardziej wyeksploatowane i najstarsze elementy majątku sieciowego – potencjalne źródło stanów awaryjnych i zakłóceniowych – są prewencyjnie wymieniane;
• Realizacja programu rozwoju służb eksploatacyjnych. Pozwala na ciągłe zwiększanie kompetencji własnych służb eksploatacyjnych, w tym wykonujących prace w terenie;
• Podejmowanie działań inwestycyjnych. Optymalizuje obciążenie linii przesyłowych i eliminuje stany przeciążeniowe elementów systemu przesyłowego;
• Systematyczna standaryzacja wyposażenia sieci i tworzenie bazy magazynowej. Pozwala na szybkie i optymalne finansowo dokonywanie niezbędnych wymian;
• Bliska współpraca i dokonywanie uzgodnień z odbiorcami usług przesyłania na każdym etapie, tj. od planowania do realizacji.

Straty energii elektrycznej w procesie przesyłu w sieci przesyłowej wynikają ze strat technicznych, czyli spowodowanych zjawiskami fizycznymi w tej sieci (np. straty obciążeniowe). Są one zależne od wielu czynników m.in. od generacji jednostek wiatrowych, wymiany transgranicznej, stanu technicznego urządzeń czy też warunków pogodowych.

Rok 2020 był wyjątkowy pod względem bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego. Pandemia COVID-19 spowodowała zmniejszenie zapotrzebowania na energię elektryczną w kraju, co skutkowało obniżeniem wolumenu strat względem roku 2019. Pomimo mniejszych przepływów w sieci przesyłowej udało się utrzymać wskaźnik strat na podobnym poziomie i dla roku 2020 wyniósł on 1,40 proc.

Jesteśmy przedsiębiorstwem o strategicznym znaczeniu dla bezpieczeństwa państwa. Nasza spółka jest:

• operatorem infrastruktury krytycznej,
• właścicielem obiektów podlegających obowiązkowej ochronie,
• właścicielem obiektów szczególnie ważnych dla bezpieczeństwa i obronności państwa,
• przedsiębiorcą o szczególnym znaczeniu gospodarczo-obronnym.

W związku z pełnieniem powyższych funkcji na PSE zostały nałożone określone zadania i obowiązki.

Jako operator infrastruktury krytycznej PSE są zobowiązane do zapewnienia ochrony należących do spółki obiektów¹. Zgodnie z Narodowym Programem Ochrony Infrastruktury Krytycznej obowiązek ten rozumiany jest bardzo szeroko i obejmuje działania mające na celu zapewnienie bezpieczeństwa fizycznego, technicznego, osobowego, teleinformatycznego oraz prawnego, a także zapewnienie ciągłości działania i możliwości odtwarzania infrastruktury krytycznej.

Spółka zobowiązana jest do opracowania i aktualizowania:

• Planów Ochrony Infrastruktury Krytycznej – uzgadnianych z wojewodami, komendantami wojewódzkimi Policji, komendantami wojewódzkimi Państwowej Straży Pożarnej, wojewódzkimi inspektorami nadzoru budowlanego i ministrem właściwym ds. energii oraz zatwierdzanych przez Dyrektora Rządowego Centrum Bezpieczeństwa;
• Planów Ochrony – zatwierdzanych przez komendantów wojewódzkich Policji oraz dyrektorów Delegatury ABW (w zakresie załączników antyterrorystycznych).

PSE zobowiązane są do współpracy oraz wymiany informacji z organami administracji publicznej. Współpracujemy w tym zakresie w szczególności z Rządowym Centrum Bezpieczeństwa, Ministerstwem Klimatu i Środowiska, Ministerstwem Aktywów Państwowych, Agencją Bezpieczeństwa Wewnętrznego, Policją oraz z organami administracji wojewódzkiej i samorządowej. Nasza spółka podpisała również porozumienia o współpracy i wymianie informacji z władzami szczebla wojewódzkiego i powiatowego, na terenie których umiejscowione są obiekty należące do PSE.

Jako właściciel obiektów szczególnie ważnych dla bezpieczeństwa i obronności państwa oraz przedsiębiorca o szczególnym znaczeniu gospodarczo-obronnym zgodnie z przepisami prawa² realizujemy również zadania na rzecz obronności państwa.

