BOT Elektrownia Bełchatów SA uzyskała niezbędne zgody korporacyjne akceptujące instytucje finansowe, które będą uczestniczyły w finansowaniu kompleksowego programu modernizacji spółki oraz budowie nowego bloku energetycznego.

Zgodnie ze strategią BOT Górnictwo i Energetyka SA, BOT Elektrownia Bełchatów SA realizuje działania rozwojowe w zakresie budowy nowych mocy wytwórczych (tj. bloku energetycznego o mocy 833 MW) oraz projektów związanych (tj. rekonstrukcji dotychczas eksploatowanych bloków oraz inwestycji proekologicznych). Planowana struktura finansowania tych przedsięwzięć przedstawia się następująco: łączne wydatki wyniosą 1,6 mld euro w tym: środki własne w wysokości ok. 45%, zewnętrzne źródła finansowania ok. 985 mln euro. W finansowaniu budowy nowego bloku oraz projektów związanych uczestniczyć będą trzy banki wskazane przez Komisję Przetargową jako główni organizatorzy finansowania: Citibank N.A. Londyn i Bank Handlowy SA w Warszawie, Fortis Bank, ING Bank N.V. oraz ING Bank Śląski SA oraz instytucje o charakterze multilateralnym: Europejski Bank Inwestycyjny, Nordic Investment Bank. 15 czerwca 2005 r. BOT Elektrownia Bełchatów SA podpisała umowę kredytową z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym na 220 mln euro oraz uzgodniła warunki umowy kredytowej z Nordic Investment Bankiem i uzyskała zgody korporacyjne niezbędne do jej zawarcia. Trwają negocjacje z Europejskim Bankiem Odbudowy i Rozwoju w sprawie jego zaangażowania w organizację finansowania programu inwestycyjnego BOT Elektrowni Bełchatów SA. Podpisanie umów kredytowych z głównymi organizatorami finansowania planowane jest do końca października br. Uzgodniono już z konsorcjum ALSTOM projekt techniczny bloku 833 MW oraz uzyskano pozwolenie na budowę, zaś rozpoczęcie budowy nastąpi niezwłocznie po zamknięciu finansowania tego projektu.

Firma SPIN zakończyła pierwszy etap wdrożenia systemu billingowego Handel Max w tarnowskim oddziale Enion SA. Finalnym elementem tego etapu była konsolidacja bazy klientów detalicznych, dzięki której usprawniono obsługę klienta, umożliwiono pełne monitorowanie stanu rozliczeń z odbiorcami, zautomatyzowano procesy windykacyjne zgodnie z obowiązującymi w Enion SA standardami, scentralizowano przetwarzanie danych rozliczeniowych i generowanie sprawozdań. Obecnie trwają dalsze prace wdrożeniowe w Oddziale, które zmierzają do wprowadzenia do centralnej bazy systemu obsługiwanych przez zakład klientów hurtowych. Działania te służą ujednoliceniu procesów obsługi klienta w ramach Oddziału oraz umożliwiają kompleksowe rozliczanie ze sprzedaży energii elektrycznej. System Handel Max pozwala na swobodne kształtowanie algorytmów rozliczeniowych z uwzględnieniem wymogów wolnego rynku (dynamiczna zmiana taryf). Otwarta struktura systemu umożliwiła jego integrację z systemem mySAP.com, eksploatowanym przez Enion SA Oddział w Tarnowie.

Dane statystyczne dotyczące cen koksu są zaskakujące. W czerwcu 2005 r. średnia cena wynosiła 220 USD/t. Dla porównania, w kwietniu 2004 r. branża hutnicza płaciła za tonę aż 445 USD, czyli o ponad 50% więcej niż obecnie. Tak ostrego spadku cen nikt się nie spodziewał. Koksownie mogą już liczyć straty. Gwałtowny spadek cen ma związek m.in. ze zmniejszeniem produkcji surówki. Produkcja stali wytwarzanej z surówki z wykorzystaniem tego paliwa spadała w pierwszym półroczu 2005 r. o prawie 20%. Branża hutnicza zużywa ponad 82% produkowanego w kraju koksu.

Lubelski Węgiel Bogdanka SA rozpoczął wdrażanie zintegrowanego systemu zarządzania jakością i środowiskiem. Zdaniem zarządu spółki realizacja tego zadania poprawi organizację pracy firmy i pozwoli na usunięcie ewentualnych niedociągnięć. - Konsekwentnie stawiamy na jakość naszej pracy - podkreśla Stanisław Stachowicz, prezes Lubelskiego Węgla Bogdanka. - To dlatego jako pierwsza kopania uzyskaliśmy certyfikat ISO 14001 w zakresie ochrony środowiska. Teraz musimy dostosować funkcjonujący system do nowych wymogów. Okres dostosowawczy potrwa do maja 2006 r. Nowa norma zakłada ujęcie m.in. głównych procesów produkcyjnych w przedsiębiorstwie i ich wpływu na środowisko naturalne.

Kopalnia Chwałowice zakończyła rekultywację hałdy, która znajduje się na południowym skraju rybnickiej dzielnicy o tej samej nazwie. Tam, gdzie przez lata wysypywano skałę płonną, teraz jest rozległa łąka. Rekultywacja hałdy zaczęła się w 1993 r. Odtworzono wtedy południową skarpę, na której dziś rosną spore drzewa. W ciągu dwóch ostatnich lat zrekultywowano największą część zwałowiska, zajmującą 13,7 ha. Jeszcze przynajmniej kilkanaście lat potrwa wydobycie węgla, więc okolica będzie nadal narażona na skutki fedrowania. Rekultywację przeprowadzono w taki sposób, by ewentualne osiadanie gruntu nie miało większego wpływu na obraz tego terenu. Środkiem rozległej równiny biegnie wysypana tłuczniem droga tzw. technologiczna. Zakład będzie z niej korzystał prawdopodobnie już w przyszłym roku, kiedy to ma się rozpocząć rekultywacja terenów dawnych uroczysk: Mośnika i Kielowca.

