REDAKCJA PRENUMERATA REKLAMA WSPÓŁPRACA ARCHIWUM

Aktualności

Informacje

Numery

Numer 10/2004

Produkcja energii elektrycznej wrosła

Autor: opr. red.

Data publikacji: 04.11.2004 17:14

Produkcja energii elektrycznej w ciągu siedmiu miesięcy tego roku wrosła o 3,3 proc. w stosunku do analogicznego okresu roku ubiegłego.

PSE SA odpowiadające za 90 proc. eksportu energii, odnotowały wzrost na poziomie 7,2 proc. w stosunku do rekordowego pod tym względem 2003 r., kiedy rynek odbijał się z dużego spadku produkcji w 2002 r. PSE wyeksportowały do końca lipca br. 7,4 TWh energii elektrycznej, rok wcześniej było to 6,9 TWh. Największym odbiorcą energii z Polski są Niemcy, eksportujemy ją także na Słowację, do Austrii i Czech. Możliwości eksportowe sieci dochodzą już do granic technicznych możliwości, zarówno po polskiej stronie, jak i po stronie odbiorców. Produkcja energii elektrycznej po siedmiu miesiącach tego roku wzrosła o 3,83 proc. W tym czasie wszystkie krajowe elektrownie (również niekonwencjonalne) wyprodukowały 89,9 TWh energii elektrycznej. W tym samym czasie 2003 r. produkcja energii wyniosła 86,6 TWh energii, co oznacza wzrost w stosunku do analogicznego okresu 2002 r. o 6,7 proc.

Z szacowanych na 5,7 mld zł przychodów z prywatyzacji, w 2005 r. do budżetu ma trafić 4,4 mld zł. Potencjalne zasoby majątku państwowego do prywatyzacji znajdują się głównie w sektorach: elektroenergetycznym, gazowniczym, naftowym, farmaceutycznym, hutniczym, przemysłu obronnego, górnictwa węgla kamiennego, transportu, stoczniowym i poligraficznym, podał resort w dokumencie “Kierunki prywatyzacji”, który jest załącznikiem do projektu ustawy budżetowej na 2005 r. Z większych zmian można zauważyć przesunięcie na pierwsze półrocze 2005 r. prywatyzacji PGNiG, która nastąpi po nowej, także publicznej, emisji akcji spółki w celu jej dokapitalizowania. W 2005 r. na giełdę ma wejść także Grupa Energetyczna Enea. Ciągle trwają (L-6, G-8) lub już się zakończyły (Enion, EnergiaPRO) inne procesy konsolidacyjne. Podmioty powstałe w ich wyniku, według założeń MSP, powinny trafić na warszawską giełdę do 2006 r.

Elektrownia Bełchatów prześle do EBOR-u dokumentację dotyczącą szczegółów budowy nowego bloku energetycznego (ok. 750-800 mln euro). O realizację ubiegają się Alstom Power oraz Rafako. Kontrakt na budowę nowego bloku jest cały czas negocjowany. EBOR będzie główną instytucją finansującą inwestycję. Nowy blok o mocy 860 MW może kosztować ok. 3,3 mld zł. Oprócz nowej inwestycji trwają także prace modernizacyjne. Jedyny oferent na modernizację kotła nr 3 w bloku 360 MW przeprowadza wizję lokalną bloku energetycznego. Po niej inwestor i Rafako mają przejść do omawiania szczegółów umowy o wartości ponad 200 mln zł.

Producenci energii ze źródeł odnawialnych skarżą się na źle sformułowane prawo regulujące zasady wytwarzania i dystrybucji. Szansą na zmianę tego stanu jest planowana nowelizacja Prawa energetycznego i Prawa ochrony środowiska. Nowe przepisy mają wejść w życie 1 stycznia 2005 r. Planowane jest m.in. wdrożenie tzw. świadectw pochodzenia energii. Na ich podstawie będzie można określić, czy energia produkowana w danym źródle jest energią odnawialną, a po drugie, czy dane przedsiębiorstwo obrotu wypełniło obowiązek zakupu “zielonej” energii. W ramach nowelizacji przepisów Sejm ma uchwalić sposób funkcjonowania systemu świadectw opracowany wcześniej przez Prezesa URE. Tu rodzą się jednak obawy czy URE zdąży przed 1 stycznia 2005 r. i czy system nie będzie zbyt złożony i skomplikowany. Oprócz wprowadzenia świadectw pochodzenia zmianie ulec mają również przepisy dotyczące umów przyłączeniowych i przesyłowych.

Jeśli dojdzie do ustawowej likwidacji kontraktów długoterminowych (KDT), sytuacja wytwórców energii elektrycznej pogorszy się. Ustawa o zasadach rekompensowania kosztów rozwiązywania umów długoterminowych, chociaż wciąż jest jeszcze tylko projektem budzi wiele kontrowersji. Swoje zastrzeżenia zgłaszają tak wytwórcy energii elektrycznej, jak i zwykli konsumenci, przerażeni wizją ponoszenia kosztów restrukturyzacji sektora energetycznego. Według wytycznych UE, wypłata odszkodowań ma następować w ratach, których wysokość będzie uzależniona od rzeczywistej sytuacji na rynku energii. Wytwórca, któremu będzie się wiodło lepiej, może dostać mniejszą rekompensatę lub nie dostać jej wcale. - Przedłużające się prace nad rozwiązaniem problemu KDT powodują, że spada wiarygodność polskiej energetyki wobec banków. W związku z tym instytucje finansowe nie chcą udzielać wytwórcom kredytów na dalsze inwestycje - mówi Jan Kurp, prezes PKE SA. Według ostatnich zapowiedzi rządu, rozwiązanie KDT może opóźnić się do końca 2005 r.

Analitycy podchodzą sceptycznie do pomysłu połączenia kapitałowego PKN Orlen z PGNiG. Wskazują, że Orlen może uzyskać korzyści ze współpracy z PGNiG nie angażując olbrzymich pieniędzy w zakup jego akcji. Jednocześnie wielu analityków traktuje plan inwestycji kapitałowej Orlenu w pakiet wielkości do 30 proc. akcji PGNiG jako posunięcie odległe, a w rzeczywistości nawet mało prawdopodobne. Niektórzy sądzą, że pomysł inwestycji kapitałowej Orlenu w PGNiG może być jedynie wybiegiem strategicznym Skarbu Państwa i PGNiG, mającym na celu skierowanie uwagi innych inwestorów na przygotowywaną ofertę publiczną gazowego monopolisty, a w efekcie, podbicie ceny jego akcji w IPO, planowanym na połowę 2005 r. Zdaniem analityków, synergie płynące z tego projektu dla płockiego koncernu byłyby znacznie mniejsze niż np. w przypadku połączenia Orlenu z Grupą Lotos. Niektórzy wskazują właśnie na ten scenariusz jako pożądany dla płockiego Orlenu po przejęciu czeskiego Unipetrolu. - Dobrym rozwiązaniem wydaje się raczej współpraca joint-venture obu spółek przy wybranych projektach, bez konieczności angażowania pieniędzy akcjonariuszy Orlenu w inwestycje kapitałowe, takie jak zadłużona spółka Skarbu Państwa, która idzie na giełdę, powiedział Flawiusz Pawluk z CAIB.