W celu zapewnienia wysokiego poziomu ochrony technicznej obiektów należących do PSE w strukturze Departamentu Bezpieczeństwa został stworzony Wydział Ochrony Technicznej, którego zadaniem jest zbudowanie wewnątrz organizacji kompetencji w przedmiotowym obszarze i – docelowo – ograniczenie kosztów zewnętrznych umów serwisowych związanych z utrzymaniem ww. systemów. Obecnie trwa proces związany z dokonywaniem przeglądów poszczególnych elementów systemów ochrony technicznej funkcjonujących na wszystkich stacjach elektroenergetycznych w celu sprawdzenia ich stanu technicznego i określenia dalszych niezbędnych działań naprawczych lub inwestycyjnych. Proces związany z przeglądami systemów ochrony technicznej na stacjach elektroenergetycznych potrwa do końca 2021 roku.

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, którego celem jest identyfikacja wymaganych potrzeb infrastrukturalnych. Opracowano i wykorzystano udoskonaloną metodykę odwzorowania systemu elektroenergetycznego i 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. Szczególny nacisk położono przy tym na integralność i spójność stosowanych wielkości, baz danych i założeń.

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.

Realizacja planowanych zamierzeń inwestycyjnych przyczyni się do powstania wymiernych efektów.

W celu skuteczniejszej realizacji inwestycji PSE cyklicznie aktualizują Portfel inwestycji, czyli jedno z podstawowych narzędzi zarządzania projektami inwestycyjnymi.

Portfel jest zbiorem projektów inwestycyjnych z zakresu infrastruktury sieciowej, pogrupowanych w programy inwestycyjne. Wprowadzane do niego projekty podlegają grupowaniu, kategoryzacji, priorytetyzacji oraz określeniu kolejności realizacji uwzględniających szczególnie uwarunkowania systemowe związane z możliwością wymaganych wyłączeń elementów sieci przesyłowej. W wyjątkowych przypadkach do Portfela inwestycji mogą zostać włączone elementy inne 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 (np. dostawy inwestorskie, kwestie formalno-prawne).

Portfel inwestycji sieciowych obejmuje sześć programów strategicznych oraz cztery obszarowe.

Program 1.
Program strategiczny „Wyprowadzenie mocy z El. Kozienice wraz z poprawą warunków zasilania północno-wschodniej Polski”: 13 projektów inwestycyjnych, 1 053 760 tys. zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Program 2.
Program strategiczny „Wyprowadzenie mocy z El. Turów wraz z poprawą warunków zasilania południowo-zachodniej Polski”: 16 projektów inwestycyjnych, 541 396 tys. zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Program 3.
Program strategiczny „Wyprowadzenie mocy z El. Dolna Odra i OZE wraz z poprawą warunków zasilania północno-zachodniej Polski”: 13 projektów inwestycyjnych, 650 403 tys. zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Program 4.
Program strategiczny „Wyprowadzenie mocy z OZE wraz z poprawą warunków zasilania północnej Polski – część wschodnia”: 24 projekty inwestycyjne, 1 630 026 tys. zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Program 5.
Program strategiczny „Wyprowadzenie mocy z El. Bełchatów wraz z poprawą warunków zasilania centralnej, wschodniej i północno-zachodniej Polski”: 30 projektów inwestycyjnych, 968 201 tys. 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”: obecnie w ramach programu nie przypisano żadnych projektów inwestycyjnych.

Program 7.
Program obszarowy „Południe”: 22 projekty inwestycyjne, 447 567 tys. zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Program 8.
Program obszarowy „Zakończenie formalne realizacji inwestycji”: 14 projektów inwestycyjnych, projekty po VI bramce decyzyjnej.

Program 10.
Program obszarowy „Dostawy inwestorskie”: 17 projektów inwestycyjnych, 463 195 tys. zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Program 11.
Program strategiczny „Wyprowadzenie mocy z OZE wraz z poprawą warunków zasilania północnej Polski – część zachodnia”: 9 projektów inwestycyjnych, 375 592 tys. zł łącznego zakontraktowanego budżetu.

Znaczna większość realizowanych inwestycji ujętych w portfelu inwestycji sieciowych to projekty o nadanym priorytecie 1.

Portfel inwestycji sieciowych obejmuje sześć programów strategicznych oraz cztery obszarowe.

