Według PARKIETU sprzedaż trzyletniej nadwyżki praw do emisji CO2 przyniosłaby Zespołowi Elektrowni „Dolna Odra” co najmniej 550 mln zł. A jeszcze kilka tygodni temu MSP chciało sprzedać spółkę za 1 mld złotych.

Wg prognoz ZEDO ma nadwyżkę praw do emisji w wysokości 5 mln ton. Na giełdzie w Lipsku prawo do emisji jednej tony dwutlenku węgla jest wyceniane na około 24 euro. To oznacza, że Dolna Odra może dostać około 50 mln euro, sprzedając jedynie ubiegłoroczną nadwyżkę. Za zgodą powstającego przy Ministerstwie Środowiska regulatora, Dolna Odra będzie mogła sprzedać od razu całą przewidywaną nadwyżkę za lata 2005-2007. Jednak wg analityków taki ruch byłby nieopłacalny, gdyż prawa do emisji CO2 drożeją i ich cena może w ciągu kilkunastu miesięcy skoczyć do 40 euro. Przy takim kursie elektrownia mogłaby zainkasować za trzyletnią nadwyżkę nawet 900 mln zł.

Gdańsk, Gdynia, Świnoujście, Szczecin...
Długa kolejka chętnych na terminal
Budowa terminalu gazowego LNG jest dla gmin nadmorskich szansą na wielką inwestycję, zyskanie kilkuset nowych miejsc pracy oraz duże wpływy związane z jego funkcjonowaniem i przesyłem gazu. Dlatego też zainteresowanie lokalizacją terminalu na swoim terenie wyraziły nie tylko Gdańsk, ale także Świnoujście i Gdynia. Jako pierwsi, ofertę miejsca pod budowę terminala zgłosili przedstawiciele Świnoujścia. Argumentem przemawiającym za Świnoujściem ma być najbliższe położenie tego portu od wejścia na Bałtyk. Gazowce zaopatrujące terminal miałyby do przepłynięcia trasę krótszą niż wiodące do pozostałych naszych portów – oczywiście pod warunkiem, że LNG nie byłby sprowadzany z najbliższej lokalizacji czyli rosyjskiego terminalu w Ust-Ługa koło Sankt Petersburga.

Bezpośrednie włączenie terminalu do krajowego systemu przesyłu gazu mogłoby nastąpić w Policach. Problem w tym, że gazociąg policki, nie dość, że leży na uboczu gazociągu głównego, to dodatkowo ma bardzo małe możliwości przesyłowe. Oznacza to konieczność kosztownego ułożenia nowego, długiego rurociągu o średnicy umożliwiającej przesył gazu do sieci krajowej. Dodatkowo, pomysł nie podoba się ekologom oraz organizacjom turystycznym. Ostatnio zgłoszono także propozycję budowy terminalu LNG na terenie przylegającym od północy do portu gdyńskiego, między Oksywiem a Rewą. Jest tam jednak bardzo płytko, a na dnie zatoki zalegają liczne, historyczne wraki statków. Najlepsze warunki nawigacyjne, jeśli chodzi o przyjmowanie gazowców LNG, ma gdański Port Północny, niezamarzający zimą i osłonięty Półwyspem Helskim.

Głębokowodny tor podejściowy, szerokie wejście i baseny portowe o głębokości 15 m pozwalają na wchodzenie do niego największych statków wpływających na Bałtyk. W porcie tym bezpiecznie obsługiwane są gigantyczne tankowce, mogące przewozić do 300 tys. ton ropy. Dlatego też można by przeładowywać w nim gazowce transportujące do 120 tys. m sześc. skroplonego gazu, których zanurzenie nie przekracza 12 m. Szacuje się, że całkowity koszt budowy terminalu w Gdańsku to około 300 mln dolarów. Terminal LNG w Porcie Północnym dzieliłoby od węzła krajowej sieci, w rejonie Suchy Dąb - Pszczółki, około 32 km. Obecnie równolegle do gazociągu Włocławek - Gdynia układany jest drugi gazociąg, którym przez węzeł Pszczółki można będzie tłoczyć gaz do krajowego systemu gazowniczego w kierunku południowym.

Posypie się?
Nawet postawienie elektrowni jądrowej nie poprawi sytuacji energetycznej, jeśli Polska nie będzie inwestowała w sieci energetyczne - uważa prof. Krzysztof Żmijewski z Politechniki Warszawskiej. Wg profesora o złym stanie polskich sieci świadczą wydarzenia ostatnich tygodni, kiedy to intensywne opady i mrozy ujawniły białe plamy na energetycznej mapie Polski. „Budowa nowego bloku energetycznego, a nawet elektrowni atomowej niczego nie zmieni, przestarzałe linie energetyczne będą się rwały" - powiedział Żmijewski. Jego zdaniem, jeśli Polska ma się "ścigać z Europą", to powinna dofinansować infrastrukturę wytwarzania i przesyłania energii.

