|
Aktualności
|
|
Informacje
Numery
Numer 05/2006
11.04.2006 r. Rada Nadzorcza spółki GAZ – SYSTEM odwołała ze stanowiska Prezesa Zarządu
|
|
|
Autor: opr. red.
|
Data publikacji: 06.05.2006 16:53
|
|
11.04.2006 r. Rada Nadzorcza spółki GAZ – SYSTEM odwołała ze stanowiska Prezesa Zarządu Andrzeja Osiadacza. Pełniącym obowiązki Prezesa został Paweł Stańczak, dotychczasowy Członek Zarządu ds. Technicznych.
|
Jednocześnie Rada Nadzorcza podjęła uchwałę o wszczęciu postępowania kwalifikacyjnego na stanowisko Prezesa Zarządu oraz Członka Zarządu ds. Finansowych.
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo wybrało konsorcjum z PricewaterhouseCoopers Polska w przetargu na opracowanie dla spółki studium wykonalności projektu importu gazu skroplonego (LNG) do Polski. 11 kwietnia PGNiG podpisało umowę z wybranym w przetargu konsorcjum: PwC Polska Sp. z o.o., PwC London, ILF Consulting Engineers Sp. z o.o., ILF GmbH oraz Chadbourne and Parke - Radzikowski Szubielska i Wspólnicy”. Opracowanie studium powinno zakończyć się jeszcze w tym roku. W grudniu 2006 roku ma zapaść decyzja co do realizacji projektu. Faza projektowa i uzyskiwania pozwoleń dotyczących terminalu jest według harmonogramu przewidziana na 2007 rok, a budowa terminalu - w latach 2007-2010. Rozpoczęcie eksploatacji terminalu to przełom 2010/2011 roku. Budowa terminalu i sprowadzanie gazu LNG to jedna z możliwości dywersyfikacji dostaw gazu do Polski.
Według firmy przewidywane źródła dostaw to Algieria, Egipt, Libia, Nigeria, Norwegia i Katar. Przepustowość terminalu ma wynieść od 3 do 5 mld m. sześc. gazu ziemnego rocznie, który byłby dostarczany 3 statkami i magazynowany w 2 zbiornikach po około 100 tys. m. sześc. Koszt inwestycyjny to około 400 mln euro, bez kosztu statków, a koszt włączenia do systemu - około 30 do 100 mln euro.
Resort skarbu przedstawił Gaz Systemowi wartość majątku PGNiG, którym mógłby go dokapitalizować. Jest ponoć satysfakcjonująca. Gaz System czeka na decyzję walnego Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa (PGNiG) w sprawie wielkości dywidendy, która ma trafić głównie do skarbu państwa. Od tego bowiem zależy wartość majątku, który trafi do Gaz Systemu i to, w jakim stopniu poprawi się jego sytuacja finansowa. Obecnie operator systemu przesyłowego ma majątek wart 500 mln zł, a leasinguje od PGNiG sieci gazowe wyceniane na 4,5 mld zł.
Polish Energy Partners zamierza wydać na budowę elektrowni wiatrowych 400 milionów zł. Firma zamierza wybudować elektrownie wiatrowe o łącznej mocy 300 MW i dzięki nim osiągnąć 20-25-proc. udział w polskim rynku energii wiatrowej. PEP właśnie rozpoczyna budowę swojej pierwszej farmy wiatrowej w gminie Puck. Stanie tam 11 wiatraków o mocy 2 MW każdy. Koszt inwestycji wynosi 110 mln zł i w 80 proc. zostanie sfinansowany z kredytu udzielonego przez Raiffeisen Bank Polska. Odbiorcami energii z nowej farmy będą firmy Energa i Polenergia. Jej roczna produkcja energii wyniesie 51 tys. MWh.
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo będzie szukać nowych źródeł gazu w krajach północnej Afryki i nad Morzem Kaspijskim. PGNIG chce rozpocząć poszukiwania tego surowca w Libii, Algierii i Egipcie. Ruszą też wiercenia w Pakistanie, gdzie polska firma ma większość udziałów w spółce Pakistan Petroleum. PGNiG ma też ponad 36 proc. udziałów w ukraińskiej spółce paliwowej Dewon.
Prezydent powołał swojego przedstawiciela do rady nadzorczej Fortum Płock - spółki do niedawna znanej jako Płocka Energetyka Cieplna, którą miasto w całości sprzedało fińskiej firmie Fortum. Z wyjaśnień wiceprezydenta Płocka Dariusza Zawidzkiego wynika, że powołanie płockiego przedstawiciela do rady nadzorczej wynika z umowy o prywatyzacji tej spółki. Tuż przed ostatecznym podpisaniem umowy o sprzedaniu PEC-u miasto wynegocjowało z Finami, że w radzie nadzorczej zasiądzie jeden reprezentant gminy. Dzięki niemu władze Płocka będą wiedziały, co dzieje się w spółce, która ma pozycję monopolisty, w zakresie dostaw ciepła na terenie miasta.
Zamiast pieniędzy za energię elektryczną, państwowa Energa dostanie od swojego dłużnika - Stoczni Gdynia - należącą do niej Stocznię Gdańską. - Do końca kwietnia ubijemy interes - zapowiada Andrzej Jaworski, człowiek do zadań specjalnych Lecha Kaczyńskiego. Stocznia Gdynia jest winna Enerdze kilkanaście milionów złotych za energię elektryczną. Jeśli Gdynia zbankrutuje, Energa swoich pieniędzy nigdy nie odzyska, bo na liście wierzycieli jest na dalekiej pozycji. Dlatego wierzytelność Energi wymieniona będzie na akcje Stoczni Gdańskiej. To złoty interes - dodaje Jaworski. Zarząd Energi jest tego samego zdania: - Najpóźniej 27 kwietnia złożymy wstępną deklarację dotyczącą zamiany naszych wierzytelności wobec Stoczni Gdynia na akcje Stoczni Gdańskiej - mówi Waldemar Bartelik, prezes Energi. - Wejdziemy na rok, dwa i zaczniemy szukać chętnego na akcje, żeby je odsprzedać z zyskiem.
Podatnicy osiągający przychody z pozarolniczej działalności gospodarczej, polegającej na wytwarzaniu i sprzedaży energii elektrycznej z odnawialnych źródeł mogą być opodatkowani zryczałtowanym podatkiem według stawki 5,5 proc. Jak podaje Gazeta Prawna, przychodem z działalności wytwórczej podlegającym opodatkowaniu ryczałtem według stawki 5,5 proc. jest kwota należna z tytułu sprzedaży energii wytworzonej w odnawialnym źródle. Składa się na to kwota uzyskana od kupującego wytworzoną energię lokalnego dystrybutora, ale także środki uzyskane ze sprzedaży świadectw pochodzenia. Dyrektor Izby Skarbowej w Poznaniu stwierdził, że prawa majątkowe są nierozerwalnie związane z wytworzeniem energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, a ich uzyskanie jest efektem prowadzonej działalności gospodarczej. Zatem sprzedaż tych praw majątkowych podlega opodatkowaniu jako przychód z tytułu prowadzonej pozarolniczej działalności gospodarczej.
