PLANY ROZWOJU

ROZWÓJ SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ NA TERENIE ODDZIAŁU W KOSZALINIE

TWORZENIE PLANÓW ROZWOJUTWORZENIE PLANÓW ROZWOJU

PLAN ROZWOJU PRZEDSIĘBIORSTWA ENERGETYCZNEGO

Art.16 Ustawy Prawo Energetyczne

Miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego albo kierunki rozwoju gminy

określone w studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy

GminaW wielu przypadkach brak jest planów gminnych

Okres:

•min. 3 lata (aktualny plan ENERGA-OPERATOR SA obejmuje lata 2008-2011)

Zakres:

• przedsięwzięcia w zakresie modernizacji, rozbudowy albo budowy sieci oraz ewentualnych nowych źródeł energii elektrycznej w tym źródeł odnawialnych

•przedsięwzięcia racjonalizujące zużycie energii u odbiorców

•sposób finansowania inwestycji

•harmonogram realizacji inwestycji

Prezes UREPlany powinny zapewniać minimalizację nakładów i

kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne,

tak aby nakłady i koszty nie powodowały w poszczególnych

latach nadmiernego wzrostu cen i stawek opłat dla energii elektrycznej przy zapewnieniu

ciągłości, niezawodności i jakości dostaw

TARYFA

OBSZARY ROZWOJUOBSZARY ROZWOJU

1. ZWIĄZANE Z NAGŁYM DYNAMICZNYM WZROSTEM ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ - ODBIORCY

• Obszary stref ekonomicznych – obiekty produkcyjno-przemysłowe• Duże obiekty handlowe – centra handlowe, hipermarkety• Kompleksy hotelowo-rekreacyjne, apartamentowce (głównie w

pasie nadmorskim• Nowe osiedla mieszkaniowe

2. ZWIĄZANE Z JAKOŚCIĄ I CIĄGŁOŚCIĄ DOSTAW ENERGII DLA ISTNIEJĄCYCH KILIENTÓW

3. ZWIĄZANE Z ROZWOJEM ENERGETYKI WIATROWEJ==

POPRAWA BEZPIECZEŃSTWA ENERGETYCZNEGOPOPRAWA BEZPIECZEŃSTWA ENERGETYCZNEGO

1.ROZWÓJ POD KĄTEM

PRZYŁĄCZANIA ODBIORCÓW

PLANY ROZWOJU - PROBLEMATYKA

1. KONCERN ENERGETYCZNY TO SPÓŁKA PRAWA HANDLOWEGO ( OCZEKIWANIA EFEKTYWNOŚCI EKONOMICZNEJ INWESTYCJI )

2. TRAFNOŚĆ ZGŁASZANYCH INWESTYCJI PRZEZ UG ( ROZPOCZĘCIE PROJEKTOWANIA ZE STOSOWNYM WYPRZEDZENIEM )

3. ZAKRES ZGŁASZANYCH PRZEZ UG OBSZARÓW POD INWESTYCJE ENERGETYCZNE ZWIĄZANE Z PRZYŁACZANIEM NOWYCH ODBIORCÓW ( GRUNTY NIE BĘDĄCE WŁASNOŚCIĄ UG)

4. CZĘSTO WYSTEPUJĄCE PROBLEMY Z PASAMI TECHNICZNYMI POD URZĄDZENIA ENERGETYCZNE ( DZIAŁKI POD STACJE TRANSFORMA-TOROWE )

