KE chce jednolitych zasad pomocy publicznej dla energetyki

        Komisja Europejska jesienią tego roku przedstawi projekt wytycznych w sprawie pomocy publicznej, jaka może być udzielona projektom w sektorze energetyki, w tym energii nuklearnej - poinformował rzecznik KE ds. konkurencji Antoine Colombani.

fot. Shutterstock

Koszty inwestycji w atom są wprost związane z jej ryzykiem, a czynniki obniżające ryzyko to m.in. stabilne...

Obecnie takie wytyczne w UE dotyczą tylko "zielonej energetyki", ale nie energetyki jako całości.
"Jesienią przedstawimy projekt zasad udzielania pomocy publicznej dla projektów z sektora energetyki. Następnie skierujemy go do publicznych konsultacji z państwami członkowskimi i zainteresowanymi. (...) Chcemy je przyjąć w 2014 r." - powiedział Colombani.

Dodał, że przykładowo kilka unijnych krajów chce wsparcia w formie pomocy publicznej dla projektów z sektora energetyki nuklearnej. Dodał, że obecnie KE analizuje oddzielnie każdy przypadek. W ten sposób zaakceptowała wsparcie publiczne dla m.in. magazynowania odpadów radioaktywnych, likwidacji elektrowni, czy budowy niewielkiego reaktora nuklearnego w Holandii dla celów medycznych.

Powiedział też, że państwa członkowskie, które zamierzają wybudować elektrownie jądrowe, jak dotąd nie zwróciły się do KE z prośbą o notyfikację pomocy publicznej dla takich projektów.
Inaczej jest w przypadku energetyki ze źródeł odnawialnych czy projektów z zakresu efektywności energetycznej - tutaj wytyczne dot. pomocy publicznej obowiązują, ale KE chce dokonać ich przeglądu. "OZE oczywiście także będą częścią tych konsultacji, które rozpoczną się jesienią, ponieważ chcemy poprawić przepisy dotyczącego tego sektora energetyki. Wsparcie publiczne dla energetyki z odnawialnych źródeł jest czymś, co KE popiera. W przypadku energetyki nuklearnej pozostajemy neutralni" - powiedział Colombani.
Jak dodał, Komisja w żadnym wypadku nie chce zachęcać państw członkowskich do rozwoju energetyki nuklearnej. "Do państw członkowskich należy wybór ich miksu energetycznego" - podkreślił.
O sprawie napisała w piątek "Sueddeutsche Zeitung". Gazeta wskazuje, że dzięki nowym uregulowaniom koncerny energetyczne mogłyby otrzymywać publiczne subwencje na budowę elektrowni atomowych, podobnie jak to się dzieje w przypadku "zielonej energii". Jak napisała, zwolennicy tego projektu argumentują, że zarówno OZE, jak i elektrownie nuklearne to niskoemisyjne źródła energii. Organizacje ochrony środowiska uważają z kolei, że plan Komisji zagraża niemieckiej "zielonej" rewolucji energetycznej. Gazeta wskazuje też, że rząd niemiecki odrzuca plan KE, ale nie ma w tej sprawie weta.

Źródło: PAP

Zielony grząski grunt

         Uprzywilejowana energetyka odnawialna wypiera z rynku energetykę konwencjonalną i stawia pod znakiem zapytania opłacalność inwestycji w tradycyjne elektrownie. Czy stać nas na dalsze zwlekanie z decyzjami?

fot. Shutterstock

Dążenie do niskoemisyjnej gospodarki jest warunkiem dalszej skutecznej modernizacji kraju - wynika z raportu... 

Przywódcy państw, akceptując pakiet klimatyczno-energetyczny i przyjmując w jego ramach konkretne cele ilościowe dotyczące energetyki odnawialnej czy redukcji CO₂, rzucili tym samym na rynek zamówienia na konkretne technologie i ich stosowanie - w ograniczonym na razie do 2020 roku czasie.
Po to, by wywiązać się z przyjętych zobowiązań, państwa członkowskie zaczęły wprowadzać subsydia dla inwestorów OZE - bez tego nie opłacałoby się ich budować. Wśród celów tak zdefiniowanej polityki wobec wybranych źródeł energii trzeba wymienić - poza ochroną Ziemi przed skutkami zmian klimatu - także zmniejszenie zależności od importu paliw i rozwoju innowacyjnego przemysłu OZE oraz powstanie nowych miejsc pracy.