PSE-Electra, spółka z grupy Polskich Sieci Elektroenergetycznych, planuje podpisać wstępną umowę na zakup energii z Zespołu Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin, poinformował prezes spółki Stanisław Poręba. Kontrakt ten to warunek uzyskania przez ZE PAK kredytu na dokończenie budowy bloku energetycznego Pątnów II. Banki finansujące inwestycję chcą znać warunki, na jakich będzie sprzedawana energia po wygaśnięciu KDT. Konsorcjum banków wstrzymało finansowanie budowy bloku w ubiegłym roku.

Minister Skarbu Państwa nie będzie mógł sprywatyzować największych w kraju firm bez zgody Sejmu. 393 głosami za, sześcioma przeciw i pięcioma wstrzymującymi się, posłowie przyjęli uchwałę, która zobowiązuje ministra do przedstawienia im założeń prywatyzacji dużych spółek. Posłowie w głosowaniu zdecydują, czy akcje mogą być sprzedane. Wśród firm, nad których prywatyzacją posłowie chcą czuwać wymienianie jest m.in. PGNiG oraz PKO BP, BGŻ, PZU, PKN Orlen, KGHM Polska Miedź. Do listy tej - na wniosek LPR - dołączono także zakłady produkcji i przesyłu energii elektrycznej, gazu i ciepła, spółki węglowe, zakłady chemii polskiej: Giełdę Papierów Wartościowych, Wydawnictwa Szkolne i Pedagogiczne. Minister skarbu Jacek Socha komentując uchwałę zapewniał, że “nie ma nic do ukrycia przed Sejmem”. Uważa jednak, że uchwała może zaszkodzić procesom prywatyzacji firm, nad którymi pracuje MSP, jak GPW i PGNiG.

PGNiG planuje zwiększyć wydobycie ropy naftowej do 1,5 mln t z obecnych 0,5 mln t rocznie w ciągu trzech lat, zadeklarował prezes PGNiG Marek Kossowski. Polska wydobyła w 2003 r. 500 tys. t ropy naftowej, czyli 8,61 tys. baryłek dziennie. Według danych OPEC, Rumunia wydobywała w tym czasie 115,6 tys. baryłek ropy dziennie, a Węgry 27,2 tys. baryłek. Z informacji Państwowego Instytutu Geologicznego wynika, że w 2003 r. w Polsce istniało 76 udokumentowanych złóż ropy naftowej, a tzw. zasoby wydobywalne wynosiły 12,6 mln t.

Komisja Europejska podejmuje próby zredukowania liczby uprawnień na emisje dwutlenku węgla, o jakie występuje Polska w przedstawionym jej do zatwierdzenia dokumencie. Redukcja limitów może oznaczać dla polskich przedsiębiorców spore straty, ale na ostateczną decyzję musimy poczekać do połowy listopada. - Są tendencje, aby ograniczyć normy emisyjne Polsce, będziemy w tej dyskusji - jeśli taka nastąpi - bronić norm przedstawionych przez nas w Krajowym Planie Alokacji Uprawnień - zapowiedział minister środowiska Jerzy Swatoń. Redukcji mogą ulec tzw. premie, czyli dodatkowe uprawnienia, które przysługują za redukcje emisji osiągnięte na skutek już przeprowadzonych inwestycji i kosztownych działań modernizacyjnych. Zgodnie z polskim planem alokacji uprawnień, przedsiębiorstwa wchodzące do systemu handlu emisjami z tytułu premii miałyby otrzymać uprawnienia emisyjne stanowiące równowartość prawie 7 mln t CO2 rocznie. Prawie połowa należy się elektrociepłowniom zawodowym, które w ostatnich latach poniosły ogromne nakłady na inwestycje proekologiczne. Ewentualne redukcje zapisanych w planie limitów oznaczałyby, że Polska będzie miała mniejsze od wyliczonych dla okresu 2005-2007 limity dwutlenku węgla o ok. 21 mln t. Przewiduje się, że ceny za jedno uprawnienie (wartość 1 t CO2) wyniesie od 5-20 euro, ale rzeczywistą wartość ustali rynek. Szacuje się, że ponad 200 przedsiębiorstw objętych systemem handlu mogłoby w 2005 r. zarobić ok. 70 mln euro.

Już prawie rok Stowarzyszenie Elektryków Polskich nie może odzyskać VAT, który w październiku 2003 r. odprowadziło do urzędu skarbowego z tytułu wykonanej usługi rzeczoznawstwa. Postanowieniem z 18 grudnia 2003 r. Sąd Rejonowy w Radomsku zmienił wysokość wynagrodzenia przysługującego za opinię. Zamiast ustalonych 3202,50 zł (w tym 577,50 zł VAT) zdecydował, że Izba Rzeczoznawców SEP w Warszawie otrzyma jedynie kwotę netto, czyli 2625 zł. Stało się tak po zażaleniu pełnomocnika pozwanego Zakładu Energetycznego w Radomsku, który powołując się na orzeczenie Sądu Najwyższego z 22 kwietnia 1997 r. dowodził, że do kosztów przeprowadzenia dowodu z opinii biegłych w postępowaniu sądowym nie wlicza się podatku od towarów i usług. Stowarzyszenie dowodzi, że usługa podlega podatkowi VAT.

PKP Energetyka nie wyklucza przerwania dostaw energii elektrycznej spółce Przewozy Regionalne (PR) z powodu rosnących nieuregulowanych zobowiązań. Krzysztof Tchórzewski, wiceprezes PKP Energetyka, powiedział, że zadłużenie PR wobec dostawcy energii narasta. Przy obecnych dopłatach do przewozów i utrzymywaniu dotychczasowej liczby pociągów firma nie jest zdolna do spłaty zobowiązań. Wiceprezes nie przewiduje, żeby jego firma w ciągu najbliższych dwóch tygodni mogła ograniczyć dostawy energii dla Przewozów Regionalnych, ale nie wyklucza, że zrobią to zakłady energetyczne. - Nasze zadłużenie wobec zakładów energetycznych wynosi obecnie ok. 135 mln zł i jest o połowę mniejsze niż w czasie, gdy wyłączały one prąd. Teraz jednak zakłady są bardziej wrażliwe na opóźnienia w płatnościach - powiedział Tchórzewski. Małgorzata Kuczewska-Łaska, dyrektor finansowy PR, potwierdziła, że firma nie jest zdolna do regulowania zobowiązań, bo nie może ograniczyć najbardziej deficytowych połączeń. Zadłużenie PR wobec PKP Energetyki wynosi 150 mln zł, z czego 115 mln zł to zobowiązania wymagalne. Doraźnym rozwiązaniem może być dofinansowanie firmy. Zarząd zwrócił się już o to do walnego zgromadzenia udziałowców, a PKP chcą ją dokapitalizować pieniędzmi pochodzącymi z emisji obligacji o wartości 1 mld zł. Zarząd PKP zwrócił się do rządu o udzielenie gwarancji spłaty obligacji. Na dofinansowanie Przewozów Regionalnych PKP chcą przeznaczyć 300 mln zł.

