Minister Skarbu Państwa zaprosił inwestorów do rokowań na zakup Zespołu Elektrowni Dolna Odra. ZEDO potrzebuje pieniędzy na inwestycje, które umożliwią firmie konkurowanie z innymi dostawcami energii po liberalizacji rynku energetycznego w 2007 r.

Na samą budowę nowych bloków elektrownia potrzebuje ponad 200 mln euro. W ciągu 10 lat konieczne będzie wycofanie z eksploatacji czterech najbardziej przestarzałych i zużytych bloków w Elektrowni Dolna Odra. W ich miejsce planuje się wybudowanie dwóch bloków parowo-gazowych o mocy 400 MW każdy. Pozostałe cztery bloki muszą być zmodernizowane. Według nieoficjalnych danych wciąż zainteresowany zakupem ZEDO jest Electrabel. Oferty mogą też złożyć inne międzynarodowe koncerny: hiszpańska Endesa bądź francuskie EDF. Żaden z potentatów nie chciał tego potwierdzić. MSP określiło w ofercie tylko dolną granicę akcji do sprzedaży, odpowiadającą 10% kapitału zakładowego. To znaczy, że oferenci mogą ich kupić dużo więcej, do 80%. „Solidarność ” chce wywalczyć dla załogi (2,6 tys. etatów) korzystny pakiet socjalny.

Oferta akcji Kozienic ma towarzyszyć sprzedaży pakietu inwestorowi branżowemu. - Z pewnością nie wycofamy się z planów giełdowych. Inwestorowi branżowemu jesteśmy gotowi sprzedać duży pakiet akcji, być może ok. 40% — mówi Dariusz Witkowski, wiceminister skarbu odpowiedzialny za prywatyzację. Jego zdaniem, prospekt emisyjny powinien trafić do KPWiG koło połowy kwietnia. Nie przesądza to o czerwcowym terminie oferty. - Chcemy zgrać ją z wprowadzeniem inwestora branżowego. Na razie nie przesądzamy o kolejności - dodaje Dariusz Witkowski. Wydaje się mało prawdopodobne, by MSP ryzykowało upublicznienie Kozienic przed wyborem nabywcy. W tym przypadku giełda niemal na pewno nie sprawdziłaby się jako źródło obiektywnej wyceny. Gorzej, brak inwestora branżowego może sprawić, że oferta -mimo dobrej koniunktury - w ogóle się nie powiedzie. Bez silnego inwestora przyszłość firmy stoi pod znakiem zapytania.

Jej rentowność pozostawia wiele do życzenia (w 2003 r. zysk netto wyniósł 58 mln zł przy przychodach 1,7 mld zł). Dlatego pomysł upublicznienia budzi wątpliwości analityków.- Decyzję MSP można uzasadnić tylko w jeden sposób: giełdowa ścieżka prywatyzacji jest łatwiejsza z politycznego punktu widzenia. Nie ma jednak wątpliwości, że za kompromis zapłacimy zmniejszonymi wpływami do budżetu, bo inwestor wyceni akcje wyżej niż giełda - uważa Paweł Urbański z firmy doradczej Central Europe Trust. Na Kozienice powinno być wielu chętnych. Pewny wydaje się start szwedzkiego Vattenfalla i belgijskiego Electrabela. Prawdopodobnie pojawi się też niemieckie RWE, któremu - jako posiadaczowi Stoenu, dystrybutora energii -przydałaby się produkcja w Polsce. Zainteresowany będzie też pewnie czeski CEZ. W grę wchodzi rosyjskie RAO, włoski Enel, francuski EDF, niemiecki E.ON, hiszpańska Iberdrola i Endesa oraz brytyjskie International Power.

PGNiG SA spróbuje usunąć największą przeszkodę na drodze do upublicznienia w czerwcu jego akcji. Są nią wyemitowane w 2001 r. obligacje, których obecna wartość sięga 679 mln euro. To ponad połowa zadłużenia spółki, wynoszącego 4,2 mld zł. PGNiG poinformowało, że chce wykupić obligacje, aby zbyć na rzecz Skarbu Państwa spółkę zależną PGNiG-Przesył. Przejęcie kontroli nad przesyłem przez państwo jest warunkiem wejścia PGNiG na GPW. Właściwy termin zapadalności obligacji przypada w 2006 r. Nie wiadomo, czy obligatariusze zgodzą się na wcześniejszy wykup. Wiele wskazuje na to, że spółka, aby ich zjednać, będzie musiała słono przepłacić. Wartość nominalna jednej obligacji to 100 euro, a ich oprocentowanie wynosi 6,75%. Obecnie, zdaniem przedstawicieli PGNiG, są one warte 106,5-107 euro. Tymczasem koszt planowanego wykupu papierów jeszcze się powiększy. - Chcemy zaproponować obligatariuszom, którzy zgodzą się na wcześniejszy wykup papierów, premię w wysokości 5 euro za każde 1000 euro nominalnej wartości obligacji - podkreśla Marek Kossowski, prezes PGNiG.

MSP poinformowało, że w odpowiedzi na publicznie ogłoszone zaproszenie do rokowań w sprawie zakupu akcji Zespołu Elektrociepłowni Bydgoszcz SA do 1 marca 2005 r. oferty wstępne złożyły następujące podmioty: Komunalne Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Sp. z o.o. z Bydgoszczy, Elektrownie Szczytowo-Pompowe SA z Warszawy, Cornerstone Partners Sp. z o.o. z Warszawy, Elektrociepłownie Warszawskie SA z Warszawy, VCP Energy Holding GmbH z Austrii.

W 2007 r. Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA przeniosą swoją siedzibę z centrum Warszawy na peryferie, do Konstancina. Budynki o powierzchni ok. 22 tys. m kw. dadzą miejsca pracy dla 800 osób. Firma tłumaczy konieczność przeniesienia się z centrum Warszawy do nowej siedziby wymogami UE. Według rzecznik PSE Reginy Wegnerowskiej, siedziba operatora nie powinna znajdować się w centrum miasta m.in. ze względu na możliwości zapewnienia bezpieczeństwa (ataki terrorystyczne); chodzi też o zainstalowanie nowoczesnych systemów zarządzania sieciami, spełniających wymagania unijne.

Z nieoficjalnych informacji wynika, że koszt całej inwestycji wyniesie 155,4 mln zł. To by oznaczało, że każdy metr powierzchni kosztuje przynajmniej 1760 euro. To drogo, jeśli porównać siedzibę PSE z biurowcami powstającymi w Warszawie. Tutaj koszt budowy 1 m kw. wynosi od 700 do 1200 euro. PSE budowę zamierza finansować ze środków własnych oraz kredytów, a także z wpływów z wynajmu powierzchni w obecnie zajmowanym budynku w centrum Warszawy. Rozważa też sprzedaż w przyszłości obecnej siedziby, której wartość szacowana jest na ok. 150 mln zł.- PSE nie może kosztami inwestycji obciążyć odbiorców prądu - zapewnia Leszek Juchniewicz, prezes URE. - Za przesył energii odpowiada bowiem spółka PSE Operator, która nie jest inwestorem budynku. Może ona tylko w koszty swojej działalności wliczyć te, związane z wynajęciem powierzchni w nowym biurowcu i to nie wcześniej niż w 2007 r.

