6 czerwca 2006 r. Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA podpisało umowę ramową z norweską firmą gazowniczą Statoil ASA. Umowa ramowa będzie podstawą do zawierania poszczególnych transakcji na dostawy gazu ziemnego.

Wcześniej gaz ziemny z Norwegii dostarczany był na podstawie umowy zawartej 5 maja 1999 r. pomiędzy PGNiG SA a grupą firm norweskich (Statoil ASA, Norsk Hydro Produksjon a.s. oraz Total E&P Norge AS), która obowiązuje do 1 października 2006 r. PGNiG SA odbiera gaz w ramach tej umowy przez punkt zdawczo-odbiorczy w Lasowie koło Zgorzelca. W sumie PGNiG SA kupiło 2,6 mld m3 na mocy tej umowy.
Umowa ramowa jest korzystniejsza niż tradycyjne umowy typu „bierz lub płać”, gdyż umożliwia elastyczne zarządzanie dostawami gazu ziemnego.

Umowa ramowa określa ogólne zasady, w oparciu o które odbywać się będzie współpraca w zakresie dostaw gazu. Natomiast szczegółowe warunki poszczególnych transakcji (np. ilość i cena) będą każdorazowo ustalane w zawieranych umowach gazowych, bez konieczności negocjowania warunków ogólnych uregulowanych już umową ramową.
Ponadto dzięki tej umowie PGNiG SA będzie miało dostęp do wielu punktów dostawy gazu norweskiego na terenie Europy, w tym do hub-ów TTF i BEB/VEP. Pozwoli to PGNiG SA dokonywać zakupu gazu w okresach zwiększonego zapotrzebowania i do celów bilansowych.

Tylko dywersyfikacja zapewni bezpieczeństwo energetyczne UE - powiedział Andris Piebalgs, komisarz UE ds. energii, na konferencji zorganizowanej przez Senat. Piebalgs opowiadał się też za rozwojem w Polsce "czystych" technologii węgla. Na ten cel UE przeznaczy do 2013 r. 400 mln euro. O udziale Polski w tym programie komisarz rozmawiał na konferencji w Gliwicach, dokąd przyjechał na zaproszenie byłego premiera, a obecnie europosła PO Jerzego Buzka. Rozwojowi wspólnego rynku energii sprzyja budowa połączeń między systemami energetycznymi poszczególnych państw UE, np. mostu energetycznego między Polską a Litwą. To olbrzymia inwestycja warta nawet kilkaset milionów euro, która dotąd nie ruszyła m.in. dlatego, że 90 proc. jej kosztów spadłoby na Polskę. Piebalgs stwierdził, że UE może wesprzeć inwestycję, ale ma ograniczone środki. Państwa nadbałtyckie zostaną połączone z siecią elektroenergetyczną UE przez Finlandię. Kontrowersje budził pomysł rosyjsko-niemieckiego gazociągu przez Bałtyk. - Teraz można powiedzieć, że zrobiono źle - ocenił Piebalgs decyzję UE z 2003 r. o wpisaniu tej rury na listę priorytetów UE. Tłumaczył, że popierano wtedy budowę wszelkich gazociągów tranzytowych i nie przypuszczano, że decyzja o budowie rury przez Bałtyk zostanie podjęta.

Minister gospodarki Piotr Woźniak uważa, że plany budowy terminalu LNG i ewentualny kontrakt z Norwegią się uzupełniają. Według ministra oba projekty toczą się swoim trybem. Woźniak ujawnił również, że umowa z Norwegami ma dotyczyć "systemowego gazociągu, z którego gaz dostarczany byłby na takich samych zasadach technicznych, jak np. gazociągiem jamalskim, a terminal LNG to jest pewny komfort wyboru dostawców i kształtowania warunków kontraktowych". Minister nie podał terminu, kiedy zostanie podpisana umowa z Norwegią, ale jednocześnie zadeklarował, że źródła dostaw gazu do Polski zostaną zdywersyfikowane do końca kadencji Sejmu.