Przedstawiciele banków, które kredytowały inwestycje w energetyce, wkrótce poznają zasady na jakich rozwiązane będą kontrakty długoterminowe w sektorze. Rozpoczęły się konsultacje między bankami i elektrowniami, a przedstawicielami URE na temat wysokości odszkodowań, jakie elektrownie mają otrzymać w związku z likwidacją KDT. W sumie chodzi o kwotę ok. 26 mld zł. URE wyliczyło tzw. kwotę bazową, która w postaci jednorazowej wypłaty trafić ma do elektrowni. Chodzi o ponad 10 mld zł. W ciągu 20 następnych lat spółki mogłyby liczyć na dodatkowe wypłaty, ale zależnie od rozwoju sytuacji na rynku. - Wysokość rekompensat nie zależy od zadłużenia danej elektrowni, więc nie może go pokryć w całości, ma natomiast pokryć tzw. koszty osierocone - wyjaśnia prezes URE Leszek Juchniewicz. Chodzi o koszty związane z inwestycjami, które elektrownia miałaby pokryte opierając się na kontraktach, a których nie może odzyskać, gdy te kontrakty przestaną obowiązywać. Jeśli cena energii wzrastać będzie w kolejnych 20 latach, to elektrowniom niepotrzebne będą dodatkowe wypłaty rekompensat. Z wyliczeń URE wynika, że dodatkowe rekompensaty mogą wynieść nawet ok. 16 mld zł. Elektrownie, z którymi przedstawiciele URE negocjowali pod koniec sierpnia, miały zastrzeżenia do sposobu wyliczeń odszkodowań oraz przyjętych założeń co do ceny paliwa czy kursów walut.

Kilka milionów złotych nadpłaconego podatku odzyska spółka Elektrownie Szczytowo-Pompowe SA po uwzględnieniu jej skargi przez Wojewódzki Sąd Administracyjny w Warszawie. WSA uznał, że podatnik ma prawo do ubiegania się o stwierdzenie nadpłaty podatku za okres objęty przedawnieniem, jeżeli skutki zdarzeń z tego okresu przenoszą się na lata jeszcze nie objęte przedawnieniem. Spółka domagała się stwierdzenia nadpłaty w podatku dochodowym za lata 1997-2000 z powodu błędnego ustalenia wartości początkowej majątku trwałego. Spór toczył się o 3,7 mln zł, a łącznie z odsetkami o ok. 7 mln zł.

Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Olsztynie przyznało się do spuszczenia ciepłej wody do jeziorka na Słonecznym Stoku, w którym Uniwersytet Warmińsko-Mazurski hoduje m.in. karpie, karasie, liny, amury i szczupaki. Przyczyną “wylewu” była awaria na jednym z rurociągów, którymi ciepła woda płynie do mieszkań. Rybom nic się nie stało. Naukowcy z uniwersytetu obawiają się jednak, że jeżeli do podobnej awarii dojdzie zimą, gdy zbiornik pokrywa lód i nie ma dostępu tlenu z atmosfery, odtleniona woda spowoduje masowe śnięcie ryb. Liczą, że MPEC znajdzie inny sposób, na pozbywanie się wody wypływającej na skutek awarii.

Władze PKE SA podjęły decyzję o rozpoczęciu komercyjnej produkcji “zielonej” energii z biomasy w Elektrowni Siersza. Decyzja ta podyktowana była głównie możliwościami technologicznymi oraz przesłankami handlowymi. Elektrownia posiada m.in. dwa bloki (nr 1 i 2) wyposażone w kotły fluidalne, które są szczególnie predysponowane do współspalania biomasy, gdyż nie wymagają tak znacznego jej rozdrobnienia jak kotły pyłowe. Dodatkowo bliskość terenów rolniczych i leśnych w rejonie PKE SA - Elektrowni Siersza stwarza znacznie lepsze, potencjalne możliwości pozyskania biomasy drzewnej niż w innych rejonach. Oznacza to możliwość zmniejszenia kosztów zakupu biomasy dzięki minimalizacji kosztów jej transportu.

Elektrownia Opole SA znalazła się na dziesiątej pozycji w rankingu najbardziej dochodowych jednoosobowych spółek Skarbu Państwa w 2003 r. Elektrownia wyprzedziła m.in. Warszawskie Zakłady Farmaceutyczne Polfa i Polską Wytwórnię Papierów Wartościowych. Prezes zarządu EO SA Henryk Szendera uważa, że wysoka pozycja w rankingu to efekt m.in. obniżenia kosztów działalności, i to w warunkach spadku cen na rynku energii, oraz konsekwentnego wdrażania programu restrukturyzacyjnego.

Według najnowszego raportu PricewaterhouseCoopers “ Transakcje fuzji i przejęć na światowym rynku energii elektrycznej i gazu, przegląd półroczny 2004”, wartość transakcji zawartych na światowych rynkach energii i gazu potwierdza powrót zaufania do fuzji i przejęć w sektorze energetycznym w pierwszej połowie 2004 r. Wartość transakcji wzrosła do 31,4 mld USD w ciągu pierwszych sześciu miesięcy 2004 r. - z poziomu 29,7 mld USD w drugiej połowie 2003 r. i zaledwie 13,4 mld USD dolarów w pierwszej połowie 2003 r., który był najgorszym wynikiem pod względem wartości transakcji fuzji i przejęć w tym sektorze. Pomimo wzrostu transakcji w regionie Azji i Pacyfiku, Europa skąd pochodziło 41 proc. podmiotów przejmowanych i 36 proc. podmiotów przejmujących, ciągle przoduje na świecie. Wartość lokalnych transakcji w regionie wzrosła z 2,5 mld do 5,5 mld USD. Poza tym odnotowuje się więcej transakcji na terenie Ameryki Północnej. Udział podmiotów przejmujących z tego kontynentu wzrósł z 49 do 55 proc., a ich wartość zwiększyła się z 2 mld (I poł. 2003 r.) do 9 mld USD (I poł. 2004 r.). W pierwszych miesiącach 2004 r. nastąpił wzrost aktywności na rynku gazu i energetyki. Aktywność ta w dużym stopniu spowodowana jest tendencją zmierzającą w kierunku pełnej liberalizacji rynku w latach 2005-2007. Na liście transakcji na światowych rynkach energii i gazu w pierwszej połowie 2004 r. Polska wymieniana jest tylko raz, i to z powodu zakupu przez jednego z inwestorów kolejnego pakietu akcji od Skarbu Państwa.

Ministerstwo Gospodarki i Pracy dopuszcza możliwość integracji pionowej w sektorze energetycznym, ale tylko w postaci holdingów funkcjonujących pod pewnymi warunkami. - Można wyobrazić sobie tworzenie grup energetycznych w postaci holdingów wyposażonych w aktywa wytwórcze i zakłady dystrybucji energii, ale pod warunkiem, że nie zostaną one skonsolidowane w koncerny - powiedział Jacek Piechota, wiceminister w MGiP. Dodał, że musi być też gwarancja, aby powstałe holdingi nie prowadziły “niekontrolowanej prywatyzacji” majątku, polegającej na wyprzedaży niektórych aktywów. MGiP nie dopuszcza tworzenia zintegrowanych pionowo koncernów energetycznych, co postulują wytwórcy. Takie struktury nie dawałyby gwarancji, że nie będą wzajemnie subsydiowane poszczególne rodzaje działalności prowadzone w koncernach. Obecnie MSP przygotowuje korektę programu polityki właścicielskiej w energetyce i zostanie ona przyjęta przez rząd po zaakceptowaniu Programu polityki energetycznej Polski do 2025 r. Do tej pory MGiP, wspierane przez URE, przeciwstawiało się jakiejkolwiek formie konsolidacji pionowej twierdząc, że zagrażałaby ona konkurencji na rynku i interesom odbiorców.