Dobiega końca procedura tworzenia wokół Jastrzębskiej Spółki Węglowej grupy węglowo-koksowej. Podniesienie kapitału JSW musi jeszcze zarejestrować sąd. Finalizacja trwających od wielu miesięcy przygotowań oznaczać będzie powstanie grupy kapitałowej, skupiającej pięć kopalń węgla i trzy koksownie: Przyjaźń, Zabrze i Wałbrzych. Podmioty z grupy wytwarzają rocznie 4,1 mln t koksu, co oznacza 41% rynku koksu w Polsce i 9% rynku europejskiego. JSW ma już ponad 88% udziałów w dąbrowskiej koksowni. Wkrótce ma natomiast otrzymać po 73% akcji Kombinatu Koksochemicznego Zabrze i Zakładów Koksowniczych Wałbrzych. W sumie obie koksownie warte są łącznie kilkaset milionów złotych. Powstająca grupa nie będzie monopolistą. Nieco większe moce w zakresie produkcji koksu ma grupa Mittal Steel Poland, do której należą koksownie w Zdzieszowicach na Opolszczyźnie i w Krakowie. W przyszłości planowane jest także wniesienie do JSW ok. 10% pakietu udziałów Koksowni Przyjaźń, należącego do Skarbu Państwa. Wcześniej JSW za ok. 560 mln zł kupiła blisko 37% udziałów w koksowni od PKP oraz 5% za 75 mln zł od Kompanii Węglowej. Pozostałe posiadane udziały JSW objęła 1,5 roku temu na drodze zamiany długu na udziały. Grupa będzie miała strukturę holdingową. JSW liczy, że powiązanie kapitałowe przyniesie efekty synergii oraz korzyści wynikające ze sprzedaży nie tylko węgla koksowego, ale produktu bardziej przetworzonego, jakim jest koks. JSW to największy producent węgla koksowego w Europie. Szacuje się, że tworzona przez spółkę grupa węglowo-koksowa skupi znaczną część europejskiej produkcji węgla koksowego i koksu, mając duży wpływ m.in. na kształtowanie się cen koksu w Europie. JSW w pięciu kopalniach zatrudnia ponad 19 tys. osób. Jej ubiegłoroczny zysk netto wyniósł blisko 1,5 mld zł; w pierwszym półroczu 2005 r. firma zarobiła netto ok. 730 mln zł. W przyszłym roku, zgodnie z wcześniejszymi zapowiedziami resortu Skarbu Państwa, mniejszościowy pakiet akcji JSW, wzmocnionej wcześniej koksowniami, ma trafić na giełdę.

Trzy odpowiedzi otrzymała Krajowa Spółka Cukrowa na zaproszenie do rokowań w sprawie sprzedaży blisko 65% akcji katowickiego Kopeksu, firmy zaplecza górniczego. Wśród oferentów są Zabrzańskie Zakłady Mechaniczne, działające w tej samej branży co Kopex, oraz rzeszowski przedsiębiorca Bogdan Pawłowski, prowadzący firmę handlowo-usługową BOGI. Wcześniej oba podmioty wymieniano wśród zainteresowanych Kopeksem. Trzecim oferentem jest Polski Fundusz Inwestycji Gospodarczych (PFIG) w Warszawie, firma konsultingowa oferująca m.in. usługi doradcze m.in. w zakresie sprzedaży i nabywania przedsiębiorstw, ich wyceny, fuzji i przyjęć. Prezes PFIG Dariusz Jesiotr nie zdradził, kogo reprezentuje jego firma, zaprzeczył jednak, że są to znany inwestor giełdowy Roman Karkosik lub właściciel firmy KEM w Dąbrowie Górniczej Marian Krawczyk. O ich zainteresowaniu Kopeksem pisała wcześniej prasa gospodarcza. Wśród podmiotów rozważających złożenie oferty wymieniano też katowicki Famur. Komisja Papierów Wartościowych i Giełd zgodziła się na przekroczenie 50% ogólnej liczby głosów na walnym zgromadzeniu akcjonariuszy Kopeksu zarówno przez Bogdana Pawłowskiego, jak i Romana Karkosika. Zezwolenia są ważne do 4 lutego przyszłego roku.

ASTOR Sp. z o.o., polski dystrybutor oprogramowania przemysłowego Wonderware, poinformował o przyznaniu przez agencję konsultingową Frost & Sullivan firmie Wonderware nagrody „2005 Customer Value Enhancement Award” za oprogramowanie wizualizacyjne InTouch 9.0. To już trzecia w ciągu dwóch lat nagroda, jaką Wonderware otrzymał od Frost & Sullivan za oprogramowanie InTouch 9.0. Nagroda jest dowodem uznania dla firmy Wonderware za umiejętność nieustannego dostarczania innowacyjnych rozwiązań, spełniających potrzeby klientów pochodzących z różnych branż produkcyjnych. Rozwiązania Wonderware pozwalają firmom nie tylko monitorować kluczowe wskaźniki produkcyjne, lecz przede wszystkim w czasie rzeczywistym poprawiać ich zyskowność. Nagroda potwierdza także skuteczność firmy we wprowadzaniu nowych produktów, budowaniu strategii pozyskiwania i obsługi klientów oraz poziomu spełniania przez te działania potrzeb i wymagań klientów. W sukces firmy Wonderware swój wkład mają także dystrybutorzy, którzy - tak jak krakowska firma ASTOR - dbają o jakość obsługi i satysfakcję klienta. Najlepsi dystrybutorzy nagradzani są przez Wonderware za swoje osiągnięcia. ASTOR zakończył ostatni rok fiskalny kolejnym rekordowym wynikiem sprzedaży oprogramowania Wonderware. Polski dystrybutor jako jedyny w obszarze EMEA (Europa, Środkowy Wschód, Afryka) nagrodzony został za największy wzrost sprzedaży w roku fiskalnym 2004/2005 nagrodą „Outstanding Financial Growth 2005”.

Producent kotłów Rafako SA zakończył negocjacje z Zespołem Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin SA, w wyniku czego podpisze umowę o wartości ok. 300 mln zł na projekt i wykonanie instalacji odsiarczania spalin. Umowa obejmie zaprojektowanie, wykonanie, montaż i rozruch w systemie „pod klucz” instalacji odsiarczania spalin, metodą mokrą wapienno-gipsową, dla bloków 1 - 4 (o mocy 200MW każdy) w Elektrowni Pątnów. Umowa zostanie podpisana po potwierdzeniu przez Urząd Zamówień Publicznych prawidłowości przebiegu procedury przetargowej. W pierwszej połowie 2005 r. grupa Rafako miała 2,9 mln zł zysku wobec 2,1 mln zł straty rok wcześniej przy obrotach odpowiednio 254,4 mln zł wobec 173,6 mln zł.