Na temat sporu Ministerstw Gospodarki oraz Skarbu Państwa w sprawie inwestora dla ZE PAK napisała Gazeta Prawna. Według Prawnej Ministerstwo Gospodarki chce, żeby inwestorem w ZE PAK był Elektrim, ale przeciwne jest temu Ministerstwo Skarbu Państwa, które uważa, że najlepszym rozwiązaniem jest zagraniczny inwestor. Efekt tego sporu to brak decyzji w sprawie sprzedaży 50 proc akcji ZE PAK należących do Skarbu Państwa. Gazeta przypomina, że Elektrimowi do przejęcia kontroli nad ZE PAK wystarczy zakup 10 proc. akcji, ale MSP chce sprzedać cały pakiet, licząc na wyższe wpływy do budżetu. Takim rozwiązaniem nie jest zainteresowany Elektrim. Jednak Ministerstwo Gospodarki naciska na sprzedaż PAK-u Elektrimowi, bo jak wyjaśnia Prawna, ma on odgrywać kluczową rolę w realizacji podpisanej 19 maja umowie o współpracy gospodarczej pomiędzy Polską a Indiami. Gazeta wyjaśnia, że umowa ta ma być dla inwestorów hinduskich „bramą do Europy”, a resort gospodarki namawia Hindusów do inwestowania m.in. w polską energetykę. Plan MG napotyka jednak ostry sprzeciw nie tylko w MSP, ale też wśród związków zawodowych elektrowni, państwowych kopalni, dostarczających węgiel do elektrowni oraz wielkopolskich posłów PO, Samoobrony i PiS.

Wybierając się na warszawską giełdę Przedsiębiorstwo Robót Inżynieryjnych Pol-Aqua będzie współpracować z firmami z sektora gazowego nie tylko jako wykonawca inwestycji, lecz również jako partner handlowy. Prezes Urzędu Energetyki udzielił przedsiębiorstwu koncesji na obrót gazem ziemnym z odbiorcami krajowymi i zagranicznymi. - Koncesje tę uzyskaliśmy na okres 10 lat, czyli do maja 2016 roku. Nasze dotychczasowe doświadczenie, oparte na wykonaniu inwestycji i prac eksploatacyjno-remontowych w branży paliwowej i gazownictwie, jednoznacznie wskazywało na możliwość poszerzania tej działalności o handel paliwami gazowymi – twierdzi prezes Pol-Aquy Marek Stefański.

Czeski CEZ sfinalizował przejęcie chorzowskiej elektrociepłowni ELCHO (220 MW) i podkrakowskiej Elektrowni Skawina (590 MW) od amerykańskiej firmy PSEG. Za 75 proc. akcji Skawiny i 89 proc. walorów ELCHO koncern energetyczny zapłacił odpowiednio 181 i 202,5 mln EUR. Przed miesiącem Kamil Cermak, szef CEZ na Polskę, deklarował, że po zamknięciu transakcji z Amerykanami, Czesi chcą odkupić resztę akcji Skawiny od skarbu państwa. Zwróciliśmy się z taką propozycją do ministra skarbu — mówił Kamil Cermak. Gdyby wycena akcji dla celów tej transakcji była taka sama, jak w przypadku przejęcia udziałów od PSEG, skarb państwa mógłby liczyć na około 60 mln EUR.

W najnowszym numerze "Forbesa" (06/2006) zaprezentowano ranking Najlepszych Menedżerów Państwowych Spółek. Wśród 25. "prezesów do wzięcia", jak określił ich miesięcznik, znalazło się aż trzech członków kierownictw spółek Grupy Kapitałowej PSE. Prezes Zarządu PSE SA, Stanisław Dobrzański został sklasyfikowany na 12. pozycji (11,4 pkt), wiceprezes Zarządów PSE-ELECTRA SA, Maciej Olejniczak na miejscu 14. (8,5 pkt), a wiceprezes Zarządu EXATEL SA, Jarosław Starczewski - na 19. (6,9 pkt). Z branży energetyczno-paliwowej na liście rankingowej znaleźli się ponadto: prezes Grupy Lotos, Paweł Olechnowicz (6. miejsce;19,1 pkt), prezes Kopalni Bogdanka, Stanisław Stachowicz (18.; 7,3), prezes Lotos Paliwa, Adam Loewe (21.; 4,7), prezes Jastrzębskiej Spółki Węglowej, Leszek Jarno (22.;4,1) i prezes Kompani Węglowej Maksymilian Klank (25.; 1,1).Zwycięzcy rankingu to: b. prezes PZU SA, Cezary Stypułkowski (24,4 pkt), wiceprezes PKO BP, Jacek Obłękowski (22,9 pkt) i prezes PKO BP, Andrzej Podsiadło (212,6 pkt).