5. ZRÓZNICOWANE PODEJŚCIE W GMINACH DO INWESTYCJI ( ZGŁOSZENIE- DECYZJE POZWOLENIA NA BUDOWĘ)

6. ZRÓŻNICOWANY CZAS ZAŁATWIANIA SPRAW W UG

PROBLEMY PROJEKTOWEZLECENIOBIORCA - JEDNOSTKA PROJEKTOWA

krok 1 krok 2 krok 3 krok 4krok 4a

krok 5 krok 6krok

7krok 8 krok 9 krok 10

krok 11

krok 12krok 13

krok 14

krok 15

Przyjęcie

zlecenia od Zmawiającego na projektowan

ie zadan

ia

Analiza zleceni

a, rozpoznanie

terenu, uściśle

nie wytycznych

Zmawiająceg

o

Opracowanie

wstępnej

koncepcji

realizacji prac projektowych

i wycena

prac projektowych

Sporządzeni

e projek

tu umowy na

projektowani

e zadani

a

Podpisanie umowy na

projektowani

e zadani

a

Zlecenie

opracowania map

dla celów projektowyc

h

Uzyskanie map dla

celów projektowyc

h

Pomiary i Inwentaryzacja sieci

Złożenie

wniosku o

uzyskanie

decyzji

lokalizacyjne

j

Uzyskanie

decyzji lokalizacyjnej

Uzyskanie

dodatkowych

uzgodnień

administracyjny

ch i uzyskan

ie uzgodni

eń z właścici

elami działek

Udzielenie (wg

potrzeb)

zleceń

podwykonawco

m

Opracowanie

projektu budowlanego wraz z

sporządzeniem

i złożenie

m wniosk

u o pozwolenie na

budowę (lub

zgłoszenia

rozpoczęcia

robót)

Opracowanie

projektu

budowlan

o-wykonawczego

Otrzymanie

i przekazani

e decyz

ji z pozwoleniem na budo

wę Zamawiającemu

Sporządzeni

e protok

ółu zdawc

zo-odbiorczego

 

       

 

     

     PROJEKTOWANIE PRZYŁACZA 10-15 miesięcy

CZAS REALIZACJI PRZYŁACZY

ETAP 0 ETAP 1 ( 2 m-ce) 60 dniETAP II (3 m-ce) 120

dni

ETAPIII (2 m-ce) 60 dni

ETAP IV (2 m-ce) 60 dni

ETAP V (1,5 m-ca) 44 dni

ETAP VI (6,47 m-ca) 194 dni

                 

     Faza I - 30 dni

           

                 

   Faza II - 2 miesiące

    

               

   Faza III - 6 miesięcy

       

             

   Faza IV - 8 miesięcy

           

           

   Faza V - 10 miesięcy

                 

         

  14 dni PROJEKTOWANIE - 300 dni (10 miesięcy) 14 dni 30 dni  

             

    Wykonanie dokumentacji projektowej ,pozwolenie na budowę - 360 dni (12 miesięcy )  

Wydanie WTP                                 WYKONAWSTWO (7,94 m-ca) 238 dni

     

PROJEKTOWANIE - ( 11,5 m-cy) 346dni od daty otrzymania zlecenia do kompletnej (po usunięciu uwag i wniosków wynikłych na etapie sprawdzenia) dokumentacji wraz uzyskaniem z pozwolenia na budowę

             

MAX. CYKL PRZYŁĄCZENIA - 18 miesięcy

                                                         

OCENA STANU ISTNIEJĄCEGO POD KĄTEM OCENA STANU ISTNIEJĄCEGO POD KĄTEM OBCIĄŻEŃ ELEMENTÓW SIECI (GPZ)OBCIĄŻEŃ ELEMENTÓW SIECI (GPZ)