Został rozstrzygnięty ogłoszony przez PGNiG SA w maju 2005 r. przetarg na zakup do grudnia 2006 r. 3,16 mld m sześc. gazu ziemnego z Turkmenistanu i Środkowej Azji. W jego wyniku podpisano umowę z firmą RosUkrEnergo z siedzibą w Zug w Szwajcarii. Przedmiotem umowy jest dostawa gazu ziemnego w ilości do 3,4 mld m sześc. wg GOST (normy rosyjskie), czyli 3,16 mld m sześc. wg polskich norm. Dostawy będą realizowane w okresie od 1 września 2005 r. do 31 grudnia 2006 r. Jest to w chwili obecnej jeden z najkorzystniejszych cenowo kontraktów na dostawy gazu ziemnego do Polski. Cena za 1000 m sześc. obliczana jest kwartalnie według formuły cenowej, która została oparta o cenę bazową za 1000 m sześc. w dolarach amerykańskich, średnią arytmetyczną i średnią bazową ceny mazutu i gazoliny. Ogłoszenie przetargu na zakup gazu miało na celu zachowanie przejrzystości działań związanych z importem gazu i uzyskanie jak najkorzystniejszej ceny gazu.

Belgijski Electrabel jest zainteresowany budową w Polsce elektrowni jądrowych. Koncern napisał w tej sprawie list do premiera Marka Belki. Wcześniej, jak informował resort środowiska, takie zainteresowanie deklarował francuski potentat jądrowy EDF. Niewykluczone, że Belgowie i Francuzi będą zainteresowani wspólnym przedsięwzięciem, bo realizują już razem dwa projekty jądrowe we Francji. Chętnych na atom nie brak też wśród rodzimych firm kontrolowanych przez państwo. Akces do programu budowy energetyki atomowej zgłosiły Polskie Sieci Elektroenergetyczne oraz największy w kraju koncern wytwórczy BOT Górnictwo i Energetyka. Jednak z pewnością ich roli w takim projekcie, o ile w ogóle dojdzie do realizacji, nie należy przeceniać, bo inwestycje w energetykę jądrową są tak kapitałochłonne, że nawet najwięksi europejscy potentaci często nie realizują ich samodzielnie, lecz w ramach konsorcjów. Koszt budowy 1 MW mocy nuklearnych to blisko 2 mln USD (6,5 mln zł), co oznacza, że wybudowanie sporej elektrowni (na miarę Rybnika czy Połańca) wymagałoby zainwestowania 7-13 mld zł. To o 1/3 więcej niż w przypadku węgla brunatnego. Elektrownie opalane węglem kamiennym wypadają na tym tle jeszcze korzystniej, bo atom jest od nich droższy o ok. 50%. Wysokie koszty kapitałowe, a także operacyjne, powodują, że przy obecnym poziomie cen energii budowa mocy jądrowych jest nieopłacalna. Podwyższonych wydatków związanych z zapewnieniem bezpiecznego funkcjonowania elektrowni atomowej i większym zaangażowaniem finansowym nie rekompensują inwestorom niższe koszty zakupu paliwa czy zatrudnienia.

Elektrimowi zostało tylko 3% akcji Zespołu Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin. Przejęcie blisko 40% pakietu przez firmę Zygmunta Solorza-Żaka, właściciela Polsatu, wzbudziło wątpliwości pracowników elektrowni. Domagają się oni wyjaśnień dotyczących przejęcia akcji przez firmę Solorza-Żaka. Przejęcie to zostało pozytywnie ocenione przez zarząd PAK-u, jako chroniące przed wierzycielami Elektrimu. Umowa prywatyzacyjna PAK-u stanowi, że Elektrim jest zobowiązany zatrzymać akcje PAK-u do momentu zakończenia gwarantowanych inwestycji. Na sprzedaż papierów musi uzyskać zgodę Skarbu Państwa. Jednak nie potrzebuje takiego pozwolenia, aby przenieść papiery na spółki stowarzyszone. Umowa prywatyzacyjna nie precyzuje, do czego zobowiązane są firmy stowarzyszone Elektrimu. MSP ciągle nie przedstawiło oficjalnego stanowiska w sprawie zmian w akcjonariacie. Rafał Salwa, analityk IDM, ocenia, że utrata kontroli nad akcjami PAK-u przez Elektrim może stanowić naruszenie umowy prywatyzacyjnej: - Skarb Państwa może ją wypowiedzieć Elektrimowi. Nie można nawet wykluczyć, że nastąpi unieważnienie przeniesienia udziałów do spółki Inwestycje Polskie.

Zdaniem ministra skarbu Jacka Sochy w przypadku PGNiG nie można mówić o prywatyzacji, a tylko o uplasowaniu na giełdzie nowej emisji akcji, która pozwoli spółce na niezbędne inwestycje umacniające bezpieczeństwo energetyczne kraju i stabilizujące ceny płacone przez odbiorców gazu. Socha przypomniał, że po emisji nowych akcji Skarbowi Państwa pozostanie 87% udziałów, a po wydaniu akcji pracowniczych - od 72 do 73%. Socha przypomniał również, że większość członków Komisji Skarbu Państwa głosowała za przeprowadzeniem oferty. Tak samo jak większość posłów w połączonych komisjach Skarbu Państwa i Gospodarki, w tym posłowie opozycji. Warunkiem było wydzielenie operatora sieci przesyłowych oraz zachowanie przez skarb państwa przynajmniej 51% pakietu akcji PGNiG. Zdaniem ministra możliwość kontroli PGNiG przez Urząd Regulacji Energetyki po podwyższeniu kapitału pozostaje bez zmian, a sprzedaż nowej emisji akcji nie będzie miała negatywnego wpływu na bezpieczeństwo energetyczne Polski. Jednocześnie minister wskazał na wyliczenia PGNiG, z których wynika, iż opóźnienie emisji o pół roku doprowadzi w najbliższych pięciu latach do mniejszego o 400 mln m sześc. wydobycia gazu, mniejszego o 240 tys. t wydobycia ropy naftowej, a tym samym mniejszych o 280 mln zł zysków ze sprzedaży. Minister wyjaśnił też, iż podczas ostatniego Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy PGNiG zwiększono nadzór ministra skarbu państwa nad EuRoPol Gazem. Obecnie bez zgody ministra nie można zostać ani członkiem zarządu, ani rady nadzorczej tej spółki z ramienia PGNiG. Oznacza to, że minister może blokować każdą uchwałę zarówno w radzie, jak i w zarządzie.

