9 czerwca na otwarciu notowań Warszawskiej Giełdy Papierów Wartościowych akcje Grupy LOTOS SA zadebiutowały po 32 zł to o ponad 10% więcej niż wynosiła cena sprzedaży w ofercie publicznej.

Oferta Grupy LOTOS SA cieszyła się ogromnym zainteresowaniem inwestorów - redukcja sprzedaży akcji w Transzy Inwestorów Instytucjonalnych w stosunku do zgłoszonych zapisów w księdze popytu wyniosła średnio 69,6%, a w Transzy Inwestorów Indywidualnych zapisano się na prawie 10 razy więcej akcji niż oferowano – średnia stopa redukcji wyniosła 96,58%.

- Cieszę się, że duża, dobrze zarządzana, transparentna spółka w interesującym sektorze i z dobrymi perspektywami wzrostu z sukcesem dołączyła do notowanych na warszawskim parkiecie firm tworzących konstrukcję nośną rynku papierów wartościowych w Polsce – podkreślał Paweł Olechnowicz, prezes zarządu Grupy LOTOS SA podczas debiutu.
Środki pozyskane w drodze oferty publicznej Grupa LOTOS SA przeznaczy na realizację programu rozwoju technicznego (PKRT), wzrost udziałów rynkowych m.in. poprzez rozbudowę sieci stacji paliw oraz zapłatę za akcje Petrobalticu S.A. i Rafinerii Południowych.

Grupa LOTOS jest grupą kapitałową, w skład której, obok Grupy LOTOS S.A., wchodzą: spółka wydobywcza Petrobaltic S.A., Rafineria Czechowice S.A., Rafineria Jasło S.A., Rafineria Nafty Glimar S.A. w upadłości oraz 15 spółek spod znaku LOTOS. Zatrudnienie w grupie kapitałowej LOTOS pod koniec 2004 r. wynosiło ponad 3350 osób. Po konsolidacji z Petrobaltic i Rafineriami Południowymi jest to już prawie 6000 osób. Skonsolidowany zysk netto grupy kapitałowej LOTOS w 2004 r. wyniósł 572 mln zł wobec 289,5 w roku 2003. Przychody ze sprzedaży w roku 2004 to 11 193,6 mln zł wobec 8 658,3 mln zł w roku 2003. Prognoza skonsolidowanego wyniku netto grupy kapitałowej LOTOS na koniec 2005 zakłada ok. 404 mln zł wg Międzynarodowych Standardów Sprawozdawczości Finansowej oraz ok. 440 mln zł wg Polskich Standardów Rachunkowości.

7 czerwca odbyły się dwa zgromadzenia wspólników: Zakładu Górniczo-Energetycznego „Sobieski-Jaworzno III” i Zakładu Górniczo-Energetycznego „Janina” oraz zgromadzenie akcjonariuszy Południowego Koncernu Węglowego S.A. (PKW SA). Na każdym podjęte zostały uchwały o połączeniu. Po podjęciu uchwał oraz dodatkowo uchwały w sprawie zmiany statutu PKW, akty te musi zarejestrować jeszcze sąd. Planuje się, że od 1 lipca PKW SA rozpocznie działalność wydobywczą jako jeden podmiot składający się z dwóch kopalni. Prezesem zarządu PKW SA jest Grzegorz Pawłaszek, jego zastępcami - Teresa Rajca-Bisztyga, Marek Jarczyk, Jerzy Wróbel i Tadeusz Bożek. ZGE „Sobieski Jaworzno III” powstał w 1998 r. na bazie części przeznaczonej do likwidacji KWK „Jaworzno”. Od 2000 r. – dzięki współpracy z energetyką - spółka osiągała dodatnią akumulację na sprzedaży węgla. Zysk netto ZGE w 2003 r. przekroczył 7,3 mln zł, a w 2004 r. - 18,7 mln zł. W grudniu 2003 r. w skład Grupy Kapitałowej PKE SA wszedł ZGE „Janina” w Libiążu. Firma przejęła część majątku KWK „Janina” i została dokapitalizowana przez PKE SA.

Największym atutem libiąskiej kopalni są bogate złoża, zapewniające wydobycie przez 280 lat. Eksperci szacują, że PKW SA będzie dysponować ponad 20% krajowych zasobów węgla energetycznego. Strategia PKE SA zakłada, że w przyszłości nowy podmiot powinien zwiększyć swój potencjał wydobywczy. Dzięki temu elektrownie i elektrociepłownie koncernu energetycznego będą mogły spalać 70% paliwa z kopalń spółki należącej do Grupy Kapitałowej. Pozwoli to na kontrolę kosztów produkcji węgla, który stanowi 50% kosztów wytworzenia energii.

Syndyk Rafinerii Nafty Glimar SA w Gorlicach, wchodzącej w skład Grupy Lotos, chce wystawić na sprzedaż pierwsze zorganizowane części przedsiębiorstwa. Na początek pod młotek mają trafić trzy stacje benzynowe, obecnie dzierżawione przez Lotos. Upadłość Glimaru, obejmującą likwidację majątku, ogłosił w połowie stycznia br. sąd rejonowy w Nowym Sączu. W uzasadnieniu decyzji stwierdził, że rafineria jest niewypłacalna i niewypłacalność ta ma charakter trwały. Wniosek o ogłoszenie upadłości spółki złożył zarząd Glimaru. - Opcja sprzedaży majątku przedsiębiorstwa w zorganizowanych częściach jest obecnie najbardziej prawdopodobnym scenariuszem przeprowadzenia postępowania upadłościowego. Majątek jest zróżnicowany i rozrzucony geograficznie, co przemawia za podzieleniem firmy - powiedziała Bożena Polesek, syndyk rafinerii.

