Wartość inwestycji w budowę w Polsce spalarni odpadów osiągnie kwotę 6 mld zł. Ministerstwo Środowiska chce podnieść opłacalność tych inwestycji, przyznając instalacjom świadectwa pochodzenia za produkcję zielonej energii. Resorty środowiska i gospodarki uzgodniły już projekt odpowiedniego rozporządzenia. Do rozliczania udziału energii ze źródeł odnawialnych przyjęta została metoda ryczałtowa, jednakowa dla całego kraju. Będzie to 42 proc. całości energii chemicznej odzyskanej w wyniku termicznego przekształcenia odpadów. Projekt rozporządzenia musi jeszcze zostać zaakceptowany przez komisję prawną, a potem zostanie przekazany do notyfikacji Komisji Europejskiej. 11 kluczowych projektów, które ubiegają się o dofinansowanie unijne, ma wartość 6 mld zł. Koszt budowy jednego zakładu, w zależności od wielkości waha się od 280 mln zł do ponad 1 mld zł. Eksperci szacują, że nakłady na spalarnię zwracają się w okresie od siedmiu do ośmiu lat. Z unijnym dofinansowaniem okres ten będzie znacznie krótszy. Nad budową własnej spalarni odpadów zastanawia się m.in. Południowy Koncern Energetyczny. Proponowane w rozporządzeniu zapisy mogą okazać się też pułapką dla części właścicieli spalarni. W projekcie określono rodzaje odpadów komunalnych zaliczonych do źródeł odnawialnych oraz warunki dokumentowania ilościowego tych odpadów. – Jeśli kontrola wykaże, że ich udział jest mniejszy od zapisanych w prawie 42 proc., to taki zakład może zostać całkowicie pozbawiony praw do certyfikatów za produkcję zielonej energii.

Polska Grupa Energetyczna ogłosiła, że zarząd spółki podjął decyzję o budowie dwóch nowych bloków w Elektrowni Opole. Grupa zapowiada również kolejne inwestycje. Kolejnym projektem po inwestycji w Opolu, jeśli chodzi o stopień zaawansowania, jest budowa nowego bloku energetycznego w Elektrowni Turów. Ma tam powstać blok 460 MW, który zastąpi trzy jednostki, które muszą być wyłączone do końca 2012 r. Jednak inwestycja w Turowie jest dość trudna, ze względu na fakt, że lokalizacja elektrowni wymaga uwzględnienia w projekcie tzw. oddziaływania transgraniczne. Wiążą się z tym skomplikowane i dłuższe procedury związane z uzyskiwaniem zgód środowiskowych. Kolejny projekt, który chce zrealizować PGE to budowa Elektrowni o mocy 800 lub 1600 MW (1 lub 2 x 800 MW) w okolicach Lublina. Przedsięwzięcie to grupa chce realizować wspólnie z kopalnią Bogdanka i obecnie obie spółki są na etapie uzgadniania treści listu intencyjnego. PGE bardziej niż na udziale kopalni w finansowaniu inwestycji zależy na zagwarantowaniu wieloletnich dostaw węgla dla nowej elektrowni.

Zespół Elektrowni Dolna Odra wybrał wykonawcę projektu i robót budowlanych związanych z instalacją kotła opalanego biomasą w Elektrowni Szczecin. Wartość inwestycji, której zakończenie planowane jest na październik 2011 roku, to ponad 127 mln zł. Przedsięwzięcie zrealizuje konsorcjum firm: Mostostal Zabrze (lider), fiński BMH Technology Oy oraz Gliwickie Przedsiębiorstwo Budownictwa Przemysłowego.

Elektrociepłownia Zielona Góra ogłosiła, że poszukuje dostawcy pięciu kotłów olejowo-gazowych o łącznej mocy 160 MWt. O wyborze zwycięskiej firmy zdecydują dwa czynniki: cena (waga 98) oraz okres gwarancji (2). Prace mają potrwać 28 miesięcy. Firma zdecydowała się na zastosowanie procedury negocjacyjnej.