Darłowo

Sianów

KOSZALIN

CzarneLeśna

Silnowo

Szczecinek

Czaplinek

Grzmiąca

Ustronie Morskie

Białogard

Karlino

Kołobrzeg

Gościno

Świdwin

ZłocieniecDrawskoPomorskie

Połczyn Zdrój

220 kV

220 kV

Sławno

Pieńkowo

Marcelin

stacje 110/SN kV

stacje 400/220/110 kV i 220/110 kV

Legenda

WęgorzynoOkonek

Krzewina

Mirosławiec

Słupsk

Poznańska

Obłęże

- istniejące linie 110 kV

Miastko

Żydowo220/110 kV

Dunowo400/220/110 kV

VI Dywizji Koszalińska

2 x 16 MVA2 x 16 MVA12 MW

17 MW

2 x 16 MVA2 x 16 MVA9 MW

10,5 MW

2 x 16 MVA2 x 16 MVA5,6 MW

7 MW

2 x 10 MVA25,5 MW

6,5 MW2 x 16 MVA2 x 16 MVA13,8 MW

16 MW

2 x 16 MVA4,5 MW

5,3 MW

stacja obca1 x 10 MVA1 x 6,3 MVA

Przemysłowy

Morska

Północ

Południe

2 x 16 MVA2 x 16 MVA11,5 MW

14,3 MW

2 x 16 MVA2 x 16 MVA9,3 MW

16 MW

2 x 16 MVA2 x 16 MVA11,5 MW

13,5 MW

2 x 16 MVA2 x 16 MVA15 MW

17 MW

Morska

Przemysłowy

2 x 10 MVA9,7 MW

11,8 MW

16 MVA i 10 MVA7,3 MW

8,5 MW

2 x 10 MVA5,6 MW

6,2 MW

2 x 16 MVA2 x 16 MVA11,5 MW

13 MW

2 x 16 MVA5,8 MW

6,6 MW

2 x 16 MVA11,8 MW

13,4 MW

2 x 25 MVA2,7 MW

3,5 MW

2 x 10 MVA3 MW

3,4 MW

1 x 10 MVA5 MW

5,5 MW

2 x 10 MVA7,3 MW

8,5 MW

250 MVA

6,5 MW

5,5 MW22 x 10 MVA - moc zainstalowanych transf.

- średnie obciążenie stacji - max. obciążenie stacji

Są to moce uśrednione 60-minutowe Stan na 06.2007

PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC W NAJBLIŻSZYCH LATACHPROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC W NAJBLIŻSZYCH LATACH

PROGNOZOWANY PRZYROST MOCY W NAJBLIŻSZYCH LATACHPROGNOZOWANY PRZYROST MOCY W NAJBLIŻSZYCH LATACH

250 MVA

Przemysłowy

Morska

17 MW

15 MW2 x 16 MVA2 x 16 MVA

13,5 MW

11,5 MW2 x 16 MVA2 x 16 MVA

16 MW

9,3 MW2 x 16 MVA2 x 16 MVA

14,3 MW

11,5 MW2 x 16 MVA2 x 16 MVA

Południe

Północ

Morska

Przemysłowy

1 x 6,3 MVA1 x 10 MVAstacja obca

22 x 10 MVA

17 MW

12 MW2 x 16 MVA2 x 16 MVA

KoszalińskaVI Dywizji

Dunowo400/220/110 kV

220 kVGościno

Kołobrzeg

Karlino

Białogard

MorskieUstronie

KOSZALIN

Sianów

Mielno

19 MW

11,8 MW

3,5 MW

25 MW

6-50 MW

23,5 MW

8,5 MW

30 MW

INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA PRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA MOCPRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC

1. Przebudowa, modernizacja istniejących obiektów GPZ.

Przewidywany przyrost mocy istniejących oraz nowych odbiorców zlokalizowanych w obszarach GPZ Koszalin Północ oraz Południe spowoduje, iż w w/w GPZ nie będzie można zapewnić rezerwy mocy w przypadku awarii jednego z transformatorów. Dlatego koniecznym jest modernizacja GPZ Północ oraz Południe pod kątem wymiany istniejących transformatorów na większe jednostki o mocach zapewniających ich wzajemne rezerwowanie mocy zapotrzebowanej z obiektu.

W przypadku realizacji przyłączenia obiektu centrum turystycznego w Bagiczu zajdzie również konieczność wymiany istniejących transformatorów 110/15 kV w GPZ Ustronie Morskie.

INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA PRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA MOCPRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC

2. Budowa nowych obiektów GPZ.

GPZ Strefa Ekonomiczna w Koszalinie Obecnie z terenu Słupskiej Specjalnej Strefy Ekonomicznej Oddział w

Koszalinie przyłączono odbiorców na łączną moc ok. 6 MW. Zasilani są oni z istniejących GPZ Przemysłowy i Południe dwoma ciągami liniowymi średniego napięcia o łącznej długości 3,5 km. Przyłączenie w/w mocy wyczerpuje techniczne możliwości przyłączenia do istniejącej infrastruktury – ze względu na szczytowe obciążenie w/w GPZ-tów oraz przepustowości linii SN.

Przyłączenie kolejnych obiektów z tego obszaru wymaga budowy nowego GPZ, który jest obecnie w fazie realizacji.

Termin realizacji inwestycji – I kwartał 2009 r

INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA PRZYROSTU INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA PRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA MOCZAPOTRZEBOWANIA NA MOC

GPZ Mielno. Pokrycie zapotrzebowania na moc zgłaszanych przez inwestorów w

obszarze Mielna-Unieścia obiektów przewidzianych do przyłączenia (obecnie na łączną moc ok. 19 MW) wymusza wybudowanie w tym obszarze stacji 110/15 kV. Obecnie na tym terenie brak jest jakiegokolwiek GPZ-tu. Główny punkt zasilania stanowi rozdzielnia sieciowa SN. Jej sposób zasilania, konfiguracja oraz lokalizacja wykluczają możliwość zwiększenia poboru mocy z tej rozdzielni.

Oprócz wybudowania samego obiektu GPZ istotnym elementem w tej kwestii jest jego powiązanie z istniejącym systemem 110 kV. Aspekt ten winien zostać rozwiązany na etapie szczegółowej koncepcji technicznej – miejsce przyłączenia oraz trasa linii uzależniona jest głównie od uzyskania wszelkich zgód właścicieli terenów przez które przebiegać będzie inwestycja.

Obecnie trwają prace koncepcyjno-projektowe

INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA PRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA MOCPRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC

GPZ Strefa Ekonomiczna w Karlinie. Powstanie Strefy Ekonomicznej w Karlinie oraz możliwość pojawienia się

na tym terenie potencjalnych podmiotów (obecnie określono warunki przyłączenia dla 2-ch podmiotów o mocy ok. 0,5 MW – zasilanie z istniejącej sieci) o znacznych mocach przyłączeniowych ze względu na brak możliwości technicznych przyłączenia ich do istniejącej infrastruktury wymagać będzie budowy nowego GPZ 110/15 kV.

Obszar strefy oddalony jest od najbliższych GPZ-tów: GPZ Białogard – ok. 13 km GPZ Gościno – ok. 20 km Natomiast zlokalizowany jest on w pobliżu abonenckiej stacji 110/6 kV

będącej własnością przedsiębiorstwa HOMANIT PLOSKA Sp. z. o.o. i Spółka „Spółka Komandytowa w Karlinie”.

Rozpatrywane warianty: Budowa nowego GPZ 110/15 kV bądź wykorzystanie stacji 110/6 kV

będącej obecnie własnością HOMANIT (przejęcie w/w obiektu uzależnione od stanu technicznego oraz możliwości rozbudowy GPZ pod kątem zwiększonych potrzeb

przedsiębiorstwa HOMANIT a zarazem pod kątem zasilenia obszaru strefy ekonomicznej).

2.

ROZWÓJ POD KĄTEM

POPRAWY WARUNKÓW ZASILANIA

ROZPATRYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ROZPATRYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z

POPRAWĄ WARUNKÓW ZASILANIAPOPRAWĄ WARUNKÓW ZASILANIA

GPZ Szczecinek Marcelin

Modernizacja obiektu ze względu na stan techniczny. GPZ Szczecinek Marcelin jest jednym z najstarszych GPZ-ów na terenie

działania KE ENERGA SA – Oddział w Koszalinie. Wybudowany został w 1973 roku i dotychczas nie był modernizowany. Prowadzone były jedynie doraźne prace eksploatacyjne.