Premier Kazimierz Marcinkiewicz uważa, że Polska i Bułgaria mogą współpracować przy budowie gazociągu Nabucco. Premier rozmawiał o tym w Sofii z szefem bułgarskiego rządu Sergejem Staniszewem. Gazociąg Nabucco zamierza budować konsorcjum z udziałem m.in. bułgarskiej firmy Bulgargaz, austriackiej OMV i węgierskiej MOL. Gazociągiem długości 3,4 tys. km, który połączy Turcję z Europą, będzie można przesłać 17 mld m sześc. gazu rocznie. Z założenia miałby go wypełnić gaz irański, ale ta kwestia nie jest przesądzona. Wątpliwości ma Turcja, której narodowy koncern Botas też uczestniczy w konsorcjum. Koszty tej inwestycji są szacowane na 5,5 do 7 mld euro. Kilka miesięcy temu powstał pomysł, by do konsorcjum budującego Nabucco włączyło się Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, ale nie został dotąd zrealizowany.
Jeżeli w najbliższym czasie proces prywatyzacji ciepłowni komunalnych nie zostanie przyśpieszony, Praterm zamierza skupować z rynku własne akcje w celu umorzenia. Nad uchwałą zezwalającą na buy-back akcjonariusze będą głosować podczas Walnego Zgromadzenia spółki, które zaplanowane zostało na 11 maja 2006 r. Edward Kowalewski, prezes zarządu Pratermu wyjaśnia, że w ostatnim czasie spółka obserwuje spowolnienie procesów prywatyzacji ciepłowni należących do Skarbu Państwa. Także samorządy, w obliczu jesiennych wyborów, nie są zbyt skłonne do podejmowania decyzji o sprzedaży ciepłowni komunalnych.
Dodaje, że ceny płacone przez inwestorów w ostatnich prywatyzacjach nawet za spółki o nienajlepszej kondycji finansowej i wymagające sporych nakładów inwestycyjnych, były wysokie. – Firmy z naszej grupy kapitałowej restrukturyzację mają już za sobą, a ich sytuacja ekonomiczna jest dobra. Dlatego też, w przypadku gdy kolejne transakcje prywatyzacyjne będą zawierane po tak wysokich cenach, chcielibyśmy mieć możliwość zakupu relatywnie tańszych akcji Pratermu – tłumaczy prezes Kowalewski.
W ubiegłym roku Praterm wydał na inwestycje kapitałowe związane z przejmowaniem nowych firm blisko 35 mln zł. Dzięki tym transakcjom (zakup Atex Zamość, ciepłowni w Nowym Dworze Mazowieckim - Twierdza Modlin i w Dobrym Mieście oraz elektrociepłowni w Kraśniku), do Grupy Praterm dołączyły systemy produkujące rocznie około 1,4 mln GJ energii cieplnej i realizujące sprzedaż o wartości niemal 30 mln zł. Skup własnych akcji będzie prowadzony na zasadach rynkowych. Potrwa do 12 miesięcy. Praterm chce przeznaczyć na ten cel maksymalnie cały ubiegłoroczny jednostkowy zysk netto, czyli 10,8 mln zł. – Program będzie tak skonstruowany, że w sytuacji, gdy pojawią się rentowne projekty inwestycyjne, zostanie przerwany. Przejęcia pozostają bowiem podstawowym kierunkiem naszego rozwoju – mówi prezes Kowalewski.
Analitycy KBC Securities w raporcie z 10 kwietnia podwyższyli wartość godziwą akcji Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA do 3,61 zł z 3,45 zł w poprzedniej rekomendacji, podtrzymując zalecenie „trzymaj” dla akcji spółki. Analitycy KBC przewidują, że w 2006 roku zysk netto spółki wzrośnie do 1,175 mln zł wobec 950 mln zł w 2005 roku. Prognoza na 2007 rok przewiduje 1,504 mln zł zysku, a na 2008 r. – 1,817 mln zł.
Premier powołał Zespół Sterujący ds. realizacji rządowego programu dla elektroenergetyki. W skład zespołu wejdą przedstawiciele ministerstw: Skarbu Państwa, Gospodarki i Finansów oraz dwóch urzędów: Ochrony Konkurencji i Konsumentów oraz Regulacji Energetyki. Jak informuje Gazeta Prawna, jednym z pierwszych efektów pracy zespołu może być to, że z planowanych w programie czterech grup pozostaną najpewniej tylko dwie: Polska Grupa Elektroenergetyczna (PGE) i grupa Południowego Koncernu Energetycznego (PKE). Grupy Energi i Enei zostaną sprywatyzowane. Drugim efektem będzie prawdopodobnie przyjęcie harmonogramu prac konsolidacyjnych. Rządowy plan powołania PGE jeszcze przed lipcem 2007 roku (data ta zbiega się z uwolnieniem rynku energetycznego w Polsce) bez zdecydowanych działań już teraz, może nie zostać zrealizowany.
Dzięki zyskom państwowych spółek, skarb państwa może liczyć na rekordowe wpływy do budżetu z tytułu dywidendy. Tylko 6 spółek może wpłacić nawet 2,3 mld złotych. Rekordzistą będzie zapewne PZU, które na dywidendę chce przekazać połowę zysku. W takim przypadku do budżetu wpłynie 737 mln złotych. Wśród firm są także Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Jednak wg przedstawicieli spółki, nic na razie nie wiadomo o wysokości dywidendy, jakiej zażąda Skarb Państwa. Jeżeli byłby to poziom z ubiegłego roku, to PSE wypłaciłyby właścicielowi 219 mln złotych. Dywidendę wypłaci też PGNiG, jednak skarb państwa nie zobaczy z niej nawet złotówki, gdyż w ramach dywidendy spółka wniesie do Gaz Systemu majątek w postaci sieci przesyłowej.
Poszukiwania Nafty i Gazu Kraków (PNiG Kraków), spółka z grupy kapitałowej PGNiG, podpisała kontrakt na wiercenia poszukiwawcze ropy naftowej i gazu ziemnego z kazachskim operatorem Emir Oil, należącym do spółki giełdowej BMB Munai. Wartości kontraktu nie ujawniono. Prace będą odbywały się na polu Dolimoje w zachodniej części Kazachstanu. Kontrakt obejmuje prace rekonstrukcyjne oraz odwiert otworów poszukiwawczych ropy naftowej do głębokości 4300 m. Prace będą prowadzone przez załogę polsko-kazachską. PNiG Kraków działają w Kazachstanie od ośmiu lat. Zatrudniają tam około 450 miejscowych pracowników.
Paweł Szałamacha, wiceminister skarbu twierdzi, że prywatyzacja w energetyce może ruszyć dopiero po wprowadzeniu w życie programu dla energetyki, który pozwoli rozwiązać problem KDT.
Spółka Pafal z Grupy APATOR wygrała przetarg na dostawę liczników energii elektrycznej dla niemieckiego koncernu EnBW i ENSO. Łączna wartość kontraktu wynosi 5,9 mln zł. Dostawy liczników zostaną zrealizowane w okresie od kwietnia 2006 roku do marca 2007 roku.