Według niej drugą możliwą opcją - upadłością z postępowaniem układowym z wierzycielami - nie wykazuje na razie zainteresowania konsorcjum pięciu banków, które są największymi wierzycielami gorlickiej rafinerii. Syndyk powiedziała, że majątek Glimaru jest obecnie przygotowywany do sprzedaży. W jej ocenie jego szacunkowa wartość bilansowa wynosi ok. 575 mln zł, co nie pokryje wszystkich zobowiązań firmy, wyliczonych na ponad 815 mln zł. W związku z tym na zaspokojenie swoich wierzytelności mogą liczyć przede wszystkim wierzyciele z zabezpieczeniami na majątku firmy, czyli banki. Najważniejszy składnik majątku rafinerii w Gorlicach - niedokończona instalacja hydrokompleksu - jest obecnie przygotowywany do wystawienia na sprzedaż, m.in. syndyk przejmuje plac budowy od wykonawcy. Instalacja hydrokompleksu zostanie zaoferowana nabywcy wraz z niezbędnymi urządzeniami doprowadzającymi media i surowiec oraz odprowadzającymi produkty, a także bocznicą kolejową. Instalacja, której budowa kosztowała do tej pory według poniesionych nakładów rzeczowych 350-400 mln zł, jest ukończona w blisko 90%.

Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy spółki Doradztwo Gospodarcze DGA SA zaakceptowało sprawozdanie finansowe DGA i Grupy DGA za rok 2004, udzielając absolutorium wszystkim członkom zarządu oraz rady nadzorczej. WZA podjęło również decyzję o wypłacie dywidendy z zysku za rok 2004. To już druga, od debiutu na GPW akcji DGA w kwietniu 2004 r., wypłata dywidendy przez tą spółkę. W 2004 roku przychody ze sprzedaży Grupy Kapitałowej DGA wynosiły 28,475 mln zł, natomiast zysk netto 2,194 mln zł. Na dywidendę przeznaczono 994400 zł, to jest 44 gr. na jedną akcję. Dzień ustalenia prawa do dywidendy określony został na 27 czerwca 2005 r., a jej wypłaty na 27 lipca br. W związku z upływem kadencji dokonano wyboru zarządu spółki. Zarząd jest dwuosobowy – na funkcję prezesa powołano Andrzeja Głowackiego, wiceprezesem została Anna Szymańska.

Liczba członków zarządu ma charakter czasowy. Przewiduje się zwiększenie jego składu po zakończeniu zmiany struktury organizacyjnej i wybraniu osób odpowiedzialnych za obszar sprzedaży i doradztwa w DGA. Zwiększenie liczby członków nastąpi w IV kwartale 2005r. Podczas swojego wystąpienia na WZA prezes Głowacki podtrzymał prognozy finansowe spółki na ten rok. – Zakładamy w 2005 r. przychody na poziomie 32,4 mln zł i zysk netto na poziomie 5,1 mln zł – powiedział.

PKN Orlen znalazł się na krótkiej liście pięciu firm, które chcą kupić największą turecką firmę paliwową Tupras. Tupras posiada pięć rafinerii w Turcji. Ich łączne zdolności przerobowe są szacowane na 28 mln t ropy. Dotychczas polska firma inwestowała wyłącznie w Europie Środkowej. Rywalami Orlenu w rokowaniach w sprawie zakupu większościowego pakietu akcji największej w Turcji firmy przetwarzającej ropę, są duzi gracze na światowym rynku paliwowym.

Pierwotnie w rokowaniach miało uczestniczyć 12 firm, ale teraz ich liczba skurczyła się do pięciu. O kupno Tuprasu miały się starać: brytyjsko-holenderski koncern Royal Dutch/Shell, hiszpański Repsol, włoski ENI, indyjski IOC oraz lokalny rywal Orlenu - austriacki OMV, a ponadto kilka firm tureckich. Pakiet 51% akcji wystawiony na sprzedaż należy do tureckiego skarbu państwa. Według Sebastiana Słomki, analityka PKO BP, ewentualny zakup tureckiej rafinerii nie wpłynie znacząco na pozycję Orlenu na rynku i na jego rentowność. - Turecka rafineria jest znacznie oddalona od głównego obszaru działalności Orlenu. Wobec tego trudno oczekiwać istotnych efektów synergicznych po tym przejęciu. Tupras nie należy też do wielkich firm i Orlen razem z nią nie stanie się wielkim graczem na światowym rynku. Zamiary Orlenu są natomiast zbieżne z panującą tendencją. Firmy paliwowe przejmują konkurentów z branży. Stają się coraz większe i coraz bardziej rentowne - powiedział Słomka.