Jest coraz bardziej prawdopodobne, że polskie firmy nie będą uczestniczyły w europejskim systemie handlu prawami do emisji CO2. Zakończył się termin rozdziału emisji dla ok. 12 tys. przedsiębiorstw w UE. Polskie firmy, obok włoskich, czeskich i greckich, uprawnień nie dostały.- Oznacza to, że wprowadzenie systemu handlu prawami do emisji CO2 opóźni się w Polsce - mówi Wojciech Jaworski, dyrektor Departamentu Instrumentów Ochrony Środowiska w Ministerstwie Środowiska. Polska nie ma kłopotu ze spełnieniem zobowiązań protokołu z Kioto, dlatego nie musimy uczestniczyć w unijnym handlu prawami do emisji CO2 - argumentował Tomasz Podgajniak, wiceminister środowiska. Jeśli nie dojdzie do kompromisu z UE, to polskie przedsiębiorstwa nie będą uczestniczyć w latach 2005-2007 w unijnym handlu prawami do emisji CO2. Teoretycznie mogłyby zarobić na nim nawet 70 mln euro rocznie. W praktyce wolą pozostać poza systemem, niż uczestniczyć w handlu z niskimi limitami emisji gazu. Dla Unii takie rozwiązanie też może być korzystne. Komisja Europejska obawa się, że jeśli polskie firmy dostaną wysokie limity i zaczną handlować nadwyżkami emisji, to cena tych praw będzie niska i nie będzie dopingować do proekologicznych inwestycji.

Takie firmy jak ZE PAK SA czy KWB „Konin” SA pozbywają się majątku nie związanego bezpośrednio z ich produkcją. W najbliższym czasie samorząd Konina przejmie klub „Energetyk”. Klub wybudowano w latach 80. dla pracowników ZE PAK. Urządzono tam m.in. kawiarnię, sale konferencyjne, saunę i salę do bilardu. Teraz borykający się z kłopotami finansowymi ZE PAK, chce przekazać obiekt miastu. Miasto miałoby zapłacić za sam budynek 115 tys. zł, ale już wkrótce samorząd Konina musi przeznaczyć na prace konserwatorskie 60 tys. zł., a roczne utrzymanie obiektu szacuje się na ponad 130 tys. zł.

Zarząd PGNiG SA zaakceptował zaproponowaną wcześniej przez NAK Naftogaz Ukrainy zmianę jednego z partnerów w trójstronnej umowie z października 2003 r. Nowym dostawcą jest szwajcarska spółka RosUkrEnergo AG. Spółka Eural Trans Gas z dniem 1 marca 2005 r. przekazała na rzecz spółki RosUkrEnergo AG wszystkie swoje prawa i zobowiązania wynikające z umowy podpisanej przez PGNiG, NAK Naftogaz Ukrainy i Eural TG. Jednocześnie wszystkie pozostałe warunki umowy pozostają bez zmian - zgodnie z umową do końca czerwca PGNiG będzie odbierał po 200 mln m sześc. gazu miesięcznie. Od lipca 2005 r. do końca grudnia 2006 r. ma również prawo do odbioru nie mniej niż 500 mln m sześc. gazu. Transport gazu nadal jest gwarantowany przez ukraińską państwową spółką NAK Naftogaz Ukrainy. Jednocześnie zarząd PGNiG podjął decyzję o ogłoszeniu przetargu na zakup gazu w ilości 2,5-3 mld m sześc. gazu w okresie od lipca 2005 r. do końca 2006 r. Specjalnie powołana w PGNiG komisja przetargowa opracuje listę oferentów i wystosuje zapytania ofertowe. Rozstrzygnięcie przetargu powinno nastąpić w czerwcu br.

Urzędnicy odpowiedzialni za przetargi nie znają przepisów. Tylko w co siódmym postępowaniu Urząd Zamówień Publicznych nie dopatrzył się naruszenia prawa. Chodzi o zamówienia o dużej wartości, które od maja ub.r. podlegają zaostrzonym procedurom. Jeśli kontrakt ma dotyczyć usług bądź dostaw wartych ponad 5 mln euro, a w przypadku robót budowlanych - 10 mln euro, prezes UZP wyznacza obserwatora, który czuwa nad prawidłowością postępowania. Po jego rozstrzygnięciu kontrolerzy UZP sprawdzają jeszcze, czy nie zostało naruszone prawo. Bez zgody prezesa zamawiający nie może podpisać umowy. UZP poinformował, że do końca stycznia 2005 r. zbadano 223 postępowania o wartości 28 mld zł. Tylko w 12 postępowaniach kontrolerzy nie dopatrzyli się naruszenia prawa. W pozostałych stwierdzili uchybienia. W 15 przypadkach UZP zalecił unieważnienie postępowań (o wartości 540 mln zł), a w czterech - ponowną ocenę ofert. Zamawiający nie odrzucali ewidentnie złych ofert. Tak było m.in. w PSE Operator. Z kolei w postępowaniu Zespołu Elektrowni „Ostrołęka” nie zażądano od oferentów dokumentów, które by zaświadczały, czy mogą ubiegać się o zamówienie.

Ponad 155 tys. podpisów zebrano pod obywatelskim projektem ustawy o restrukturyzacji i prywatyzacji Zespołu Elektrociepłowni w Łodzi. Projekt, który został przekazany na ręce marszałka Sejmu Włodzimierza Cimoszewicza, przewiduje przed prywatyzacją wydzielenie z niej sieci przesyłowej i dystrybucyjnej ciepła, która następnie trafiłaby w gestię gminy. Jest on bardzo zbliżony do projektu poselskiego, zgodnie z którym przed prywatyzacją spółek ciepłowniczych należy wydzielić z nich podmioty, które zajmują się przesyłem i obrotem ciepła. Spółki te miałyby być przekazywane nieodpłatnie gminom. Według prezydenta Łodzi, Jerzego Kropiwnickiego, ustawa pozwoliłaby łamać naturalne monopole, które grożą niebezpieczeństwem dyktowania cen odbiorcom. Liczy on na to, że ustawa zostanie uchwalona jeszcze w tej kadencji parlamentu. Resort skarbu nie popiera projektu ustawy, bowiem - jego zdaniem - taki podział spółek wpłynie na pogorszenie wyceny firmy przy prywatyzacji. MSP w grudniu ub.r. parafowało z Dalkią Polska projekt umowy sprzedaży 85% akcji ZEC w Łodzi. Inwestor uzgodnił już z pracownikami pakiet socjalny i warunki transakcji z MSP.