Zarząd Fabryki Łożysk Tocznych Kraśnik SA podjął decyzję o zbyciu akcji Elektrociepłowni FŁT Sp. z o.o. spółce Praterm SA. Praterm zapłaci za spółkę ponad 12 mln zł; dodatkowo zagwarantował, że wydatki inwestycyjne na rzeczowe aktywa trwałe wyniosą 3 mln zł w ciągu 5 lat od dnia zawarcia umowy sprzedaży udziałów. Fabryka Łożysk Tocznych Kraśnik jest właścicielem 100% udziałów Elektrociepłowni FŁT z siedzibą w Kraśniku. Wielkość sprzedaży energii cieplnej przez tę elektrociepłownię w 2004 r. wyniosła 430 tys. GJ, a wielkość sprzedaży energii elektrycznej 10275 MWh. Wartość przychodów ze sprzedaży w 2004 r. to 12,671 mln zł. Aktualnie uzgadniany jest projekt umowy zbycia udziałów. Warunkiem sprzedaży udziałów jest uzyskanie zgody Walnego Zgromadzenia Fabryki Łożysk Tocznych Kraśnik SA.

Zarząd wrocławskiej Kogeneracji poinformował o kupnie od Dalkia Polska SA 4000 akcji spółki Dalkia Zielona Góra Sp. z o.o. Kupione udziały stanowią 95,24% kapitału zakładowego i 95,24% głosów na zgromadzeniu wspólników. Wartość umowy wynosi ok.4,76 mln zł. Spółka Dalkia Polska jest operatorem zielonogórskiej sieci ciepłowniczej.

Chłodnie kominowe w Elektrowni „Opole” zostały pomalowane w emblematy dnia i nocy wybrane na drodze konkursu rysunkowego dla dzieci. Obrazy słońca i księżyca, mają nie tylko aspekt artystyczny. Ważniejszy jest praktyczny i ekonomiczny. Farba chroni budowlę przed zewnętrzną wilgocią, która bywa niebezpieczna dla struktury betonu. Wsiąkające w nią kropelki wody mogą powodować poważne uszkodzenia. W historii polskiej energetyki tylko raz doszło do nieszczęścia w tym segmencie procesu technologicznego. Chłodnia w elektrowni Turów zawaliła się, choć nie wiadomo, czy z powodu błędu konstrukcyjnego, złego wykonania czy też właśnie pod wpływem warunków atmosferycznych. Zewnętrzne malowanie chłodni to tylko jeden z etapów remontu. Najważniejszym elementem prac jest wymiana specjalnych płytek, które układają się w tzw. zraszalniku na zasadzie piastra miodu, tworzącego sedno układu chłodzącego. W metrze sześciennym piastra mieści się aż 145 m kw. płytek, zaś cały zraszalnik ma objętość 10 tys. m sześc.

Pełnowartościowe drewno wciąż będzie spalane w kotlach polskich elektrowni. Wbrew wcześniejszym zapowiedziom nowe rozporządzenie ministra gospodarki nie rozwiąże tego problemu. Opublikowany na stronie internetowej Ministerstwa Gospodarki i Pracy projekt nowego rozporządzenia energetycznego w ogóle nie zmienia kluczowej dla tego problemu definicji biomasy. Organizacje ekologiczne milczą. Cały problem wziął się z osobliwej interpretacji pojęcia biomasy w przepisach o energetyce odnawialnej. Ma ono oznaczać substancje pochodzenia roślinnego i zwierzęcego, pochodzące z produkcji rolnej albo leśnej. W założeniach chodziłoby np. o uprawy specjalnych roślin, jak wierzba energetyczna czy róża bezkolcowa, albo wykorzystanie odpadów typu słoma czy drobne gałęzie drzew. Polska definicja biomasy jest przy tym identyczna, jak w odpowiedniej europejskiej dyrektywie (2001/77/WE). Jednak w Polsce elektrownie bezkarnie odnoszą to pojęcie do pełnowartościowego drewna, z którego można by produkować papier. Brukselscy legislatorzy najwyraźniej nie przewidzieli, że polski energetyk potrafi obejść unijne przepisy z cichym przyzwoleniem naszych władz. Wyłączając z pojęcia biomasy pełnowartościowe drewno, można by problem rozwiązać. Zdaniem Wojciecha Jaworskiego, dyrektora Departamentu Instrumentów Ochrony Środowiska w Ministerstwie Środowiska, nie istnieje jednak konieczność wprowadzenia ograniczeń prawnych w zakresie stosowania pełnowartościowego drewna jako biomasy zużywanej do celów energetycznych. W okresie kryzysowym, kiedy występuje przewaga podaży nad popytem ze strony przemysłu przetwórczego, część surowca może być sprzedawana na cele energetyczne. W opinii przemysłu papierniczego sytuacja jest dokładnie odwrotna: wobec ograniczeń cięć drzew, jakie mają Lasy Państwowe, oraz pojawienia się nowych klientów - krajowych elektrowni i nowych odbiorców z UE, trzeba sięgać po drewno z importu. Dość ryzykowne rozwiązanie sugeruje Zofia Chrempińska, dyrektor Departamentu Leśnictwa w Ministerstwie Środowiska. Wskazuje, że można by zaradzić tym problemom poprzez urzędowe ustalenie bardzo wysokich cen na drewno kupowane do takich celów. Czyniłoby to ten proceder nieopłacalnym, ale wymagałoby poważnej ingerencji państwa w mechanizmy rynkowe.

Zygmunt Solorz spodziewa się długiej walki o udziały Elektrimu w PTC. Elektrim twierdzi, że zrobi wszystko, aby w połowie grudnia pozyskać pieniądze na spłatę wartych 450 mln euro obligacji. Spółka krytykuje jednak właścicieli walorów za to, że blokują sprzedaż aktywów, a więc i sposób na pozyskanie pieniędzy na wykup papierów dłużnych. Spółka może liczyć na pomoc głównego akcjonariusza, Zygmunta Solorza. Jeśli będzie taka potrzeba, to pomogę w wykupie papierów - mówi szef rady nadzorczej Elektrimu. Problem w tym, że obligatariusze chcą pieniędzy już od kilkunastu miesięcy, twierdząc, że Elektrim złamał umowę spłaty wierzytelności i chcą jego bankructwa. Elektrim nie miałby problemów ze spłatą długów, gdyby udało mu się sprzedać udziały Polskiej Telefonii Cyfrowej, największego w kraju operatora komórkowego. - W tej sprawie trwa jednak pat. Każdy boi się każdego i pewnie czeka nas jeszcze długa walka - mówi Solorz. Walka długa, choć zdaniem Elektrimu, jej wynik jest oczywisty. Elektrim zawsze był i jest właścicielem 48% udziałów PTC - dodaje Piotr Nurowski. Francuski koncern medialny Vivendi twierdzi natomiast, że papiery należą do niego. Coraz klarowniejsza sytuacja jest za to wokół PAK. Niemal wszystkie akcje elektrowni przejęła od Elektrimu spółka należąca do Zygmunta Solorza. Inwestor tłumaczy, że to część operacji finansowej, dzięki której PAK pozyskał pieniądze na kontynuowanie inwestycji. Jeśli Elektrim zwróci pieniądze, odzyska papiery. Obligatariusze dodają, że to wyprowadzanie majątku.