Łódzki urząd miasta musi wpłacić 100 tys. zł opłaty sądowej, aby doszło do procesu o unieważnienie sprzedaży przez Ministerstwo Skarbu Państwa Łódzkiego Zespołu Elektrociepłowni. Urząd złożył w sądzie pozew o unieważnienie prywatyzacji we wrześniu ubiegłego roku, a w styczniu sąd w Warszawie zażądał wpłaty stu tysięcy zł. Władze Łodzi odwołały się od tej decyzji, ale bezskutecznie. W proces unieważnienia sprzedaży Łódzkich Elektrociepłowni zaangażowali się również posłowie, którzy - wbrew stanowisku rządu - postanowili kontynuować prace na ustawą przekazującą Zespół Elektrociepłowni Łódzkich gminie.
Od 2008 r. obowiązek uzyskania świadectwa energetycznego obejmie wszystkie nowo budowane budynki, a rok później także te już istniejące (do tego czasu świadectwa będą dobrowolne). W tym drugim przypadku taki dokument będzie potrzebny każdemu, kto zechce budynek (także dom jednorodzinny, a nawet mieszkanie w bloku) sprzedać albo wynająć. Takich transakcji jest kilkaset tysięcy rocznie. Najpewniej w przyszłym miesiącu rząd skieruje do Sejmu stosowny projekt ustawy, którą wymusza na Polsce i innych krajach UE obowiązująca od 4 stycznia dyrektywa promująca oszczędzanie energii. Bruksela liczy, że świadectwa zmuszą właścicieli do modernizowania domów, bo od klasy energetycznej podobnie jak w przypadku sprzętu AGD będzie zależała w pewnym stopniu ich wartość rynkowa.
Według specjalistów właściciele domów jednorodzinnych muszą się liczyć z wydatkiem rzędu 1,5 tys. zł. Spółdzielniom i wspólnotom mieszkaniowym będzie się opłacało zamówić świadectwo dla całego bloku, bo określenie klasy energetycznej dla poszczególnych lokali będzie wtedy prostą i znacznie tańszą czynnością (za 100-200 zł). Obecnie kwestią sporną pozostaje już tylko to, do czyich kieszeni trafią te pieniądze. Resort transportu i budownictwa proponuje proste rozwiązanie - chce dać zarobić inżynierom mającym „uprawnienia do projektowania lub kierowania robotami budowlanymi" w specjalnościach architektonicznej i konstrukcyjno-budowlanej oraz ekspertom od sieci, instalacji i urządzeń cieplnych. Załapią się też już działający audytorzy energetyczni, którzy wykażą się wykonaniem co najmniej pięciu audytów (na użytek inwestorów korzystających z budżetowej dotacji termomodernizacyjnej).
Szkoleniem specjalistów (bez konieczności zdawania egzaminu) i ich rejestrowaniem mają się zajmować Izba Architektów oraz Izba Inżynierów Budownictwa. Stawianie na praktyków oznacza odcięcie od zleceń m.in. pracowników wyższych uczelni technicznych, ekspertów z różnego rodzaju fundacji, stowarzyszeń i organizacji promujących oszczędzanie energii, a także zarządców nieruchomości, rzeczoznawców majątkowych oraz inżynierów ochrony środowiska.
Na europejskich giełdach cena praw do emisji dwutlenku węgla wzrosła od początku roku już o 54 proc., do ok. 30 euro za tonę tego gazu. Według Rzeczpospolitej, prawa kupują głównie przedsiębiorstwa energetyczne, które ze względu na wysokie ceny gazu ziemnego zużywają więcej węgla i tym samym emitują więcej zanieczyszczeń. Jednocześnie pojawiły się informacje, że po 2008 r. europejskie firmy otrzymają niższe niż obecnie limity emisji dwutlenku węgla. Polsce mechanizmy handlu emisjami CO2 nadal nie funkcjonują, a według optymistycznych przewidywań zostaną uruchomione w czerwcu, ale pesymiści mówią o przyszłym roku.
Taka sytuacja sprawia, że Polscy przedsiębiorcy tracą możliwość zarobku na handlu prawami do emisji, a winę za to ponosi polski rząd, który do tej pory nie stworzył elektronicznego systemu rozliczania emisji zanieczyszczeń powietrza. Komisja Europejska już upomniała za to Polskę i rozpoczęła postępowanie dyscyplinujące. Do końca miesiąca powinniśmy przedstawić Brukseli raport, ile dwutlenku węgla wyemitowało 900 naszych zakładów. Najprawdopodobniej nie uda się tego zrobić. Polskie firmy mogłyby sprzedać rocznie prawa do emisji ok. 20 mln ton dwutlenku węgla. Szacuje się, że emitują o tyle mniej, niż przyznany przez Brukselę limit.
Polska Izba Gospodarcza Energii Odnawialnej zwróciła się do Prezesa UZP z apelem o zmianę stanowiska w sprawie zakwalifikowania całego procesu budowy elektrowni wiatrowych do kategorii zamówień sektorowych. W dotychczasowych postępowaniach Urząd Zamówień Publicznych, dokonując własnej interpretacji definicji zawartych w ustawie Prawo energetyczne oraz ustawy Prawo zamówień publicznych (Pzp), stoi na stanowisku, że budowa elektrowni wiatrowej stanowi działalność tworzenia stałych sieci przeznaczonych do świadczenia publicznych usług związanych z produkcją, transportem lub dystrybucją energii elektrycznej, w rozumieniu art. 122 ust. 1 pkt 3 Pzp., czego konsekwencją jest obowiązek stosowania ustawy Pzp, w szczególności przepisów normujących udzielanie zamówień sektorowych, przy wyborze wykonawcy przy budowie elektrowni wiatrowej lub zespołu elektrowni wraz z budową niezbędnych kabli.
Stanowisko UZP zobowiązuje podmioty prywatne do przeprowadzania procedury przetargowej przy wyborze producenta turbin wiatrowych. Inwestor nie może jednak rozpocząć procedury przetargowej na dostawę turbin wiatrowych przed uzyskaniem pozwolenia na budowę elektrowni. Aby uzyskać pozwolenie na budowę farmy wiatrowej niezbędne jest uzyskanie warunków przyłączenia elektrowni do sieci. Tymczasem ekspertyzy niezbędne do uzyskania warunków przyłączenia dotyczą wpływu turbin i ich lokalizacji na sieć i badają szczegółową charakterystykę energetyczną konkretnego rodzaju turbiny. Należy podkreślić, że każdy producent turbin wiatrowych produkuje urządzenia o całkowicie odmiennej charakterystyce energetycznej, a więc do celów ekspertyzy przyłączeniowej niezbędne jest określenie konkretnego modelu turbiny danego producenta. Ponadto warto zauważyć, że światowi producenci wiatraków, borykający się z nadmiernym popytem na ich produkty, nie są zainteresowani udziałem w jakichkolwiek przetargach.