Minister skarbu Jacek Socha ocenił publiczne deklaracje na temat połączenia PKN Orlen SA z PGNiG SA jako przedwczesne i nie mające uzasadnienia popartego analizami czy zapisami w przygotowywanym prospekcie emisyjnym PGNiG. Socha powiedział też, że warto zastanowić się nad połączeniem kapitałowym pomiędzy Orlenem i Grupą Lotos. Wypowiedź ta padła po tym, jak o zamiarach kupna do 30 proc. akcji PGNiG przez PKN Orlen poinformowali dziennikarzy prezesi obu spółek na Forum Ekonomicznym w Krynicy.

PGNiG SA wynegocjowało z niemieckimi firmami E.ON-Ruhrgas i VNG tańsze dostawy gazu ziemnego. Niemieckie firmy dostarczają gaz do Lasowa w rejonie Zgorzelca od 1998 r., po ok. 400 mln m sześc. rocznie. Przedstawiciele obu stron uzgodnili nowe warunki dostaw w okresie od października 2004 do października 2008 r. Niemcy zgodzili się na zmianę formuły cenowej, a co za tym idzie obniżenie ceny, ale w zamian PGNiG będzie kupował gaz o 2 lata dłużej; poprzedni kontrakt wygasał w 2006 r. Nie należy spodziewać się znaczącej obniżki cen; niemieckie firmy mogły zaakceptować najwyżej 10 15-proc. jej spadek. Prezes PGNiG Marek Kosowski wielokrotnie podkreślał, że gaz zza zachodniej granicy jest bardzo drogi, ale nie ujawniał ceny. Szacuje się, że polska firma musiała płacić ok. 170-180 USD/1000 m sześc., podczas gdy gaz rosyjski kosztował ok. 130-140 USD. Gaz z Niemiec stanowi zaledwie ok. 3 proc. zużywanego w naszym kraju. Większość gazu kupujemy od rosyjskiego Gazpromu w ramach wieloletniej umowy. Poza tym na granicy zachodniej odbiera się także ok. 500 mln m sześc. rocznie gazu norweskiego na podstawie kontraktu z Statoilem. Przez ostatni rok PGNiG kupował też gaz z Ukrainy - od firmy Eural TG, który był prawdopodobnie o ok. 5-10 proc. tańszy od tego zakontraktowanego od Gazpromu.

W energetyce należy dopuścić do integracji pionowej, stwierdził w Katowicach premier Marek Belka. Według premiera może to budzić obawy o monopolizowanie rynku, lecz po wstąpieniu Polski do UE rynkiem wewnętrznym jest rynek Unii Europejskiej. Jednocześnie premier zapowiedział, by nie oczekiwać od niego konkretnych decyzji konsolidacyjnych, problemem tym zajmować się będzie bowiem minister gospodarki. Premier Belka wygłosił swą opinię po spotkaniu ze środowiskami gospodarczymi na Śląsku. Podczas tych rozmów prezes PKE Jan Kurp przekonywał do integracji pionowej, przed spotkaniem zapowiadał, że będzie ostrzegał premiera, iż traktat europejski jest zagrożeniem dla bezpieczeństwa energetycznego Polski, nakłada bowiem konieczność obniżenia emisji dwutlenku siarki w stopniu, jakiemu Polska nie jest w stanie sprostać. Premier opowiedział się także za upublicznieniem spółek węglowych i za ich prywatyzacją poprzez giełdę. Według niego na rynkach światowych istnieje boom na węgiel i dlatego jest to idealna sytuacja do upublicznienia spółek i wprowadzenia ich na giełdę. Zdaniem premiera nie ma to nic wspólnego z utratą przez państwo kontroli nad górnictwem, natomiast spółkom węglowym stworzy możliwość ekspansji.

Amerykański Bechtel oraz należąca Alstom Power znalazły się na krótkiej liście firm, które walczą kontrakt na budowę dwóch elektrociepłowni za ok. 600 mln zł dla KGHM Polska Miedź. Spółka miedziowa planuje gruntownie zmodernizować elektrociepłownię w Polkowicach i praktycznie wybudować nową elektrownię w Głogowie. Inwestycje te znalazły się na liście najważniejszych, które powinna przeprowadzić w najbliższych latach, ostatecznie jednak wymagają jeszcze zatwierdzenia przez radę nadzorczą spółki. Wszystko wskazuje na to, że najpierw prace ruszą w Polkowicach. W sumie inwestycje w elektrociepłownie będą kosztować 660-700 mln zł. Dzięki nowym blokom wzrośnie produkcja energii elektrycznej, a zwłaszcza tzw. ciepła technologicznego, na którym spółce szczególnie zależy. Obie elektrociepłownie będą wykorzystywać gaz ziemny, dlatego w ubiegłym roku KGHM zawarł wieloletnią umowę na zakup tego surowca od PGNiG.

Lawina problemów spadła na Bogusława Fluderskiego po tym, gdy zdecydował się na inwestowanie w małe elektrownie wodne. Pierwszą inwestycję próbował zrealizować na bazie zdewastowanego młyna na Prośnie w gminie Wieruszów. Obok małej elektrowni wodnej miał stanąć jeszcze hotel, bo okoliczne łąki, mokradła i lasy przyciągają turystów i myśliwych. Ale z jego planów nic nie wyszło, bo kładkami po jazach okoliczni chłopi jeździli na swoje łąki. Gmina uznała je za most i wystąpiła do sądu o unieważnienie umowy sprzedaży. Po roku szarpaniny inwestor sprzedał nieruchomość i zaczął szukać nowej elektrowni. Kolejne miejsce na realizacje swoich planów inwestycyjnych Fluderski znalazł w Gryficach, gdzie niszczał należący do upadłych Państwowych Zakładów Zbożowych młyn Gryfice. W grudniu 2003 r. rodzina Fluderskich kupiła majątek byłych PZZ za ok. 1 mln zł. Okazało się jednak, że syndyk nie ujawniła u notariusza wszystkich umów obciążających sprzedawaną nieruchomość. Na terenie młyna spółka Mała Elektrownia Wodna P. i R. Zommer, która dzierżawiła od syndyka do czasu sprzedaży nieruchomości małą turbinę i część pomieszczenia, ale jednocześnie ta spółka podpisała wcześniej z PZZ w Gryficach umowę na dzierżawę pomieszczeń maszynowni i komory turbinowej. Umowę zawarto na 20 lat i nie została wypowiedziana. Na jej podstawie spółka w 2002 r. otrzymała pozwolenie wodnoprawne obejmujące eksploatację zarówno działających turbin, jak i przewidywanej do uruchomienia, które wydano na 10 lat. W efekcie nowy właściciel nie może otrzymać takiego pozwolenia. Bogusław Fluderski złożył doniesienie do prokuratury m. in. na syndyk Januszewicz. Zarzucił jej świadome wprowadzenie w błąd co do rzeczywistego obciążenia nieruchomości. Prokuratura gryficka zdecydowała jednak, że wszystko było w porządku i odmówiła wszczęcia śledztwa.