Profesor Żmijewski wskazuje na konieczność równoczesnego budowania nowych mocy wytwórczych. Jak powiedział, bloki energetyczne w polskich elektrowniach wymagają natychmiastowej modernizacji - 35 proc. z nich ma powyżej 40 lat, 60 proc. - powyżej 30 lat. Wg byłego prezesa PSE, decyzja o budowie elektrowni i modernizacji sieci musi być podjęta bardzo szybko, bo jak mówi za ok. 5 lat "energetyka zacznie się sypać", a budowa jednej elektrowni wymaga kilku lat.

Fundacja EkoFundusz sfinansuje w tym roku założenie 4 plantacji wierzby energetycznej, o łącznej powierzchni 375 ha. Plantatorzy otrzymają 1000 zł/ha jednorazowej dotacji. Jak powiedział koordynator ds. projektów EkoFunduszu Jerzy Janota-Bzowski, tylko jeden z 5 wniosków o dotację został odrzucony. Małe zainteresowanie programem tłumaczy tylko jednorazową wypłatą pieniędzy. Większym zainteresowaniem rolników cieszą się dopłaty bezpośrednie do plantacji wierzby, wypłacane przez Agencję Restrukturyzacji i Modernizacji Rolnictwa (ARiMR).

W tym roku Agencja wypłaci je po raz pierwszy. Dopłaty - po ok. 217 zł/ha - otrzymają rolnicy, którzy mają co najmniej 1 hektar tych upraw. Złożono prawie 600 wniosków. Fundacja EkoFundusz przyznaje dotacje do projektów związanych z zakładaniem plantacji roślin "energetycznych", nie tylko wierzby energetycznej. Jednym z warunków otrzymania tego rodzaju dofinansowania jest wymóg, aby plantacje nie wpływały negatywnie na różnorodność biologiczną okolicznych obszarów.

Operatorzy nielegalni
Znowelizowane prawo energetycznego zobowiązuje operatorów systemów przesyłowych energii, aby działali w formie spółek akcyjnych, a ich jedynym akcjonariuszem był Skarb Państwa. Ze względu na brak sankcji, dwaj polscy operatorzy jednak nie śpieszą się z przekształceniem. Na polskim rynku energii działa dwóch operatorów systemów przesyłowych: Operator Gazociągów Przesyłowych Gaz System, który wprawdzie jest spółką Skarbu Państwa, ale działa w formie spółki z ograniczoną odpowiedzialnością, oraz PSE Operator, który wchodzi w skład grupy kapitałowej Polskie Sieci Energetyczne. PSE Operator jest z kolei spółką akcyjną, ale Skarb Państwa nie jest jedynym akcjonariuszem w spółce.

Rozwiązania problemu są dwa. Należy ustalić sposób przekształcenia się operatorów w spółki skarbu państwa lub poprzez nowelizację ustawy znieść martwe przepisy. Problem musi zniknąć ostatecznie do 1 lipca 2007 roku, jednak już do 31 grudnia 2006 roku prezes Urzędu Regulacji Energetyki powinien na wniosek właściciela sieci wyznaczyć na czas określony operatorów m.in. systemów przesyłowych. Z wydzieleniem operatora łączy się też ustalenie sytuacji prawnej sieci. Przyjmuje się, że sieć jest ruchomością i łączy się to z określeniem prawa użytkowania nieruchomości, przez którą przechodzi, i z powstaniem roszczeń właścicieli gruntów do użytkowników sieci.

Gazoport bez PGNiG?
Według Gazety Prawnej nadbałtycki terminal gazowy nie musi być zbudowany przez PGNiG. Inwestycję może zrealizować powołana specjalnie w tym celu rządowa spółka, nazywana roboczo Polskim Koncernem Gazowym. Jak udało się ustalić dziennikowi, powodów dla których miałaby powstać nowa spółka jest kilka. Premier Kazimierz Marcinkiewicz i wiceminister gospodarki Piotr Naimski nie mogą dojść ze spółką do ładu. Prawdopodobnie nie uda się znacjonalizować przedsiębiorstwa, a stan, w jakim firma jest obecnie (choćby wciąż nieuregulowana sprawa własności infrastruktury przesyłowej), nie gwarantuje pełnej kontroli nad gazowym megaprojektem. Nowa spółka czuwająca na budową terminala, ale znajdująca się całkowicie pod kontrolą Państwa oszczędziłaby wielu komplikacji. Nie oznacza to, że prywatny biznes nie dostałby zleceń. Budowa i późniejszy zarząd zarówno terminalem, jak i statkami kupionymi do jego obsługi, zlecone miałyby zostać firmom zewnętrznym. Tymczasem PGNiG już intensywnie pracuje nad projektem terminalu.