PGNiG SA wypowiedział umowę spółce Gaskon, która pośredniczyła w wypłacie ekwiwalentu gazowego dla emerytowanych pracowników. Zarząd PGNiG zawiadomił też prokuraturę o podejrzeniu popełnienia przestępstwa w związku z umową, jaką w październiku 1996 r. zawarły ówczesne władze firmy ze spółką Gaskon. Z analizy prawnej, jaką w PGNiG przygotowano na temat umowy z firmą Gaskon wynika, że umowa była niekorzystny dla gazowej firmy. Okazuje się, że wynagrodzenie dla Gaskonu jest zawyżone o blisko 100% w stosunku do cen rynkowych, gdy porównano je z ofertami innych usługodawców. PGNiG wypłaciło pośrednikowi prawie 15,4 mln zł, ale szacuje, że umowa kosztowała w sumie ok. 35 mln zł. Ekwiwalent pieniężny za deputat gazowy przysługuje obecnie ok. 17,5 tys. ludzi. Gdy w 1996 r. PGNiG zawierało umowę z Gaskonem, na liście uprawnionych było 21,6 tys. osób.

Gwałtowny spadek cen węgla energetycznego uderzył w największych polskich producentów. Tego nikt się nie spodziewał. Na przełomie 2004 i 2005 r. doszło do gwałtownego spadku cen węgla energetycznego na rynkach światowych. Kompania Węglowa w lutym otrzymała w dostawach spotowych (natychmiastowych) od 30 do 50 zł na tonie mniej (spadek o 25% w stosunku do stycznia). Niższe ceny węgla energetycznego w eksporcie odbiją się na wynikach KW, dlatego też zarząd zamierza zmniejszyć jego produkcję, a zwiększyć koksowego. - Ceny węgla energetycznego spadły średnio o 10-12 USD/t. Jest to wynik normalnej gry rynkowej. Na razie trudno określić, czy to chwilowe załamanie czy trwały trend - mówi Michał Sobel, wiceprezes ds. handlu w Węglokoksie. Analitycy oceniają, że w 2005 r. koniunktura i wysokie ceny będą sprzyjać węglowi koksowemu, dlatego Jastrzębska Spółka Węglowa i kopalnia Budryk mogą spać spokojnie.

MSP podjęło decyzję o dopuszczeniu do ograniczonego badania Zespołu Elektrowni Ostrołęka trzech podmiotów, które w połowie stycznia złożyły wstępne oferty na zakup do 85% akcji ZE Ostrołęka. Są to Elektrownia Połaniec SA - Grupa Electrabel, ELNORD SA oraz spółka PCC z siedzibą z Duisburga. Jest to już kolejna próba prywatyzacji ZE Ostrołęka. MSP próbowało sprzedać spółkę na przełomie 2002/2003 r., ale ostatecznie unieważniło rokowania. Stało się tak ze względu na zbyt niską, zdaniem resortu, cenę proponowaną przez jedynego oferenta – belgijski koncern Electrabel. Na koniec pierwszego półrocza 2004 r. ZE Ostrołęka miał 3,1 mln zł zysku netto, przy przychodach ze sprzedaży 232,7 mln zł. W 2003 r. zysk spółki wyniósł 4,0 mln zł przy przychodach 485,5 mln zł. Kapitał własny spółki wynosił na koniec pierwszego półrocza 2004 r. 271,5 mln zł, a zatrudnienie – 1176 osób. Zainstalowana moc elektryczna ZEO wynosi 676 MWe, a moc cieplna 387 MWt. Resort przewiduje zawarcie umowy prywatyzacyjnej w trzecim-czwartym kwartale 2005 r.

Prawo wyboru dostawcy energii elektrycznej ma ponad 1,5 mln odbiorców, a tylko kilkudziesięciu zdecydowało się na zmianę dostawcy energii elektrycznej. Prawo unijne gwarantuje nam swobodny wybór dostawcy energii od 1 lipca 2007 r. Jednak trudno się spodziewać, by od lipca nastąpiło 100% otwarcie rynku, ponieważ jak dotąd uwalnianie rynku idzie bardzo powoli. Z 640 podmiotów uprawnionych do swobodnego wyboru dostawcy w 2003 r., z tego prawa skorzystało zaledwie 44, które kupiły w sumie ponad 6,6 GWh energii. Można więc mówić o otwarciu rynku na poziomie 6,5 proc. W ubiegłym roku taką decyzję podjęło kolejnych ok. 40 firm. Na tle innych krajów europejskich wypadamy podobnie. Na zmianę dostawcy decyduje się nie więcej niż 10-20% uprawnionych.

Zmiana wiąże się z formą rozliczania, która wymaga precyzyjnego oszacowania zużycia energii i oznacza wysokie nakłady, nie zawsze opłacalne, na instalację układów pomiarowo-rozliczeniowych. W praktyce inwestycja ta może być opłacalna dla dużych podmiotów. Instalacja układów rozliczeniowo-pomiarowych dla biurowca na warszawskim Mokotowie kosztowała ok. 100 tys. zł. Jak na razie, nie widać zapowiadanego zwiększenia dokładności grafików zgłaszanych na rynku bilansującym do obiecywanej 1 kWh. Wciąż także ponad 40% energii sprzedawana jest w ramach KDT, co ogranicza uwolnienie rynku.

Na początek mieszkania w dwóch klatkach schodowych w wieżowcu na jednym z osiedli w Gdańsku, w przyszłości może więcej będzie ogrzewanych ciepłem z głębi ziemi. Dzięki temu spółdzielnia zrezygnuje z dostaw Gdańskiego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej, którego usługi są dla niej zbyt drogie. - Będzie to pierwsze w kraju takie przedsięwzięcie - mówi Andrzej Malwiński z Wydziału Rozwoju Regionalnego Pomorskiego Urzędu Wojewódzkiego. - Gdańsk powinien szerzej czerpać z odnawialnych źródeł energii. Kopenhaga, mimo że położna na wyspach, robi to bardzo sprawnie. Przedsięwzięcie ma spowodować, że lokatorzy zaoszczędzą ponad połowę kosztów ogrzewania. - Przewidujemy, że na początek energia, dostarczana z ziemi przez pompy ciepła, dotrze do 66 mieszkań w 10-piętrowym wieżowcu. Pieniądze na urzeczywistnienie tego planu chcemy uzyskać m.in. z funduszy UE. Koszty będą znane za kilka miesięcy - mówi Henryk Gajcy, prezes Spółdzielni Mieszkaniowej „Młyniec” w Gdańsku.