Ważny węzeł – styk z ENERGA Słupsk i ENEA Poznań

Obecnie trwają prace projektowe. Przewidywany termin rozpoczęcia realizacji inwestycji – połowa roku 2009

PRZEWIDYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z PRZEWIDYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z POPRAWĄ WARUNKÓW ZASILANIA GPZ MARCELINPOPRAWĄ WARUNKÓW ZASILANIA GPZ MARCELIN

!!!

ROZPATRYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ROZPATRYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z POPRAWĄ WARUNKÓW ZASILANIAPOPRAWĄ WARUNKÓW ZASILANIA

- Budowa nowego GPZ 110/15 kV w okolicach Kalisza Pomorskiego- Budowa powiązań liniowych 110 kV Świdwin-Drawsko Pom.-Kalisz Pom. oraz Czaplinek-Mirosławiec (inicjatywa ENEA)

3.ROZWÓJ POD KĄTEM PRZYŁĄCZANIA

WYTWÓRCÓW (ELEKTROWNIE WIATROWE)

CZYNNIKI WARUNKUJĄCE ROZWÓJ ENERGETYKI CZYNNIKI WARUNKUJĄCE ROZWÓJ ENERGETYKI WIATROWEJWIATROWEJ

Zapotrzebowanie ZE Koszalin:

Ps= 225 MW (szczyt zimowy)

P = 98 MW (dolina letnia)

Kołobrzegmax. - 36 MW

Koszalin

max. – 73 MW

Białogard

max. – 41 MW

Szczecinek

max. – 55 MW

Drawsko Pom.max. – 20 MW

• MOŻLIWOŚCI TECHNICZNE PRZYŁĄCZENIA DO SIECINIE PRZYSTOSOWANA SIEĆ DYSTRYBUCYJNA I SIEĆ PRZESYŁOWA DO NIE PRZYSTOSOWANA SIEĆ DYSTRYBUCYJNA I SIEĆ PRZESYŁOWA DO PRZYJĘCIA DUŻYCH MOCY, KONIECZNOŚĆ ZNACZNYCH INWESTYCJI PRZYJĘCIA DUŻYCH MOCY, KONIECZNOŚĆ ZNACZNYCH INWESTYCJI ROZWOJOWYCHROZWOJOWYCH

LOKALNE SZCZYTOWE OBCIĄŻENIE POBLISKICH GPZ JEST CZĘSTO LOKALNE SZCZYTOWE OBCIĄŻENIE POBLISKICH GPZ JEST CZĘSTO MNIEJSZE NIŻ MOC PLANOWANYCH ELEKTROWNIMNIEJSZE NIŻ MOC PLANOWANYCH ELEKTROWNI

STAN OBECNYSTAN OBECNY

• ELEKTROWNIE WIATROWE PRZYŁĄCZONE DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

Łączna moc zainstalowana = 73,66 MWŁączna moc zainstalowana = 73,66 MW

Lokalizacja obiektu

Lp. Miejscowość

Gmina

Moc zainstalowana [MW]

1

Cisowo

Darłowo

0,66 2

Barzowice

Darłowo

5 3

Cisowo, Kopań

Darłowo

18 4 Tymień Będzino 50

STAN OBECNY i PRZEWIDYWANYSTAN OBECNY i PRZEWIDYWANY

Farmy wiatrowe

sieć SN sieć WN

ilość [szt]moc [MW]

ilość [szt]moc [MW]

pracujące 2 5,66 2 68,00

w budowie (FW Karścino-Pobłocie 90MW, FW Karcino 51MW)

2 141,00

z ważnymi warunkami przyłączenia 33 80 6 110,00

Pozostałe zgłoszone do przyłączenia (w tym z wykonanymi ekspertyzami)