Na budowę gazoportu spółka chce wydać m.in. środki pozyskane z ubiegłorocznej emisji akcji. Zdania co do udziału PGNiG w inwestycji są podzielone. Na razie inwestorzy podtrzymują swoją ofertę. Nie widzą też innej możliwości niż współpraca z PGNiG. – Posiadamy studium wykonalności terminalu. Jednocześnie uważamy, że PGNiG, jako docelowy operator systemu dystrybucji gazu, powinien w takiej spółce uczestniczyć – uważa Konrad Jaskóła, prezes zarządu Polimeksu-Mostostalu Siedlce. Andrzej Froński, zastępca dyrektora ds. gazownictwa Instytutu Nafty i Gazu w Krakowie (INiG), ma inne zdanie. Uważa, że koncepcja powołania niezależnego od PGNiG koncernu gazowego ma sens.– Za bezpieczeństwo energetyczne kraju odpowiada przecież państwo, a nie operator systemu przesyłowego. Jeśli rządowi naprawdę zależy na bezpieczeństwie, powinien sam sfinansować taką inwestycje – uważa Andrzej Froński.

Polska gospodarka jest 2,4 raza bardziej energochłonna niż gospodarki krajów starej UE" - powiedział wiceminister gospodarki Tomasz Wilczak na posiedzeniu senackiej komisji gospodarki. Wilczak przedstawił tę tezę podczas prezentacji tzw. „Zielonej księgi” dotyczącej efektywności energetycznej, którą komisja Europejska przyjęła w czerwcu 2005 r. Wg "Zielonej Księgi" UE mogłaby, w ekonomicznie uzasadniony sposób, obniżyć obecne zużycie energii o co najmniej 20 proc. do 2020 r., co przyniosłoby oszczędności rzędu 60 mld euro rocznie. Ograniczanie zużycia energii miałoby się przyczynić do zmniejszania uzależnienia UE od importu paliw i energii oraz byłby to najbardziej skuteczny sposób ograniczania emisji gazów cieplarnianych i poprawy czystości powietrza. Jak powiedział Wilczak sytuacja Polski jest inna niż krajów starej piętnastki ze względu na wskaźnik energochłonności, który jest 2,4 raza wyższy.

Wilczak podkreślił jednak, że sytuacja w Polsce jest jednak lepsza niż na początku lat 90., dzięki modernizacji części turbin o mocy 200 MW oraz modernizacji lub wymianie bloków energetycznych, np. w elektrowni Turów, Siersza i Kozienice. Kolejnym elementem poprawy efektywności energetycznej jest promowanie rozwoju produkcji energii skojarzonej - cieplnej i elektrycznej. Polska - jak podkreślił wiceminister - posiada jeden z najbardziej rozbudowanych w UE systemów produkcji energii skojarzonej.

Były szef PSE podsuwa resortowi gospodarki pomysł na KDT. Błękitne certyfikaty mają wesprzeć nowe inwestycje. Krzysztof Żmijewski, przewodniczący Społecznej Rady Konsultacyjnej Energetyki (SRKE) i były prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE), proponuje Ministerstwu Gospodarki (MG), by przyjrzało się jego pomysłowi na rozwiązanie problemu energetycznych kontraktów długoterminowych (KDT). - System błękitnych certyfikatów jest pomyślany przede wszystkim jako mechanizm wspierania inwestycji w nowe moce wytwórcze w energetyce, z powodzeniem można go jednak zastosować także do likwidacji przynajmniej części KDT - przekonuje Krzysztof Żmijewski.

Według założeń autora, miałby działać analogicznie do mechanizmu zielonych certyfikatów służących dotowaniu inwestycji w odnawialne źródła energii, a także przygotowywanych przez MG czerwonych certyfikatów związanych z państwowym wspomaganiem produkcji energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem. Błękitne certyfikaty byłyby papierami wartościowymi, których emisja towarzyszyłaby produkcji energii elektrycznej przez nowo wybudowane źródła wytwórcze. Sama energia byłaby sprzedawana na rynku i w rynkowej cenie, a wpływy ze sprzedaży świadectw rekompensowałyby producentowi podwyższone koszty związane z funkcjonowaniem nowego źródła. Certyfikaty podlegałyby odrębnemu obrotowi za pośrednictwem giełdy energii. Musieliby je kupować wszyscy, którzy dostarczają energię odbiorcom końcowym, a prawo do emisji miałby producent, który wygrał przetarg na budowę nowych mocy, ogłoszony przez Urząd Regulacji Energetyki.