ComputerLand i Emax zawarły porozumienie przewidujące połączenie obydwu spółek. Do grupy Emax należy między innymi spółka WINUEL - dostawca rozwiązań informatycznych dla energetyki. Umowa przewiduje, że ComputerLand kupi od głównych akcjonariuszy Emaksu akcje uprawniające do wykonywania 64,94% głosów na walnym zgromadzeniu poznańskiej spółki. Transakcja zakupu akcji ma się zakończyć w IV kwartale tego roku, a fuzja ma być sfinalizowana w II kwartale przyszłego roku. Spółki podały, że ComputerLand kupi od firmy BBI Capital oraz czterech osób fizycznych będących członkami zarządu lub rady nadzorczej Emaksu (czyli Pawła Turno, Piotra Kardacha, Pawła Rozwadowskiego i Wojciecha Dziewolskiego) akcje Emaksu stanowiące 35,70% kapitału zakładowego poznańskiej firmy i uprawniające do wykonywania 64,94% głosów na walnym zgromadzeniu Emaksu. Po tej transakcji Emax i ComputerLand zostaną połączone w jedną spółkę. Obecnie głównym akcjonariuszem Emaksu jest BBI Capital, do którego należy 35,46% akcji firmy dających prawo do 64,79% głosów na walnym spółki. Transakcja zakupu akcji Emaksu będzie rozłożona na dwa etapy: w pierwszym ComputerLand kupi 416.888 akcji uprzywilejowanych Emaksu od BBI Capital oraz 240 akcji uprzywilejowanych Emaksu od menedżerów tej spółki po 147 zł za sztukę, czyli za łączną cenę 61.317.816 zł.

W drugim etapie BBI CAPITAL utworzy spółkę celową, na którą przeniesie 301.292 akcji uprzywilejowanych oraz 511.955 akcji zwykłych Emaksu. Następnie ComputerLand kupi wszystkie udziały w tej spółce celowej, emitując jednocześnie 1 mln akcji w ramach kapitału docelowego. Akcje te zostaną zaoferowane w ramach subskrypcji prywatnej skierowanej do BBI Capital. Cena emisyjna wyniesie 115 zł, dzięki czemu z emisji akcji w ramach kapitału docelowego Computerland uzyska 115 mln zł. Środki pieniężne uzyskane z tytułu emisji 1 mln akcji ComputerLand w całości przeznaczy na zapłatę ceny za spółkę celową. Stosunek wymiany akcji (parytet) wyniesie 1,28 akcji zwykłej ComputerLandu za jedną akcję uprzywilejowaną Emaksu oraz 1,20 akcji zwykłej ComputerLandu za jedną akcje zwykłą Emaksu. Walne zgromadzenia akcjonariuszy obydwu spółek podejmujące uchwały w sprawie połączenia odbędą się w drugim kwartale 2007 roku. Computerland podał, że nabycie akcji Emaksu zostanie sfinansowane w części ze środków własnych, a w części poprzez zaciągniecie kredytu bankowego lub emisje instrumentów dłużnych.

Zgodnie z planem uruchomiono instalacje LOTOS Jasło po ich zatrzymaniu wskutek powodzi, która wdarła się na teren jasielskiego zakładu. Rozpoczęła ponownie pracę instalacja destylacji rurowo-wieżowej, zakład przerobu tworzyw sztucznych i terminal paliwowy.

Mniejszościowi akcjonariusze Fortum Wrocław (dawniej MPEC) domagają się od właściciela firmy, Fortum Heat Polska, odkupienia ich papierów. Inwestor odmawia. Od października zeszłego roku mniejszościowi akcjonariusze mają prawo zażądać od inwestora, który osiągnął lub przekroczył 90 proc. głosów w spółce (na podstawie art. 83 ustawy o ofercie publicznej), żeby odkupił od nich akcje. Przepis starają się wykorzystać akcjonariusze Fortum Wrocław. Fortum opuścił warszawski parkiet. W dniu wycofania spółki z notowań Fortum Heat Polska (FHP) kontrolował ponad 90 proc. głosów. Wcześniej dokupywał papiery w wezwaniu. Za akcje zwykłe płacił 9,84 zł. Nie wszyscy udziałowcy skorzystali z oferty. Tymczasem pod koniec wezwania i tuż po jego zakończeniu kurs akcji zwyżkował. W efekcie średnia cena z ostatnich miesięcy przewyższała tę z wezwania.