Ropociąg Brody–Płock–Gdańsk i gazociąg Sarmacja oraz powiązanie NAK Naftogaz z PGNiG - oto wspólna odpowiedź na rosyjską potęgę. Bezpieczeństwo energetyczne Polski coraz silniej związane jest ze współpracą z Ukrainą. Zatwierdzona zostanie „mapa drogowa” z konkretnymi planami wspólnych przedsięwzięć naftowo-gazowych. We współpracę mają zaangażować się firmy paliwowe obu państw: PGNiG, PKN Orlen, PERN Przyjaźń, a także NAK Naftogaz Ukrainy (odpowiednik PGNiG), Ukrtransnafta (przesył ropy), Ukrtransgaz (przesył gazu) oraz ich spółki zależne. Celem „mapy drogowej” jest uniezależnienie obu krajów od energetycznego monopolu Rosji. Kluczowymi elementami współpracy będą: planowany ropociąg Brody–Płock–Gdańsk, będący przedłużeniem istniejącego rurociągu z Odessy oraz nowy gazociąg Sarmacki. Oba mają tłoczyć surowce wydobywane w rejonie Morza Kaspijskiego. Oba też mogłyby biec tą samą trasą. Rozpocznie pracę konsorcjum konsultantów, które przygotuje studium wykonalności i biznesplan przedłużenia ropociągu do Płocka - zadeklarował Cezary Filipowicz, dyrektor generalny Międzynarodowego Przedsiębiorstwa Rurociągowego Sarmatia, odpowiedzialnego za ten projekt. Nim jednak obie rury powstaną, konieczne będzie powołanie konsorcjów międzynarodowych. Nie obędzie się też bez modernizacji magazynów i infrastruktury gazowej na południu Polski oraz po stronie ukraińskiej, co zwiększyłoby przepustowość. Pod uwagę brana jest też budowa w Polsce tzw. gazociągu magistralnego, który łączyłby systemy gazowy Ukrainy, Polski, Czech i Niemiec. Polska i Ukraina planują ponadto budowę rurociągu do transportu produktów naftowych, a także kabla światłowodowego, który umożliwi zarządzanie systemem przesyłowym. Chcą też nawiązać współpracę przy wydobyciu nafty i gazu — nie tylko na swoich terenach, ale także w innych państwach. Firmy paliwowe obu krajów wyraziły zainteresowanie powiązaniami kapitałowymi. Może do nich dojść po wprowadzeniu PGNiG na giełdę i rozpoczęciu prywatyzacji NAK Naftogaz Ukrainy. Planowane są także spółki handlowe grup PGNiG i NAK Naftogaz, które sprzedawałyby gaz w Polsce, na Ukrainie oraz w innych państwach. Współpracę mają nawiązać także operatorzy systemów przesyłu ropy i gazu, czyli PERN, Gaz System, Ukrtransgaz i Ukrtransnafta. Dokument dość ogólnikowo mówi o zbadaniu możliwości stworzenia nowych związków gospodarczych między tymi firmami. Kijów i Warszawa mają zobowiązać się do wspólnego występowania wobec stron trzecich. Wprowadzenie „mapy drogowej” w życie będzie bowiem wymagało uzgodnień z Rosją (trasa rurociągów transgranicznych), a przede wszystkim z Kazachstanem i Azerbejdżanem (dostawy surowców), Unią Europejską (wsparcie polityczne i finansowe). Obecnie 23,5% dostaw gazu do UE pochodzi z Gazpromu. Rosyjska ropa stanowi zaś ok. 27% dostaw dla całej Unii. To, czy uda się Polsce i Ukrainie stawić czoła Rosji, zależeć będzie właśnie od UE.

Do opracowania programu łączenia energetyki wiatrowej z energetyką szczytowo-pompową został zobowiązany minister właściwy ds. gospodarki w „Polityce Energetycznej Polski do roku 2025”. W roboczym spotkaniu wzięli udział: minister środowiska Tomasz Podgajniak, wiceminister gospodarki Piotr Rutkowski, Wiceprezes URE Wiesław Wójcik, prezes Elektrowni Szczytowo-Pompowych SA Jan Tokarz, prezes PSE Stanisław Dobrzański oraz przedstawiciele firm wiatrowych i elektrowni. Zostały omówione aspekty ekonomiczne, prawne i techniczne, które należy wziąć pod uwagę podczas prac nad programem. Minister Rutkowski zapowiedział powołanie zespołu roboczego ds. programu w skład którego wejdą przedstawiciele MGiP, MŚ, URE, PSE Operator, ESP oraz wskazani przez PIGEO przedstawiciele branży wiatrowej. Organizatorem spotkania była Polska Izba Gospodarcza Energetyki Odnawialnej.

W miejscowości Tymień w woj. zachodniopomorskim odbyła się uroczystość wmurowania kamienia węgielnego pod pierwszą od ponad 3 lat i największą w chwili obecnej farmą wiatrową w Polsce. Instalację o mocy 50 MW realizuje spółka EEZ z Warszawy. Inwestycja została wsparta środkami z NFOŚiGW, Fundacji Ekofundusz, funduszy strukturalnych UE oraz kredytu z BOŚ SA. Akt erekcyjny podpisali: minister środowiska Tomasz Podgajniak, minister gospodarki i pracy Jacek Piechota, prezes Spółki EEZ Krystian Stachowiak i prezes PIGEO Piotr Wiśniewski. Inwestycja ma zostać zakończona w czerwcu 2006 r.

Minister Skarbu Państwa podjął decyzję o prowadzeniu rokowań równoległych w procesie prywatyzacji Zespołu Elektrowni Ostrołęka SA z konsorcjum Koncernu Energetycznego Energa SA i Elnord SA oraz należącą do belgijskiego Electrabela - Elektrownią Połaniec. Do rokowań nie została opuszczona niemiecka spółka PCC Aktiengesellschaft, która także złożyła wstępną ofertę zakupu akcji elektrowni. Zespół Elektrowni Ostrołęka SA jest przedsiębiorstwem składającym się z Elektrociepłowni A i Elektrowni B. Elektrociepłownia Ostrołęka A została oddana do eksploatacji w 1956 r. Dysponująca zainstalowaną mocą cieplną 367 MWt oraz mocą elektryczną 75 MWe pracuje głównie na potrzeby lokalnego rynku energii elektrycznej i cieplnej. Elektrownia Ostrołęka B została oddana do eksploatacji w 1972 r. Jest jedyną w północno-wschodnim regionie elektrownią systemową.