OPZZ protestuje przeciwko nowelizacji ustawy kominowej bez jednoczesnej nowelizacji ustawy o negocjacyjnym systemie kształtowania płac. Rząd przyjął projekt przepisów uchylających ograniczenia płacowe kadry kierowniczej w spółkach skarbu państwa i przedsiębiorstwach państwowych. „Przyjmując projekt nowelizacji, rząd dostrzegł jedynie problem wynagrodzeń kadry kierowniczej, zapominając o pracownikach. Forsuje zamrożenie płacy minimalnej i nie dopuszcza do wzrostu wynagrodzeń pracowniczych, jednostronnie narzucając wskaźniki wzrostu płac” - głosi oświadczenie. Dlatego, zdaniem przedstawicieli związku, rezygnacja z wprowadzonych ustawą z 2000 r. ograniczeń płac kadry kierowniczej „tworzy nierówność wobec prawa”.

Po okresie próbnym z ECO SA popłynął prąd do Cementowni Odra w Opolu. Jest to efekt precedensowego w skali regionu, a być może nawet kraju, kontraktu zawartego pomiędzy tymi firmami. Umowa dotyczy sprzedaży energii elektrycznej bezpośrednio od wytwórcy do odbiorcy, z ominięciem pośredników, jakimi są w Polsce zakłady energetyczne. Planowana ilość sprzedaży energii elektrycznej, wytworzonej w układzie skojarzonym, do Cementowni Odra będzie wynosić ok. 30 tys. MWh rocznie. Będzie się to wiązało z korzyściami finansowymi dla obu stron. W przypadku Cementowni Odra zostaną obniżone koszty zakupu energii elektrycznej w porównaniu z cenami dotychczasowego dostawcy, natomiast ECO będzie sprzedawała energię elektryczną w cenie wyższej niż oferował zakład energetyczny. Sprzedaż energii będzie się odbywać za pośrednictwem rozdzielni elektrycznej oraz kabla przesyłowego należących do Cementowni Odra, zatem z całkowitym pominięciem systemu przesyłowego i dystrybucyjnego lokalnego zakładu energetycznego. Zwrot nakładów inwestycyjnych nastąpi zaledwie w ciągu kilku miesięcy.

Nowy zarząd oraz bardzo ambitne cele działania, to efekt Walnego Zebrania Stowarzyszenia Uczestników Wolnego Rynku Energii (SUWRE) w Warszawie. Prezesem oraz dyrektorem generalnym Stowarzyszenia został Ireneusz Juchniewicz. SUWRE sukcesywnie powiększa grono swoich członków – dziś zaliczają się do niego elektrownie, spółki dystrybucyjne, spółki obrotu, oraz maklerzy giełd towarowych. - Będziemy starali się znacznie aktywniej niż dotychczas wspierać uczestników rynku. Zamierzamy czynnie brać udział w pracach legislacyjnych dotyczących sektora energetycznego. W gronie nowego zarządu ustaliliśmy, że praktycznie „z marszu” powołujemy w SUWRE zespoły problemowe, które będą zajmować się pracami nad problematyką energii zielonej, „skojarzonej”, ustawy o giełdach towarowych oraz, co podkreślali na Walnym Zebraniu sami członkowie Stowarzyszenia, wsparciem klientów pragnących skorzystać z dobrodziejstwa wolnego rynku energii elektrycznej – powiedział nowy prezes.

Jeśli ceny prądu wzrosną, to nie w związku z likwidacją KDT, lecz wskutek wygaśnięcia taniego kontraktu Elektrowni Bełchatów. Jest niemal pewne, że kilkuprocentowy skok czeka nas już w 2006 r., ponieważ w grudniu 2005 r. wygasa specyficzny KDT, który wiązał z PSE Elektrownię Bełchatów, najtańszego producenta. W odróżnieniu od pozostałych kontraktów przewidywał on nie zawyżone, lecz zaniżone ceny prądu. Jego rolą było częściowe równoważenie pozostałych drogich KDT. Po wygaśnięciu kontraktu Bełchatów prawdopodobnie podniesie cenę do poziomu rynkowego.

Stacje Slovnaftu zlokalizowane na południu Polski mogą być przejęte przez płockiego potentata paliwowego. Wiceprezes ds. marketingu Wojciech Heydel powiedział, że PKN Orlen będzie zainteresowany przejęciem stacji od Slovnaftu na południu Polski, jeśli ten złoży taką ofertę. Wcześniej kontrolowana przez węgierski koncern MOL firma paliwowa Slovnaft informowała, że podejmie na przełomie I i II kwartału 2005 r. decyzję w sprawie przyszłości swojej sieci detalicznej na południu Polski, składającej się z 23 stacji paliw.

Decyzja Brukseli, by dać polskim firmom mniej uprawnień do emisji C02, rykoszetem uderza nie tylko w nas, ale w całą unijną gospodarkę. Polski rząd rozważa złożenie skargi do Europejskiego Trybunału Sprawiedliwości. Komisja Europejska ogłosiła, że nie zgodzi się, by polskie firmy otrzymały w latach 2005-07 hojne limity emisji dwutlenku węgla. Zażądała, by polski Narodowy Plan Rozdziału Uprawnień został zredukowany o 47 mln t. Takie cięcie oznaczałoby, że polskie firmy nie mają szans na zyskowną sprzedaż nadwyżek pozwoleń, pod znakiem zapytania staje też rozwój ich produkcji. - Decyzja Komisji jest dla nas nie do przyjęcia. Bruksela zaskoczyła nas wielkością redukcji. Nie zmieścimy polskiej gospodarki w takim limicie - mówi Wojciech Jaworski, dyrektor departamentu instrumentów ochrony środowiska w Ministerstwie Środowiska. Chodzi głównie o energetykę. Przy PKB rosnącym 4-5% rocznie gwałtownie będzie rosło też zapotrzebowanie na prąd. Wyprodukowanie każdej dodatkowej MWh oznacza - w przybliżeniu - emisję 1 t CO2. - To, co zaproponowała Komisja, ledwo starczyłoby na 2004 r., a przecież planujemy wzrost - mówi Franciszek Pchełka z Towarzystwa Gospodarczego „Elektrownie Polskie”. Decyzja Komisji bije nie tylko w Polskę, ale w całą unijną gospodarkę. W ciągu 48 godz. od negatywnej decyzji KE europejski rynek handlu pozwoleniami zwariował - cena uprawnień podskoczyła o 20%. Jeżeli cena dalej będzie piąć się, zachodnioeuropejską gospodarkę może czekać wzrost kosztów produkcji. - Unijne firmy wiedzą, że darmowych pozwoleń nie starczy im na pokrycie produkcji. Liczyły, że brakujące pozwolenia kupią od polskich przedsiębiorstw – twierdzi Jaworski.