Rachunek za zieloną energię
Za rozwój OZE płacą jak zwykle ci, którzy są na końcu łańcucha - nie producenci energii czy jej dystrybutorzy, lecz odbiorcy energii. Ale w pułapkę wpadli nie tylko oni. Koszty wsparcia OZE okazały się wyższe niż szacowano, a z obranej drogi nie można się cofnąć, bo za brak realizacji zobowiązań wynikających z Pakietu klimatycznego grożą kary. Ale stało się coś jeszcze.
Prof. Krzysztof Żmijewski, sekretarz generalny Społecznej Rady Narodowego Programu Redukcji Emisji, wskazuje, że obowiązek wynikający z pakietu podjęło państwo, a nie przełożyło go na obowiązki cząstkowe. I teraz to państwo kłopocze się jak go zrealizować, a członkowie wspólnoty, jaką jest państwo, za nic bezpośrednio nie odpowiadają. - Nie można w ten sposób realizować takiej polityki - ocenia prof. Żmijewski.
Z dotychczas upublicznionych projektów ustawy o OZE nie wynikało, że świat polityki ma jakiś pomysł na to, żeby przełożyć obowiązki OZE na przykład na przedsiębiorców. Natomiast od kiedy tylko pojawiły się zapowiedzi, że system subsydiowania OZE zostanie zmieniony (a to historia sięgająca 2010 roku), trwa przeciąganie liny pomiędzy politykami i przedsiębiorcami o to, jakie technologie OZE mają być wspierane, na jakich zasadach i jak długo.
Ujmując rzecz skrótowo - biznes negocjuje z politykami, za ile jest skłonny zrealizować obowiązki, które ci wzięli w imieniu Polski, akceptując Pakiet klimatyczno-energetyczny. Kompromis rodzi się w bólach, także w obozie władzy. Znamienne jest, że resort skarbu był, a może dalej jest, przeciwko ograniczeniu wsparcia dla współspalania, bo to zahamowałoby zyski grup energetycznych i w konsekwencji wpływy budżetu z dywidend.
Jerzy Pietrewicz, sekretarz stanu w Ministerstwie Gospodarki, uważa, że jeśli opłacalność inwestycji, jak w przypadku OZE, jest zabezpieczana za pośrednictwem państwa, to powstaje pytanie, czy powinny być wspierane wszystkie rodzaje inwestycji, czy też takie, które przysparzają najwięcej pożytku publicznego. - Wydaje się, że to ten drugi kierunek powinien naszemu myśleniu towarzyszyć - uważa Pietrewicz.
Takie dylematy, jak się wydaje, powinny już dawno być rozstrzygnięte. Istnieją opracowania, także zamawiane przez resort gospodarki, na temat tego, jak powinien wyglądać polski miks energetyczny w 2030 roku, a nawet później. Nie brakuje analiz oceniających krajowe zasoby OZE i możliwości ich wykorzystania. Brakuje decyzji, a projekty regulacji wciąż się zmieniają.
Pierwsze założenia zmian w systemie wsparcia zostały generalnie dobrze przyjęte, aczkolwiek nie przez inwestorów czy właścicieli instalacji, którzy mieli na tym stracić (duże farmy wiatrowe, współspalanie, duża energetyka wodna). Teraz resort gospodarki podaje, że współspalanie, nie wchodząc w szczegóły, ma być utrzymane do 2017 roku.
Beata Jaczewska, wiceminister środowiska, podkreśla, że polityka energetyczna i klimatyczna nie są odrębne i nie należy ich sobie przeciwstawiać. Deklaruje zrozumienie dla potrzeby utrzymania konkurencyjności polskiej gospodarki.
- Dla tej konkurencyjności definiujemy cenę energii, która musi pozostawać na niskim poziomie jako warunek utrzymania przewagi konkurencyjnej - zapewnia Jaczewska.
To otwiera pole do dyskusji, ile należy płacić za rozwój OZE, albo inaczej - na ile nas stać. Nie ma zgody w tych ocenach. Licząc prosto - energia elektryczna z OZE kosztuje więcej niż ze źródeł konwencjonalnych, bo na jej cenę składa się cena samej energii i koszty systemu wsparcia.