Bank Światowy zapowiada wsparcie dla polskiej elektroenergetyki, na początek doradztwo później gotówkę. Przedstawiciele Banku Światowego do czasu sfinalizowania rozmów nie komentują tej sprawy, a więc na razie nie wiadomo, na jaką kwotę może liczyć polski sektor elektroenergetyczny. Wiadomo jednak, że pieniądze mają trafić bezpośrednio do budowanych przez rząd dwóch grup energetycznych, a na ich ostateczny kształt wpływ będzie miał też Bank Światowy. Polska jest atrakcyjnym krajem do inwestycji dla Banku Światowego, bo ponad 40 proc. polskich elektrowni wciąż nie spełnia limitów emisji SO2, jakie będą obowiązywały od 2008 roku, a ponad 60 proc. mocy zainstalowanej w Polsce ma powyżej 25 lat. Z tego względu w ciągu najbliższych 10 lat polska energetyka wymagać będzie nakładów inwestycyjnych na poziomie 14–16 mld euro.

Ekolodzy są przeciwni pomysłom zaspokajania zapotrzebowania na energię elektryczną poprzez budowę kolejnych reaktorów - tak Wojciech Stępniewski, kierownik programu Klimat i Energia w WWF Polska, odniósł się do informacji o porozumieniu dotyczącym budowy na południu Francji reaktora termojądrowego ITER. - Jedyny reaktor termojądrowy jaki popieramy, to Słońce. Zamiast budować kolejne kosztowne reaktory jądrowe, lepiej udoskonalać sposoby wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych - Słońca, wiatru, wody, biomasy, źródeł geotermalnych - powiedział Stępniewski. - Budowa elektrowni jądrowych jest szalenie droga. Za pieniądze wydane na budowę jednej elektrowni jądrowej o mocy 1,5 tysiąca megawatów można zbudować kilkadziesiąt rozproszonych elektrociepłowni na biomasę lub elektrowni wiatrowych – podkreślił. Według Stępniewskiego, wykorzystanie małych, rozproszonych elektrociepłowni pozwala zminimalizować straty energii związane z jej przesyłem do odbiorców.

Komisja Europejska nakazuje Polsce rozwiązać kontrakty długoterminowe bez względu na konsekwencje. Tymczasem KDT-y były zawierane w latach 1994-1998, czyli na długo przed naszą akcesją do UE i to jest jeden z powodów, dla którego nie powinny być uznawane przez KE jako niedozwolona pomoc państwa.

Alstom planuje przeniesienie części produkcji oraz centrum badawczo rozwojowego generatorów ze swojej fabryki w Szwajcarii do Wrocławia. Wrocławski zakład spełniający dotychczas głównie rolę producenta urządzeń wytwórczych dla energetyki w strukturach koncernu powoli przejmuje również kompetencje w zakresie prac badawczo rozwojowych. W ostatnim okresie wrocławski zakład Alstomu dostarczył generatory miedzy innymi do Szwecji (Forsmark i Ringhals, 600 MW), Chin (Longshan i Pingwei, 600 MW), Arabii Saudyjskiej (Shoaiba 11 generatorów 330 MW), Tajlandii (Kaeng Khoi, 6 generatorów 250 MW) i Włoch (Modugno, 3 generatory 240 MW). W Polsce firma ma być wykonawcą urządzeń do największej polskiej inwestycji energetycznej - nowego bloku energetycznego w elektrowni Bełchatów. Dostarczy również generator do nowego bloku w Łagiszy.