Rząd zgodził się na konsolidację pionową Rada Ministrów zaakceptowała „Aktualizację Programu realizacji polityki właścicielskiej Ministra Skarbu Państwa w odniesieniu do sektora elektroenergetycznego” (przyjętego przez RM 28 stycznia 2003 r.) Dokument zawiera informacje o realizacji ustaleń zawartych w dotychczasowym „Programie realizacji polityki właścicielskiej Ministra Skarbu Państwa w odniesieniu do sektora elektroenergetycznego” oraz planach dalszej restrukturyzacji firm sektora elektroenergetyki, obejmujących konsolidację poziomą i pionową przedsiębiorstw, a także dalszych przekształceń własnościowych w sektorze. Zakres restrukturyzacji i prywatyzacji, określony w programie, praktycznie zrealizowano w kształcie przyjętym przez rząd. Aktualizacja polityki właścicielskiej wynikająca z „Polityki energetycznej Polski do 2025 roku”. Dalsze działania restrukturyzacyjne i prywatyzacyjne powinny uwzględniać zmiany zachodzące w otoczeniu prawnym i gospodarczym, związane przede wszystkim z funkcjonowaniem jednolitego rynku energii elektrycznej w Unii Europejskiej. Sprostanie wymaganiom uczestnictwa w tym rynku przez przedsiębiorstwa energetyczne, pozostające własnością Skarbu Państwa, wymaga poddania ich wieloaspektowej restrukturyzacji, zapobiegającej przede wszystkim wypieraniu ich z rynku.

Najpierw trzeba jednak wypełnić m.in. formalne postanowienia dyrektywy 2003/54/WE w zakresach i terminach już wdrożonych w Prawie energetycznym. Chodzi o zamierzenia współtworzące infrastrukturę rynku i jednocześnie chroniące słabych ekonomicznie odbiorców końcowych przed negatywnymi skutkami działania mechanizmów rynkowych. I tak dokonane już wydzielenie OSP, powinno jak najszybciej zostać „rozciągnięte” na spółki dystrybucyjne - powinien nastąpić rozdział działalności przesyłowej i dystrybucyjnej od pozostałej, związanej z wytwarzaniem i sprzedażą energii elektrycznej. Muszą zostać powołani operatorzy systemów dystrybucyjnych i ustanowieni dostawcy z urzędu. Polityka właścicielska MSP w odniesieniu do spółek elektroenergetycznych obejmować będzie restrukturyzację, w tym konsolidację poziomą i pionową spółek wytwarzania energii i dystrybucji. Rozpoczęte procesy prywatyzacyjne będą kontynuowane, a dla przedsiębiorstw skonsolidowanych minister skarbu przygotuje nową strategię prywatyzacji.

Państwowa Grupa Energetyczna Enea SA, która znalazła się na krótkiej liście podmiotów starających się o kupno większościowego pakietu akcji Elektrowni Kozienice SA od Skarbu Państwa, poszukuje doradcy, który pomoże jej przy tym procesie. Oferty w przetargu będą mogły składać tylko te podmioty, które zostały zaproszone przez Eneę do ich składania. Termin złożenia ofert upływa 21 czerwca. Enea otrzymała wnioski o dopuszczenie do składania ofert od trzech podmiotów. Na ich podstawie skierowała zaproszenia do składania ofert ostatecznych do dwóch oferentów, gdyż jeden nie spełnił wymogów formalnych. Zadaniem doradcy Enei ma być m.in. pomoc przy due diligence Kozienic, sporządzenie analizy celowości i opłacalności oraz wpływu na wartość Enei, nabycia akcji elektrowni, aktualizacja wyceny elektrowni pod kątem ustalenia ceny w ofercie wiążącej i przygotowanie projektu tekstu oferty wiążącej. W przypadku wyboru Enei do rokowań ostatecznych z MSP doradca wykona m.in. rozszerzone due diligence, zaktualizuje analizy, w tym wycenę oraz będzie brał udział w ostatecznych rokowaniach z MSP aż do zawarcia umowy zakupu akcji elektrowni. Doradca może być także poproszony o udział w negocjacjach pakietu socjalnego. Może zostać wybrany bardzo szybko, nawet jeszcze w dniu złożenia ofert.

Przyspieszona procedura wiąże się z tym, że już 20 czerwca rusza due diligence elektrowni przez pierwszego z sześciu oferentów wybranych przez MSP na krótką listę. Resort skarbu zakwalifikował na nią czeski CEZ a.s., hiszpańską Endesa Europa SL, polską Enea SA, hiszpańską Iberdrola SA, niemiecki PCC AG oraz szwedzki Vattenfall AB. Oferty wiążące na pakiet większościowy 50% i jedną akcję mają być składane na przełomie sierpnia i września, po przeprowadzeniu due diligence Kozienic przez inwestorów. Plan MSP zakłada, że inwestor branżowy dla spółki powinien zostać wyłoniony przed zakończeniem przygotowywanej równolegle giełdowej oferty publicznej, przewidywanym na 25 listopada. Według obecnego harmonogramu, otwarcie oferty ma nastąpić 3 listopada, 7 listopada ma być znana cena, a na 24 listopada planowany jest przydział akcji. Na parkiet miałoby trafić do 35% minus jedna akcja firmy, czyli mniej niż planowano pierwotnie, w związku ze zwiększeniem do 50% plus jedna akcja puli przewidywanej dla poszukiwanego obecnie inwestora branżowego. Prospekt emisyjny spółki, który został już złożony, ma być rozpatrzony najpóźniej do końca czerwca przez KPWiG.