Przykładem może być przetarg ogłoszony na dostawę turbin na inwestycje w Kamieńsku, do udziału w którym żaden producent się nie zgłosił. Dziś to inwestor musi zabiegać o dostawę turbin, a nie producent o ich sprzedaż. Utrzymanie stanowiska Prezesa UZP w omawianej sprawie oznacza brak możliwości wywiązania się Polski z obowiązku uzyskania 9% udziału energii elektrycznej produkowanej w odnawialnych źródłach energii w bilansie energii wyprodukowanej w roku 2010. Aby spełnienie tego obowiązku, nałożonego na Polskę przez UE dyrektywą 2001/77/WE, było możliwe, w najbliższych 4 latach musimy wybudować co najmniej 2000 MW nowych mocy w energetyce wiatrowej (szacunki Ministerstwa Gospodarki zawarte w Polityce Energetycznej Polski do roku 2025). Oznacza to także, że w Polsce nie będzie się rozwijała jedna z najdynamiczniej rozwijających branży na świecie, której wartość na naszym rynku szacowana jest na poziomie 3,5 mld euro w najbliższych 6 latach. Dziś stanowisko UZP jest ostatnią poważną barierą dla uruchomienia nowych inwestycji w energetyce wiatrowej.
Ministerstwo Skarbu Państwa (MSP) rozpoczyna rozmowy z Elektrimem na temat sprzedaży warszawskiemu konglomeratowi pakietu akcji Zespołu Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin (PAK). "Elektrim wreszcie przejmie Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin (ZE PAK). Tym samym potwierdziły się nieoficjalne informacje agencji ISB z połowy marca, że MSP chce sprzedać kolejny pakiet akcji ZE PAK Elektrimowi. Z ustaleń ISB wynikało, że decyzja resortu zostanie podjęta ze względu na to, że Elektrim przekazał wszystkie dokumenty, dotyczące finansowania Pątnowa II, które warunkowały zbycie akcji PAK-u, zgodnie z porozumieniem zawartym przez MSP i Elektrim w 2005 roku. Zgodnie z postanowieniami porozumienia z 2005 roku, Skarb Państwa ma sprzedać taki pakiet, który umożliwi Elektrimowi posiadanie ponad 50% akcji ZE PAK. Oznaczałoby to konieczność sprzedaży praktycznie całego pakietu posiadanego przez MSP. Obecnie Elektrim dysponuje śladowym udziałem w kapitale PAK, natomiast główny akcjonariusz Elektrimu Zygmunt Solorz-Żak kontroluje pośrednio ok. 39% walorów.
Moc zainstalowanych turbin wiatrowych w Polsce wynosi obecnie zaledwie 83,3 MW. A mogłoby być prawie 1700 MW, bo Polskie Sieci Elektroenergetyczne wydały warunki przyłączenia do sieci siłowni o łącznej mocy 1698 MW. W tym roku oddana zostanie do użytku największa farma wiatrowa w Polsce - w Tymieniu o łącznej mocy 50 MW. To statystycznie będzie wyglądało bardzo dobrze, bo moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych wzrośnie aż o 70 proc., ale tylko dlatego, że do tej pory wybudowano siłownie o łącznej mocy nieco ponad 83 MW. Zdaniem Adama Stadnika, prezesa spółki Windpol, zajmującej się energetyką wiatrową w Polsce, powodów dla których inwestorzy nie rozpoczęli planowanych wcześniej inwestycji w energetyce wiatrowej w naszym kraju jest kilka. Najważniejszy to brak dobrych warunków inwestowania i gwarancji zwrotu kapitału. Przyczynia się do tego nieprzychylna atmosfera wokół tej branży w Polsce, brak szerszego zainteresowania samorządów regionalnych oraz zbyt częste zmiany prawa energetycznego.
Ponad 80 tysięcy złotych zarobił Tarnów w efekcie wytworzenia energii elektrycznej ze składowanych na wysypisku w Krzyżu odpadów. Tamowska bioelektrownia funkcjonuje już od roku na terenie składowiska odpadów komunalnych. Instalacja składa się z 31 studni odgazowujących, stacji zbiorczej biogazu, stacji ssawo-dmuchawy, elektrowni gazowej na którą składają się dwa agregaty prądotwórcze o mocy około 400 kW każdy oraz pochodni do spalania niewykorzystanego biogazu. Każdego miesiąca instalacja wykorzystuje ponad milion metrów sześciennych biogazu, z którego wytwarza ponad 200 tysięcy kilowatogodzin. Miasto otrzymuje 15 proc zysków ze sprzedaży energii.
Państwowy Gaz-System chce w tym roku zainwestować 300 mln zł w rozbudowę sieci. Wartość majątku posiadanego w chwili obecnej przez Gaz--System to ok. 0,5 mld zł, natomiast leasingowanego - 4,5 mld zł. Zgodnie z planami zawartymi w prospekcie emisyjnym PGNiG, do 2009 r. roku majątek przesyłowy ma być stopniowo przekazywany Gaz-Systemowi w ramach dywidendy rzeczowej dla Skarbu Państwa. Spółka liczy, że pierwszą część aktywów przesyłowych otrzyma w ramach dywidendy za 2005 r.
Uchwałą Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia, podjętą 28 kwietnia 2006 roku, dokonano zmian w Radzie Nadzorczej Koncernu Energetycznego ENERGA SA. Ze składu Rady Nadzorczej odwołani zostali: Konrad Janowski, Henryk Wojciechowski, Beata Wyszomirska, Aleksander Żubrys oraz Tomasz Posadzki. Nowymi członkami Rady Nadzorczej zostali: Bartłomiej Czech, Andrzej Jaworski, Tadeusz Pęk oraz Lucjan Nowakowski. Członkiem Rady Nadzorczej pozostał Michał Szubski. Rada Nadzorcza Koncernu Energetycznego ENERGA SA liczy łącznie 10 członków, spośród których sześć osób to przedstawiciele Skarbu Państwa, właściciela koncernu. Cztery osoby są wybierane przez pracowników spółki.
Elektrim powinien otrzymać dystrybutora energii oraz kopalnie węgla brunatnego - wynika z porozumienia spółki z ministrem skarbu państwa, którego zapisy ujawnił Parkiet. Gazeta dotarła do porozumienia Skarbu Państwa z Elektrimem, podpisanego 29 kwietnia 2005 r. przez ówczesnego ministra skarbu Jacka Sochę. Zostało ono zawarte w celu domknięcia finansowania budowy bloku Pątnów II, ale jak pisze giełdowa gazeta, porozumienie ma szersze konsekwencje. Wynika z niego, że były minister skarbu Jacek Socha razem z Elektrimem postanowili dążyć do skonsolidowania ZE PAK, kopalń oraz dystrybutora energii. W tym celu minister skarbu ma wystąpić do Rady Ministrów z wnioskiem o zaakceptowanie takiej strategii. Jednocześnie w porozumieniu zapisano, że w przypadku, gdy w przyszłości wejdą w życie regulacje prawne, na skutek, których którekolwiek z postanowień dokumentu staną się nieważne, strony podejmą negocjacje celem ich zastąpienia. Zygmunt Solorz-Żak, większościowy właściciel Elektrimu oczekuje cierpliwie na spotkanie w ministerstwie.