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo zamierza w tym roku zainwestować około 3 mld zł. PGNiG poinformował, że w ramach uruchomionych projektów znajdują się między innymi te związane ze wzrostem zdolności wydobywczych ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce. Na ten cel spółka planuje przeznaczyć w roku 2009 ponad 614,0 mln zł, z których sfinansowane będą projekty zagospodarowania złóż, oraz budowy nowych kopalń gazu ziemnego i ropy naftowej. Z tych środków finansowana jest również budowa odazotowni w Grodzisku Wielkopolskim. Z kolei na projekty związane z dywersyfikacją dostaw gazu ziemnego do Polski zarezerwowano w roku 2009 ponad 705 mln zł. Środki te będą przeznaczone na wydatki związane z projektem THOR polegającym na zagospodarowaniu złóż na Morzu Północnym (prawie 653 mln zł), a także wstępne prace związane z realizacją innych projektów dywersyfikacyjnych. Na inwestycje związane z budową nowych i modernizacją istniejących podziemnych magazynów gazu ziemnego PGNiG przeznaczy w roku 2009 ponad 788 mln zł.

Zdaniem Haliny Bownik-Trymuchy z URE, do końca roku ceny energii będą znajdować się w trendzie spadkowym. Obniżki dotyczyć będą głównie odbiorców przemysłowych, dla gospodarstw domowych ceny nie ulegną zmianie. "Możemy spodziewać się dalszej tendencji spadkowej cen energii w porównaniu do ofert, które odbiorcy otrzymali na rok 2009" - powiedziała Bownik-Trymucha, Dyrektor Departamentu Promowania Konkurencji. "Zapotrzebowanie na energię znajduje się w trendzie spadkowym, a więc spadają także ceny energii. Pytanie, jak długo będzie trwał ten trend. To może być koniec 2009 roku, a potem może nastąpić wzrost cen" - powiedziała.

Pozwany przez biznesmena Aleksandra Gudzowatego, poseł PO Konstanty Miodowicz zrzekł się immunitetu. W styczniu tego roku Miodowicz złożył w sądzie pozew przeciwko biznesmenowi. Poczuł się dotknięty wypowiedzianymi szefa Bartimpeksu w audycji TVN24 "Fakty po Faktach", w których Gudzowaty oskarżył go o "świadome naruszenie interesu energetycznego kraju" i "przynależność do mafii". Gudzowaty mówił też, że Miodowicz jest wśród osób, które od wielu lat blokują projekt budowy 28-kilometrowego niemiecko-polskiego gazociągu Bernau-Szczecin.
W odpowiedzi na pozew Miodowicza, Gudzowaty skierował do sądu własny, prywatny akt oskarżenia przeciwko posłowi PO.

Do końca roku będzie wiadomo, ile elektrowni atomowych i o jakiej mocy powstanie w Polsce; w drugiej połowie 2010 roku program atomowy zostanie przedstawiony rządowi, a wskazania lokalizacyjne będą gotowe w 2012 roku. Pierwsza elektrownia w Polsce ma powstać w 2020 roku, po 1-2 latach powinna zostać oddana do użytku kolejna. Jednak polski program atomowy nie musi skończyć się na dwóch elektrowniach. Większościowym (co najmniej 51 proc. udziałów) inwestorem elektrowni atomowych będzie należąca do państwa Polska Grupa Energetyczna (PGE), która stworzy konsorcjum. Koszty inwestycyjne 1 MW z atomu to ponad 3 mln euro. Jednak wysokie koszty inwestycji są w energetyce atomowej kompensowane efektywnością produkcji energii elektrycznej. Elektrownia atomowa pracuje prawie 8 tys. godzin w ciągu roku przy 60 latach żywotności. Dla porównania, wiatraki pracują ok. 20 lat, a współczynnik wykorzystania oblicza się na 2,2 - 2,5 tys. godzin. W perspektywie 2030 roku wytworzenie jednej megawatogodziny prądu może kosztować w przypadku elektrowni na węgiel, z uwzględnieniem zakupu uprawnień do emisji CO2, ponad dwukrotnie więcej niż w elektrowniach atomowych; na gaz ziemny - ponad 2,5-krotnie, farm wiatrowych - ponad 3-krotnie więcej.

Związkowcy z Enei nie chcą, aby spółkę przejął inwestor branżowy i dlatego zamierzają zaproponować ministerstwu skarbu wykup akcji spółki przez pracowników. Związek zawodowy wspólnie z doradcą przygotowuje ofertę zakupu akcji Enei od MSP i utworzenie spółki pracowniczej. Do prac na tą propozycją Solidarność chce zaprosić też inne organizacje związkowe. Według obecnej ceny giełdowej akcje poznańskiej firmy warte są 5,16 mld zł, ale związkowcy, choć nie ujawniają źródeł finansowania tej operacji, zapewniają, że są w stanie taką kwotę wyłożyć. Gdyby w przedsięwzięciu wykupu akacji Enei wzięli udział wszyscy pracownicy grupy kapitałowej, to każdy z nich musiałby wydać na ten cel ponad 500 tys. zł.