9 czerwca br. w Jaworznie obradowało Zwyczajne Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy Południowego Koncernu Energetycznego SA. Podjęto m.in. uchwały w sprawie zatwierdzenia sprawozdań Zarządu i Rady Nadzorczej z działalności spółki w roku obrotowym 2004 oraz zatwierdzenia sprawozdania finansowego sporządzonego na 31 grudnia 2004 r. Zdecydowano również o podziale zysku. W 2004 r. zysk netto spółki osiągnął 297,2 mln zł i był wyższy niż w 2003 r. (83,4 mln zł). Rentowność brutto przekroczyła nieznacznie 10%, rentowność netto osiągnęła 8,45% (2,32% w 2003 r.). Wskaźnik rentowności kapitału zwiększył się z 1,55 do 5,63%, a wskaźnik rentowności aktywów osiągnął wartość 11,18% (w 2003 r. 3,54%). Ubiegłoroczny zysk podzielono w następujący sposób: na kapitał zapasowy z przeznaczeniem na rozwój spółki – 264,6 mln zł; na dywidendę dla akcjonariuszy – 19 gr za akcję, co daje 29,6 mln zł; na Zakładowy Fundusz Świadczeń Socjalnych – 2,9 mln zł. Osiągnięty wynik jest wyższy od wcześniejszych prognoz (220 mln zł), ponieważ spółka - po korzystnym wyroku Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Gliwicach, uchylającym dwie decyzje Izby Skarbowej w Katowicach - mogła rozwiązać rezerwę utworzoną na pokrycie ewentualnych zobowiązań wobec fiskusa.

Akcjonariusze zdecydowali również o udzieleniu członkom zarządu i rady nadzorczej PKE SA absolutorium z wykonania obowiązków w ubiegłym roku. W 2004 r. firma wyprodukowała 19466941 MWh energii elektrycznej i 11526269 GJ ciepła. W porównaniu z 2003 r. produkcja energii elektrycznej wzrosła o 3,43%. Moc zainstalowana PKE SA wynosiła: 4952,7 MWe i 2399,7 MWt. Spółka od listopada 2002 r. realizuje program obniżenia kosztów pracy, który potrwa co najmniej do końca 2006 r. W 2004 r. liczba pracowników PKE SA zmniejszyła się z 6410 osób do 5928 pracowników, a od 2001 r. - o 1000 osób. Zarząd PKE zakłada osiągnięcie w 2005 r. ok. 250 mln zł zysku netto.

Radpec ma pieniądze na spłatę pierwszej raty za Elektrociepłownię w Radomiu. Prawie 7,5 mln zł zdobył od swych dłużników. Jeszcze w połowie maja prezes Radpecu Zbigniew Latek mówił, że nie wie, czy firma zapłaci całą należność. Na specjalnie zwołanej konferencji prasowej poinformował, że do 10 czerwca (termin spłaty pierwszej raty) przekaże gminie należne pieniądze. Jak i skąd w tak krótkim czasie firma zdobyła 7,5 mln zł? - Naciskaliśmy wszystkich naszych dłużników - odparł Latek. Dodał, że największy dłużnik, Radomska Spółdzielnia Mieszkaniowa, jest teraz winna Radpecowi ok. 16 mln (do niedawna było to ponad 19 mln). Latek twierdzi, że spłata raty za EC nie odbije się na cenie ciepła w Radomiu, ale zaznaczył, że dotyczy to tego roku. Drugą ratę za EC Radpecowi przyjdzie zapłacić w 2006 r. Będzie to także 5 mln zł plus odsetki. W sumie firma ciepłownicza musi przekazać gminie siedem takich rat w kolejnych latach.

Na terenie radomskiego MPK ma powstać stacja tankowania pojazdów gazem ziemnym. Tylko że przewoźnik nie ma ani jednego autobusu zasilanego takim paliwem. Jak informuje zastępca prezydenta, Józef Nita, budowę sfinansuje Mazowiecka Spółka Gazownictwa w Warszawie. MPK nie poniesie żadnych kosztów, a jeszcze zarobi, bo wydzierżawi za odpłatnością teren pod inwestycję. Żeby oszczędzać, trzeba najpierw zainwestować w zakup nowych autobusów z zamontowaną instalacją do gazu ziemnego. To według prezydenta nie jest problem, bo MPK wraz z wydziałem infrastruktury urzędu miejskiego ma wystąpić o dotację unijną. Dla prezesa MPK Tadeusza Sochy problemem nie jest też to, że spółka w ciągu ostatnich dwóch lat zainwestowała w zakup kilkunastu tradycyjnie napędzanych pojazdów. - I tak musimy odnawiać tabor, kupując co roku pięć, sześć nowych autobusów. Zamiast klasycznych zamówimy napędzane gazem ziemnym. Te pojazdy są droższe, ale w ostatecznym rozrachunku oszczędzimy, bo litr takiego paliwa kosztuje około złotówki - mówi. Stacja gazu ziemnego w Radomiu będzie jedyną w regionie radomskim. Kolejna najbliżej położona jest w Warszawie. I to według prezydenta Nity kolejny atut radomskiej inwestycji. - Klientów nie zabraknie. Będziemy namawiać innych przewoźników, służby miejskie i ratownicze, aby przechodziły na gaz ziemny, bo to ekologicznie i tanio - deklaruje Nita.