W przypadku negatywnych dla Elektrimu rozstrzygnięć, nie wyklucza sądowej drogi dochodzenia swoich praw, bo dlaczego ZE PAK ma być poszkodowany i pozbawiony dostępu do rynku? – pyta Solarz. Cytowany przez Parkiet Piotr Nurowski, p.o. prezesa Elektrimu, mówi: "W porozumieniu strony do czegoś się zobowiązały. My robimy swoje. Teraz czekamy na Skarb Państwa". W jego ocenie racjonalne wydawałoby się połączenie ZE PAK z poznańską Eneą. Komentujący zapisy porozumienia Grzegorz Domański z kancelarii Domański, Palinka, Zakrzewski, zwraca uwagę, że porozumienie MSP i Elektrimu ma charakter umowy cywilnej i jako takie niesie ze sobą konsekwencje dla obu stron. W jego ocenie zapisy w tym dokumencie daleko przekraczają formę intencji i deklaracji. Jeżeli Skarb Państwa wycofa się z porozumienia, to warszawska spółka będzie miała otwartą drogę do wystąpienia o odszkodowanie, również na drodze sądowej.
Czeska grupa energetyczna potwierdziła oficjalnie zamiar wejścia na warszawski parkiet. - Stanie się to jeszcze w tym półroczu - oświadczył dyrektor finansowy Petr Voboril. - Rozmowy z polskimi inwestorami przekonały nas, że podwójne notowania naszych akcji w Czechach i Polsce mają sens. Prezes CEZ Martin Roman wspomniał o tym pierwszy raz w lutym. Stwierdził wówczas, że CEZ oceniony na ponad 20 mld dolarów byłby największą spółką notowaną w Warszawie. Polska jest dla CEZ strategicznym rynkiem w jego ekspansji w krajach Europy Środkowej i Południowo-Wschodniej. Debiut w Warszawie ma przyczynić się do wykorzystania możliwości, jakie oferuje rozwinięty rynek kapitałowy w Polsce
Syndyk Rafinerii Glimar SA, Bożena Polesek poinformowała, że rozpoczęły się prace związane z wyceną niedokończonej instalacja hydrokompleksu, będącej najważniejszym składnikiem majątku upadłej gorlickiej rafinerii. Instalacja może zostać wystawiona na sprzedaż jeszcze przed wakacjami.
Instalacja zostanie wystawiona na sprzedaż najprawdopodobniej w całości jako zorganizowana cześć przedsiębiorstwa, choć nadal trwają negocjacje z wykonawcą tej inwestycji - niemiecką firmą Lurgi Ol Gas Chemie GmbH i jej polskim oddziałem Lurgi Bipronaft SA w Krakowie w sprawie przekazania ewentualnemu nabywcy dokumentacji technicznej instalacji oraz licencji na procesy technologiczne. Syndyk nie chciała spekulować, na jaką kwotę może zostać wyceniona instalacja.
Według poniesionych nakładów rzeczowych jej budowa kosztowała do tej pory 350-400 mln zł i jest ukończona w blisko 90 procentach. Instalacja hydrokompleksu w Gorlicach miała służyć do wytwarzania m.in. nafty, rozpuszczalników, olejów bazowych oraz gotowych olejów specjalnych dla przemysłu i motoryzacji. Upadłość Rafinerii Nafty Glimar SA w Gorlicach, obejmującą likwidację majątku ogłosił w połowie stycznia zeszłego roku sąd rejonowy w Nowym Sączu. W uzasadnieniu decyzji sąd stwierdził, że rafineria jest niewypłacalna i niewypłacalność ta ma charakter trwały.
Na odbywającym się 21 kwietnia posiedzeniu Rada Nadzorcza Południowego Koncernu Energetycznego SA przyjęła sprawozdanie ze swojej działalności w 2005 roku oraz pozytywnie zaopiniowała sprawozdanie Zarządu i sprawozdanie finansowe za ubiegły rok. Rada Nadzorcza zaopiniowała pozytywnie propozycję Zarządu o przeznaczeniu całego zysku na kapitał zapasowy. Zarząd wnioskuje, aby zysk w całości przeznaczyć na inwestycje (od stycznia trwa budowa bloku 460 MW w Elektrowni Łagisza), dzięki którym wartość i pozycja rynkowa firmy wzrośnie, co przyniesie większe korzyści akcjonariuszom. Ostateczna decyzja w tej sprawie należy do planowanego na czerwiec Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy PKE SA. W 2005 roku moc zainstalowana elektryczna PKE wynosiła 4952,5 MWe, a cieplna 2399,7 MWt.
W minionym roku koncern wyprodukował 20 018 010 MWh energii elektrycznej i 11 407 580 GJ ciepła. W efekcie spółka wypracowała 281,24 mln złotych zysku netto przy przychodach na poziomie 3,56 mld złotych. Rentowność sprzedaży netto firmy (zysk netto do przychodów) wyniosła 7,8 proc. W 2005 roku w koncernie zanotowano spadek poziomu emisji w odniesieniu do 2004 roku: dwutlenku siarki o około 11,7 proc., pyłu o około 8,8 proc., tlenku węgla o około 2 proc. Wystąpił wzrost poziomu emisji dwutlenku węgla o około 6,1 proc. Jest to wynikiem wzrostu produkcji energii elektrycznej brutto o około 2,8 proc. oraz zmian w zasadach monitorowania wielkości emisji pod kątem systemu handlu uprawnieniami do emisji. 31 grudnia 2005 roku w PKE SA pracowało 5 721 osób. W porównaniu do 31 grudnia 2004 roku zatrudnienie zmniejszyło się o 218 osób.
W tym roku nie będzie jeszcze możliwe stosowanie tzw. profili obciążeń w rozliczeniach za prąd małych odbiorców. Jeśli zechcą zmienić sprzedawcę, będą musieli liczyć się z wymianą licznika na elektroniczny. – Przyjęcie standardowych profili zużycia powoduje nieuzasadnione koszty po stronie obecnych spółek dystrybucyjnych związane z powiększeniem kosztów odchyleń. Stąd nie powinno się ich stosować w rozliczeniach – takie jest stanowisko Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE). Jego członkowie – zakłady energetyczne - przyklasnęli tej opinii. Sprzeciwił się jej jedynie Vattenfall Distribution Poland. Jednym słowem, według PTPiREE, klient posiadający zwykły licznik po zmianie dostawcy, a dzięki profilom będzie nieprzewidywalny. Rozwiązaniem według spółek byłaby wymiana liczników na takie, które można odczytać zdalnie. Przedstawiciele spółek dystrybucyjnych argumentują wymianę niemożliwością dokładnego ustalenia stanu urządzenia pomiarowego w momencie zmiany sprzedawcy. Na profilach potknęła się na początku także Szwecja. Dopiero interwencja rządu doprowadziła do zniesienia nakazu wymiany liczników i korzystania z profili. Profile stosują także Austria, Finlandia, Francja, Hiszpania, Węgry i Włochy.