Przeniesienie 40% udziałów w Zespole Elektrowni Pątnów Adamów Konin z Elektrimu do spółki Polskie Inwestycje było nielegalne- twierdzi dyrektor generalny Vivendi Universal Jean-Bernard Leviego. Vivendi zapowiedziało, że zaskarży przeniesienie udziałów w PAK, jako działanie na szkodę akcjonariuszy Elektrimu. Podobne jest stanowisko obligatariuszy Elektrimu, którzy domagają się wykupu obligacji za kwotę 450 mln euro.

W Polsce może stanąć pierwsza w Europie doświadczalna fabryka, w której z węgla wytwarzać się będzie paliwo przyszłości - wodór. Nasi naukowcy zabiegają o to w Brukseli. Dr Jan Rogut z Głównego Instytutu Górnictwa w Katowicach twierdzi, że z polskiego węgla można wyprodukować tyle wodoru, że wystarczyłoby to na zaspokojenie wszystkich potrzeb naszego transportu, który rocznie zużywałby ok. 4 mln t wodoru. Taką ilość można bowiem wyprodukować z 20 mln t węgla, a my wydobywamy go kilka razy więcej. Prof. Jan Kozubowski z Politechniki Warszawskiej podkreśla, że powinniśmy zabiegać o tę pionierską inwestycję choćby dlatego, że u nas jest połowa wszystkich łatwo dostępnych zasobów węgla kamiennego Unii Europejskiej. Dzięki tym zapasom Europa mogłaby przynajmniej częściowo uwolnić się od importu ropy i w ten sposób zwiększyć swoje bezpieczeństwo energetyczne. Instalacja, o którą zabiegamy w Brukseli, mogłaby powstać na Górnym Śląsku, np. przy nieczynnej kopalni Morcinek niedaleko granicy polsko-czeskiej. Idea produkowania wodoru z węgla ma sens tylko wtedy, gdy równocześnie pozbędziemy się dwutlenku węgla. Inaczej nadal będzie on wędrował w powietrze. Jeden z pomysłów testowanych na świecie polega na wpompowaniu CO2 głęboko pod ziemię. Górny Śląsk doskonale nadaje się do tego celu. To olbrzymia niecka geologiczna z dwoma poziomami węgla. Pierwszy z nich sięga do około tysiąca metrów, drugi zaczyna się jakieś 300-400 m niżej. Tylko z tego wyższego wydobywa się węgiel, niższy jest nienaruszony. Do niego właśnie można wpompować dwutlenek węgla. Wpompowanie go do niższego poziomu gwarantuje że pozostanie on pod ziemią. Panuje tam bowiem wysokie ciśnienie rzędu 200-300 atm. W takich warunkach CO2 natychmiast rozpuści się w węglu. Zostanie wchłonięty i uwięziony na zawsze.

Przychody brutto z prywatyzacji w ciągu ośmiu miesięcy 2005 r. wyniosły 2,24 mld zł, czyli stanowiły 39,5% rocznego planu. W samym sierpniu wyniosły 972 mln zł, głównie dzięki wpływom ze sprzedaży Zespołu Elektrociepłowni w Łodzi za 900 mln zł. W czasie ośmiu miesięcy do budżetu trafiło natomiast 1,648 mln zł, czyli ponad 37% planowanej na 2005 r. kwoty. Plan na 2005 r. przewiduje uzyskanie z prywatyzacji 5,668 mld zł brutto, z czego do budżetu ma trafić 4,439 mld zł.

Zarząd PGNiG uruchomił prace nad studium wykonalności terminalu gazu skroplonego. Miałby on powstać w 2010 r. O takim rozwiązaniu kilka lat temu marzył Konrad Jaskóła, były szef płockiej Petrochemii, a obecnie prezes Polimexu-Mostostalu Siedlce. Niedługo ogłosimy przetarg na wyłonienie wykonawcy – poinformował Marek Kossowski, prezes PGNiG. Równolegle PGNiG będzie negocjował z dostawcami gazu LNG. Jego budowa może pochłonąć od 200 do 600 mln euro. Do tego należy dodać wydatki na rozbudowę infrastruktury gazowej. Ostateczny koszt inwestycji uzależniony jest m.in. od rodzaju technologii oraz ilości gazu, jakie będzie przyjmował terminal. - Chcemy importować drogą morską od 3 do 5 mld m sześc. gazu. Na początek mogą to być mniejsze ilości. Terminal można stopniowo rozbudowywać - twierdzi Marek Kossowski. Cena LNG w Europie waha się od 117 do 146 USD za 1000 m sześc. Cena gazu importowanego przez Polskę z Rosji wynosi 200 USD za 1000 m sześc. Przedstawiciele PGNiG zapewniają, że mają już pisemną opinię z Duńskiej Agencji Morskiej, że gazowce z LNG będą mogły przepływać przez cieśniny duńskie. Nie wiadomo jeszcze, gdzie terminal LNG zostanie zlokalizowany. W grę wchodzi Pomorze Zachodnie, ale także rejon Gdańska. Brana jest pod uwagę również możliwość ulokowania go za granicą. PGNiG współpracuje przy projekcie terminalu LNG z Gaz de France. Nie wyklucza też współpracy z polskimi partnerami.

Spółka energetyczna Enea SA otrzymała zwrot nadpłaty podatku dochodowego za 2004 r. w wysokości 30,91 mln zł, zgodnie z jej wnioskiem z 5 lipca 2005 r. W pierwszej połowie 2005 r. grupa Enei miała 20,86 mln zł zysku wobec 8,92 mln zł zysku rok wcześniej przy obrotach odpowiednio 2.298,09 mln zł wobec 2.167,00 mln zł. Według prospektu spółki, zapisy na akcje Enei odbędą się w dniach 14-22 listopada w transzy inwestorów indywidualnych, natomiast w transzy dla inwestorów instytucjonalnych w dniach 24-25 listopada. W ramach publicznej oferty oferuje się 27.699.363 akcje, w tym do 22.159.500 akcji nowej emisji serii K oraz 5.539.873 akcji sprzedawanych przez Skarb Państwa. Z emisji akcji serii K Enea chce pozyskać ok. 300 mln zł.