6 3025

(9)

1290,00 (340)

RAZEM 41 11635

1609

PRZEWIDYWANY ROZWÓJ ENERGETYKI WIATROWEJ PRZEWIDYWANY ROZWÓJ ENERGETYKI WIATROWEJ NA TERENIE DZIAŁANIA ODDZIAŁU KOSZALINNA TERENIE DZIAŁANIA ODDZIAŁU KOSZALIN

I grupa -I grupa - Elektrownie wiatrowe planowane do przyłączeniaElektrownie wiatrowe planowane do przyłączenia do sieci do sieci elektroenergetycznej w układzie z jednym (istniejącym) transformatorem 400/110 elektroenergetycznej w układzie z jednym (istniejącym) transformatorem 400/110 kV w DunowiekV w Dunowie P = 251 MWP = 251 MWII grupa - farmy wiatrowe, dla których wykonane zostały ekspertyzy przyłączenioweII grupa - farmy wiatrowe, dla których wykonane zostały ekspertyzy przyłączeniowe

WYMAGANE ZREALIZOWANIE DODATKOWEGO SPRZĘŻENIA W STACJI WYMAGANE ZREALIZOWANIE DODATKOWEGO SPRZĘŻENIA W STACJI DUNOWO ROZDZIELNI 400 i 110 kV POPRZEZ DOSTAWIENIE DRUGIEGO DUNOWO ROZDZIELNI 400 i 110 kV POPRZEZ DOSTAWIENIE DRUGIEGO TRANSFORMATORA 400/110 kV – W TRAKCIE REALIZACJITRANSFORMATORA 400/110 kV – W TRAKCIE REALIZACJI

P = 340 MWP = 340 MW

III grupa – pozostałe zgłoszone farmy wiatroweIII grupa – pozostałe zgłoszone farmy wiatrowe

P = 1000 MWP = 1000 MW DLA FARM Z TEJ GRUPY POZOSTANIE MOŻLIWOŚĆ PRZYŁĄCZENIA DO DLA FARM Z TEJ GRUPY POZOSTANIE MOŻLIWOŚĆ PRZYŁĄCZENIA DO

SIECI PRZESYŁOWEJ (220, 400 kV)SIECI PRZESYŁOWEJ (220, 400 kV)

KONIECZNOŚĆ ROZBUDOWY SYSTEMU PRZESYŁOWEGO W ZAKRESIE KONIECZNOŚĆ ROZBUDOWY SYSTEMU PRZESYŁOWEGO W ZAKRESIE NOWYCH STACJI NN/WN ORAZ LINII NNNOWYCH STACJI NN/WN ORAZ LINII NN

Darłowo

Sianów

KOSZALIN

Ustronie Morskie

Białogard

Karlino

Kołobrzeg

Gościno

400

kV

220 kV

Sławno

Trzebiatów

Ustka

Budzistowo12 MW

Karcino50 MW

Stary Borek21 MW

Mołtowo50 MW

Mołtowo20 MW

Wartkowo30 MW

Pobłocie 30 MW

Karścino-Pobłocie90 MW

Tymień50 MW

Mierzyn, 140 MW

Dygowo, Bardy, Pustary 60 MW

Kukinia, Stojkowo46 MW

Porzecze34 MW

Rzepkowo,Wierciszewo

60 MW

Kleszcze-Osieki,Dobiesław26,5 MW

Miłogoszcz48 MW

Parnowo12,5 MW

Kamica14 MW

Trzyniki,Nieżyn,

Kędrzyno87 MW

Pławęcino40 MW

Żydowo220/110 kV

Dunowo400/220/110 kV

26,75 MW

24 MW

wariant przyłączeniauzależniony od wyników

ekspertyzy

OO – proponowane lokalizacje stacji NN/WN – proponowane lokalizacje stacji NN/WN

Dziękuję za uwagę

Zenon Lenkiewicz

Szczecin 4 czerwca 2008