Polska łamie unijne prawo odnośnie do opodatkowania akcyzą energii elektrycznej – czytamy w Rzeczpospolitej. Zgodnie z art. 21 ust. 5 dyrektywy energetycznej obowiązek zapłaty akcyzy powstaje z chwilą dostawy energii elektrycznej przez dystrybutora (redystrybutora) do odbiorcy końcowego, czyli konsumenta energii - wyjaśnia dziennik. Tymczasem w myśl polskiej ustawy o podatku akcyzowym (art. 6 ust. 5) obowiązek ten powstaje "z dniem jej wydania". Oznacza to, że ciąży na producencie (tj. elektrowni). Rzeczpospolita wyjaśnia, że ta sytuacja to efekt niedostosowania naszego ustawodawstwa do przepisów unijnych, co powinniśmy to zrobić już 1 stycznia tego roku. Wtedy skończył się dla Polski okres przejściowy. Polska łamie, więc unijne prawo i wg oceny Rzeczpospolitej będzie tak do końca 2006 r., bo prace nad zmianą przepisów wciąż trwają. W efekcie Komisja Europejska może wszcząć przeciwko Polsce postępowanie w trybie art. 226 traktatu ustanawiającego Wspólnotę Europejską. Jeśli stan ten będzie trwał - może wystąpić przeciwko nam do Europejskiego Trybunału Sprawiedliwości ze skargą, podobnie jak to zrobiła w wypadku Francji i Niemiec.
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo przejmie od swoich spółek dystrybucyjnych sprzedaż gazu do odbiorców końcowych. Operacja ma związek z dyrektywą gazową, ale też pozwoli giełdowej spółce poprawić serwis i lepiej bronić się przed konkurencją. Obecnie sprzedaż gazu prowadzona jest na dwóch poziomach - najwięksi odbiorcy przemysłowi kupują paliwo od centrali spółki, a pozostali, w tym odbiorcy indywidualni - od 6 spółek dystrybucyjnych. Zgodnie z unijnymi przepisami – dyrektywą gazową, działalnością handlową nie będą mogły zajmować się już spółki prowadzące działalność przesyłową. Zarząd PGNiG rozważał dwa warianty przekształceń. Pierwszy rekomendowany przez doradcę przewidywał wydzielenie przez firmy dystrybucyjne spółek córek, które zajmowałyby się przesyłem. Drugi wydzielenie ze spółek dystrybucyjnych departamentów sprzedaży (wraz z pomieszczeniami i personelem) i wchłonięcie ich przez PGNiG.
Po dyskusji z prezesami spółek dystrybucyjnych zdecydowaliśmy się odrzucić wariant rekomendowany przez doradcę. Jego wdrożenie doprowadziłoby do dalszego skomplikowania struktury grupy - powiedział prezes PGNiG - B. Marzec posłom z sejmowej Komisji Skarbu Państwa. - Datą graniczną jest 1 lipca 2007 r., my jednak założyliśmy ambitnie, że zakończymy przekształcenia do końca 2006 r. - dodał szef PGNiG.
CEZ, kontrolowany przez państwo czeski narodowy koncern energetyczny z pierwszej europejskiej dziesiątki, nie ustaje w wysiłkach, żeby zbudować sobie silną pozycję na polskim rynku. Ma mu w tym pomóc równoległe notowanie na giełdach praskiej i warszawskiej, choć — jak zapewnia Kamil Cermak, szef CEZ na Polskę — u podstaw decyzji o wejściu na nasz parkiet legło przekonanie o sile polskiego rynku kapitałowego. CEZ, który będzie spółką o największej kapitalizacji spośród notowanych w Warszawie, najchętniej przejmowałby nasze spółki, ale na razie udało mu się kupić tylko dwie stosunkowo niewielkie firmy. Od wycofujących się z Polski Amerykanów z koncernu PSEG odkupił podkrakowską Elektrownię Skawina i chorzowską elektrociepłownię Elcho. - Transkacja zostanie zamknięta w pierwszej połowie roku. Po jej sfinalizowaniu jesteśmy gotowi odkupić od skarbu państwa resztę akcji Skawiny. Zwróciliśmy się z taką propozycją do ministra skarbu — mówi Kamil Cermak. Czesi, zobowiązani przez Amerykanów, na razie nie ujawniają ceny za Elcho i Skawinę.
Nieoficjalnie mówi się, że za obie spółki zapłacą około 400 mln EUR. Nie ma wątpliwości, że zakup dwóch niewielkich spółek nie zaspokoi apetytu Czechów. Kamil Cermak podkreśla, że obok Bałkanów, Polska, a w przyszłości prawdopodobnie Ukraina, to jeden z kluczowych kierunków ekspansji CEZ. Problem w tym, że na razie więcej do kupienia nie ma. Inwestorzy z Europy Zachodniej, którym udało się zbudować przyczółki w Polsce, nie zamierzają się ich pozbywać, a Ministerstwo Skarbu Państwa (MSP), które wciąż kontroluje lwią część branży, nie kwapi się z jej prywatyzacją. CEZ nie traci nadziei, że będzie mógł powalczyć o akcje Zespołu Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin (PAK), w którym największym udziałowcem jest skarb państwa, a kontrolę sprawuje właściciel Polsatu — Zygmunt Solorz-Żak (za pośrednictwem Elektrimu i Polskich Inwestycji). - Nasza propozycja zakupu akcji PAK jest nadal aktualna. Od ponad pół roku mamy zgodę MSP na przeprowadzenie w spółce due diligence. Jesteśmy gotowi wyłożyć pieniądze na dokończenie inwestycji i konsolidację z kopalniami. Potrzebna jest jednak wola wszystkich zainteresowanych — dodaje Kamil Cermak.
Czesi liczą też na udział w prywatyzacji nielicznych spółek, których rząd nie uwzględnił w procesie wielkiej konsolidacji sektora. - Bardzo podobałaby się nam przewidziana w rządowym programie grupa złożona z Enei, Elektrowni Kozienice i kopalni Bogdanka — mówi Kamil Cermak. - Południowy Koncern Energetyczny przymierza się do budowy na nowo Elektrowni Halemba (mocy do 300 MWe plus ciepło) i szuka większościowego partnera. Przed końcem maja potwierdzimy nasze zainteresowanie tym projektem — zapowiada Kamil Cermak. Czesi deklarują też chęć udziału w budowie elektrowni atomowej wspólnie z Polską Grupą Energetyczną, której prawdopodobnie rząd powierzy to zadanie. Zamierzają również rozbudowywać własne moce jądrowe. Chcą dwukrotnie zwiększyć moc Temelina, która obecnie wynosi 2 tys. MW.