Od 1 lipca 2007 roku będziemy mogli zmienić sprzedawcę prądu. To efekt postępującej liberalizacji rynku energii w Polsce. Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE), ma propozycję, by w najbliższym czasie (w pierwszej fazie wprowadzania nowego modelu rynku) ograniczyć małym odbiorcom możliwość zmiany sprzedawcy prądu. Chce aby odbiorcy z grupy taryfowej C mogli zmieniać dostawcę 2 razy w roku, a odbiorcy indywidualni (grupa G) tylko raz. Proponuje się także, aby w przypadku małych firm (grupa taryfowa C) zmiana sprzedawcy nie trwała dłużej niż 2 miesiące. Gospodarstwa domowe (grupa taryfowa G) na kupowanie prądu poza lokalnym zakładem energetycznym musiałyby poczekać 3 miesiące od czasu wypowiedzenia dotychczasowej umowy. Przyjmując proponowany czas widać, że odbiorcy będą pokrzywdzeni, gdyż teoretycznie mogliby dokonywać zmiany kilka razy w roku. Praktycznie prawo zmiany i tak z pewnością będzie jeszcze bardziej ograniczone, ze względu na umowy terminowe (rok, 2-3 lata) z odbiorcami. PTPiREE ma również propozycje w zakresie szczegółowego przebiegu procedury zmiany sprzedawcy. Dla wszystkich małych odbiorców (gospodarstw domowych i firm) proponuje zachować zasadę, iż rozwiązanie dotychczasowej umowy pomiędzy odbiorcą i zakładem energetycznym powinno się odbywać w ostatnim dniu miesiąca kalendarzowego. W Danii procedura zmiany sprzedawcy prądu trwa miesiąc. Rozliczenia z nowym sprzedawcą muszą rozpocząć się pierwszego dnia miesiąca, tak więc informację o zmianie planowanej na 1 lipca trzeba przesłać najpóźniej w maju. W Wielkiej Brytanii na formalności wynikające ze zmiany sprzedawcy prądu trzeba przeznaczyć maksymalnie 6 tygodni.

Vattenfall Heat Poland podpisał kontrakt na wymianę w Elektrociepłowni Siekierki dwóch turbin parowych o mocy 110 MW każda. Turbiny wymieniane są w ramach prowadzonego przez Vattenfall projektu modernizacji zakładów Spółki. Zgodnie z podpisanym kontraktem o wartości ok. 89 milionów złotych, prace modernizacyjne zostaną wykonane do 2008 roku. Wykonawcą prac będzie firma Siemens. Modernizacji podlegać będą dwie turbiny parowe użytkowane od lat siedemdziesiątych, które nie odpowiadają aktualnym standardom energetyki europejskiej oraz charakteryzują się niekorzystnymi wskaźnikami eksploatacyjnymi. Zostaną one zastąpione przez turbiny wyprodukowane przez Siemens Industrial Turbomachinery s.r.o. w Czechach. Instalacja dwóch nowoczesnych jednostek przyczyni się do zmniejszenia kosztów produkcji energii elektrycznej i cieplnej oraz redukcji emisji spalin, zapewni też wyższą sprawność i niezawodność pracy Elektrociepłowni Siekierki.

Przedstawiony przez Ministerstwo Środowiska projekt drugiego Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do Emisji CO2 (KPRU II) na lata 2008-12 na razie nie budzi takich emocji, jakie towarzyszyły opracowaniu pierwszego (KPRU I na lata 2005-07). Wśród największych emitentów dwutlenku węgla, elektrowni zawodowych, nie brak jednak niezadowolonych. KPRU II zdecydowanie nie podoba się Południowemu Koncernowi Energetycznemu (PKE), drugiemu co do wielkości krajowemu producentowi energii elektrycznej.— Mamy szereg zastrzeżeń. Jesteśmy w trakcie procesu inwestycyjnego, mamy przyjętą strategię i plan przepływów finansowych. Zaproponowany limit absolutnie nie pokrywa naszych potrzeb — mówi Jan Kurp, prezes PKE. Spółka kwestionuje podział uprawnień między elektrownie opalane węglem kamiennym, a brunatnym.— Nie rozumiem, dlaczego nadal preferowani są producenci, którzy produkują energię z węgla brunatnego, emitując więcej CO2. Najlepszym rozwiązaniem byłoby wprowadzenie limitów produktowych ograniczających poziom emisji przypadającej na jednostkę wyprodukowanej energii. Już od dawna się o tym mówi, ale nic z tego nie wynika — dodaje szef PKE. KPRU I oprotestowywała też Elektrownia Połaniec kontrolowana przez belgijski koncern Electrabel. Projektu nowego planu firma nie chce na razie komentować. Nieoficjalnie wiadomo, że ma wątpliwości, czy nie została potraktowana gorzej niż inni producenci o zbliżonych parametrach, bo w pierwszym okresie rozliczeniowym zaoszczędziła sporą pulę uprawnień, ograniczając produkcję.