17 stycznia odbyło się jedno z ostatnich spotkań w sprawie finansowania bloku nr 13 w Elektrowni Bełchatów. Rozpoczęcie prac już wkrótce. - Chcemy jak najszybciej ruszyć z budową. Teraz dopracowujemy niuanse. Sprawa się przeciągała, ale teraz mogę już stwierdzić - jesteśmy na finiszu - twierdzi Jerzy Łaskawiec, prezes BOT Górnictwo i Energetyka twierdzi, że dopinanie kontraktu trwa już ponad rok. 20 grudnia 2004 r. BOT Elektrownia Bełchatów podpisała umowę z konsorcjum firm (m.in. Alstom, Alstom Power, Rafako) na realizacje „pod klucz" bloku energetycznego 833 MW. Wartość inwestycji może nawet sięgnąć l mld zł. Włączenie nowego bloku do eksploatacji planowane jest na drugą połowę 2009 r. Niedawno na podstawie wykonanego projektu udzielono pozwolenia na budowę i podpisano protokół przekazania placu budowy pod blok 833 MW. Pożyczki na inwestycję udzielą konsorcjum banków komercyjnych oraz Europejski Bank Inwestycyjny i EBOiR.

Stadtwerke Leipzig - firma, która przed dwoma laty kupiła Gdańskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej, domaga się od Gdańska 41 mln zł. SWL uważa, że miasto zawyżyło wartość wniesionego do spółki majątku. Sprawą zajmie się sąd. Stadtwerke doszła do takich wniosków po lekturze ekspertyzy międzynarodowej firmy zajmującej się doradztwem gospodarczym. Oszacowała ona - na prośbę SWL - wniesione przez miasto do spółki nieruchomości i grunty. Analiza wykazała zawyżenie majątku o 41 mln zł. Umowa dała Niemcom możliwość zgłoszenia ewentualnych roszczeń w ciągu 24 miesięcy. Pod koniec roku SWL poprosiło o wydłużenie tego terminu.

Prezydent Gdańska Paweł Adamowicz odmówił. - Skierowaliśmy sprawę do sądu, by zachować to prawo do roszczeń - wyjaśnia Ines Hammer, rzecznik prasowy SWL. Władze miasta żadnych wątpliwości jednak nie mają. Nie wykluczają ostrej walki przed sądem. - Przespali 24-miesięczny termin i teraz chcą się chyba wykazać - denerwuje się Szczepan Lewna, wiceprezydent Gdańska ds. polityki komunalnej Gdańska, członek Rady Nadzorczej GPEC. - Nie widzę podstaw do żadnych żądań finansowych. Wiedzieli, co kupowali. Podpisując umowę, bardzo dobrze znali kondycję finansową firmy. Włodarze miasta są zirytowani tym bardziej, że o wątpliwościach Stadtwerke co do ceny, jaką firma zapłaciła za udziały w GPEC, dowiedzieli się od dziennikarzy.

Adam Szejnfeld, wiceprzewodniczący sejmowej komisji gospodarki, spotkał się w ze związkowcami oraz członkami zarządów ZE PAK S.A. o KWB Konin S.A. Według posła PO powiedział, najlepszym rozwiązaniem byłaby konsolidacja kopalni z elektrownią i wprowadzenie inwestora, który zapewni pieniądze na budowę nowych odkrywek. Zaznaczył, że większość związkowców popiera taki pomysł. - Widać też różnice. Związkowcy z elektrowni wolą konsolidację dwóch firm, w małej grupie. Natomiast związkowcy z kopalni chcieliby większej grupy, takiej jak chociażby BOT - powiedział Adam Szejnfeld.

Awantura o emisje
Elektrownia Kozienice szuka możliwości podważenia podziału emisji CO2, bo czuje się pokrzywdzona. Jako beneficjentów wskazuje Połaniec i ZEDO. Jan Wrona, prezes Elektrowni Kozienice, nie chce pogodzić się z przyjętym niedawno przez rząd rozporządzeniem ustalającym przydział uprawnień do emisji dwutlenku węgla na lata 2005-07.- Ostateczna wersja krzywdzi Kozienice. Przyznany nam roczny limit mniej więcej pokrył ubiegłoroczną produkcję, ale na tegoroczne kontrakty już nam nie wystarczy. Tymczasem inni producenci, jak Elektrownia Połaniec czy Zespół Elektrowni Dolna Odra (ZEDO), mają tyle uprawnień, że nie zdołają ich skonsumować i będą sprzedawać nadwyżki - twierdzi Jan Wrona. Rzeczywiście w 2005 r. w Połańcu i ZEDO powstały nadwyżki (po około 2 mln ton CO2 obecnie po 20-25 EUR za tonę), ale obie spółki zapowiadają, że w kolejnych latach skonsumują przyznane limity.