PGNIG jest zainteresowane wspólnym przedsięwzięciem z ZA Puławy, ale ewentualne zaangażowanie kapitałowe musi być poprzedzone doprecyzowaniem jaki konkretnie byłby to projekt i jaka byłaby z niego stopa zwrotu, poinformował Bartłomiej Pawlak, wiceprezes PGNiG. „Interesuje nas wspólne przedsięwzięcie z Puławami, gdyż ta firma nie tylko wykorzystuje gaz do swojej działalności operacyjnej, ale także do produkcji” – powiedział Pawlak. Podkreślił, że w związku z tym warto się zastanowić czy PGNiG i Puławy nie mają wspólnych interesów w całym łańcuchu wykorzystania gazu.
Pawlak pytany czy PGNiG byłby zainteresowany kapitałowym wejściem w przedsięwzięcie odpowiedział: „jeszcze za wcześnie aby o tym mówić. Musimy najpierw konkretnie określić, co by było robione i jaka by była z tego stopa zwrotu”. Prezes Puław Małgorzata Iwanejko poinformowała, że ZA Puławy chcą poszukać partnera do współpracy w nowych segmentach rynku i w nowych produktach. Według niej, partnerem mogłoby być np. Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. Prezes wyjaśniła dziennikarzom, że nowe kierunki rozwoju mogłyby polegać na dalszym przetwarzaniu produkowanego przez Puławy kaprolaktamu i melaminy. Mówiła, że firmę interesuje też sektor biopaliw. W marcu Puławy informowały, że zawarły z firmą Emfesz NG Polska umowę na dostawy ok. 150 mln m. sześc. gazu ziemnego do końca 2008 roku. Rozpoczęcia dostaw od Emfesza spółka spodziewa się w drugiej połowie roku. Obecnie Puławy zużywają rocznie ok. 850 mln m. sześc. gazu. Wcześniej jedynym dostawcą było PGNiG.
27 kwietnia Rada Nadzorcza BOT Górnictwo i Energetyka SA dokonała zmian w zarządzie spółki. Rada powołała z dniem 27 kwietnia 2006 roku na stanowisko Prezesa Zarządu - Dyrektora Generalnego BOT Górnictwo i Energetyka SA - Pawła Skowrońskiego, dotychczasowego Prezesa Zarządu Stołecznego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej SA. Po zmianach zarząd BOT-u tworzą: Paweł Skowroński, Prezes Zarządu - Dyrektor Generalny, Jerzy Łaskawiec, Członek Zarządu - Dyrektor ds. Energii i Paliw, Roman Forma, Członek Zarządu - Dyrektor ds. Finansowych.
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo chce zintensyfikować projekty inwestycyjne w kolejnych latach i może wydatkować w latach 2007-2008 maksymalnie 3,4 mld zł, poinformował prezes PGNiG - Bogusław Marzec. „Chcemy zintensyfikować proces inwestycyjny w przyszłych latach. W przyszłym roku będzie to ok. 1,6 mld zł, a w 2008 roku – 1,8 mld zł” – powiedział Marzec podczas posiedzenia sejmowej Komisji Skarbu Państwa. „Takie są maksymalnie możliwości inwestycyjne, jeżeli chodzi o stan na dzień dzisiejszy” – podkreślił. Plan inwestycyjny na 2006 rok, przygotowany jeszcze przez poprzedni zarząd, przewiduje wydatki w wysokości ok. 1 mld zł. „W tej chwili mamy do dyspozycji pełną kwotę z tytułu sprzedaży akcji w ofercie publicznej tj. 2,7 mld zł i niewykorzystaną transzę kredytu konsorcjalnego w kwocie 300 mln euro” – wyliczał Marzec. Razem daje to ok. 4 mld zł, podsumował. Wcześniej spółka informowała, że łącznie na inwestycje zamierza przeznaczyć do 8,5 mld zł do 2008/2009 roku.
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) prowadzi rozmowy z PKN Orlen o wspólnej ekspansji zagranicznej dotyczącej pozyskania ropy i gazu, a także z PSE na temat projektu produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu, na bazie złóż gazu zaazotowanego, poinformował prezes PGNiG Bogusław Marzec. „Rozmawiamy z PSE o projekcie dotyczącym produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu. Chcemy wykorzystać złoża gazu zaazotowanego do tej produkcji” – powiedział Marzec podczas posiedzenia sejmowej Komisji Skarbu Państwa. „Rozmawiamy też z Orlenem, żeby utworzyć placówki zagraniczne i prowadzić wspólną ekspansję dotyczącą pozyskania ropy i gazu” – powiedział. Prezes poinformował też, że PGNiG przygotowuje też plany ekspansji m.in. w Kazachstanie i jest zainteresowany złożami gazu w Egipcie i Libii.
Konsorcjum Koncernu Energetycznego ENERGA SA i Agencji Rozwoju Przemysłu SA. złożyło wstępną ofertę na objęcie 100 % akcji Stoczni Gdańskiej - Grupy Stocznia Gdynia S.A. Każdy z członków konsorcjum zamierza objąć po 50 proc. akcji. Koncern Energetyczny ENERGA SA pragnie w ten sposób dokonać restrukturyzacji zaległych zobowiązań Stoczni Gdynia SA wobec ENERGI. Producent statków jest winien koncernowi kilkanaście milionów złotych za pobraną energię elektryczną.
Do połowy maja prezes Urzędu Regulacji Energetyki powinien zaakceptować nowe instrukcje ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnych. Od czerwca powinny pojawić się w nich zmiany korzystne dla odbiorców prądu. Ważnym udogodnieniem będzie możliwość powstawania grup bilansujących, co umożliwi firmom posiadającym wiele obiektów na terenie całego kraju kupowanie energii łącznie u jednego sprzedawcy. Przewiduje to instrukcja operatora systemu przesyłowego (PSE-Operator). Teraz potrzebne są zmiany we wspomnianych instrukcjach odnoszących się do sieci zakładów energetycznych. Do 18 kwietnia projekty instrukcji dystrybutorów musiały trafić do Urzędu Regulacji Energetyki (URE).
URE ma miesiąc ma na ich analizę i akceptację. Jeżeli nie dojdzie do porozumienia rynek znów będzie rozwijał się z poślizgiem. W większości projektów złożonych w URE przez dystrybutorów, grupy bilansujące zostały dobrze opisane. Niestety, część zakładów energetycznych wykorzystała starą definicję, w której grupy bilansujące ograniczone są do obszaru jednej spółki dystrybucyjnej. To, zdaniem Marka Kulesy, dyrektora biura Towarzystwa Obrotu Energią, jest niezgodne z zapisami zawartymi w instrukcji operatora systemu przesyłowego i niezgodne z duchem rynku. Barierą w uwalnianiu rynku, była konieczność zgłaszania zapotrzebowania na energię z dokładnością do 1 MWh. Zgodnie z postulatami zwolenników konkurencji w energetyce jednostka zgłoszeniowa obniżona do 1 kWh znalazła się w instrukcjach wszystkich dystrybutorów.