Konflikt w zarządzie PGNiG nie został rozwiązany. Rada Nadzorcza PGNiG nie zawiesiła wiceprezesa Jerzego Staniewskiego. O zawieszenie Staniewskiego zarząd PGNiG wnioskował od początku lutego, zarzucając mu m.in. opóźnienia w restrukturyzacji spółki.

Najwyższa Izba Kontroli negatywnie oceniła sposób prywatyzacji Elektrowni Połaniec. Za niekorzystne NIK uznała zbycie w pierwszym etapie prywatyzacji 25% akcji spółki w połączeniu z przekazaniem inwestorowi kontroli operacyjnej i zagwarantowaniem prawa do objęcia w drugim etapie pakietu większościowego. Pierwszy etap transakcji miał miejsce w 2000 r. Inwestorem została firma Tractabel.

W tym roku cena energii wzrośnie średnio do 33 gr za kWh – szacuje Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej. Po zatwierdzeniu w grudniu 2004 r. przez prezesa URE wniosków taryfowych firm okazuje się, że od stycznia tego roku energia podrożała w kraju średnio o 2,7 proc. Najmniejszą podwyżką - o 1,5% - objęci zostali klienci obsługiwani przez Górnośląski Zakład Elektroenergetyczny w Gliwicach. Natomiast w płockim zakładzie energetycznym, gdzie na kilometr sieci przypada znacznie mniej użytkowników, podwyżka wyniosła 4,8%. Ceny zwiększyły się w mniejszym stopniu niż wskazywałby na to wskaźnik inflacji. Od lipca 2003 r., kiedy to zaczęły obowiązywać poprzednie taryfy, do grudnia 2004 r. inflacja wyniosła 5,2%. Według wyliczeń PTPiREE w 2003 r. odbiorca finalny za 1 kWh zapłacił przeciętnie 31,68 gr brutto, w ciągu trzech kwartałów 2004 r. 32,2 gr, a na skutek podwyżki w tym roku średnia cena wyniesie 33,07 gr. Ta wielkość to suma opłat za energię elektryczną i usługę jej przesłania, z uwzględnieniem zróżnicowania stawek dla poszczególnych grup odbiorców. Z kalkulacji wynika, że w tzw. grupie G, obejmującej gospodarstwa domowe, opłata za 1 kWh wyniesie ok. 40 gr. W opłacie znaczną część stanowią podatki: VAT - 7,2 gr, akcyza - 2,24 gr, podatki i opłaty lokalne - prawie 1 gr. Gospodarstwo domowe zużywa średnio w ciągu roku 1950 kWh. Przyjmując, że cena wynosi 40 gr za 1 kWh, roczna opłata za energię wyniesie 780 zł, miesięczna - 65 zł – Według PTPiREE wielkość marży, jaką osiągają zakłady energetyczne wynosi 2,2%. Ok. 22,6% to koszty własne spółek, a 26% obciążenia podatkowe. Blisko połowę ceny energii elektrycznej stanowią koszty jej zakupu i usług przesyłowych.

W II połowie 2005 r. KGHM Polska Miedź przez swoją spółkę zależną Energetyka rozpocznie budowę elektrowni gazowych - zapowiedział prezes KGHM Wiktor Błądek Szacunkowy koszt inwestycji to 750 mln zł. Jej realizacja będzie rozłożona na dwa lata. KGHM chce zaoszczędzić dzięki projektowi nawet do 20% kosztów z tytułu energii produkowanej na potrzeby koncernu.

PKN Orlen, Praterm, francuska Dalkia i fiński Fortum zgłosiły chęć kupna pakietu do 85% udziałów w gminnej spółce Płocka Energetyka Cieplna. To druga próba sprzedaży tej firmy. W pierwszej oferowano pakiet mniejszościowy.

Minister skarbu przygotował prywatyzacyjne wiano ewentualnej koalicji PO-PiS. Ta jednak woli pójść swoją drogą. Jacek Socha, minister skarbu, nie ma co liczyć, że znajdzie spadkobierców na swój sztandarowy program, który zakładał prywatyzację państwowych firm głównie przez giełdę. Ta koncepcja, dość skutecznie wdrażana w życie po latach zastoju, nie znajduje bowiem uznania w oczach przyszłych koalicjantów. To ważna wiadomość dla rynku kapitałowego - na drugą połowę roku przewidziano bowiem wysyp giełdowych debiutów. Wniosek jest jednoznaczny - prywatyzacja, przynajmniej w pierwszej powyborczej fazie, mocno zwolni. - Jacek Socha jako były wieloletni przewodniczący Komisji Papierów Wartościowych i Giełd ma ewidentną słabość do prywatyzacji przez giełdę. To lekka przesada. Są firmy, które, naszym zdaniem, powinny szukać inwestora branżowego. Najlepszym przykładem jest choćby chemia — mówi Zbigniew Chlebowski, poseł PO z komisji skarbu. Przypomnijmy, że resort chce wysłać na giełdę Zakłady Azotowe Puławy i Zakłady Chemiczne Police. Barbara Marianowska, posłanka Prawa i Sprawiedliwości, podkreśla jednak, że prywatyzacji nie można traktować jak taśmy produkcyjnej.- Z koncepcji ministra Sochy na pewno nie skorzystamy. Zanim podejmiemy jakieś decyzje dokładnie przeanalizujemy sytuację w spółce i branży. Musimy też poznać pewne układy, umowy handlowe, by najpierw wyeliminować nieprawidłowości, a później określić strategię rozwoju nie tylko w układzie europejskim, ale także światowym - podkreśla posłanka. Przyszłym koalicjantom zabierze to trochę czasu. Kazimierz Marcinkiewicz, szef sejmowej komisji skarbu i poseł PiS, jest mniej krytyczny.

Docenia niektóre rozwiązania resortu skarbu, m.in. sam pomysł prywatyzacji przez giełdę oraz zmiany w nadzorze właścicielskim.- Minister Socha nie zrobił jednak tego, co wcześniej szumnie zapowiadał premier Marek Belka - rewizji w sprawach kadrowych. Brakuje też koncepcji dla przyszłości sektora naftowego - podkreśla Marcinkiewicz. Zdaniem Andrzeja Sadowskiego z Centrum im. Adama Smitha, do tej pory nie mieliśmy do czynienia z prywatyzacją lecz zwykłą sprzedażą, którą ubrano w propagandowe szatki. Dlatego PO i PiS zapowiadają klarowną formułę zakończenia tego procesu.