Obie też tłumaczą niższy poziom ubiegłorocznej produkcji m.in. postojem bloków, z których energia trafia do Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) w ramach kontraktów długoterminowych. Zakupy PSE w mają wzrosnąć z 0,3 mln MWh do 1,5 w ZEDO i z 1,5 do ponad 3,9 w Połańcu.- Zaoszczędziliśmy też emisję, spalając biomasę i sprzedając jeden z bloków do rezerwy operatora. Trudno, żebyśmy byli za to karani, zwłaszcza że już w tym roku wykorzystamy część nadwyżki - uważa Grzegorz Górski, prezes polskiej spółki belgijskiego Electrabela, właściciela El. Połaniec. Jan Wrona zapowiada, że spróbuje podważyć podział, bo - jak twierdzi - resort środowiska zastosował różne kryteria dla różnych uczestników rynku.- Mogę iść nawet do Brukseli. Konsultuję się z prawnikami, badam możliwości - mówi szef Kozienic.

Electrabel już je zna, ale nie ujawnia. Według Grzegorza Górskiego, to Połaniec jest pokrzywdzony, bo w stosunku do pierwotnej wersji planu przygotowanej zgodnie z wytycznymi Brukseli stracił bardzo dużo, bo ponad 18 proc., gdy średnia redukcja w sektorze wyniosła 12 proc.- Wytyczne Brukseli zostały naruszone, bo w szczególny sposób potraktowano Kozienice i BOT. Zastanawiamy się, co z tym zrobić - mówi szef Electrabela.
Dyrektor Wojciech Jaworski z resortu środowiska wyjaśnia, że Kozienice i BOT dostały dodatkowy przydział na uruchomione po długiej przerwie bloki, ale odbyło się to za zgodą sektora.- Plan jest, jaki jest. Jedni są zadowoleni, inni nie. Mimo wielu prób nie udało się wypracować kompromisu. Pracujemy już jednak nad nowym przydziałem na kolejnych 5 lat. Ci, którzy dostali za dużo, muszą liczyć się z tym, że „kominy” zostaną przycięte - mówi Wojciech Jaworski.

Przejęcie Zespołu Elektrowni Dolna Odra (ZEDO) powinno zakończyć się jeszcze w tym kwartale 2006 r. - powiedział prezes Endesy, głównego kandydata na inwestora strategicznego spółki. - Mamy już umowę z polskim rządem i zgodę UE. Musimy tylko sfinalizować porozumienie ze związkami zawodowymi - stwierdził Rafael Miranda na telekonferencji z analitykami. Ministerstwo Skarbu Państwa jednak mniej optymistyczne i jego przedstawiciele zaznaczają, że został jedynie parafowany projekt umowy sprzedaży ZEDO, a nie jest dokumentem wiążącym. Ciągle też nie wiadomo, czy w ogóle dojdzie do transakcji. Nie jest znana także cena, jaką Hiszpanie oferują za elektrownię. Według nieoficjalnych informacji, chodzi o kwotę około l mld zł, co w związku z doniesieniami PARKIETU o znacznych nadwyżkach uprawnień do emisji CO2, wydaje się ceną zbyt niską. Mimo tylu niepewności, prezes hiszpańskiej firmy oczekuje, że wyniki ZEDO już w tym roku będą mieć pozytywny wpływ na dywidendę wypłacaną udziałowcom Endesy. Szacuje, że elektrownia osiągnie co najmniej 12-procentową rentowność netto.

Czeski koncern energetyczny CEZ wyemituje w połowie tego roku euroobligacje na łączną kwotę ok. 500 mln euro. W ten sposób chce zdobyć pieniądze na kupno elektrowni i firm dystrybucyjnych, m.in. w Polsce. Czeski koncern jest lub zamierza być uczestnikiem przetargów na zakup akcji elektrowni lub spółek dystrybucyjnych także w Rumunii, Bułgarii i Ukrainie. Nie zdradza jednak żadnych konkretnych planów związanych z rynkiem polskim.