Nabierają tempa prace związane z budową elektrowni wiatrowych w pobliżu Parsówka (gmina Gryfino). Ma tam powstać łącznie 16 masztów. Uchwalono już plan zagospodarowania przestrzennego, który umożliwia inwestorowi wystąpienie o pozwolenie na budowę. Jeżeli wiatraki staną, wówczas dla lokalnego samorządu będzie to prawdziwa żyła złota. Rocznie z tytułu podatków do kasy gminy trafiałoby ok. 4 mln zł. Według władz Gryfiria budowa wiatraków rozpocznie się prawdopodobnie w przyszłym roku. Farmę chcę wybudować - należąca do niemieckiego MV Energie AB - spółka MW Etemegy Polska.

Ministerstwo Gospodarki i Pracy oświadczyło, że strona rosyjska nie konsultowała w MGiP przebiegu gazociągu północnego po dnie Bałtyku. Resort gospodarki wielokrotnie informował, że budowa tego gazociągu jest ekonomicznie nieuzasadniona. Ministerstwo popiera natomiast budowę drugiej nitki gazociągu Jamał i gazociągu Amber, biegnącego przez kraje bałtyckie. Ponadto sprawy gazociągu tranzytowych dwukrotnie były tematem rozmów między ministrem gospodarki i pracy z komisarzem Unii Europejskiej ds. energii Andris Piebalgsem, podczas których jednoznacznie stwierdzono, że jedynie gazociągi ekonomicznie opłacalne będą popierane przez Komisję Europejską.

Do końca lutego 2006 r. muszą być ogłoszone konkursy na ponad 20 posad szefów ważnych instytucji państwowych, w tym URE. Od 1 września obowiązuje ustawa o przeprowadzaniu konkursów na kierownicze stanowiska w urzędach administracji rządowej, agencjach państwowych oraz funduszach celowych. Wprowadza się konkursy na wzór obowiązujących podczas obsadzania wyższych stanowisk w służbie cywilnej, choć posady, których dotyczy ustawa, nie należą do korpusu SC. Konkurs ma sprawdzić wiedzę oraz niezbędne na danym stanowisku predyspozycje i umiejętności. Rada Ministrów wydała rozporządzenie w sprawie jego organizacji, sposobu i trybu przeprowadzania. Trzeba ogłosić go w internetowym Biuletynie Informacji Publicznej oraz w dzienniku ogólnopolskim. W BIP należy też podać listę kandydatów, którzy spełniają wymagania formalne. Tam także publikować się będzie imię i nazwisko zwycięzcy wraz z uzasadnieniem jego wyboru.

PGNiG SA potrzebuje kapitału, aby zrealizować, znajdujące się obecnie we wstępnych fazach, projekty za nawet 17 mld zł. Spółka chce inwestować zarówno w kraju, jak i zagranicą, aby zapewnić odbiorcom gazu stabilność cen i zdywersyfikować źródła dostawy gazu. Tylko w latach 2005-08 zamierza przeznaczyć na inwestycje w wydobycie krajowego gazu 992 mln zł, a w magazynowanie i infrastrukturę przesyłową 954 mln zł. Szacowane nakłady będą podzielone między zachodnią i południowo-wschodnią część kraju w stosunku odpowiednio 60 i 40%. Lista wydatków jest długa: 150 mln zł pochłonie zagospodarowanie złóż gazowych i budowa gazociągów Paproć–Wielichowo, 150 mln zł rozbudowa tłoczni, 430 mln zł zagospodarowanie złóż gazu i ropy oraz infrastruktury przesyłowej Lubiatów–Międzychód–Grotów. PGNiG planuje również m.in. rozbudowę magazynu Wierzchowice kosztem 300 mln zł, budowę w okolicach Polic łącznika z niemieckim systemem gazowym za 100 mln zł, budowę około 50 km gazociągu Lubliniec–Częstochowa za 65 mln zł czy wreszcie 110 km gazociągu dla gazu zaazotowanego łączącego złoża z zagłębiem miedzi za 160 mln zł. Ponadto spółka przygotowuje się do budowy terminalu LNG (gaz skroplony) oraz udziału w międzynarodowych projektach budowy gazociągów Nabucco i Sarmackiego, tłoczących gaz z Azji Środkowej.

Ministerstwo Skarbu Państwa poinformowało, że została podpisana umowa na świadczenie usług doradczych przez Energy Management and Conservation Agency Spółka Akcyjna w Warszawie, w procesie prywatyzacji spółki Elektrociepłownia EC Nowa Sp. z o.o. z siedzibą w Dąbrowie Górniczej.

307 tys. zł ma zapłacić gmina Bobolice za... nielegalnie pobrany prąd. Burmistrz Sylwester Sobański uważa, że to i tak zbyt duży ciężar, dlatego poprosił Zakład Energetyczny o rozłożenie na raty. Zakład Energetyczny domagał się początkowo od gminy 682 tys. zł, ponieważ wykryto, że w bobolickiej oczyszczalni ścieków część energii pobierano poza licznikiem. Burmistrz zwalał winę na elektryka firmy remontującej oczyszczalnię w 1995 r., niestety ta firma już nie istnieje. Najdziwniejsze dla niego jest jednak to, że przez 10 lat pracownicy ZE nie wykryli nieprawidłowości, wykrył ją przypadkowo jeden z pracowników oczyszczalni. ZE tłumaczył mniejszy pobór energii modernizacją zakładu. Po obliczeniu strat odstąpił jednak od pomnożenia nienależnie pobranej energii razy dwa, jak to standardowo bywa w takich przypadkach. Wynegocjowano także 10% upustu, gdyż opłatę naliczono według stawek obecnie obowiązujących.

Rada Nadzorcza Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA powołała w głosowaniu tajnym na stanowisko wiceprezesa Zarządu spółki Kazimierza Ferenca. W latach 1990-1994 był wojewodą rzeszowskim, a także członkiem Zespołu Rady Ministrów ds. delimitacji granic nowych województw. W latach 1994-1998 był prezesem zarządu Zespół Elektrowni Wodnych Solina-Myczkowice SA, a w latach 1994-1997 również członkiem zarządu Elektrowni Szczytowo-Pompowych SA. Od lutego 1998 r. do października 1999 r. pełnił funkcję Wiceprezesa Urzędu Mieszkalnictwa i Rozwoju Miast, nadzorował planowanie przestrzenne oraz gospodarkę nieruchomościami. W latach 1999-2000 był członkiem zarządu Państwowej Agencji Atomistyki oraz członkiem Zespołu Rady Ministrów ds. restrukturyzacji energetyki. W latach 1999-2001 przewodniczył Radzie Informatyki przy Prezesie Rady Ministrów. Od października 1999 r. do października 2001 r. był podsekretarzem stanu w Ministerstwie Spraw Wewnętrznych i Administracji. Zajmował się m.in. sprawami rozwoju informatyki i łączności, koordynował prace międzyministerialnego zespołu ds. zapobieżenia skutkom tzw. pluskwy milenijnej. Współautor ustawy o podpisie elektronicznym. Od października 2001 r. do końca marca 2002 r. był prezesem Urzędu Regulacji Telekomunikacji. Od 24 kwietnia 2002 do 31 stycznia 2005 r. prezes Zarządu Centrum Zaufania i Certyfikacji CENTRAST SA wykonujący kompetencje Root’a w imieniu Ministra Gospodarki. Od stycznia 2005 r. doradca Zarządu Satelitarnego Centrum Operacji Regionalnych SA wykonujący kompetencje GIS i zarządzanie kryzysami.