W należącej do Vattenfalla elektrociepłowni Siekierki odbyło się uroczyste wmurowania aktu erekcyjnego pod budowę instalacji mokrego odsiarczania spalin. To największa tego typu instalacja budowana w polskich elektrociepłowniach. Będzie w stanie oczyszczać 3 100 000 m3/h spalin ograniczając zawartość SO2 na wylocie z instalacji do poziomu 200 mg/m3. Produktem powstającym w wyniku odsiarczania spalin będzie gips, powszechnie wykorzystywany surowiec budowlany. Koszt instalacji to ok. 489 mln zł. W ramach inwestycji wybudowana zostanie kompletna instalacja z dwoma absorberami, gospodarką sorbentem i gipsem oraz nowym, trójprzewodowym kominem. Pierwsze odsiarczone spaliny popłyną z Siekierek już w końcu 2010 roku. Całość spalin przewidzianych dla tej instalacji zostanie skierowana do odsiarczania w 2011 roku. Ostatni etap inwestycji polegający na rozbiórce obecnie pracującego, wysłużonego już komina, zakończy się w sierpniu 2012 roku. Generalnym wykonawcą realizowanej przez Vattenfall inwestycji jest Fabryka Kotłów Rafako S.A.

Enea nie wyklucza dalszych rozmów i ustanowienia nowych ram współpracy z Kompanią Węglową, która jest właścicielem kopalni Silesia. W przypadku tej kopalni proces decyzyjny jest kontynuowany, a Enea rozważa możliwości innych form inwestycji. Przedstawiciele koncernu energetycznego podtrzymują plany uzupełnienia integracji pionowej o brakujący obszar wydobywczy i zapewnienia bezpieczeństwa dostaw paliwa pierwotnego. „Silesia”, formalnie będąca częścią kopalni „Brzeszcze-Silesia”, wydobywa ok. 300-500 ton węgla na dobę. To ponad 20-krotnie mniej od średnich kopalń KW, gdzie dobowe wydobycie sięga 8-9 tys. ton. Zakład zatrudnia ponad 800 osób. Miesięcznie przynosi ok. 7-9 mln zł strat. Ewentualnej likwidacji zakładu sprzeciwiają się związki zawodowe. Argumentują, że po inwestycjach i udostępnieniu nowych pokładów, kopalnia może wydobywać dobry jakościowo węgiel i przynosić zyski. Kompanii nie stać jednak na szacowane ponad 1 mld zł inwestycje.

Przez kolejne dwa lata PSE – Operator będzie dzierżawił telekomunikacyjne łącza cyfrowe, wykorzystywane do zarządzania Krajowym Systemem Energetycznym, od firmy Exatel.
PSE Operator zawarł 1 czerwca br. umowę na dzierżawę łączy cyfrowych ze spółką córką PGE firmą Exatel. Umowa o wartości około 55 mln zł netto została podpisana na 2 lata. Dzierżawione łącza będą wykorzystywane do zarządzania Krajowym Systemem Energetycznym. Zapewniają bezpieczne połączenie pomiędzy centrami dyspozytorskimi systemu oraz poszczególnymi stacjami elektroenergetycznymi, umożliwiając niezakłócone kierowanie pracą KSE. Bezawaryjną pracę systemu umożliwia zastosowanie dla rozwiązań sieciowych oraz dostępowych – światłowodów, odpowiednio zintegrowanych z całym systemem elektroenergetycznym.

Na budowę nowych mocy firmy chcą w ciągu kilkunastu lat wydać od 20 do 60 mld zł. Jednak przedsiębiorstwa energetyczne wstrzymują się z rozpoczęciem nowych inwestycji. - Rząd musi jak najszybciej ustalić zasady, na jakich będą przydzielane uprawnienia do emisji CO2. Jeżeli ta sprawa nie zostanie rozwiązana, to nie będą powstawały nowe inwestycje.

RWE wspólnie z Kompanią Węglową ma wybudować nowoczesną elektrownię węglową na Śląsku. Wiceprezes polskiego RWE, Janusz Moroz potwierdza, że sprawa CO2 jest potężną przeszkodą. Ostrzega, że jako kraj robimy sobie sami problemy. - Energetyka musi się bić, aby rząd zajął się CO2 jak najszybciej. To samo mówi Grzegorz Górski z GDF Suez - Bez tego nikt nie ruszy z budową nowych mocy. Zagraniczne firmy energetyczne przekazały swoje postulaty premierowi. "W przypadku braku znajomości regulacji nowe inwestycje nie będą uruchamiane przed 2020 r." - ostrzegają. Podobnego zdania są państwowe przedsiębiorstwa energetyczne. - Rząd musi jak najszybciej zatwierdzić listę inwestycji, które dostaną darmowe uprawnienia i przesłać ją do Brukseli - powiedział Stanisław Tokarski, wiceprezes Taurona.