Ale środowiska "zielonych" oceniają, że błędna jest diagnoza jakoby energia z OZE był droższa od konwencjonalnej.
- Podstawowym mitem jest to, że skoro mamy mieć tanią energię, to powinna ona pochodzić z węgla brunatnego, a w związku z tym powinniśmy otworzyć zagłębia pod Legnicą, pod Gubinem, tysiące osób przesiedlić i mówić, że będziemy mieć tanią energetykę - mówi Andrzej Kassenberg, prezes Instytutu na Rzecz Ekorozwoju.
- To absurdalne. Dzisiaj Polska ma najwyższe koszty zewnętrzne produkcji energii elektrycznej w UE. Według Europejskiej Agencji Środowiska, gdybyśmy te koszty zewnętrzne uwzględnili w cenie energii, to powinna być ona o 70-150 proc. wyższa. My płacimy tę różnicę w zdrowiu, w ograniczeniu funkcjonowania przyrody, rolnictwa, lasów, w szybszej korozji, nie mówiąc już o zmianach klimatu.
Cele bliskie i dalekie
Do rozstrzygnięcia są też inne sprawy - nie mniej fundamentalne. Zważywszy że ma być weryfikowana polityka energetyczna Polski, zasadne staje się pytanie, czy nie należy poczekać z tworzeniem nowego prawa OZE do czasu, aż jasne stanie się, jak polityka energetyczna ma wyglądać, czy celem w OZE w perspektywie 2020 ma być przede wszystkim osiągnięcie celu statystycznego (zobowiązań), czy może jest jakiś szerszy plan działań. W tej sprawie też zdania są podzielone, ale ze sfer rządzącej kolacji płyną sygnały świadczące, że celem krótkoterminowym będzie raczej jednak realizacja podjętych zobowiązań.
- Po wielu latach dyskusji zbliża się teraz okres decyzji. To jest tak, że każdy chce zrobić jakiś interes i w okresie przygotowawczym forsuje swoje zdanie.
Tak jest na naszej scenie krajowej i również na scenie europejskiej, a także w kontekście globalnym. Jeśli został zamknięty etap europejski w celach 3 x 20, dla Polski 15 proc. w przypadku OZE, to nie kontestujemy tych 15 proc. do 2020 roku. Powinniśmy stworzyć teraz takie narzędzia, żeby pokazać w Europie, że wywiązaliśmy się ze zobowiązań.
To, co ma być po 2020 roku, to etap dalszych negocjacji - mówił poseł Andrzej Czerwiński.
Generalnie stanowisko Polski jest takie, że zobowiązania w obszarze polityki klimatycznej po roku 2020 powinny być funkcją zobowiązań międzynarodowych na okres po zakończeniu bieżącej dekady. Ustaleń globalnych można się spodziewać najwcześniej w 2015 roku, co wynika z dotychczasowych szczytów klimatycznych ONZ.
Nie wydaje się jednak, by można było tak długo czekać z rozwiązaniem problemu polegającego na tym, że energetyka odnawialna ciesząca się rozlicznymi przywilejami, a w tym pierwszeństwem w odbiorze, wypiera z rynku energetykę konwencjonalną. Przyczynia się to do spadku cen hurtowych energii i stawia pod znakiem zapytania opłacalność inwestycji w energetykę konwencjonalną.
Ta wciąż będzie niezbędna - chociażby jako zabezpieczenie niestabilnych źródeł OZE.
- Problem, który dotyczy Polski, dotyczy także w ogóle rynku energii w Europie. Model rynku oparty głównie na energetyce konwencjonalnej ze wzrastającym udziałem OZE jest już po prostu przestarzały - oceniaBogdan Pilch, prezes zarządu PGE Energia Odnawialna.