Akcyza na energię elektryczną miała w tym roku wzrosnąć o 11 proc. Nie wzrośnie. Rząd wstrzymał się z decyzją na rok. Podwyżka akcyzy za prąd miała być konsekwencją nowych zasad jej pobierania. Zgodnie z unijną dyrektywą powinni ją płacić dystrybutorzy czyli zakłady energetyczne. Zmiana płatnika podatku miała się wiązać z podwyżką ponieważ około 11 proc. energii elektrycznej przesyłanej przez elektrownie do dystrybutorów ginie po drodze. Z tego powodu spadną dochody fiskusa - też o 11 proc. (to 276 mln zł). Resort finansów stwierdził więc, że akcyzę trzeba o te 11 proc. podnieść. Ministerstwo Finansów w maju opracowało projekt nowej akcyzy, ale rząd Marka Belka nie zdążył się nim zająć. Teraz projekt trafi na półkę. Resort finansów zdecydował się odłożyć całą operację do 2007 r. Wtedy na pewno akcyzę zaczną płacić dystrybutorzy prądu, a nie elektrownie.

Jednym z założeń strategii Południowego Koncernu Energetycznego SA jest wzrost wartości firmy dzięki odbudowie mocy wytwórczych. Pierwszym krokiem w realizacji tego zadania jest rozpoczęcie budowy nowego bloku energetycznego w Elektrowni Łagisza. Prace w Będzinie ruszą w pierwszych tygodniach nowego roku. Jednostka o mocy 460 MW będzie największym na świecie blokiem z kotłem fluidalnym, na parametry nadkrytyczne, gdzie temperatura pary świeżej wyniesie 560 stopni C, zaś pary wtórnej 580 stopni, natomiast ciśnienie pary świeżej określono na poziomie 27,5 MPa. Przewiduje się, że roczna produkcja energii elektrycznej z łagiskiego bloku wyniesie około 3,1 TWh. Jednostka będzie zasilać Krajowy System Energetyczny poprzez rozdzielnię 400 kV. Sprawność bloku przekroczy 45 proc. To szczególnie istotne z uwagi na konieczność promocji czystszych technologii węglowych oraz ze względu na wzrastające wymogi ochrony środowiska, wsparte restrykcyjną legislacją Unii Europejskiej.

Z uwagi na wysoką sprawność bloku - emisja CO2 do atmosfery będzie o 25 proc. niższa niż w najlepszych jednostkach wytwórczych w Polsce. Jednocześnie, zarówno dla SO2, jak i NOx, zapewniona zostanie emisja nie wyższa niż 200 mg – Nm3, co odpowiada wymogom dyrektywy LCP i jest zgodne z zapisami Traktatu Akcesyjnego. Nowy blok w Elektrowni Łagisza będzie spalał rocznie około 1,2 mln ton węgla pochodzącego głównie z Południowego Koncernu Węglowego SA, zapewniając kopalniom wieloletnią gwarancję zbytu. Jednostka zostanie przystosowana do spalania mułów, jak również różnego rodzaju biomasy, na co pozwala bardzo elastyczny kocioł fluidalny.

Za ponad 11 mln euro zostanie wykonana stacja elektroenergetyczną 400 kV dla Elektrowni Pątnów II Sp. z o.o., która pozwoli na bardziej ekonomiczne przesyłanie energii z elektrowni do sieci elektroenergetycznej. Będzie to pierwsza w Polsce stacja wyposażona we wnętrzową rozdzielnicę GIS (wykonaną w izolacji gazu SF6) o napięciu 400 kV, która pozwoli przesyłać energię elektryczną z nowego bloku energetycznego do sieci przesyłowej Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA. Stacja elektroenergetyczna będzie częścią projektu realizowanego przez Elektrownię Pątnów II, dotyczącego budowy bloku energetycznego o mocy 464 MW opalanego węglem brunatnym. Będzie to najnowocześniejsza jednostka energetyczna w systemie elektroenergetycznym kraju. Pątnów II zostanie wyposażony m. in. w najnowszą wersję systemu automatyki. Inwestycja jest finansowana ze środków własnych Elektrowni oraz kredytu konsorcjalnego udzielonego przez banki WestLB AG London Branch, EBOiR, Pekao S.A. BRE Bank S.A. oraz Export Development Canada.
Zakończenie projektu budowy stacji elektroenergetycznej 400 kV planowane jest na połowę czerwca 2007 roku. Wykonawcą projektu jest Siemens Power Transmission and Distribution.