Osiągnięcie poziomu 7,5% udziału energii ze źródeł odnawialnych w produkcji energii elektrycznej w roku 2010 jest mało realne - uważa Łukasz Jaworski z Europejskiego Centrum Energii Odnawialnej. Opinię taką przedstawił na konferencji branżowej w Sejmie. Według Jaworskiego, aby sprostać limitom wyznaczonym przez UE, energetyka odnawialna powinna się rozwijać w tempie 35% rocznie. W ostatnich latach głównym źródłem energii odnawialnej były elektrownie wodne, dosyć ważną grupą podmiotów były też elektrociepłownie wykorzystujące biomasę odpadową, chociaż zdaniem Wojciecha Adamczyka ze Stowarzyszenia Energii Odnawialnej, w Polsce jest obecnie wykorzystywane 16% technicznych możliwości energii wodnej. Zdaniem Adamczyka, rozwój energetyki wodnej powinien się skoncentrować na budowie stopni wodnych wraz z elektrowniami, wykorzystaniu już istniejących instalacji i modernizacji istniejących obiektów. Jednak rozwój małych elektrowni wodnych napotyka na bariery administracyjne i finansowe, co doprowadziło do tego, że w latach 1954-2000 liczba małych siłowni wodnych w Polsce spadła z ok. 6330 do 650 w 1980 r.; aktualnie działa ich ok. 500.

Przyszłość gazociągu Bernau-Szczecin firmowanego przez Aleksandra Gudzowatego, szefa Bartimpeksu, nie jest jeszcze definitywnie przekreślona. Powołana do jego budowy spółka IRB, należąca do niemieckiego E.ON Ruhrgas i Bartimpeksu, nie daje za wygraną i przygotowuje trasę dla gazowej inwestycji. Możliwe, że powodem kontynuacji prac nad projektem jest osłabienie impetu, z jakim w ubiegłym roku we współpracę weszły PGNiG i niemiecki Verbundnetz Gaz (VNG). Zapowiedziały one wówczas budowę konkurencyjnego połączenia systemu gazociągów Polski i Niemiec. Do tej pory jednak niewiele w tej sprawie zrobiły.- Zamierzamy zakończyć wykup gruntów pod trasę gazociągu po stronie niemieckiej - mówi Paul Wolters, kierujący E.ON Ruhrgas w Polsce. Co ciekawe, po polskiej stronie ich wykup został już zakończony. W ten sposób IRB zarezerwuje sobie trasę dla inwestycji i ubiegnie PGNiG i VNG, które nawet nie wybrały jeszcze lokalizacji. Pierwotnie firmy te zakładały, że trasa będzie przebiegać w tym samym rejonie, co rura Bernau-Szczecin. Ale w obliczu działań IRB jest to raczej już niemożliwe. Dlatego zdaniem Klausa Ewalda Holsta, prezesa VNG, w grę może wchodzić usytuowanie rurociągu w innym miejscu granicy. Zaznaczył jednak, że współpraca obu firm w obrocie gazem nie wymaga budowy nowego połączenia. Bartimpex i Ruhrgas wykorzystują zatem niezdecydowanie konkurenta.

7 czerwca br. rząd przyjął korektę do programu restrukturyzacji i prywatyzacji energetyki. Tym samym wyraził zgodę na powstanie Energetyki Podkarpackiej. Rozłam w grupie L-6 jest więc już faktem. Wszystko za sprawą związkowców z Rzeszowskiego Zakładu Elektroenergetycznego, którzy wymusili na MSP powołanie Energetyki Podkarpackiej. Będzie ją tworzył Rzeszowski Zakład Energetyczny wraz z Elektrociepłownią Rzeszów, Elektrownią Stalowa Wola oraz spółką Enesta ze Stalowej Woli. Być może holding zasili także Elektrociepłownia w Mielcu, Energetyka „Wisłosan” w Nowej Dębie i kapitałowo Elektrownia Połaniec. - Rząd podjął pozytywną decyzję, aby taki podmiot powołać. Teraz prześlemy stosowne pismo zarządowi RZE. Następne procedury będą przebiegały zgodnie z harmonogramem. Jeszcze w tym miesiącu dojdzie do powołania Wschodniej Grupy Energetycznej. Udziały RZE nie zostaną przez Skarb Państwa wniesione. Natomiast do RZE wniesione zostaną udziały Elektrowni Stalowa Wola – powiedziała Elżbieta Niebisz, dyrektor Departamentu Nadzoru Właścicielskiego II w MSP. W związku z powstaniem Grupy Kapitałowej Energetyka Podkarpacka resort skarbu nie przewiduje zmian w zarządach spółek. Prezesem całej grupy będzie prezes Rzeszowskiego ZE, jako podmiotu przejmującego udziały Elektrowni Stalowa Wola.

Holding energetyczny BOT Górnictwo i Energetyka deklaruje gotowość podjęcia się budowy elektrowni atomowej. To drugi, po Polskich Sieciach Elektroenergetycznych, potencjalny krajowy inwestor, który może zaangażować się w budowę bloku atomowego. Prezes Zbigniew Bicki uważa, ze BOT jest najlepiej przygotowaną firmą, aby podjąć się zadania budowy elektrowni atomowej, która ma powstać ok. 2020 r. - Jeśli dojdzie do budowy, będzie miejsce i dla PSE, i dla BOT-u, aby wykazać się działaniami w zakresie energetyki jądrowej - mówiła Hanna Trojanowska, dyrektor departamentu współpracy międzynarodowej PSE. Koszt budowy elektrowni jądrowej składającej się z dwóch bloków energetycznych po 1500 MW, szacuje się na 4,5 do 5,1 mld euro, czyli 1500-1700 euro na kW zainstalowanej mocy, co jest stawką prawie dwa razy wyższą niż w przypadku elektrowni konwencjonalnej. Jednak czynnikiem determinującym podjęcie decyzji o budowie może okazać się niespełnienie przez polskich wytwórców norm emisji dwutlenku siarki i węgla, co spowoduje konieczność dokupienia ma rynku pozwoleń na emisji i doprowadzi do gwałtownego skoku cen energii.