Eksperci Banku Światowego oceniają, że koniunktura na węgiel koksowy utrzyma się jeszcze przez 2-3 lata, a na energetyczny ok. roku. Zdaniem Johna Strongmana, głównego doradcy BŚ, polskie kopalnie powinny już przygotować się na gorsze czasy, choć sygnały załamania cen w styczniu nie oznaczają szybkiego finału dobrej passy. Pod koniec lutego sytuacja na rynku międzynarodowym się ustabilizowała, ale spółki węglowe powinny szykować plan awaryjny na wypadek kolejnych zniżek cen węgla. Zdaniem doradcy BŚ, polskie górnictwo zostało zrestrukturyzowane, ale potrzebuje inwestycji i dokapitalizowania. Kompania Węglowa, której rząd od ponad pół roku obiecuje 900 mln zł wsparcia, nadal na nie czeka. John Strongman twierdzi, że nieuniknione będzie w zamknięcie kilku kopalń, głównie o najwyższych kosztach produkcji. Zarząd KW już podjął decyzje o łączeniu kopalni, co ma poprawić ich rentowność.

Władze Olsztyna chcą jeszcze raz przystąpić do sprzedaży Miejskiego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej. Po blisko dwóch miesiącach władze miasta wracają do pomysłu sprywatyzowania MPEC-u, gdyż od tej transakcji zależy realizacja tegorocznego budżetu. Ratuszowi prawnicy mają znaleźć rozwiązanie, które pozwoli jeszcze raz poddać pod głosowanie Rady Miasta projekt uchwały w sprawie prywatyzacji spółki. W przypadku pozytywnej opinii prawników możliwa jest renegocjacja ustalonych wcześniej warunków, na jakich miał być sprzedany MPEC. Do transakcji trzeba również przekonać radnych, a z tym może być problem. MPEC miał być sprzedany firmie Praterm, za ok. 46 mln zł, z czego 6 mln zł przeznaczono na odprawy dla pracowników, którzy dobrowolnie odejdą z zakładu. W połowie stycznia prezydent Olsztyna Jerzy Małkowski zatwierdził warunki transakcji, po czym skierował projekt uchwały w tej sprawie na styczniową sesję Rady Miasta. Radni w głosowaniu odrzucili dokument, a następnie przyjęli uchwałę zobowiązującą prezydenta miasta do przedstawienia (do 30 czerwca) planu naprawy funkcjonowania MPEC.

Zakłady Chemiczne Police spłaciły 93,2 mln zł zaległych zobowiązań wobec PGNiG. Policka firma zdecydowała się na porozumienie z gazowym monopolistą przede wszystkim ze względu na ambicje giełdowe. Piotr Wachowicz, rzecznik ZCh Police, wyjaśniał wcześniej, że spłata zobowiązań jest prostszym rozwiązaniem niż np. ich zamiana na akcje spółki. ZCh Police zużywają średniorocznie ok. 440-550 mln m sześc. gazu. Porozumienia z PGNiG zawierają także inne państwowe firmy z sektora chemicznego.

Miejskie Przedsiębiorstwo Komunikacyjne w Łodzi chce zbudować stację tankowania sprężonego gazu ziemnego i kupić nowe autobusy niskopodłogowe napędzane tym paliwem. Wartość inwestycji może przekroczyć 120 mln zł. Nowe pojazdy zastąpią najbardziej wysłużone autobusy marki Ikarus i Jelcz, które po ulicach miasta jeżdżą od 13-18 lat. Spółka planuje częściowe sfinansowanie inwestycji z funduszy strukturalnych.

Z powodu przedłużających się mrozów PGNiG gwałtownie wyczerpało zapasy gazu, gromadzone w podziemnych magazynach - zaalarmowali przedstawiciele branży gazowej. Wskazywali na zmiany ilości metanu w gazie sprzedawanym w północno-zachodniej Polsce jako potwierdzenie swoich obaw. Wyczerpywanie zapasów mogłoby w skrajnym przypadku zagrozić stabilności dostaw np. dla zakładów chemicznych. Wcześniej odbiorcy ci mogliby odczuć pogorszenie jakości surowca. Gaz z tzw. poduszki, pobierany przy ostatecznym wyczerpywaniu zasobów w magazynie, ma gorsze właściwości energetyczne. Według PGNiG nie było problemu z zapasami gazu. - Na koniec lutego zapełnienie magazynów wynosiło średnio 15% więcej niż w zeszłym roku. Zapełnienie magazynów jest zgodne z przyjętym harmonogramem i zgodnie z planem przebiega też ich opróżnianie - stwierdziła rzecznik PGNiG Małgorzata Przybylska. Dodała, że główny w Polsce magazyn gazu w Wierzchowicach był na koniec lutego zapełniony w 24%, a kolejny z wielkich polskich magazynów, znajdujący się w Mogilnie - w 13%. Przybylska przyznała, że w niektórych regionach Polski północno-zachodniej mógł się zmienić nieco skład gazu, bo do sprzedawanego tam gazu zaazotowanego dodaje się gaz wysokometanowy, aby poprawić właściwości paliwa w czasie mrozów.

Sejm powrócił do tekstu uchwalonej 20 stycznia ustawy nowelizującej Prawo energetyczne oraz Prawo ochrony środowiska i przyjął większość zmian zasugerowanych przez Senat. Zgodnie z poprawką przedsiębiorcy, którzy nie wykażą się zakupem energii uzyskiwanej ze źródeł odnawialnych, będą płacić opłatę zastępczą w wysokości 240 zł za 1 MWh. Jej konkretna wysokość zależeć będzie od rozmiarów takiego zakupu ustalonego dla każdego przedsiębiorcy i podlegać będzie corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych. Posłowie zgodzili się także z poprawką, która zakłada, że sprzedawca energii powinien być wyłaniany w drodze przetargu, a nie decyzji prezesa URE. Sejm przyjął także nowe brzmienie przepisu, zgodnie z którym prezes URE, na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego, zatwierdza, na okres do trzech lat, taryfę zawierającą ceny i stawki opłat w wysokości nie wyższej niż dotychczasowe, jeżeli są spełnione łącznie trzy warunki: zawarte w taryfie warunki stosowania cen i stawek opłat się nie zmieniły; udokumentowane zmiany zewnętrznych warunków wykonywania przez przedsiębiorstwo energetyczne działalności gospodarczej, której dotyczy taryfa, nie uzasadniają obniżenia cen i stawek opłat; dla proponowanego we wniosku okresu nie został ustalony współczynnik korekcyjny. Poprawka ta ma zapobiec powstawaniu nieuzasadnionych korzyści przedsiębiorstw energetycznych kosztem odbiorców. Sejm odrzucił natomiast sugestię, by utrzymać do 1 stycznia 2008 r. obecne przepisy, sztywno określające udział opłat stałych w łącznych opłatach za usługi przesyłowe.