PKN Orlen podpisał umowę kupna litewskiej rafinerii Możejki. Za 84 proc. akcji zakładu polska spółka zapłaci niemal 2,5 mld dol. Kolejne od 720 do 950 milionów dol. chce w ciągu pięciu najbliższych lat przeznaczyć na modernizację rafinerii.
Jadący na Litwę wkrótce zatankują lepszej jakości paliwa, i to być może na stacjach pod marką Orlenu. Obecnie Możejki to tylko zakład przerobu ropy. Nie dysponuje praktycznie instalacjami chemicznymi i siecią detaliczną. Nic więc dziwnego, że na część chemiczną i budowę stacji benzynowych (lub ich przejecie) PKN chce przeznaczyć 300-350 mln dol. Z tej kwoty 212 mln dol. zamierza wydać na modernizację instalacji przerabiających ciężkie frakcje ropy naftowej. Kluczową inwestycją PKN ma być budowa sieci detalicznej. Możejki, jak na tak duży zakład, mają zaledwie 27 stacji benzynowych. Muszą mieć na Litwie własną sieć minimum 100-200 obiektów. Ponad 200 mln dol. polska spółka chce wydać na poprawę jakości paliw. Od 2009 r. w Unii będą obowiązywać rygorystyczne przepisy dotyczące zawartości siarki i tlenków azotów. Analitycy banku inwestycyjnego CAIB nie pozostawiają złudzeń, jeśli Możejki mają się rozwijać, to inwestycje w jakość produktów są nieodzowne.

Rządowy projekt ustawy o biopaliwach do połowy czerwca tego roku trafi na obrady Rady Ministrów i będzie przekazany do Sejmu - zapowiedział minister gospodarki Piotr Woźniak. Podstawowym założeniem projektu ma być zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego Polski, zmniejszenie zanieczyszczenia środowiska oraz zwiększenie aktywności zawodowej ludności wiejskiej.

Grupa J&S, znana jako główny dostawca ropy naftowej do polskich rafinerii, zwiększa ekspansję na rynku Chin. Od lipca grupa J&S zwiększy o jedną trzecią roczny kontrakt na dostawy ropy naftowej dla chińskiego koncernu Sinopec.
Na J&S przypada teraz około 25-35 proc. całego importu rosyjskiej ropy naftowej do Chin. Od lipca J&S ma dostarczać do Chin 160 tys. baryłek ropy naftowej dziennie. To o jedną trzecią więcej niż w obecnym rocznym kontrakcie J&S z Sinopec. Do tej pory J&S dostarczało do Chin tylko rosyjską eksportową ropę naftową typu Ural. W nowym kontrakcie rosyjska ropa będzie stanowić ciągle większość dostaw. Jednak oprócz rosyjskiej ropy J&S ma dostarczać także 30 tys. baryłek dziennie lepszego gatunkowo surowca z Morza Północnego. Obecnie Chiny importują z Rosji od 300 do 450 tys. baryłek ropy naftowej dziennie. J&S ma więc około 25-35 proc. udziału w tym imporcie. Rosja jest jednak dopiero czwartym co do wielkości dostawcą ropy do Chin. W 2005 r. Państwo Środka importowało 130 mln ton ropy, najwięcej z Arabii Saudyjskiej, Angoli i Iranu. Nowym wielkim dostawcą będzie Kazachstan, który po uruchomieniu pierwszego rurociągu eksportującego ropę naftową do Chin zaspokoi do 15 proc. zapotrzebowania tego państwa.

Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska (NFOŚ) zrealizował 450 projektów związanych z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii (OZE). Łączny koszt wszystkich inwestycji wyniósł 1,3 mld zł, w tym 0,5 mld zł pochodziło z Funduszu - poinformował prezes NFOŚ Kazimierz Kujda. W latach 2007-2015 na inwestycje związane z odnawialnymi źródłami energii z unijnego programu przeznaczone zostanie 25 mld euro (środki krajowe i unijne). Wsparciem objęte będzie wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła z OZE, produkcja biokomponentów i biopaliw ciekłych oraz wdrażanie produkcji urządzeń dla energetyki odnawialnej. Ministerstwo Gospodarki zakwalifikowało już projekty inwestycyjne związane z OZE na 5,7 mld euro. Są to głównie fermy wiatrowe, małe elektrownie wodne do 10 MW oraz elektrociepłownie na biomasę.

Ofertę na objęcie 100 proc. akcji Stoczni Gdańskiej - Grupy Stocznia Gdynia S.A. złożyło 31 maja 2006 konsorcjum Koncernu Energetycznego ENERGA S.A. i Agencji Rozwoju Przemysłu S.A. Propozycje cenowe ustalono w wyniku analizy due dilligence. Wartość oferty jest objęta tajemnicą handlową. Warunkiem zawarcia ostatecznej transakcji jest uzyskanie przez ENERGĘ zgód korporacyjnych, czyli pozytywnej opinii Rady Nadzorczej i zgody Walnego Zgromadzenia. Przypomnijmy, iż poprzez objęcie akcji Stoczni Gdańskiej, Koncern Energetyczny ENERGA S.A. pragnie dokonać restrukturyzacji zaległych zobowiązań Stoczni Gdynia SA, właściciela Stoczni Gdańskiej, wobec ENERGI. Stocznia Gdynia jest winna koncernowi ok. 20 mln złotych za pobraną energię elektryczną.

Górnicy z Bogdanki nie chcą, zaplanowanej w ostatnim rządowym programie dla elektroenergetyki, konsolidacji z Eneą i Elektrownią Kozienice. Zgodnie z harmonogramem stanowiącym załącznik do programu dla elektroenergetyki, szczegóły tej konsolidacji mają być znane do 31 lipca br. Trybuna ustaliła w rozmowie z wiceministrem Rozwadowskim, że tej chwili ministerstwo rozważa, które z rozwiązań byłoby hardziej efektywne, sensowne, akceptowalne społecznie. Jednak w opinii górników z „Bogdanki", konsolidacja z Eneą i Elektrownią Kozienice nie jest ani efektywna, ani sensowna i akceptowalna społecznie. Ich zdaniem energetycy chcą ich kosztem bronić swojej pozycji na rynku. Jednocześnie górników nurtuje jeszcze jedna sprawa, czy po połączeniu z Elektrownią Kozienice nie straci innych strategicznych odbiorców węgla – Elektrowni Połaniec i Ostrołęka. Sama Elektrownia Kozienice jest w stanie odebrać około 4 mln ton węgla rocznie, podczas gdy obecna zdolność produkcyjna „Bogdanki” wynosi ok. 5 mln ton rocznic, a po planowanej rozbudowie ma wzrosnąć dwukrotnie. Górnicy obawiają się, czy Kozienice będą zainteresowane tym, by do ich konkurencji trafiał węgiel z Bogdanki

Pierwsza elektrownia jądrowa powinna powstać w Polsce w 2021 roku, dwie kolejne - przed rokiem 2030 - taką prognozę przedstawili naukowcy na konferencji poświęconej rozwojowi polskiej energetyki, która odbyła się w Warszawie. Uczestnicy konferencji zgodnie podkreślali, że budowa elektrowni jądrowych w Polsce to konieczność. Wymusi ją rozwój gospodarczy kraju, który pociągnie za sobą gwałtowny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną. "W roku 2030 będzie ono aż dwukrotnie większe niż obecnie" - wynika z analizy sporządzonej wspólnie przez przewodniczącego Komitetu Problemów Energetyki PAN prof. Jacka Mareckiego oraz prof. Mirosława Dudę z Agencji Rynku Energii.
Obecnie istniejące elektrownie konwencjonalne wymagają modernizacji i jest ich za mało, by zaspokoić rosnący popyt - dodają naukowcy - Konieczna będzie budowa nowych i najlepszą opcją są elektrownie jądrowe. Zasadniczym argumentem są koszty. Elektrownie jądrowe nie obciążają też środowiska naturalnego w takim stopniu, jak wykorzystujące np. węgiel kamienny. Z analizy naukowców wynika, że przygotowanie całego przedsięwzięcia zajmie ok. 5 lat, a budowa ok. 8 lat. "Termin 2021 jest realny, ale decyzja o budowie powinna zapaść najpóźniej za dwa lata" - mówi Marecki.