Przedstawiciele Elektrowni Kozienice, której akcje mogą być dopuszczone do publicznego obrotu jeszcze w czerwcu, nie sądzą, żeby w przyszłości firma miała nadwyżkę uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Eksperci z elektrownie spodziewają się przyznania limitów poniżej 12 mln t, a już teraz roczna emisja CO2 waha się na poziomie 11 mln t. - Nie ma więc mowy o ewentualnym handlu emisjami - powiedział Kazimierz Pardyka, kierownik wydziału ochrony środowiska Elektrowni Kozienice. W marcu Komisja Europejska obniżyła ogólny limit uprawnień Polski do emisji CO2 o 16,5% w odniesieniu do poziomu, o który wnioskowaliśmy. W wyniku tych zmian roczny limit emisji wynosi w sumie 239 mln t. Obecnie w Ministerstwie Środowiska trwają konsultacje w sprawie przydziału limitów poszczególnym spółkom. Decyzje zapadną w ciągu kilku tygodni.

W najbliższych kilku latach na rynek wprowadzone zostaną nowoczesne - oparte na nanotechnologii - ogniwa słoneczne, które poprzez niski koszt produkcji zwiększą procentowy udział Słońca w produkcji energii elektrycznej na Ziemi. Główną zaletą nowej technologii ogniw słonecznych, opartych na organicznych polimerach przewodzących, jest ich prostota produkcji oraz - co za tym idzie - niska cena w przeliczeniu na jednostkę prądu wytwarzanego przez ogniwo słoneczne. Konwencjonalne urządzenia krzemowe przetwarzające światło słoneczne na prąd elektryczny mają wydajność ok. 15%, a całkowity koszt wyprodukowania 1 W jest ok. 7 do 10 razy wyższy niż ogniwo słoneczne wykonane z polimerów przewodzących. Technika produkcji organicznych ogniw słonecznych na skalę przemysłową będzie bardzo tania, gdyż podobna jest ona do metody stosowanej przy wielkonakładowym druku, a pierwsze ogniwa wykonane w nowej technologii trafią do sprzedaży w 2006 r.

Zgodnie z unijnymi przepisami, na każde 100 zużytych MW co najmniej 3 powinny pochodzić z odnawialnych źródeł takich jak woda, wiatr, biogaz lub rośliny opałowe. W Kujawsko-Pomorskiem ilość prądu wytarzanego w niekonwencjonalnych elektrowniach oscyluje na poziomie 6%, jest więc spora rezerwa. Jednak do roku 2010 unijny próg zostanie podniesiony do 9%, a to oznacza, że w ciągu najbliższych lat będzie trzeba zwiększyć produkcję „zielonej” energii o połowę. Do tej pory głównym źródłem tej energii były elektrownie wodne, jednak potencjał rozwojowy tego sektora się kończy, ponieważ brakuje korzystnych lokalizacji pod nowe obiekty na rzekach przepływających przez region. - W tej sytuacji należy położyć nacisk na rozwój siłowni wiatrowych, dla których mamy sprzyjające warunki w naszym województwie, między innymi na wysoczyznach w okolicach Świecia oraz na równinach wokół Sępólna Krajeńskiego - wyjaśnia Franciszek Niechwiej, rzecznik bydgoskiego oddziału Grupy Energetycznej Enea. Jak na razie, na terenie byłego woj. bydgoskiego funkcjonują tylko cztery wiatrakowe wytwórnie prądu: w Dąbrowie Chełmińskiej, Karczence pod Kotomierzem, Kcyni i Bronisławiu. W województwie kujawsko-pomorskim powoli rozpoczyna się też eksperymentowanie z wykorzystaniem na dużą skalę opału pochodzenia roślinnego. Bydgoski KPEC w 2003 r. założył 50 ha plantację wierzby energetycznej w gminie Dobrcz. Pierwszy zbiór trafił w tym roku do kotłowni w Koronowie. - Dotychczasowe doświadczenia są bardzo obiecujące. Uwzględniając nasze zapotrzebowanie na surowiec, obszar upraw tej rośliny mógłby wzrosnąć w najbliższych latach nawet do 700 ha - przewiduje Jerzy Przybyszewski z KPEC.