• Program strategiczny 1. Wyprowadzenie mocy z El. Kozienice wraz z poprawą warunków zasilania północno-wschodniej Polski
  Celem realizacji inwestycji wchodzących w skład Programu 1 jest zapewnienie niezawodnego wyprowadzenia mocy z Elektrowni Kozienice po rozbudowie jej o nowy blok o mocy 1000 MW oraz poprawa pewności zasilania obszarów północnej i północno-wschodniej części KSE i aglomeracji warszawskiej.

• Program strategiczny 2. Wyprowadzenie mocy z El. Turów wraz z poprawą warunków zasilania południowo-zachodniej Polski
  Celem realizacji inwestycji wchodzących w skład Programu 2. jest zapewnienie niezawodnego wyprowadzenia mocy z Elektrowni Turów po rozbudowie jej o nowy blok o mocy 480 MW oraz poprawa pewności zasilania obszarów południowo-zachodniej części KSE, w szczególności największego odbiorcy na tym obszarze – Kombinatu Górniczo-Hutniczego Miedzi (KGHM). Inwestycje ujęte w Programie 2. mają również znaczący wpływ na możliwość przesyłania energii i zasilania północnych obszarów kraju oraz na możliwości wymiany transgranicznej na przekroju synchronicznym (połączenia pomiędzy Polską a Niemcami, Czechami i Słowacją) – szczególnie w kierunku importu.

• Program strategiczny 3. Wyprowadzenie mocy z El. Dolna Odra i OZE wraz z poprawą warunków zasilania północno-zachodniej Polski
  Realizacja inwestycji wchodzących w skład Programu 3. ma zapewnić niezawodne wyprowadzenie mocy z Elektrowni Dolna Odra, a także z farm wiatrowych i źródeł fotowoltaicznych istniejących bądź planowanych w północnej części kraju oraz poprawić pewność zasilania obszarów północno-zachodniej części KSE. Wspomniane inwestycje mają również znaczący wpływ na możliwości wymiany transgranicznej na przekroju synchronicznym (połączenia pomiędzy Polską a Niemcami, Czechami i Słowacją), szczególnie w kierunku importu.

• Program strategiczny 4. Wyprowadzenie mocy z OZE wraz z poprawą warunków zasilania północnej Polski – część wschodnia
  Celem realizacji inwestycji wchodzących w skład Programu 4. jest zapewnienie niezawodnego wyprowadzenia mocy z farm wiatrowych znajdujących się w północnej części kraju, poprawa pewności zasilania obszarów północnej części KSE oraz możliwości wymiany transgranicznej z systemem elektroenergetycznym Szwecji, a w przyszłości także Litwy.

• Program strategiczny 5. Wyprowadzenie mocy z El. Bełchatów wraz z poprawą warunków zasilania centralnej, wschodniej i północno-zachodniej Polski
  Realizacja inwestycji wchodzących w skład Programu 5. ma zapewnić niezawodne wyprowadzenie mocy z Elektrowni Bełchatów oraz poprawę pewności zasilania obszarów centralnej, wschodniej i północno-zachodniej części KSE, w tym aglomeracji łódzkiej i szczecińskiej. Inwestycje ujęte w Programie 5. mają również znaczący wpływ na poprawę niezawodności infrastruktury teletechnicznej i łączności. Część z nich ma charakter lokalny, związany przede wszystkim z rozbudową i modernizacją istniejącego majątku sieciowego.

• Program obszarowy 7. Południe
  Celem realizacji inwestycji wchodzących w skład Programu 7. jest zapewnienie niezawodności pracy sieci przesyłowej w południowej części kraju położonej poniżej umownej linii Warszawa-Poznań. Są to inwestycje o charakterze lokalnym, związane głównie z rozbudową i modernizacją istniejącego majątku sieciowego.

• Program obszarowy 10. Dostawy inwestorskie
  Celem realizacji projektów wchodzących w skład Programu 10. jest zapewnienie dostaw inwestorskich autotransformatorów i dławików dla realizowanych inwestycji sieciowych oraz dostaw wybranych urządzeń i aparatury dla projektów inwestycyjnych i zadań eksploatacyjnych. Projekty te – w zakresie dostaw wyłączników, odłączników, zabezpieczeń szyn zbiorczych, zabezpieczeń pola, przewodów OPGW, przekładników, przewodów fazowych, modułów wyłącznikowych typu MTS oraz SSiN – mają na celu zoptymalizowanie procesów zakupowych w spółce oraz obniżenie wydatków inwestycyjnych i eksploatacyjnych poprzez osiągnięcie efektu skali.