O powołanie Narodowego Laboratorium Badań Jądrowych (NLBJ) zaapelowali naukowcy podczas spotkania z pełnomocnik rządu do spraw energetyki jądrowej Hanną Trojanowską w ośrodku badawczym w Świerku k. Otwocka. Minister zapewniła, że utworzenie NLBJ finansowanego przez budżet państwa i inwestorów energetyki jądrowej jest dla niej priorytetowym zadaniem. Do udziału w pracach nad ostatecznym kształtem regulacji w tej dziedzinie zaprosiła Instytut Problemów Jądrowych (IPJ) im. A. Sołtana oraz Instytut Energii Atomowej (IEA) POLATOM.

Komisja Europejska odwleka konkretne propozycje, jak podzielić między kraje członkowskie UE koszty walki ze zmianami klimatycznymi w krajach trzecich. Unia Europejska chce najpierw poczekać na deklaracje światowych partnerów: USA, Japonii czy Chin w sprawie ich zobowiązań w walce z globalnym ociepleniem klimatu. Dopiero wtedy, kiedy będzie wiadomo, ile pieniędzy dołożą inni, KE chce zacząć rozmowy między krajami UE, jak uzbierać unijną składkę na potrzebne rocznie - według szacunków unijnych ekspertów - 100 mld euro na inwestycje w krajach rozwijających się.

Nowelizacja prawa energetycznego, zgodnie z którą inwestorzy ubiegający się uzyskanie warunków przyłączenia farm wiatrowych do sieci będą musieli w przyszłości wpłacić kaucję, powoduje że lawinowo rośnie liczba firm, które chcą załatwić tę formalność jeszcze na starych warunkach. Według publikowanych przez dziennik danych, inwestorzy w ciągu ostatniego półrocza uzgodnili z PSE Operator warunki przyłączenia farm wiatrowych o łącznej mocy około 3,8 tys. MW, a moc wszystkich uzgodnionych projektów sięgnęła już poziomu 9,5 tys. MW. Jednocześnie inwestorzy złożyli wnioski o wykonanie ekspertyz wpływu przyłączenia farmy wiatrowej do sieci na instalacje o mocy około 60 tys. MW. Gdyby zrealizowano wszystkie planowane projekty to moc zainstalowana w farmach wiatrowych sięgnęłaby 70 tys. MW, czyli prawie dwukrotnie więcej niż moc zainstalowana wszystkich źródeł energii elektrycznej w naszym kraju. Według danych URE moc zainstalowana działających obecnie w Polsce elektrowni wiatrowych osiągnęła 539 MW. Wiele z planowanych dotychczas projektów budowy farm wiatrowych nie doszło do skutku i stąd rząd postanowił wprowadzić kaucje w wysokości 50 zł na 1 kW mocy przyłączeniowej, przy uzyskiwaniu warunków przyłączenia do sieci.

PGNiG przygotowuje się do wykonania kolejnego w swojej historii odwiertu na głębokość poniżej 6,5 tys. metrów. Odwiert ma być wykonany w okolicach Kutna, gdzie PGNiG jest współudziałowcem w koncesji należącej do amerykańskiego FX Energy. Koszt odwiertu to około 90 mln zł. PGNiG planuje zastosowanie nowych technologii umożliwiających wydobywanie gazu znajdującego się w pokładach skalnych (tzw. tight gas) i pokładach iłów (tzw. shale gas). Koszt tego przedsięwzięcia będzie jednak o 20–25 proc. większy niż przy metodach konwencjonalnych.