PGNiG wciąż prowadzi rozmowy na temat kontraktu na spotowe dostawy tańszego gazu ze złóż w środkowej Azji do Polski. W czerwcu spółka deklarowała, że potrzebuje 1,5 mld m sześc. gazu w okresie od lipca 2004 do czerwca 2005 r. Za wschodnią granicą powstała struktura, która ma prowadzić bezpośredni obrót turkmeńskim gazem z krajami spoza Wspólnoty Niepodległych Państw. Na ten handel monopol miał do niedawna Eural. Z nim PGNiG podpisało w ubiegłym roku umowę spotową. Na Euralu ciąży odium mafijnych powiązań, musi ustąpić pola. Utworzono więc konsorcjum Ukrrosenergo. W jego skład wchodzi m.in. Gazprom reprezentowany przez Gazprombank i ukraiński operator gazowy NAK reprezentowany przez Raiffeisen Bank. Wszystko wskazuje więc na to, że od stycznia 2005 r. brakujący w bilansie 1 mld m sześc. turkmeńskiego gazu może dostarczyć właśnie Ukrrosenergo. Dostawy spotowe mają być mniejsze o 0,5 mld m sześc. gazu w porównaniu z zakontraktowanymi w ubiegłym roku (2 mld m sześc.). Jest więc miejsce w bilansie na dostawy dla mniejszych dystrybutorów, którzy wyrastają pod bokiem monopolisty. Faworytem w walce o nie jest rosyjska Transnafta, udziałowiec polskiej spółki Ekoenergiz, chcącej gazyfikować północno-wschodni region Polski. Poważnym problemem jest jednak cena turkmeńskiego gazu, jaką może zaoferować monopolista - konsorcjum Ukrrosenergo, do którego wchodzi przecież Gazprom. Nie może on pozwolić, żeby jego cena była znacząco niższa niż rosyjskiego. Proponowana obecnie po dodaniu kosztów przesyłu gazociągami PGNiG (25-27 USD/1000 m sześc.) i koniecznego dyskonta czyni obrót nim nieopłacalnym. W ten sposób blokowane są działania konkurentów.

MSP przesunęło termin możliwego debiutu Elektrowni Kozienice na 2005 r. Prospekt emisyjny spółki trafi do Komisji Papierów Wartościowych i Giełd do końca I kwartału 2005 r., a w II kwartale akcje elektrowni mogą zostać dopuszczone do publicznego obrotu. Wcześniej resort planował, że debiut giełdowy Elektrowni Kozienice odbędzie się jeszcze w 2004 r. W 2003 r. MSP próbowało sprzedać akcje tej elektrowni w drodze zaproszenia do rokowań. Jednak z powodu niesatysfakcjonującej oferty resort odstąpił od rozmów z potencjalnym inwestorem. - Szukamy najsprawniejszej drogi, aby Kozienice znalazły się w ofercie publicznej. Obecnie jednak trudno mówić o koncepcjach, gdy trwa badanie spółki. Pod koniec listopada będziemy znali strukturę oferty - mówi Dariusz Witkowski, wiceminister skarbu. Resort skarbu skłania się do tego, aby przy ofercie publicznej sprzedać większościowy pakiet akcji inwestorowi strategicznemu. Zysk netto elektrowni w 2003 r. wzrósł do 58,3 mln zł z 45 mln zł w 2002 r., a przychody do 1,7 mld zł z 1,48 mld zł. Zatrudnia ona ok. 2,6 tys. osób.

Zaraz po Elektrowni Kozienice na giełdowy parkiet trafi dystrybutor energii - Grupa Energetyczna Enea - jednak najszybciej w drugim kwartale 2005 r. Później upublicznione zostaną PKE SA, a także grupy BOT-Górnictwo i Energetyka. - Kolejność debiutów będzie zależeć od koniunktury na rynku, a także od prac nad prospektami w KPWiG - mówi wiceminister skarbu Dariusz Witkowski Nadal nie ma decyzji, co do przyszłości dwóch podmiotów, których nie udało się wcześniej sprzedać - Elektrowni Dolna Odra oraz Elektrowni Ostrołęka.

MSP rozważa połączenie Elektrowni Kozienice z Kopalnią Węgla Kamiennego Bogdanka, poinformował Dariusz Marzec, wiceminister skarbu odpowiedzialny w resorcie za restrukturyzację sektora energetycznego. Według niego na razie nie jest przesądzone ani połączenie, ani sposób jego ewentualnego przeprowadzenia.

MSP weźmie pod uwagę propozycję PKN Orlen SA, by płocki koncern mógł objąć do 35 proc. akcji PGNiG umożliwiając - w zamian za zgodę Skarbu Państwa - odzyskanie przez państwo kontroli nad Naftoportem, wynika z wypowiedzi ministra skarbu Jacka Sochy. - Prezes spółki ma prawo przedstawiać swoje wizje i na pewno będzie to brane pod uwagę. Natomiast nie jest zdecydowane, że będzie taka zamiana, w rzeczywistości nie jest to takie proste - powiedział Socha.

Wszystko wskazuje na to, że PGNiG zrezygnowało z udziału w projekcie rurociągu Bernau-Szczecin. PGNiG i niemieckie VNG podpisały porozumienie o współpracy. Z nieoficjalnych informacji wynika, że obie firmy chcą wybudować nowy rurociąg, który połączy polski i niemiecki system gazowniczy na północy obu krajów. Trasa nie jest jeszcze ustalona. Pół roku potrwa przygotowanie analiz i biznesplanu. Trasa i długość rurociągu zostaną określone w pierwszym kwartale 2005 r., a kilka miesięcy później może rozpocząć się budowa. Rurociąg miałby dostarczać 1-2 mld m sześc. gazu rocznie. Ma płynąć z Niemiec do Polski, ale będzie też możliwość odwrócenia kierunku transportu. Obie firmy zakładają, że na początek tylko one zaangażują się w inwestycję. Niewykluczone jednak, że zaproszą jeszcze jakiegoś partnera. Jaki gaz popłynie nowym gazociągiem do Polski? PGNiG może zdecydować się na umowę typu swap bądź to z holenderską firmą Gasunie, bądź z Gaz de France. Oznaczałoby to, że polskie przedsiębiorstwo odbierać będzie gaz z systemu niemieckiego, a w zamian VNG w innym rejonie Niemiec wykorzystywałoby gaz pochodzący od Gasunie lub GDF.