Być może w niedługim czasie polski import energii będzie musiał drastycznie wzrosnąć, powyżej dzisiejszych 10 TWh. Wszystko za sprawą restrykcyjnych limitów w zakresie emisji dwutlenku siarki dla elektrowni. Jeżeli producenci energii nie zaczną inwestować w celu ograniczenia emisji dwutlenku siarki, będziemy musieli ratować się importem energii elektrycznej, by pokryć krajowe zapotrzebowanie, lub produkować energię, przekraczając unijne normy emisji. Problem w tym, że u sąsiadów nie powstają nowe moce i możemy nie mieć od kogo tej energii importować - ostrzega Stefania Kasprzyk, prezes PSE-Operator.- Rewidujemy naszą politykę w zakresie importu. Analizujemy nowe możliwe połączenia z Ukrainą i niemieckim Vattenfallem, rozmawiamy także z Czechami, Słowacją i Białorusią - mówi Stanisław Dobrzański, prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Jego zdaniem potrzebne są decyzje o przyspieszeniu budowy elektrowni atomowej. Ubiegłoroczny wzrost zapotrzebowania na energię w UE wyniósł 2,5%, a wzrost mocy produkcyjnych tylko o 1%. Polska, przy swoich nadwyżkach mocy, była postrzegana jako eksporter energii, jednak w związku z unijnymi normami ekologicznymi trzeba będzie wycofać z eksploatacji bloki o mocy ok. 1200 MW. Zdaniem ekspertów, ponad 40% mocy zainstalowanej w polskiej energetyce nie spełni po 2008 r. standardów emisyjnych w zakresie dwutlenku siarki. Jeszcze gorzej wygląda sytuacja, jeśli chodzi o limity emisji tlenków azotu. Szacuje się, że unijnym normom nie sprosta 90% źródeł wytwarzania.

Ponad 917 mln zł czystego zysku w 2004 r. miał EuRoPol Gaz, który zajmuje się głównie tranzytem rosyjskiego gazu do Niemiec. Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy EuRoPol Gazu zatwierdziło sprawozdanie finansowe spółki za zeszły rok. Firma zanotowała fantastyczny zysk netto 917,6 mln zł przy przychodach 2,19 mld zł - poinformowała Danuta Tarkowska, kierownik działu obsługi i współpracy z zagranicą EuRoPol Gaz. Zyski spółki gwałtownie wzrosły od jesieni 2002 r., kiedy podniosła ona opłaty za przesył gazu. W uwagach do bilansu za 2001 r., kiedy opłaty były dużo niższe; audytor alarmował, że wskaźniki płynności firmy osiągnęły poziom daleko odbiegający od uznawanego za bezpieczny. Z dwuletnim poślizgiem przyjęto również sprawozdanie finansowe EuRoPol Gazu za 2002 r. Opóźnienie było prawdopodobnie skutkiem procesu, z jakim firma wystąpiła wobec rosyjskiego Gazexportu, firmy zajmującej się eksportem Gazpromu. Polska spółka domagała się od rosyjskiej blisko 91 mln USD zaległych opłat. Wiosną tego roku sąd arbitrażowy w Moskwie oddalił pozew.

Po rozwiązaniu kontraktów długoterminowych na dostawy energii elektrycznej, jej ceny dla odbiorców spadną o 20%. Dokładnie o tyle, po rozwiązaniu kontraktów długoterminowych, spadły ceny w Unii Europejskiej. W Warszawie debatowano o problemach branży energetycznej na II Kongresie Przemysłu Energetyka-Gaz. Podczas Kongresu swoje poglądy na temat energetyki zaprezentowali również politycy. PiS popiera plan integracji pionowej, polegającej na powiązaniach kapitałowych między producentami energii i spółkami dystrybucyjnymi. O planach tej partii wobec sektora mówił poseł Kazimierz Marcinkiewicz. Zapewniał, że PiS nie jest przeciwny prywatyzacji, ale najpierw „potrzebna jest wizja, jak kształtować ma się w przyszłości rynek”: Marcinkiewicz zapowiedział, że w kilku firmach energetycznych Skarb Państwa powinien zachować 50% plus 1 akcję. Reszta trafić ma do pracowników i inwestorów giełdowych. Chodzi m.in. o PKE oraz BOT GiE. BOT ma mieć też powiązania kapitałowe z firmami dystrybucyjnymi. Poseł Marcinkiewicz mówił też o propozycjach dla spółek dystrybucyjnych.

W większości z nich SP miałby tzw. bierną kontrolę, czyli zachowałby pakiet 25% plus 1 akcję. Wśród autorów programu PiS dla energetyki jest prof. Krzysztof Żmijewski z Politechniki Warszawskiej, były prezes PSE. Platforma Obywatelska nie ma jeszcze programu dla energetyki. Reprezentanci tej partii, Adam Szejnfeld i Andrzej Czerwiński, poza ogólnymi sformułowaniami o konieczności otwarcia rynku nie podali żadnych szczegółów. Przynajmniej w kwestii integracji pionowej przedstawiciele PO mają inną opinię niż PiS. Wśród ekspertów opracowujących program sektorowy dla PO jest prof. Jan Popczyk z Politechniki Śląskiej w Gliwicach. Stwierdził on, że w elektroenergetyce mamy do czynienia z kryzysem, który „polega na braku konkurencji”. Działania państwa służą interesom przedsiębiorstw z sektora. Zdaniem profesora konieczna jest reforma, polegająca m.in. na dokończeniu prywatyzacji i zmianach systemu regulacji.