Nie było innego wyjścia, bo wprowadzenie bilansowania z dokładnością do 1 kWh na rynku systemowym wymusiło identyczne zmiany w spółkach dystrybucyjnych. Trochę gorzej wygląda sytuacja w przypadku drobnych odbiorców. Problemem przy otwarciu rynku dla nich jest metoda określania zużycia energii. Jedni chcą, by klientów zmieniających sprzedawcę prądu (w szczególności odchodzących od lokalnego dystrybutora) wyposażać w godzinowy licznik elektroniczny na bieżąco przesyłający dane pomiarowe. Drudzy uważają, że do rozliczeń wystarczą tzw. profile obciążeń, czyli charakterystyki zużycia energii przez typowych odbiorców. Druga metoda jest znacznie prostsza i znalazła swe zastosowanie np. w Wielkiej Brytanii i Skandynawii. W Polsce tylko w instrukcjach przedstawionych przez Vattanfall Distribution Poland oraz Zakład Energetyczny Białystok były zawarte propozycje dotyczące stosowania profili obciążeń. ZE Białystok jednak wycofał się z wstępnej propozycji.
Z trzech zaplanowanych inwestycji w elektrowniach ruszyła tylko jedna: budowa Pątnowa II. Na budowy w Łagiszy i Bełchatowie elektrownie wciąż organizują fundusze. Jeżeli nawet, co jest raczej pewne, te trzy inwestycje dojdą do skutku, to będzie to kropla w morzu potrzeb krajowego sektora elektroenergetycznego. Eksperci oceniają, że średnia wieku istniejących w Polsce 30 000 MW mocy wytwórczych wynosi 30-35 lat. A to oznacza, że co roku elektrownie powinny odbudowywać 800-1000 MW nowych mocy. Tymczasem taką moc elektrownie zainstalują nie w rok, lecz w ciągu trzech lat. Pełną parą, chociaż z niemałym opóźnieniem idzie budowa nowego bloku Pątnów II. Inwestycje w Bełchatowie i Łagiszy nie mają już tyle szczęścia. Choć prace budowlane przy bloku w Łagiszy zostały uruchomione w styczniu tego roku, to właściciel, czyli Południowy Koncern Energetyczny, nie ma jeszcze w całości zapewnionego finansowania. Na inwestycję potrzeba zaś 2 mld zł. Jak zapewnia rzecznik PKE, pierwsza transza obligacji, która miałaby zapewnić finansowanie Łagiszy, zostanie wyemitowana jeszcze w tym roku.
Joint venture duńskiej firmy branżowej i PSE szuka wykonawcy projektu o wartości 150 mln zł. Eolica Wojciechowo, która ma zbudować farmę wiatrową o mocy 28 MW, szuka dostawcy po raz drugi gdyż pierwszy przetarg został oprotestowany. - Koszt inwestycji zależy od ceny turbin. Szacujemy ich koszt na około 110 mln zł. Wraz z pozostałymi kosztami, fundamentami czy drogami dojazdowymi inwestycja może sięgnąć 150 mln zł — ocenia Wojciech Stankiewicz z Eoliki. Spółka ubiega się o finansowanie — 20-30 proc. inwestycji ma pochodzić ze środków własnych, a reszta z kredytu. Jeśli wszystko pójdzie zgodnie z planem, umowa z wykonawcą zostanie podpisana w czerwcu. — Spółka zamierza oddać farmę do eksploatacji jak najszybciej. Pierwotnie planowaliśmy przełom lat 2006 i 2007. Doświadczenie pokazuje jednak, że termin dostaw turbin wynosi minimum 12 miesięcy, więc przewidujemy, że farma ruszy w październiku 2007 r. Większość prac infrastrukturalnych przeprowadzimy jeszcze w tym roku. Kończymy negocjacje o przyłączeniu do sieci przez KE ENERGA O. Słupsk — zapowiada Wojciech Stankiewicz.
24 kwietnia Zespól Elektrowni Dolna Odra SA podpisał z Bankiem Gospodarstwa Krajowego, Oddział w Szczecinie umowę kredytową. Umowa opiewa na kwotę 45 mln. zł na okres dwóch lat. Środki będą przeznaczone na bieżącą działalność Spółki. Umowę kredytową podpisali ze strony Banku Mirosław Czekaj — Wiceprezes Zarządu i Zenon Grabowski — Dyrektor Oddziału w Szczecinie. Ze strony ZEDO S.A. umowę podpisali Karol Pawłowski - Prezes Zarządu oraz Mirosław Dybioch — Członek Zarządu. Bank Gospodarstwa Krajowego uczestniczy w konsorcjum bankowym, które udzieliło ZEDO SA kredytu inwestycyjnego na budowę instalacji odsiarczania spalin dla bloku nr 7 i 8 w elektrowni Dolna Odra.
Zespół Elektrociepłowni Łódź S.A. podpisał umowę, której przedmiotem jest budowa pod klucz Instalacji Odsiarczania Spalin dla kotłów K2 i K3 w Elektrociepłowni nr 4 w Łodzi. Prace wykona raciborskie RAFAKO. Wartość umowy to 38,37 mln zł. Instalacja ma zostać wykonana w terminie do grudnia 2007 roku.
W minionym roku Południowy Koncern Energetyczny SA poprawił wynik na sprzedaży ciepła, między innymi dzięki działaniom oszczędnościowym w zakładach spółki. Wielkość produkcji utrzymała się na podobnym poziomie. Natomiast w pierwszym kwartale 2006 roku sprzedaż ciepła w porównaniu z zeszłym rokiem wzrosła o 8 proc. Tym razem pomogła głównie surowa zima. Osiem zakładów PKE produkuje – oprócz prądu – także ciepło. Typowymi elektrociepłowniami (czyli zakładami, których głównym zadaniem jest wytwarzanie ciepła) są EC Katowice i ZEC Bielsko-Biała. Jednak kondensacyjne elektrownie spółki - jak Jaworzno III, Łaziska, Siersza, Łagisza, Blachownia i Halemba – również sprzedają energię cieplną. PKE posiada 2399,7 MWt zainstalowanej mocy cieplnej. W 2005 roku koncern wyprodukował 11.407.580 GJ ciepła. Przychody ze sprzedaży tego produktu wynosiły 208,05 mln złotych. Najwyższy udział w produkcji miała Elektrociepłownia Katowice – 28 proc. Możliwości produkcyjne ośmiu zakładów spółki są znacznie większe – firma przy aktualnej cieplnej mocy zainstalowanej może podwoić swój udział w lokalnym rynku.
Wielkość sprzedaży zależy jednak nie tylko od warunków atmosferycznych, ale również od termoizolacji ogrzewanych obiektów, stopnia wyposażenia w urządzenia regulujące komfort cieplny pomieszczeń, a także od budżetu klientów.Dzięki surowej zimie sprzedaż w pierwszym kwartale bieżącego roku w porównaniu z zeszłorocznymi trzema pierwszymi miesiącami wzrosła o 8 proc. z 4.811.530 GJ do 5.232.677 GJ. Wartościowo sprzedaż zwiększyła się o około 7 proc. (z 82,8 mln zł do 88,7 mln zł). W 2004 roku PKE obniżył o 5 proc. ceny ciepła z dwóch swoich zakładów: EC Katowice i Elektrowni Łagisza
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
|
|
|
|