Grupa energetyczna CEZ, największa firma w Republice Czeskiej, chce wziąć udział w prywatyzacji polskiej energetyki, poinformował Vladimir Schmalz, dyrektor odpowiedzialny w CEZ za fuzje i przejęcia. - Jesteśmy zainteresowani kupnem w Polsce, w procesie prywatyzacji, zarówno dystrybutorów, jak i producentów energii elektrycznej - powiedział Schmal. Według niego, przedstawiciele grupy poinformowali o planach inwestowania w Polsce ministra skarbu Jacka Sochę.- Do dyspozycji na inwestycje mamy 3 mld euro, z tym, że oprócz Polski chcemy inwestować m.in. na Słowacji, w Rumunii i Bułgarii” - powiedział Schmalz. Obecnie CEZ finalizuje przejęcie grupy dystrybutorów energii elektrycznej na terenie Bułgarii. Firma wykazuje bardzo wysoki cash-flow, dzięki czemu jest w stanie bez problemu sfinansować inwestycje. W pierwszym półroczu 2004 r. było to ok. 800 mln euro. Koncern jest zainteresowany obejmowaniem większościowych, co najmniej 51-proc. pakietów akcji dystrybutorów i producentów energii w Polsce i takie stanowisko przedstawiciele spółki przekazali ministrowi skarbu. Jeśli na sprzedaż zostaną wystawione mniejszościowe pakiety w spółkach sektora, grupa rozważy także swoje zaangażowanie w takie projekty. Schmalz nie chciał określić priorytetów inwestycyjnych CEZ w Polsce, ani docelowego planowanego udziału w naszym rynku. Wśród możliwych inwestycji wymienił Elektrownię Kozienice, PKE, Eneę, G-8 oraz EnergięPRO. - Dziś mogę zadeklarować, że weźmiemy udział w każdej prywatyzacji, jeśli Skarb Państwa zdecyduje się na sprzedaż akcji którejś ze spółek energetycznych - powiedział.

MSP otrzymało aktualizacje ofert wiążących od inwestorów w procesie prywatyzacji Zespołu Elektrociepłowni w Łodzi SA (ZEC-Ł), złożone przez Dalkię Termikę SA i Vattenfall AB. Wiceminister skarbu Dariusz Witkowski zapowiedział, że resort udzieli wyłączności na negocjacje jednemu z dwóch inwestorów. Okazała się nim Dalkia Termika SA, należąca do grupy francuskiego koncernu Dalkia, która otrzymała wyłączność na negocjacje w sprawie zakupu akcji ZEC-Ł do 25 listopada br. Rywalizujące o ZEC-Ł podmioty pod koniec lipca składały już poprawione oferty cenowe, ale były one niezadowalające dla resortu skarbu i z tego powodu MSP zwróciło się do firm o ponowne poprawienie cen za pakiet akcji ZEC-Ł. Prywatyzacja firmy trwa już przeszło rok. ZEC-Ł to druga pod względem wielkości elektrociepłownia w Polsce. W skład potencjału wytwórczego spółki wchodzą trzy zakłady, których łączna osiągalna moc cieplna wynosi 2560 MWt, a elektryczna ok. 531,5 MWe. W 2003 r. ZEC-Ł wypracował 21,9 mln zł zysku netto, przy przychodach ze sprzedaży 737,3 mln zł. Zysk EBITDA wyniósł 158,6 mln zł.

ENERGA Gdańska Kompania Energetyczna S.A. podpisała z firmą PROKOM Software SA aneks do umowy na wdrożenie Zintegrowanego Systemu Wspomagającego Zarządzanie Przedsiębiorstwem. Zakres umowy obejmuje wykonanie prac analitycznych i konfiguracyjnych związanych z wdrożeniem oprogramowania mySAP Business Suite na potrzeby Centrali koncernu - jednostki organizacyjnej mającej zarządzać koncernem złożonym z zakładów energetycznych Grupy G-8. Wdrożenie obejmie zarządzanie finansami, kontroling oraz wymaganą przepisami prawa sprawozdawczość. Harmonogram prac przewiduje zakończenie wdrażania i udostępnienie systemu do końca 2004 r., tj. do dnia rozpoczęcia działalności gospodarczej koncernu energetycznego powstającego na bazie spółek Grupy G-8.

PGNiG osiągnęło za 8 pierwszych miesięcy 2004 r. ponad 590 mln zł zysku netto. Wszystko wskazuje na to, że plan przewidujący uzyskanie netto prawie 400 mln zł zostanie istotnie poprawiony. Zdaniem prezesa firmy Marka Kossowskiego, tak dobry wynik spółki wskazuje na to, że jest to optymalny moment do wprowadzenia jej na giełdę. Jeśli debiut nie udałby się to w tym czasie, to istnieje wiele możliwości, że potem będą gorsze wyniki spółki. Jest to związane z rosnącymi cenami gazu z importu oraz ryzykiem kursowym. Z kierunków prywatyzacji na 2005 r. wynika, że rozpoczęcie pierwszego etapu przekształceń własnościowych PGNiG jest planowane na pierwsze półrocze 2005 r. W tym etapie jest przewidziana tylko emisja nowych akcji spółki w celu jej dokapitalizowania. Podwyższenie kapitału ma wynieść maksymalnie 15 proc. i ma zapewnić spółce pozyskanie 1,5 mld zł. Pozyskane środki PGNiG chce przeznaczyć na rozbudowę podziemnych magazynów gazu, budowę połączeń pomiędzy systemami gazowymi polski z zagranicą, na projekty dywersyfikacji dostaw gazu i dalszą restrukturyzację finansową. Prezes powiedział też, że PGNiG powinno utrzymać status firmy narodowej i najlepszy dla spółki w procesie prywatyzacji byłby inwestor krajowy. Jego zdaniem można by znaleźć co najmniej kilku inwestorów, którzy wiążąc się z PGNiG zwiększyliby swoją wartość i wartość PGNiG. Chęć zakupu 20-35 proc. akcji PGNiG zgłosił w imieniu PKN Orlen SA na początku września p.o. prezesa tej spółki Janusz Wiśniewski, w porozumieniu z Kossowskim. Drugi etap prywatyzacji PGNiG, polegający na zaoferowaniu mniejszościowego pakietu akcji PGNiG należących do Skarbu Państwa zostanie przeprowadzony w terminie do sześciu miesięcy od rozpoczęcia notowań akcji wyemitowanych w ramach podwyższenia kapitału zakładowego spółki wynika kierunków prywatyzacji. W dokumencie napisano, że sprzedaż akcji Skarbu Państwa zapewni wpływy do budżetu oraz wydanie bezpłatnych akcji uprawnionym do otrzymania walorów PGNiG. Sprzedaż akcji należących do MSP w ofercie publicznej jest możliwa dopiero w drugiej połowie roku. Skarb Państwa po podwyższeniu kapitału zakładowego, sprzedaży części akcji i udostępnieniu akcji uprawnionym pracownikom zachować ma minimum 51-proc. udział w PGNiG. Firma uzyskała za pierwsze półrocze 2004 r. 457 mln zł zysku netto. Wynik brutto wyniósł 693 mln zł, a wynik na sprzedaży wyniósł 843 mln zł. Gazowy monopolista planuje 397 mln zł zysku netto w 2004 r. wobec 300 mln zł w 2003 r.