Niemiecki koncern VNG chce być jednym z ważniejszych graczy na naszym rynku gazowniczym. VNG jest zainteresowany zachodnimi regionami naszego kraju - od Pomorza Środkowego przez Wielkopolskę po Dolny Śląsk. Jednym z ważniejszych partnerów VNG w Polsce był dotąd Bartimpex Aleksandra Gudzowatego. Ostatnio drogi VNG i Bartimpeksu rozeszły się, a swoją przyszłość w Polsce VNG zaczęło budować na coraz ściślejszej współpracy z PGNiG. Jesienią zeszłego roku VNG podpisało umowy z PGNiG w sprawie utworzenia spółek, które zajmą się handlem i przesyłem gazu. Współpraca może doprowadzić do budowy nowego gazociągu z Niemiec na Pomorze, w okolice Szczecina i Polic. W Bartimpeksie uznano, że to właściwie kopia gazociągu Bernau-Police. Dyrektor finansowy Bartimpeksu Jan Antosik twierdzi jednak, że wyjście firmy Gudzowatego ze spółki z VNG nie ma związku z planami budowy przez niemiecki koncern gazociągu konkurencyjnego do gazociągu Bernau-Szczecin. - VNG ma w Polsce udziały także w spółce Petrico i to stwarzało czasem trudne sytuacje - stwierdził Antosik. To za pośrednictwem Petrico niemiecki partner wykupił udziały Bartimpeksu w G.EN Gaz Energia. VNG kupiło 30% akcji Petrico w połowie 2001 r. i od tego czasu zwiększyło swoje udziały do 95,7%. Niedługo niemiecki koncern będzie jedynym akcjonariuszem polskiej firmy. Wkrótce Petrico zmieni nazwę na G.EN Gaz Energia. Firma będzie się zatem nazywać tak, jak dotychczasowe wspólne przedsięwzięcie VNG i Bartimpeksu. Według Bernarda Rudkowskiego, prezesa Petrico, tamta spółka zmieniła nazwę na Gaz Energia Nowa i po odstąpieniu Petrico projektów gazyfikacji na Dolnym Śląsku zajmie się nowym rodzajem działalności. Akcjonariuszem „nowego” G.EN Gaz Energia zamierza natomiast zostać PGNiG.

PSE SA w połowie tego roku zdecydują o sposobie sprzedaży Exatelu, operatora telekomunikacyjnego. PSE rozważają pozyskanie inwestora strategicznego dla Exatelu albo jego fuzję z Telefonią Dialog lub Energisem - poinformował Piotr Rutkowski, wiceprezes PSE. Trwa analiza efektów połączenia Exatelu z tymi spółkami. Gdyby pozyskano inwestora strategicznego, do transakcji mogłoby dojść na przełomie 2005/2006 r. PSE odkupią od Exatelu 1,51% akcji Polkomtelu (operator sieci komórkowej Plus GSM). Ze 187 mln zł, które dostanie Exatel, większość zostanie przeznaczona na spłatę zadłużenia (zobowiązania wynoszą 450 mln zł), a 25% na inwestycje.

Elektrim pożyczył spółce zależnej Elektrim-Megadex 69,06 mln zł. Celem pożyczki jest wznowienie inwestycji Pątnów II - poinformowała Ewa Bojar, rzecznika Elektrimu. Środki z pożyczki posłużą do spłaty zobowiązań Megadeksu wynikających z realizacji projektu Pątnów II, w tym m.in. zobowiązań wobec Alstomu. Elektrim-Megadex miał zobowiązania wobec konsorcjum Alstom Power, a Elektrim był gwarantem ich spłaty. Elektrim-Megadex jest generalnym wykonawcą projektu Pątnów II, a Alstom Power to jeden z wykonawców. Ponieważ Elektrim-Megadex nie spłacał zobowiązań, Alstom złożył w lutym wniosek o upadłość Elektrimu.

Od początku roku wszystkie firmy, które sprzedają energię klientom, muszą zadbać o to, by przynajmniej 3,1% pochodziło ze źródeł odnawialnych. W przyjętej pod koniec 2004 r. przez rząd „Polityce energetycznej Polski do 2025 r.” przewiduje się, że udział energii zielonej w energii zużywanej w kraju będzie stopniowo wzrastał aż do 7,5% w 2010 r. Stąd też obowiązek kupowania tej energii, choć jest znacznie droższa od konwencjonalnej, czyli wytwarzanej z węgla. W rządowym dokumencie zapisano, że „racjonalne wykorzystanie źródeł odnawialnych jest jednym z istotnych elementów zrównoważonego rozwoju państwa”. Wskazano też, że największe możliwości w Polsce daje biomasa i energia wiatrowa. Zgodnie z przepisami za odnawialną uznaje się część energii wytwarzanej w elektrowniach spalających np. biomasę lub biogaz razem z paliwem konwencjonalnym, czyli węglem. Elektrownia Połaniec postanowiła jako pierwsza wykorzystać te zapisy i w ubiegłym roku zainwestowała w budowę instalacji do współspalania biomasy. Inwestycja została zakończona w październiku i kosztowała 8 mln euro. Połaniecki zakład, który jest piątym co do wielkości producentem energii w kraju, rocznie wytwarza ok. 7,3 TWh energii. Według prezesa spółki Jerzego Kaka, w efekcie współspalania powstanie 5-10% energii.

W Polsce powstają kolejne farmy wiatrowe - jak ta na wyspie Wolin - choć nasz kraj należy do przeciętnych pod względem możliwości ich wykorzystania. Z badań wynika, że średnioroczna prędkość wiatrów (na odpowiedniej wysokości) w Polsce północnej wynosi od 5,5 do 7 m/s, co oznacza, że są możliwości ich budowy. Na bardziej korzystne warunki można liczyć w pasie nadbałtyckim (ponad 8 m/s). Cena energii z wiatru sięga ok. 300 zł/MWh. Obecnie w kraju działa 16 dużych farm wiatrowych, które powstawały od lat 90. Ich łączna moc sięga 58 MW. Największą jest oddana ponad rok temu farma w Zagórzu na terenie gminy Wolin, gdzie powstało 15 turbin o mocy 2 MW każda. Eksploatuje ją spółka Wolin North z udziałem duńskiej firmy Elsam. Farma kosztowała 125 mln zł.

Polska jest krajem, w którym ze względu na duże zasoby węgla kamiennego i brunatnego jest to główne paliwo dla elektrowni. Trudno w tej sytuacji oczekiwać gwałtownego rozwoju energetyki ze źródeł odnawialnych. Eksperci oceniają, że z jednej strony nie ma jasnych zasad korzystania z tej energii, a z drugiej odpowiedniego programu wspierającego jej rozwój. Jedną z form zachęty jest zwolnienie źródeł wytwórczych o mocy do 5 MW z opłat koncesyjnych. Na dodatek mamy duże rezerwy mocy w elektrowniach konwencjonalnych. Z danych za pierwsze półrocze 2004 r. wynika, że spółki dystrybucyjne kupiły 1,05 tys. GWh energii zielonej, za co zapłaciły ponad 256,6 mln zł. To oznacza, że średnio na 1 MWh musiały wydać 244 zł. Dla porównania w tym okresie średnia cena prądu wynosiła ok. 123 zł za 1 MWh.

