Dodatkowe inwestycje zrealizuje Energa-Operator w ramach Programu Fundusze Europejskie dla Polski Wschodniej. W województwie warmińsko-mazurskim wybuduje m.in. nową stację wysokiego napięcia i przebuduje rozdzielnię sieciową w gminie Sępopol.

Aneks do umowy o dofinansowanie projektu „Rozwój inteligentnych sieci elektroenergetycznych Energa-Operator SA O/Płock i O/ Olsztyn w celu zwiększenia potencjału dla przyłączenia OZE” zawartej z Ministerstwem Klimatu i Środowiska został już podpisany.

– Środki pozataryfowe pozwalają nam szybciej prowadzić kluczowe inwestycje, które są niezbędne dla zapewnienia optymalnego funkcjonowania nowoczesnego systemu elektroenergetycznego. Dlatego po uzyskaniu oszczędności od razu przyjęliśmy kierunek aneksowania umowy w kierunku zwiększenia zakresu zadań. Tak, aby w pełni wykorzystać każdą złotówkę przyznanego Energa-Operator dofinansowania – mówi Marcin Biniaś, wiceprezes Zarządu Energa-Operator.

Aneks zwiększa zakres zadań z siedmiu do dziewięciu, długość wybudowanych linii z 48,5 do ponad 64 kilometrów, a linii zmodernizowanych z 12,5 do ponad 16 km.  Wzrasta również wartość przeprowadzonych inwestycji z 86 do ponad 93 milionów złotych oraz potencjał stworzony dla przyłączeń OZE z blisko 76 MW do przeszło 102 MW. Dzięki aneksowaniu umowy liczba odbiorców, którzy zyskają poprawę niezawodności zasilania, zwiększyła się z 28 do ponad 33 tysięcy. Niezmienna natomiast pozostaje wartość kosztów kwalifikowanych wynosząca ponad 70 milionów złotych oraz samo dofinansowanie w kwocie powyżej 53 milionów złotych.

Oszczędności w wydatkach inwestycyjnych związanych z projektem możliwe były dzięki pozyskaniu korzystnych ofert wykonawczych w przetargach publicznych, niższych niż pierwotnie szacowany kosztorys.

Prace w terenie trwają. Większość dotychczasowych zadań już ukończona Projekt w wersji bazowej zakładał wykonanie siedmiu zadań. Sześć z nich zostało już zakończonych.

W województwie mazowieckim miały już miejsce:

- modernizacja GPZ Szkarada
- budowa wyprowadzenia linii średniego napięcia (SN) z głównego punktu zasilania (GPZ) Drobin,
- budowa linii SN z GPZ przy ul. Bydgoskiej w Płońsku,
- przebudowa linii SN relacji Szkarada – Arciechów.

W województwie warmińsko – mazurskim ukończono przebudowę trzech wyprowadzeń napowietrznych linii średniego napięcia na linie kablowe oraz wyprowadzenie nowej linii ze stacji elektroenergetycznej (GPZ) w Działdowie oraz przebudowę GPZ w Reszlu.

Na końcowym etapie pozostaje realizacja zadania związanego z budową wyprowadzeń sześciu linii SN z rozdzielni sieciowej w Winnicy wraz z automatyzacją sieci w woj. mazowieckim.

Nowe zdania, które zostaną wykonane dzięki zaoszczędzonym środkom, to budowa nowego GPZ Dźwierzuty, a także rozbudowa rozdzielni sieciowej Różyna, obejmująca uruchomienie transformacji 110kV/15kV oraz wykonanie powiązań sieci średniego napięcia.

Inwestycja w GPZ Dźwierzuty zakłada budowę budynku stacyjnego wraz z kompleksowym wyposażeniem technicznym. Zamontowane zostaną rozdzielnice wysokiego oraz średniego napięcia. Na terenie obiektu przygotowane zostaną również stanowiska pod montaż transformatorów wysokiego napięcia. Same transformatory nie są wliczone w zakres projektu i będą pochodziły z zapasów Energa-Operator.

Zadanie w Dźwierzutach obejmuje także m.in. pełne zagospodarowanie terenu, budowę dróg wewnętrznych, instalację kabli sterowniczych i sygnalizacyjnych oraz budowę 12 wyprowadzeń linii SN w celu powiązania ich z lokalną siecią.

W ramach prac przy rozdzielni sieciowej Różyna w gminie Sępopol wybudowane zostanie m.in. nowe stanowisko oraz pole transformatora wysokiego napięcia. Rozbudowana będzie także rozdzielania średniego napięcia. Wyprowadzone zostaną także nowe linie kablowe SN, które będą mogły zasilać istniejącą sieć.

Wybudowana oraz modernizowana w ramach projektu infrastruktura elektroenergetyczna wyposażona zostanie w funkcjonalności inteligentnej sieci.  Dzięki nim będzie lepiej zintegrowana z nowoczesnym systemem dyspozytorskim SCADA/ADMS wdrożonym w Energa-Operator. Dyspozytorzy będą mogli m.in. monitorować obciążenie sieci w czasie rzeczywistym, kontrolować przepływ mocy czynnej i biernej, a także zmieniać konfigurację sieci bez konieczności wysyłania w teren zespołów Pogotowia Energetycznego. Pozwoli to lepiej zarządzać pracą OZE. Zwiększy także niezawodność zasilania oraz szybkość przywracania dostaw energii w przypadku ewentualnej awarii.