Kopalnia Bogdanka nie jest zachwycona przymiarkami do połączenia jej z Elektrownią Kozienice. MSP ma za sobą już kilka nieudanych podejść do prywatyzacji podlubelskiej kopalni. Ma też na koncie zakończoną fiaskiem próbę wprowadzenia inwestora strategicznego do Elektrowni Kozienice. Być może dlatego zaczął poważnie zastanawiać się, czy sprzedaż połączonych spółek nie okaże się łatwiejsza. Zwłaszcza że i tak obie firmy ściśle ze sobą współpracują, bo Kozienice są największym odbiorcą węgla z Bogdanki. Analizy ekonomicznych skutków połączenia biegną równolegle z pracami nad prospektem. Początkowo MSP zapowiadało wysłanie elektrowni na giełdę w końcu 2004 r. Teraz mówi o początku 2005 r. Konsolidacyjny pomysł resortu spodobał się elektrowni. Już od dawna myśli ona o połączeniu z kopalnią, a nawet raz próbowała wziąć udział w jej prywatyzacji. Przetarg jednak unieważniono. Znacznie gorsze nastroje deklaracje MSP wzbudziły w Bogdance. Oddłużona kopalnia, która już od kilku lat cieszy się niezłą rentownością, bardzo obawia się połączenia. Działając na wolnym rynku może czerpać korzyści ze swej lokalizacji. Zaopatrywanie w węgiel takich elektrowni jak Kozienice, Połaniec, Ostrołęka czy Stalowa Wola, położonych dość daleko od Śląska, zapewnia jej tzw. rentę transportową. Ponadto atutem kopalni jest wysoka wydajność. Kozienice kupują od niej 4 mln t węgla, tymczasem kopalnia produkuje go 5,2 mln t rocznie. Przyłączenie do Kozienic mogłoby oznaczać dla niej koniec samodzielnej polityki cenowej. Problem w tym, że jeśli resort skarbu nie zdecyduje się na wariant “dwa w jednym”, może mieć problem z prywatyzacją kopalni. W poprzednich przetargach nie pojawiali się poważni inwestorzy branżowi, a CSFB, najpoważniejszy spośród graczy finansowych, którzy wstępnie deklarowali zainteresowanie Bogdanką, wycofał się z przetargu przed złożeniem oferty wiążącej. Nieoficjalnie mówiło się, że na rentownej dziś kopalni Bogdanka ciąży poważne ryzyko finansowe związane z przyszłymi kosztami rekultywacji eksploatowanych przez nią terenów.

Elbląski oddział spółki Alstom Power podpisał kontrakt na modernizację części turbiny 240 MW w elektrowni Tahkoluoto w Finlandii. Umowa obejmuje zaprojektowanie, produkcję, dostawę oraz instalację kompletnych części wysokoprężnej i średnioprężnej turbiny. Wartość kontraktu wynosi ok. 11 mln euro, w tym wartość prac wykonanych przez elbląski oddział spółki Alstom Power - 10 mln euro. Uruchomienie turbiny po modernizacji przewidziane jest na październik 2005 r.

Przyszłość regulacji rynku giełdowego w kontekście integracji europejskiej była jednym z głównych tematów posiedzenia Komisji Papierów Wartościowych i Giełd. W pracach Komisji po raz pierwszy uczestniczyło aż dwóch przedstawicieli branży energetycznej: Grzegorz Onichimowski, prezes Zarządu Towarowej Giełdy Energii SA, oraz Artur Dembny, przewodniczący korporacji zawodowej maklerów towarowych, działającej przy Stowarzyszeniu Uczestników Wolnego Rynku Energii (SUWRE). - Rynek terminowy można ożywić poprzez stworzenie maksymalnie prostego kontraktu terminowego na energię elektryczną, rozliczanego finansowo i dopuścić do niego inwestorów indywidualnych z rynku kapitałowego. To “zrobi” obrót - powiedział Artur Dembny. Prezes Onichimowski przedstawił zaś propozycję zmian ustawowych, zmierzających do złagodzenia wymogów dopuszczeniowych do giełdy towarowej, a w konsekwencji, do parkietu giełdowego mogłyby uzyskać dostęp mniejsze firmy handlowe, a nie tylko wielkie przedsiębiorstwa z sektora energetycznego. W listopadzie odbędzie się specjalne posiedzenie Komisji Papierów Wartościowych i Giełd poświęcone wyłącznie problemom giełdowego rynku towarowego, który w Polsce jest praktycznie tożsamy z rynkiem energii elektrycznej. - Tylko Towarowa Giełda Energii SA i SUWRE mają delegację ustawową do reprezentowania interesów sektora energetycznego przed KPWiG. Jako SUWRE postaramy się zebrać na listopadowe posiedzenie jak najwięcej pomysłów i opinii od całego sektora, aby wspólnie z Komisją rozwijać i poszerzać ten fragment rynku obrotu energią elektryczną, jakim jest giełda energii. Aby przeżyć na rynku europejskim, naszą krajową giełdę musimy uczynić konkurencyjną - dodał Artur Dembny.

Wkrótce po uzyskaniu statutu spółki akcyjnej węgierski koncern paliwowy MOL może wejść na warszawską giełdę. Może to nastąpić za ok. dwa miesiące. Termin rozpoczęcia notowań akcji MOL-a zależy od uzyskania zgody Komisji Papierów Wartościowych i Giełd, co zazwyczaj trwa od 6 do 8 tygodni, oraz od ostatecznej decyzji samego MOL-a. Koncern poinformował, że po podjęciu przez KPWiG decyzji o zarejestrowaniu jej jako spółki akcyjnej, rozważy również sprzedaż pewnej liczby akcji własnych przeznaczonych do umorzenia lub odsprzedaży, aby “ułatwić inwestowanie polskim instytucjom oraz obrót na rynku lokalnym”. Giełda w Budapeszcie pozostanie dla MOL-a rynkiem podstawowym.

PKN Orlen ma potwierdzenie, że Jukos opłacił za październik należności za transport rurociągami państwowej rosyjskiej firmy transportowej Transneft. Ropa, której dostawy gwarantuje rosyjski Jukos, dociera do PKN Orlen zgodnie z ustalonym terminarzem, ale w mniejszej ilości. Inny dostawca przysyła nieco więcej niż planowano. Zgodnie z kontraktem największy polski producent paliw powinien odbierać co miesiąc ok. 410 tys. t ropy rosyjskiej od firmy Petroval, której gwarancji udzielił rosyjski Jukos. To ok. 40 proc. zużywanej przez Orlen ropy. Ropy będzie jednak o ok. 10 proc. mniej od zakontraktowanej ilości, która wynosi 410 tys. tn miesięcznie. - W umowie przewidziano elastyczność dostaw, co oznacza, że mogą one zostać zwiększone lub zmniejszone o 10 proc. - powiedział przedstawiciel Orlenu. - W tym samym czasie od drugiego z naszych głównych dostawców odbieramy 10 proc. więcej ropy niż planowano. Zarejestrowana na Cyprze firma J&S Service and Investment ma - tak jak Petroval - wieloletni kontrakt z Orlenem na sprzedaż rosyjskiej ropy. Wcześniej J&S sprzedawała ropę do Petrochemi Płock. Wejście J&S na polski rynek i osiągnięcie pod koniec lat 90. dominującej pozycji w dostawach ropy dla naszych rafinerii do tej pory wzbudza wiele kontrowersji. Władze Orlenu podpisując w grudniu 2002 r. umowę ze spółką Petroval, mówiły o potrzebie ograniczenia zakupów od jednej firmy do maksymalnie 45 proc. całości dostaw. Kontrakt z Petrovalem opiewa na siedem lat z możliwością przedłużenia na kolejne 3 lata, czyli do 2012 r. W pierwszym roku jego obowiązywania (2003 r.) Orlen kupił 3 mln t, w tym roku ma to być znacznie więcej. Gwarant dostaw - Jukos - ma jednak poważne problemy finansowe, toczy spór z władzami Rosji o kilka miliardów dolarów zaległego podatku. J&S Service and Investment na podstawie zawartego także pod koniec 2002 r. kontraktu ma sprzedawać Orlenowi przez pięć lat po 5,4 mln t rosyjskiej ropy rocznie. PKN Orlen w ubiegłym roku przerobił ok. 12 mln t ropy. Kupuje ją także na podstawie umów spotowych (jednorazowych).

