PLANY ROZWOJU ROZWÓJ SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ NA TERENIE ODDZIAŁU W KOSZALINIE

1. PLANY ROZWOJU ROZWÓJ SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ NA TERENIE ODDZIAŁU W KOSZALINIE

2. TWORZENIE PLANÓW ROZWOJU Miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego albo kierunki rozwoju gminy określone w studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy Gmina W wielu przypadkach brak jest planów gminnych Prezes URE Plany 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 PLAN ROZWOJU PRZEDSIĘBIORSTWA ENERGETYCZNEGO Art.16 Ustawy Prawo Energetyczne • 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 TARYFA

3. OBSZARY 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 ENERGETYCZNEGO

4. 1. • ROZWÓJ POD KĄTEM • PRZYŁĄCZANIA ODBIORCÓW

5. PLANY ROZWOJU - PROBLEMATYKA • KONCERN ENERGETYCZNY TO SPÓŁKA PRAWA HANDLOWEGO ( OCZEKIWANIA EFEKTYWNOŚCI EKONOMICZNEJ INWESTYCJI ) • TRAFNOŚĆ ZGŁASZANYCH INWESTYCJI PRZEZ UG ( ROZPOCZĘCIE PROJEKTOWANIA ZE STOSOWNYM WYPRZEDZENIEM ) • ZAKRES ZGŁASZANYCH PRZEZ UG OBSZARÓW POD INWESTYCJE ENERGETYCZNE ZWIĄZANE Z PRZYŁACZANIEM NOWYCH ODBIORCÓW ( GRUNTY NIE BĘDĄCE WŁASNOŚCIĄ UG) • CZĘSTO WYSTEPUJĄCE PROBLEMY Z PASAMI TECHNICZNYMI POD URZĄDZENIA ENERGETYCZNE ( DZIAŁKI POD STACJE TRANSFORMA-TOROWE ) • ZRÓZNICOWANE PODEJŚCIE W GMINACH DO INWESTYCJI ( ZGŁOSZENIE- DECYZJE POZWOLENIA NA BUDOWĘ) • ZRÓŻNICOWANY CZAS ZAŁATWIANIA SPRAW W UG

6. PROBLEMY PROJEKTOWE PROJEKTOWANIE PRZYŁACZA 10-15 miesięcy

7. CZAS REALIZACJI PRZYŁACZY

8. OCENA STANU ISTNIEJĄCEGO POD KĄTEM OBCIĄŻEŃ ELEMENTÓW SIECI (GPZ) Stan na 06.2007

9. PROGNOZA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC W NAJBLIŻSZYCH LATACH

10. PROGNOZOWANY PRZYROST MOCY W NAJBLIŻSZYCH LATACH

11. INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA PRZYROSTU 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.

12. INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA PRZYROSTU 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

13. INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA PRZYROSTU ZAPOTRZEBOWANIA 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

14. INWESTYCJE ZWIĄZANE Z ZAPEWNIENIEM POKRYCIA PRZYROSTU 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).

15. 2. ROZWÓJ POD KĄTEM POPRAWY WARUNKÓW ZASILANIA

16. ROZPATRYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z POPRAWĄ 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

17. PRZEWIDYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z POPRAWĄ WARUNKÓW ZASILANIA GPZ MARCELIN !!!

18. ROZPATRYWANE INWESTYCJE ZWIĄZANE Z POPRAWĄ 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)

19. 3. • ROZWÓJ POD KĄTEM PRZYŁĄCZANIA WYTWÓRCÓW (ELEKTROWNIE WIATROWE)

20. CZYNNIKI WARUNKUJĄCE ROZWÓJ ENERGETYKI WIATROWEJ • MOŻLIWOŚCI TECHNICZNE PRZYŁĄCZENIA DO SIECI • NIE PRZYSTOSOWANA SIEĆ DYSTRYBUCYJNA I SIEĆ PRZESYŁOWA DO PRZYJĘCIA DUŻYCH MOCY, KONIECZNOŚĆ ZNACZNYCH INWESTYCJI ROZWOJOWYCH • LOKALNE SZCZYTOWE OBCIĄŻENIE POBLISKICH GPZ JEST CZĘSTO MNIEJSZE NIŻ MOC PLANOWANYCH ELEKTROWNI Koszalin max. – 73 MW Kołobrzeg max. - 36 MW Zapotrzebowanie ZE Koszalin: Ps= 225 MW (szczyt zimowy) P = 98 MW (dolina letnia) Białogard max. – 41 MW Szczecinek max. – 55 MW Drawsko Pom. max. – 20 MW

21. STAN OBECNY • ELEKTROWNIE WIATROWE PRZYŁĄCZONE DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Lp. Lokaliza cja obiektu Moc zainstalowana [MW] Miejscowość Gmina 1 Cisowo Darłowo 0,66 2 Barzowice Darłowo 5 3 Cisowo, Kopań Darłowo 18 4 Tym ień Będzino 50 Łączna moc zainstalowana = 73,66 MW

22. STAN OBECNY i PRZEWIDYWANY

23. PRZEWIDYWANY ROZWÓJ ENERGETYKI WIATROWEJ NA TERENIE DZIAŁANIA ODDZIAŁU KOSZALIN I grupa - Elektrownie wiatrowe planowane do przyłączeniado sieci elektroenergetycznej w układzie z jednym (istniejącym) transformatorem 400/110 kV w Dunowie P = 251 MW II grupa - farmy wiatrowe, dla których wykonane zostały ekspertyzy przyłączeniowe P = 340 MW WYMAGANE ZREALIZOWANIE DODATKOWEGO SPRZĘŻENIA W STACJI DUNOWO ROZDZIELNI 400 i 110 kV POPRZEZ DOSTAWIENIE DRUGIEGO TRANSFORMATORA 400/110 kV – W TRAKCIE REALIZACJI III grupa – pozostałe zgłoszone farmy wiatrowe P = 1000 MW DLA FARM Z TEJ GRUPY POZOSTANIE MOŻLIWOŚĆ PRZYŁĄCZENIA DO SIECI PRZESYŁOWEJ (220, 400 kV) KONIECZNOŚĆ ROZBUDOWY SYSTEMU PRZESYŁOWEGO W ZAKRESIE NOWYCH STACJI NN/WN ORAZ LINII NN

24. O – proponowane lokalizacje stacji NN/WN

26. Dziękuję za uwagę Zenon Lenkiewicz Szczecin 4 czerwca 2008