Ubiegły rok był drugim z kolei, w którym widoczny był wyższy popyt na energię. To sygnał świadczący też o ożywieniu gospodarczym. Po kilku latach przerwy - po raz pierwszy w 2003 r. zapotrzebowanie zwiększyło się o ponad 4%, w ubiegłym roku o ok. 3%. O zwiększonym popycie mówią też przedstawiciele zagranicznych koncernów energetycznych, działających na polskim rynku. W raporcie niemieckiego RWE za 2004 r. wskazano, że zapotrzebowanie na energię w naszym kraju rosło szybciej niż w innych państwach tej części Europy. W Górnośląskim Zakładzie Elektroenergetycznym o 6% zwiększyły się przychody ze sprzedaży w grupie drobnych firm w porównaniu z 2003 r.

Z nieoficjalnych informacji wynika, że ponad 30 banków - wierzycieli PGNiG zaakceptowało rządowy program restrukturyzacji firmy, którego ważnym elementem ma być darowizna na rzecz Skarbu Państwa operatora systemu przesyłowego (PGNiG-Przesył). Ostatecznie część banków powiedziała tak, ale postawiła warunki. Jakie - nie wiadomo. Od transakcji ze skarbem zależy debiut giełdowy firmy.

Jacek Socha, minister skarbu, informował, że debiuty giełdowe Grupy Lotos i PGNiG nie mogą się na siebie nakładać. Stąd jedna z tych spółek ma trafić na GPW w czerwcu, a druga - we wrześniu. Jako że każda z firm chce pierwsza ściągnąć pieniądze z rynku, więc wyścig na parkiet nabiera tempa. - Chcemy zadebiutować w czerwcu. Decyzja rządu, aprobująca nasze wejście na giełdę, chyba nie pozostawia wątpliwości, kto pierwszy tam trafi. Choć oczywiście nie mam nic przeciwko temu, by obie oferty doszły do skutku jednocześnie - mówił Paweł Olechnowicz, prezes Grupy Lotos. Minister Socha podkreślał, że wybór firmy, która pierwsza trafi na parkiet, zależy m.in. od stanu przygotowań do prywatyzacji. Prezes Olechnowicz zapewniał, że jego spółka spełnia to kryterium. Lotos wyemituje do 35 mln akcji. Pieniądze (900-950 mln zł) mają wesprzeć program inwestycyjny Grupy Lotos. Marek Kossowki, prezes PGNiG, zapewniał, że papiery PGNiG będą bardziej atrakcyjne niż Lotosu. - Jeśli doszłoby do wyborów parlamentarnych w czerwcu, to możliwe, że żadna ze spółek nie zadebiutuje w tym miesiącu. W nieco lepszej sytuacji znajduje się Lotos, bo skonkretyzował cele emisji i przedstawił harmonogram wejścia na GPW - mówi Rafał Salwa, analityk Internetowego Domu Maklerskiego.

PKN Orlen złożył do Komisji Europejskiej zawiadomienie o planowanym połączeniu z Unipetrolem. Zgoda KE jest niezbędna, aby płocki koncern mógł sfinalizować transakcję kupna 62,99% akcji czeskiej spółki. Po przejęciu Unipetrolu przez PKN rozpocznie się integrowanie struktur obu podmiotów w poszczególnych ich segmentach, w tym produkcji rafineryjnej, petrochemicznej, handlu hurtowego, działalności detalicznej oraz w produkcji poszczególnych grup towarowych. Pierwszą ratę w wysokości 10% za nabywane aktywa PKN Orlen wpłacił 28 czerwca 2004 r.. Kontrakt zawarty przez PKN Orlen na Unipetrol daje prawo weryfikacji ostatecznej ceny o 15%w górę lub 25% w dół, gdyby badanie audytowe pokazało, że wzrosła lub zmalała wartość aktywów czeskiej firmy zanim transakcja z PKN Orlen zostanie sfinalizowana. Jak twierdzą analitycy Domu Maklerskiego BZ WBK SA, zgoda KE jest ostatnim warunkiem, od którego uzależnione jest przejęcie czeskiej firmy. Decyzja w tej sprawie jest oczekiwana na przełomie kwietnia i maja. Jednocześnie zarząd płockiego koncernu rozważa, czy przy obecnej wycenie rynkowej Unipetrolu nie zrezygnować z przejęcia pozostałych 37% akcji od akcjonariuszy mniejszościowych. Deklaracja ta może być tylko próbą wywarcia wpływu na ograniczenie spekulacyjnego wzrostu kursu akcji Unipetrolu pod jego przejęcie przez polską spółkę. Zdaniem specjalistów informacje te w szczególny sposób nie wpłyną na wycenę rynkową PKN Orlen.

Koncern Energetyczny ENERGA SA – Oddział Zakład Energetyczny Płock w Płocku realizuje pilotażowy projekt wdrożeniowy Internetu Energetycznego na terenie miasta i gminy Raciąż. Jest to pierwsza tego typu współpraca na zasadach partnerstwa publiczno-prywatnego wśród przedsiębiorstw energetycznych. Obecnie szerokopasmowy dostęp do Internetu o przepustowości 1024 kb udostępniony został Urzędowi Gminy i Miasta, Bibliotece, w której znajduje się Miejskie Centrum Informacji Miejskiej oraz miejscowej Szkole Podstawowej i Gimnazjum. Umowa obejmuje również uruchomienie miejskiej sieci komputerowej, do której przyłączone zostaną miejskie placówki oświatowe, instytucje i przedsiębiorstwa oraz monitoring miasta. Rozmowy w tej sprawie prowadzone są również z gminą Bielsk. Projekt realizowany w Raciążu jest częścią opracowanej pod koniec 2003 r. „Koncepcji wykorzystania istniejącej infrastruktury energetycznej oraz systemów transmisji bezprzewodowej dla zdalnego odczytu liczników” w oparciu o rozwiązania systemu bezprzewodowego Wi-Fi. Technologia ta umożliwia uruchomienie dodatkowego pakietu usług, takich jak: dostęp do Internetu, telefonia internetowa, miejskie sieci komputerowe dla instytucji i przedsiębiorstw, monitoring miasta czy obsługa mediów komunalnych.

Dokończenie znajdziesz w wydaniu papierowym. Zamów prenumeratę miesięcznika ENERGIA GIGAWAT w cenie 108 zł za cały rok, 54 zł - za pół roku lub 27 zł - za kwartał. Możesz skorzystać z formularza, który znajdziesz tutaj

Zamów prenumeratę