J&S nie zamierza wycofywać się z Polski, zapewnia jeden z założycieli firmy, Sławomir Smołokowski. Ok. 20 proc. obrotów petrochemikaliami J&S przypada na Polskę. Firma obiecała zwiększyć własne dostawy ropy dla Orlenu, gdyby okazało się, że rosyjski Jukos nie może wywiązać się z kontraktu. - Zapewnienie dostawy ropy dla polskich rafinerii nie jest problemem. W sytuacji, gdy ropa płynie przez Polskę tranzytem, częściowo na nasze zlecenie, zawsze można ją skierować do Płocka czy Gdańska. Niektórzy znów mówią, że mamy monopol w tranzycie rosyjskiej ropy. Ale nasza znacząca pozycja to właśnie dodatkowy element bezpieczeństwa dla polskich rafinerii - powiedział Smołokowski.

Ostatnie sygnały płynące z resortu gospodarki wskazują na to, że coraz bardziej staje się realne łączenie wytwórców i dystrybutorów energii elektrycznej w zintegrowane pionowo koncerny. Wydaje się, że jednym z wygranych prawdopodobnej zmiany rządowej koncepcji będzie Południowy Koncern Energetyczny, od dawna forsujący taką właśnie strukturę. Jednak jeżeli PKE chce się liczyć na rynku unijnym potrzebuje jeszcze wielu zmian. Przede wszystkim chodzi o moce wytwórcze. 18-proc. udział w rynku (moc zainstalowana 5 tys. MW) to jak na polskie warunki sporo, jednak w porównaniu z europejskimi gigantami, np. EDF (100 tys. MW), bardzo niewiele. Koncern zakłada, że dojdzie do powiększenia potencjału firmy do 7-9 tys. MW. Wówczas udział w rynku PKE wzrośnie do ok. 27 proc. i będzie porównywalny z grupą energetyczną BOT. Dla osiągnięcia wyższego potencjału potrzebny jest PKE zarówno nowy blok w Łagiszy, jak i włączenie do koncernu kolejnych wytwórców energii elektrycznej i cieplnej. Koncern planuje także zwiększać powiązania kapitałowe z dystrybutorami energii oraz kopalniami. Teraz kopalnie wchodzące w skład PKE dostarczają 30-40 proc potrzebnego węgla. W przyszłości ilość ta ma się zwiększyć do 60-70 proc. Problemem koncernu, jak i całej branży jest przerost zatrudnienia, które PKE przez 3 lata zmniejszyło o 10 proc. Z drugiej jednak strony, załogi wszystkich polskich firm energetycznych starzeją się. Na wielu stanowiskach zaczyna brakować fachowców, których wyszkolenie wymaga często 5-10 lat praktyki.

Alstom Power przeprowadzi remont odtworzeniowy turbozespołu TG-2 w Elektrociepłowni Kraków. Zakres prac, których przeprowadzenie jest konsekwencją awarii powstałej podczas styczniowego pożaru, obejmuje naprawę fundamentu, instalacji elektrycznej oraz sterowania i automatyki. Wartość prac to 56 mln zł.

ZEC Bydgoszcz SA zachęca do inwestowania w swoim sąsiedztwie. Spółka posiada wolne moce produkcyjne i upatruje szansy ich wykorzystania na terenach przemysłowych w okolicach zakładu. - Głównym argumentem dla potencjalnych inwestorów na terenie ZEC Bydgoszcz może być to, że staną się bezpośrednimi odbiorcami energii, co da ogromne oszczędności, wynikające z braku opłacania pośredników oraz z redukcji kosztów przesyłu - mówi prezes Ryszard Popowski. Dodatkowo ZEC dzięki posiadanym zabezpieczeniom gwarantuje ciągłe dostawy energii nawet w przypadku blackoutów. W ofercie spółki znajduje się także niestandardowy produkt, jakim jest możliwość pobierania ciepła w chłodne dni poza sezonem grzewczym za znacznie niższą cenę. Kilkudniowe dogrzanie (na preferencyjnych warunkach) podnosi komfort eksploatacji lokali z praktycznie nieodczuwalną w skali roku różnicą kosztów.

We wrześniu Kompania Węglowa i pozostałe dwie spółki węglowe pierwszy raz zaczęły podawać wyniki finansowe według standardów stosowanych w Unii Europejskiej. Kosztów i zysków nie przelicza się już na tonę węgla, lecz na ilość energii, jaką można uzyskać z tony węgla. Unijny system wyliczania sprawia, że spółkom węglowym bardziej będzie się opłacało wydobywanie węgla dobrej jakości, bowiem uzyskuje się z niego więcej energii, a więc wyższą cenę. Unia dąży do tego, aby przy obliczeniach wskaźników ekonomicznych górnictwo brało pod uwagę wszystkie ponoszone koszty działalności. Nowy system raportowania wynika także z tego, że UE dopuszcza możliwość udzielania pomocy publicznej górnictwu, chodzi więc o to, aby można było w sposób rzetelny i prawdziwy mierzyć efektywność tej pomocy. Dlatego unijne standardy wymagają wliczania wszystkich kosztów i odnoszenia ich do ilości energii uzyskiwanej z każdej wydobytej tony węgla (1 tew = 29,3 GJ energii).Zgodnie z unijną metodą sprawozdawczości koszt wyprodukowania tony węgla ekwiwalentnego wynosił w ciągu 8 miesięcy tego roku w Kompanii Węglowej 192,5 zł, a uzyskana cena to 207,7 zł, co oznacza, że na 1 tonie ekwiwalentu przeliczanego na energię (czyli na 1 tew) Kompania osiągnęła 15,26 zł zysku.

Reklama:

Komfortowe apartamenty
"business class"
w centrum Krakowa.
www.fineapartment.pl

PRACA PRENUMERATA REKLAMA WSPÓŁPRACA ARCHIWUM

Copyright (C) Gigawat Energia 2002

projekt strony i wykonanie: NSS Integrator