PKN Orlen przejął korporacyjnie (obsadzając większość miejsc w radzie nadzorczej i zarządzie) czeski holding petrochemiczny Unipetrol. Macierzystymi rynkami firmy, która staje się jednym z największych graczy na rynku paliw w Europie Środkowej, będą Polska i Czechy. PKN Orlen i Unipetrol mają funkcjonować w ramach jednego organizmu gospodarczego. Prezes PKN Igor Chalupec, który został przewodniczącym rady nadzorczej czeskiej spółki, powiedział, że jednym z głównych założeń jest funkcjonowanie w oparciu o filozofię „jednej firmy”. Tylko przy zakupach ropy z Rosji - PKN Orlen i Unipetrol występując wspólnie staną się największym europejskim odbiorcą. Udział obu firm w eksporcie rosyjskiej ropy, co - jak podkreślił Chalupec - ze względu na konkurencyjne ceny tego surowca, jest niezwykle opłacalne, wyniesie 10%. Obecnie obie spółki kupują u rosyjskich dostawców ok. 15,6 mln t ropy; docelowo ma to być 18-19 mln t. Zarządy PKN Orlen i Unipetrolu zainicjowały już projekt o nazwie „Partnerstwo”, który ma zintegrować działania operacyjne obu firm. W ramach programu powołano zespół specjalistów, którego zadaniem będzie zarządzanie procesem integracji, identyfikacja możliwych do osiągnięcia korzyści i synergii, planowanie i wdrażanie konkretnych inicjatyw. W trzecim kwartale tego roku PKN Orlen zaprezentuje model finansowy Unipetrolu wraz ze szczegółowym planem operacyjnym i finansowym integracji.

Minister gospodarki Jacek Piechota uważa, że proponowany przez rząd wariant połączeń pionowych w energetyce nie będzie uciążliwy dla odbiorców energii. Ma też nadzieję, że jeszcze za tej kadencji Sejmu uda się uchwalić ustawę o rozwiązywaniu kontraktów długoterminowych w energetyce. Chociaż Jacek Piechota był przeciwnikiem konsolidacji pionowej, to przyjęty ostatnio przez rząd program nie jest porażką. Według niego, wariant tworzenia połączeń w energetyce, jaki zaproponowało MSP, jest obwarowany bardzo ścisłe określonymi warunkami. Uwolnienie rynku energii, które zaplanowano na l lipca 2007 r., nie jest dzięki temu zagrożone. Warunków tych jest kilka. Minister Piechota wymienił m.in. konieczność upublicznienia tworzących się nowych spółek oraz obowiązek rozwiązania kontraktów długoterminowych. Odnosząc się do opóźnień w pracach nad ustawą o likwidacji KDT, powiedział, że to bardzo skomplikowany projekt, ale ciągle ma nadzieję, że Sejm przyjmie ustawę jeszcze w tej kadencji. Dodał jednak, że niedługo będzie rozmawiał z przedstawicielami Komisji Europejskiej, żeby dowiedzieć się, jakie mogą być konsekwencje nieuchwalenia w terminie powyższej ustawy. KE może uznać kontrakty długoterminowe za niedozwoloną pomoc publiczną dla polskich firm energetycznych.

12 maja 2005 r. w siedzibie firmy BP Polska w Krakowie odbyło się zwyczajne Walne Zgromadzenie Polskiej Organizacji Przemysłu i Handlu Naftowego. Podczas posiedzenia zaaprobowano przyjęcie do Organizacji nowego członka, tj. PKN Orlen SA, pozytywnie oceniono prace Organizacji w minionym roku i udzielono jej władzom pokwitowania za działalność w 2004 r. Przeprowadzono także wybory uzupełniające do zarządu Organizacji. Nowymi członkami zarządu zostali: Robert Nowek, dyrektor ConocoPhillips Polska oraz Wojciech Heydel, wiceprezes Zarządu ds. Sprzedaży Detalicznej PKN Orlen. Za najistotniejsze zadania POPiHN w najbliższym czasie uznano: wdrożenie prawa europejskiego; dalsze prace nad ograniczeniem szarej strefy, w tym nad zwiększeniem skuteczności systemu kontroli jakości paliw; zapewnienie równego dla wszystkich operatorów dostępu do lokalizacji stacji paliw przy autostradach; dostosowanie przepisów dotyczących podatku akcyzowego i nadzoru podatkowego do standardów obowiązujących w krajach UE; wzmocnienie aktywności w obszarze olejów smarowych i LPG; udział w procesach legislacyjnych dotyczących sektora paliwowego, zarówno w Polsce, jaki i w UE; działania na rzecz wzrostu konkurencyjności i przejrzystości rynku paliwowego. POPiHN zrzesza 14 firm z sektora paliwowego: krajowych producentów paliw i produktów z przerobu ropy naftowej (np. olejów smarowych), dostawców wewnątrzwspólnotowych i importerów paliw oraz produktów naftowych, operatorów sieci detalicznych i firmy logistyczne.

W Warszawie odbył się pierwszy w Polsce koncert muzyki pakistańskiej. Zaproszeni artyści, legendarni Sabri Brothers, przyjechali do Polski na jeden jedyny koncert, który odbył się w niezwykle uroczym miejscu - w starych fortach „Forteca – Letni Ogród”. Wydarzenie to zostało zorganizowane przez Agencję Artystyczną KRAB, Wydawnictwo Wieża Babel i Ambasadę Pakistanu. Sponsorami koncertu były Poszukiwania Nafty i Gazu Kraków Sp. z o.o., i Geofizyka Kraków, spółki które od lat współpracują z Pakistanem i prowadzą tam prace kontraktowe.

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