Polska może się zgodzić na przedłużenie umowy na dostawy gazu z Rosji o 12 lat, czyli do 2035 roku. Wiceminister gospodarki, Joanna Strzelec-Łobodzińska powiedziała. że strona polska wysłała Rosjanom list z propozycją spotkania międzyrządowego zespołu w Warszawie w czerwcu. Przedmiotem rozmów byłoby ustalenie wielkości eksportu rosyjskiego gazu w kolejnych latach oraz wydłużenie okresu obowiązywania długoterminowej umowy między PGNiG a Gazpromem.
Według Strzelec-Łobodzińskiej obecna umowa, która wygasa w 2023 r. mogłaby obowiązywać znacznie dłużej. Wiceminister gospodarki wskazuje na przykłady innych krajów, które tak jak nasz kraj zaopatrują się w gaz poprzez rurociąg jamajski i zgodziły się na wydłużenie terminów rosyjskich dostaw do 2035 r. Mówi się, że PGNiG chce kupować w Rosji więcej gazu niż obecne 7 – 8 mld m sześc. rocznie. Eksperci ostrzegają jednak przed zakontraktowaniem zbyt dużych ilości gazu i przypominają, że Polska chce zdywersyfikować dostawy paliwa i zamierza wykonać kilka inwestycji umożliwiających import spoza Rosji nawet 10 mld m sześc. gazu. Ich koszt ma wynosić ponad miliard euro.

W połowie 2010 roku planowany jest wybór głównego wykonawcy terminala do odbioru gazu skroplonego LNG w Świnoujściu. Za realizację inwestycji odpowiedzialna jest spółka Polskie LNG, której właścicielem jest należący do skarbu państwa operator gazociągów przesyłowych Gaz-System. Polskie LNG złożyło u wojewody zachodnio-pomorskiego wniosek o pozwolenie na budowę wraz z dokumentacją techniczną części lądowej. "Zgodnie z przepisami wojewoda ma 65 dni na decyzję" Oznacza to, że pozwolenie powinno zostać wydane w połowie lipca. Budowie terminalu będą towarzyszyć inne inwestycje, m.in. gazociągi przesyłowe oraz podziemne magazyny gazu. Inwestycje związane z terminalem będą realizowane przez: Urząd Morski w Szczecinie, Zarząd Portów Morskich Szczecin i Świnoujście, Operatora Gazociągów Przesyłowych "Gaz-System" oraz spółkę "Polskie LNG".

Producenci energii w skojarzeniu twierdzą, że system ustalania cen ciepła pochłania korzyści pochodzące z tzw. czerwonych certyfikatów. Przedsiębiorstwo energetyczne produkujące energię elektryczną w skojarzeniu dostaje za nią cenę rynkową i uzyskuje dodatkowe przychody ze zbycia świadectw pochodzenia czyli czerwonych certyfikatów. Przedstawiciele branży uważają jednak, że system kalkulacji cen ciepła powoduje, iż jego producenci w skojarzeniu nie odczuwają korzyści z certyfikatów, gdyż tracą na sprzedaży ciepła – podstawa do ustalania cen ciepła obniżana jest o wpływy ze sprzedaży certyfikatów. Ich zdania nie podziela URE. – Rozporządzenie taryfowe stanowi, że elektrociepłownia ma kalkulować taryfę dla ciepła na podstawie różnicy między planowanymi kosztami wytwarzania ciepła i energii elektrycznej a planowanym przychodem ze sprzedaży energii. Gdyby koszty wytwarzania ciepła i energii nie byłyby umniejszane o przychody z certyfikatów, to lokalni odbiorcy ciepła musieliby zapłacić za droższą produkcję energii elektrycznej – argumentuje Marek Woszczyk, wiceprezes URE. W 2008 roku producenci energii w skojarzeniu powinni otrzymać za certyfikaty w sumie ponad 775 mln zł, z czego 402 mln zł za czerwone. Udział tzw. energii czerwonej i żółtej (wytworzonej w elektrowniach gazowych) w całości sprzedanej odbiorcom energii wynosi odpowiednio 19 i 2,7 proc.

Polskie władze zgłaszają poważne zastrzeżenia do planów Nord Stream, ponieważ proponowana trasa gazociągu przecina tor wodny do portów w Szczecinie i Świnoujściu. Ułożona wprost na dnie morza rura uniemożliwi bezpieczne wpływanie do portów statkom o takim zanurzeniu jak obecnie. Zablokuje to również rozwój portów w Szczecinie i Świnoujściu oraz zwiększy ryzyko awarii. Zdaniem szefa GDOŚ, w rejonie przecinającym tor wodny do polskich portów gazociąg należałoby ułożyć w zagłębieniu w dnie morza i zabezpieczyć go, wcześniej oceniając wpływ takiego rozwiązania na środowisko. Nord Stream jest również zagrożeniem dla planowanego gazociągu Baltic Pipe z Danii do Polski. Ponieważ nie przewidziano specjalnych zabezpieczeń w miejscu skrzyżowania gazociągów, po zbudowaniu Nord Stream konstrukcje ochronne wznoszące się o 3-4 m ponad dno morza mogłyby uniemożliwić ułożenie rury ze Skandynawii do Polski.