Jak poinformował prezes PSE Stanisław Dobrzański, spółka jest zainteresowana budową elektrowni atomowej i węglowej, a środki na inwestycje miałyby pochodzić m.in. z części zysku netto za 2005 rok, który wyniósł około 550 mln zł. Konkretne decyzje o nowych inwestycjach mogą zapaść po ogłoszeniu przez rząd programu dla energetyki. "Zarząd chciałby jak największą część zeszłorocznego zysku przeznaczyć na inwestycje, chcemy budować elektrownię atomową, a także tradycyjną cieplną, węglową" - powiedział Dobrzański.
Zdaniem S. Dobrzańskiego Skarb Państwa, który jest właścicielem PSE, może zdecydować, żeby znaczną część zysku za 2005 rok, podobnie jak w 2004 roku, wypłacić w formie dywidendy. W 2004 roku PSE miało 409 mln zł zysku netto, a na dywidendę przeznaczyła ponad 200 mln zł.

19 stycznia 2006 roku została podpisana umowa na świadczenie usług doradczych w procesie prywatyzacji spółki Elektrociepłownia Tychy S.A. Ministerstwo Skarbu Państwa na doradcę prywatyzacyjnego wybrało ABC Consulting Sp. z o.o. w Gdańsku.
Z połączenia Elektrociepłowni Toruń i Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej Toruń powstała Toruńska Energetyka Cergia. Połączenie obu spółek nastąpiło poprzez przeniesienie majątku przejmowanego PEC-u Toruń na spółkę EC Toruń w zamian za akcje, które druga z tych firm wyda wspólnikom spółki przejmowanej. Każdy udział PEC zostanie zamieniony na 313 akcji ECT wartości nominalnej 1 zł. Cergia obsługuje 47 proc. Torunia, zatrudnia 407 osób. Do 2010 roku spółka zobowiązała się zainwestować 83 mln zł m.in. w modernizację i budowę sieci cieplnych, modernizację węzłów cieplnych i kotłowni lokalnych, budowę przyłączy oraz kotłowni lokalnych. Henryk Dworakowski, prezes Cergii, wyjaśniał, że po połączeniu koszty firmy będą niższe i dzięki temu w przyszłości ogrzewanie toruńskich mieszkań ma być tanie. Firma zamierza sprzedawać nie tylko ciepło, ale również energię elektryczną. Spółka planuje również na lata 2015 - 2020 budowę w Toruniu elektrowni, jeśli byłaby taka rynkowa potrzeba. Akcjonariuszami Cergii są: EC Wybrzeże SA (50,5 proc.), Energa SA (24,9 proc.), skarb państwa (16,9 proc.), gmina miejska Toruń (5,1 proc.), Energo-Utech SA (1,4 proc.) i pracownicy spółki (1,2 proc.).

Fortum Wrocław (dawny MPEC) zdołał zakończyć rok na plusie. Spółka zarobiła 2,2 mln zł przy 287,5 mln zł przychodów ze sprzedaży. W 2004 r., przy podobnych obrotach (286,4 mln zł), zysk netto był cztery razy większy (9,4 mln zł). - Na wysokość zysków operacyjnego i netto w 2004 roku bardzo duży wpływ miało rozwiązanie rezerwy na zobowiązania warunkowe. Dlatego zysk netto za 2005 r. jest niższy, mimo zbliżonych przychodów - tłumaczy Mariusz Dzikuć, dyrektor finansowy Fortum Wrocław. Jego zdaniem, stosowany w Polsce model regulacji rynku ciepłowniczego zapewnia jedynie pokrycie kosztów działalności. Spółki nie mają swobody w kształtowaniu cennika - taryfy są bowiem regulowane urzędowo. Fortum Heat Polska, który ogłosił właśnie kolejne wezwanie na akcje wrocławskiej i chce wycofać ją z giełdy, planuje podwyższenie rentowności. W tym celu chce zainwestować w ciągu najbliższych lat około 55 mln złotych. Inwestor m.in. zmodernizuje systemy ciepłownicze i zadba o przyłączanie nowych odbiorców.

Ministerstwo Skarbu Państwa rozważa przejęcie od Polskich Sieci Elektroenergetycznych akcji Exatela. Resort chce zachować kontrolę nad Exatelem, gdyż jego sieć wykorzystywana jest m.in. do łączności specjalnej. 95 proc. akcji operatora mają PSE, jego udziałowcami są także m.in. zakłady energetyczne.