Zgodnie z prognozą obu naukowców, do roku 2030 w naszym kraju powinny powstać trzy elektrownie jądrowe - z reaktorami wodno- ciśnieniowymi o mocy 1500 MW. Koszt tego przedsięwzięcia oceniają na ok. 10 mld dolarów.
Polska musi spełnić jeszcze jeden warunek - wykształcić odpowiednie kadry - dodał podczas konferencji prasowej prezes Państwowej Agencji Atomistyki, prof. Jerzy Niewodniczański.
"Trzeba zrekonstruować programy edukacyjne, organizować szkolenia i przygotować naukowców i inżynierów do pracy przy obsłudze elektrowni" - mówił Niewodniczański, podkreślając, że każda z nich wymaga zatrudnienia ok. 800 wysoko wykwalifikowanych pracowników.
Analiza Dudy i Mareckiego została przygotowana na zamówienie PSE, potencjalnego przyszłego inwestora.

Spółka PAK Odsiarczanie, należąca do Zespołu Elektrowni Pątnów - Adamów - Konin (ZE PAK) podpisała umowę kredytową na sfinansowanie budowy dwóch instalacji odsiarczania spalin z konsorcjum banków PKO SA i PKO BP S.A. Jak wyjaśniła prezes ZE PAK Katarzyna Muszkat umowa o wartości 306 mln zł pozwoli sfinansować inwestycje budowy instalacji odsiarczania w elektrowni Pątnów I i dzięki jej podpisaniu rozpoczyna się praktycznie pierwszy etap modernizacji Pątnowa I.

Eksperci ING Bank wyliczyli, że polska energetyka będzie potrzebować 14 mld zł na najważniejsze inwestycje w ciągu dziewięciu lat. Zdaniem Kazimierza Ratajczyka z ING Bank szanse na pozyskanie kredytów wzrosną dzięki planowanej na najbliższe miesiące i lata konsolidacji spółek.

Od początku przyszłego roku mogą być rozwiązane kontrakty długoterminowe w energetyce - przewiduje resort gospodarki. Wiceminister Paweł Poncyljusz ujawnił, że UE zgodziła się na nasz model likwidacji kontraktów. Model ten zakłada wprowadzenie opłaty kompensacyjnej dla odbiorców, z której pokrywane będą tzw. koszty osierocone elektrowni.

Komisja Europejska może nakazać, by właściciele, w tym rządy, pozbyli się sieci albo obrotu energią. Komisja Europejska (KE), niezadowolona z przebiegu liberalizacji na rynkach energii państw Unii, zapowiada, że jesienią przedstawi nowe propozycje w tym zakresie. Zdaniem Grzegorza Górskiego, prezesa Electrabela Polska (belgijskiego koncernu energetycznego kontrolującego Elektrownię Połaniec), jest bardzo możliwe, że Bruksela nakaże, by dotychczasowi właściciele sieci dystrybucyjnych, zajmujący się także sprzedażą energii odbiorcom końcowym, pozbyli się jednej lub drugiej działalności.

W BOT Elektrowni Bełchatów trwają próby wykorzystania do produkcji energii elektrycznej słomy, trocin i łusek słonecznika. Próby współspalania biomasy i węgla mają zakończyć się 30 czerwca. Jeśli przebiegną pomyślnie, to firma wystąpi do Urzędu Regulacji Energetyki o rozszerzenie koncesji na wytwarzanie prądu z odnawialnych źródeł energii. Wykorzystanie biomasy w Elektrowni Bełchatów do produkcji energii wymaga jeszcze wykonania instalacji do składowania i transportu biomasy do kotłów i zawarcia umowy na jej dostawy. Na razie elektrownia zakupiła dwa tysiące ton biomasy do prób.

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