Nowoczesny zakład produkcji świec i zniczy wybuduje w Czechowicach Lotos Parafiny, spółka-córka Grupy Lotos SA. Inwestycja zostanie zakończona w styczniu 2006 r. Łączna wartość projektu to ponad 14 mln zł. Projekt ten jest także jednym z najważniejszych elementów procesu restrukturyzacji rafinerii południowych wchodzących w skład grupy kapitałowej Lotos. Inwestycja została ujęta w prospekcie emisyjnym GL SA jako jeden z celów inwestycyjnych dla całej grupy kapitałowej. Nowy zakład zostanie wyposażony w najnowocześniejsze urządzenia, które pozwalają produkować znicze i świece o różnych kształtach i gabarytach. Dzięki temu firma będzie mogła stworzyć szeroki asortyment produktów odpowiadających oczekiwaniom rynku. Do tej pory Lotos Parafiny wytwarzała głównie surowce dla producentów świec i zniczy. Dzięki realizacji planów rozwojowych firma rozpoczyna nowy etap działalności. - Produkcję i sprzedaż wyrobów gotowych planowaliśmy już w ubiegłym roku, gdy nasza firma rozpoczynała funkcjonowanie. Zanim jednak to nastąpiło musieliśmy w pierwszej kolejności skonsolidować zakłady produkcyjne w Jaśle i Czechowicach – informuje Jacek Wilkoszewski, prezes Zarządu Lotos Parafiny. Spółka w ub.r. osiągnęła 68,9 mln zł przychodów i ponad 107 tys. zł zysku netto. Tylko w I półroczu tego roku przychody ze sprzedaży wzrosły o kilkadziesiąt procent, kilkakrotnie zwiększył się też zysk netto. Spółka zatrudnia 151 osób.

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki przedłużył do 31 grudnia 2005 r. okres obowiązywania ustalonych taryf dla paliw gazowych PGNiG SA i spółek grupy kapitałowej, zatwierdzając jednocześnie nowe, wyższe ceny tych paliw. Ceny paliw gazowych sprzedawanych przez PGNiG od 1 października 2005r. wzrosły o 7,5%. Wzrost ten spowodowany jest wzrostem cen zakupu w imporcie gazu ziemnego wysokometanowego w stosunku do cen stanowiących podstawę kalkulacji taryfy obecnie obowiązującej. Ceny gazu pochodzącego z kontraktów długoterminowych (rosyjskiego, norweskiego, niemieckiego) ustalane są bowiem na podstawie formuł opartych o ceny produktów ropopochodnych, a te w ostatnim okresie znacznie podrożały. Nie bez znaczenia jest również fakt, iż PGNiG SA nie zdołało nabyć gazu w ramach tzw. zakupów spotowych na równie korzystnych warunkach na jakich dokonywało tych zakupów do września br. Wzrost cen gazów zaazotowanych (GZ-41,4 i GZ-35), które pochodzą ze źródeł krajowych wynika z konieczności zapewnienia równowagi cen dostarczanej energii w poszczególnych rodzajach paliw gazowych rozprowadzanych krajowym systemem gazowniczym (wyrażonych w zł/GJ). Niewłaściwym byłoby bowiem gdyby jednostka ciepła uzyskiwanego ze spalania każdego z wymienionych gazów różniła się w sposób zasadniczy. Ponadto taki sposób kształtowania cen skutkuje niższym wzrostem cen gazu wysokometanowego GZ-50 niż ten, który wynikałby ze wzrostu kosztów jego importu. Biorąc pod uwagę, że pozostałe elementy mające wpływ na wysokość opłat za gaz nie ulegają zmianie, faktyczna podwyżka średniej ceny dostawy gazu (uwzględniająca zarówno sprzedaż gazu jako towaru, jak i świadczenie usługi jego przesłania i dostawy) dla odbiorców PGNiG SA jest niższa niż podwyżka ceny gazu jako towaru i dla poszczególnych grup taryfowych kształtuje się w przedziale od 5,5% do 6,5%. Przy czym jest tym niższa im większy jest udział opłat przesyłowych w opłatach za dostawę gazu ogółem. Wzrost cen paliw gazowych sprzedawanych przez dystrybucyjne spółki gazownicze grupy kapitałowej PGNiG jest następstwem wzrostu cen tych paliw nabywanych od PGNiG. Wzrost średniej ceny dostawy gazu dla odbiorców spółek dystrybucyjnych będzie niższy niż dla odbiorców PGNiG SA i średnio wynosić będzie 4,3% (w zależności od grupy taryfowej i spółki dystrybucyjnej wahać się będzie od 2,8% do 5,5%). Najmniejszy wzrost dotyczyć będzie grup taryfowych, w których rozliczani są odbiorcy komunalno-bytowi.

Największy udział w uprawnieniach do emisji CO2 mają elektrownie - na 239 mln t rocznego limitu emisji przyznanego przez Komisję Europejską wykorzystają one prawie 200 mln t Ostateczna propozycja Ministerstwa Środowiska tylko nieznacznie różni się od sierpniowej wersji planu. Elektrownia Kozienice, która protestowała przeciwko zbyt małym limitom emisji dwutlenku węgla, dostała prawa do wypuszczenia o 1,24 mln t więcej tego gazu. Protestowała także grupa BOT, ale ministerstwo dało jej jeszcze mniej uprawnień niż przed miesiącem. Do wielkich wygranych należy Elektrownia Połaniec, która ma prawo do emisji o 1,9 mln t więcej dwutlenku węgla niż wypuściła do atmosfery w roku ubiegłym. Nadwyżkę rzędu 2,5 mln t tego gazu dostał właśnie Elektrownia Dolna Odra. Na handlu prawami do emisji Grupa Electrabel, właściciel Połańca, może rocznie zarobić 160 mln zł, zaś przyszły właściciel Dolnej Odry - 200 mln zł.

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