Resort Skarbu planuje, że w pierwszej kolejności zostanie sprywatyzowana grupa skupiona wokół Południowego Koncernu Energetycznego (PKE). Wiceminister skarbu Piotr Rozwadowski powiedział PAP, że w pierwszej kolejności nastąpi prywatyzacja podmiotu skupionego wokół Południowego Koncernu Energetycznego, a następnie będzie prywatyzowana grupa oparta na BOT i Polskich Sieciach Elektroenergetycznych. Do prywatyzacji podmiotu skupionego wokół PKE dojdzie według wiceministra nie wcześniej niż w 2008 roku. Natomiast BOT-PSE traktowane będzie jak na strategiczny zasób państwa i na pewno pozostanie pod kontrolą MSP. Wiceminister poinformował, że nie jest jeszcze przesądzone, w jaki sposób będą prywatyzowane spółki, które nie wejdą w skład tych dwóch koncernów. Poinformował także, że Enea najprawdopodobniej nie trafi na giełdę, chociaż wcześniej były takie plany. Jego zdaniem, prywatyzacja Enei to perspektywa tego bądź przyszłego roku.

Związki Zawodowe Pracowników Energetyki działające w firmie „MEGAWAT" Czerwionka –Leszczyny weszły w spór zbiorowy z pracodawcą Przyczyną sporu związkowców z pracodawcą jest nie wypłacona premia z okazji Dnia Energetyka oraz Roczna za 2005 rok. W latach 2002-2004 wpłata tych premii była zawieszona zgodnie z wcześniej zawartym porozumieniem. Natomiast porozumienie w sprawie zawieszenia tych świadczeń w 2005 roku według Okręgowej Inspekcji Pracy zostało zawarte z naruszeniem prawa. Dlatego związkowcy go nie uznali za prawnie skuteczne i domagają się wypłaty zaległych świadczeń wraz z odsetkami.

Niewiele prądu trafia do Polski z importu. W ostatnich latach było to ok. 3,5 TWh. W tym samym czasie eksport był prawie czterokrotnie większy. Nasz kraj połączony jest liniami przesyłowymi z Niemcami, Czechami, Szwecją, Słowacją, Białorusią i Ukrainą. Łączna moc transgranicznych linii przesyłowych, którymi możemy importować energię to 500 MW. Zdaniem prof. Krzysztofa Żmijewskiego, przewodniczącego Społecznej Rady Konsultacyjnej Energetyki, przydałoby się dodatkowe 3500 do 4000 MW mocy, gdyż silniejsze połączenia transgraniczne wzmacniają konkurencję. Jednak - zdaniem profesora - branża energetyczna nie jest do niej gotowa i dąży do przywrócenia monopolu. Taka infrastruktura przyniosłaby nam same korzyści. Po pierwsze, w przypadku poważnej awarii w krajowym systemie elektroenergetycznym bez problemu można by prowadzić potrzebny prąd z sąsiednich rynków. Po drugie – polskie elektrownie miałyby możliwość znacznego zwiększenia eksportu polskiego prądu za granicę, a po trzecie – gdyby krajowi wytwórcy zanadto podnieśli ceny energii, obniżyłby ją właśnie import.

Wiceminister skarbu Paweł Szałamacha zapowiedział, że własność publiczna zostanie zachowana w sieciach przesyłowych, infrastrukturze kolejowej, infrastrukturze portowej oraz wiodących firmach energetycznych i paliwowych. Szałamacha poinformował też, że w Zespole Elektrowni Dolna Odra rozpoczną się negocjacje pakietu socjalnego. W kwestii PGNiG wiceminister powiedział, że celem resortu jest dokończenie przejmowania majątku przesyłowego tak, by PGNiG był notowany na giełdzie w stanie wolnym od aktywów przesyłowych.
Cztery konsorcja zostały zakwalifikowane na tzw. krótką listę w przetargu dotyczącym projektu dostaw skroplonego gazu ziemnego do Polski. Na liście znalazły się: ICF Resources LLC, Taylor - DEJONGH INC, Ove Arup & Partners Int. Ltd., Doradca Consultants Ltd. Sp. z o.o., Poten & Partners, HSBC, PwC Polska Sp. z o.o., PwC London, ILF Consulting Engineers Sp. z o.o., ILF GmbH, Radzikowski Szubielska i Wspólnicy Sp.k. Zakończenie przetargu i wybór wykonawcy powinny nastąpić w lutym br. Opracowanie Studium powinno zakończyć się jeszcze w tym roku. Podstawowe założenia technologiczne to:

• przepustowość terminalu: 3 do 5 mld m sześc. gazu ziemnego rocznie; (rozważana jest etapowość rozruchu)
• 2 zbiorniki po około 100 000 m sześc. pojemności
• koszt inwestycyjny: około 400 mln euro, bez kosztu statków;
• koszt włączenia do systemu około 30 do 100 mln euro
• ilość potrzebnych statków: około 3 sztuk;
• możliwość dalszej rozbudowy instalacji;
• przewidywane źródła dostaw; Algieria, Egipt, Libia, Nigeria, Norwegia, Katar