- Problem wziął się z tego, że energia odnawialna jest dotowana i działa na innych prawach niż konwencjonalna, która - można powiedzieć - jest w pełni urynkowiona. Ta dysproporcja spowodowała, że przy wzrastającym udziale energii odnawialnej nastąpił spadek cen hurtowych i ma to również takie reperkusje, że projekty w energetyce konwencjonalnej są po prostu nierentowne, a to powoduje, że w przyszłości mogą się pojawić kłopoty z bilansowaniem mocy.
Dyskusje na temat OZE będą zapewne trwały jeszcze długo. Cały wachlarz problemów i kontrowersji rozwinie, wolno się spodziewać, projekt ustawy o OZE - niezależnie od momentu, w którym się pojawi. Natomiast jasne jest, że najwyższa pora kończyć te dyskusje i wziąć w nich pod uwagę także konkurencyjność systemu wsparcia OZE w Polsce. Ze względu na konkretne zobowiązania polityczne rynek OZE w UE to raczej rynek dostawcy niż zamawiającego, a systemy wsparcia nie są w skali UE zharmonizowane. Poza tym nawet zważywszy, że Polska jest w przypadku technologii OZE głównie rynkiem zbytu, to mimo to inwestycje w ten obszar też mają znaczenie.
A ewidentnie brak przewidywalności regulacji hamuje i te inwestycje. - Dzisiaj inwestorom brakuje pewności. Zawsze jest jakieś ryzyko, ale proszę zapytać bankierów, czy sfinansują inwestycje. Zainwestowaliśmy w Polsce w portfolio projektów 700 MW w energetyce wiatrowej i teraz przyglądamy się, w jakim kierunku idzie ustawa o OZE, bo dzisiaj nie jesteśmy w stanie tych projektów finansować - mówił Jaromir Pečonka, członek zarządu CEZ Polska.
- Chcemy do 2015 posiadać 300 MW w energetyce wiatrowej lądowej, ale niestety obecna sytuacja nie sprzyja podejmowaniu decyzji. Obawiam się, że te 300 MW do 2015 roku może być trudne do osiągnięcia, bo w obecnym środowisku prawnym nie ma danych do podjęcia decyzji inwestycyjnych na dziesięciolecia - ocenia Robert Macias, członek zarządu RWE Renewables Polska.
Sektor bankowy, a przynajmniej jego część, podziela opinie inwestorów. Europejski Bank Inwestycyjny przewiduje, że w 2013 roku na projekty polskie będzie miał ponad pięć miliardów euro, ale...
- Jeśli chodzi o finansowanie projektów inwestycyjnych z dziedziny energetyki odnawialnej, to niestety z nimi jest kiepsko - przyznaje Piotr Michałowski, inspektor kredytowy (loan officer) Europejskiego Banku Inwestycyjnego.
W 2012 roku EBI nie sfinansował żadnego projektu z tej branży, a w roku 2013 zapowiada się, że też nie uda nam się zamknąć żadnej transakcji. Powód jest jeden - brak stabilności prawnej.
IRENEUSZ CHOJNACKI

źródło: http://biznes.onet.pl/zielony-grzaski-grunt,18567,5564246,1,prasa-detal

Flamanville: Kopuła reaktora położona     

EDF przeprowadził operację położenia kopuły na budynku reaktora. Jest to symboliczny etap budowy EPR we Flamanville.

Ważącą 260 ton kopułę EPR we Flamanville o średnicy 43 metrów podnosił jeden z najmocniejszych dźwigów na świecie - wysoki na 200 metrów (to dwie Statuy Wolności) "Big Benny". Gwarancją szczelności struktury będzie zespawanie całej kopuły, która następnie będzie pokryta siedmioma tysiącami ton betonu dla zwiększenia jej wytrzymałości.
Kopułę położyła firma Bouygues Construction, która wykonuje wszystkie prace budowlane na budowie EPR we Flamanville. Przygotowania do operacji trwały cztery miesiące, a zaangażowanych w nią było 30 pracowników BouyguesConstruction.
Jak informuje EDF, w ten sposób rozpoczyna się końcowy etap budowy EPR we Flamanville: wykonano 95 proc. prac budowlanych i 46 proc. elektromechanicznych prac montażowych. W najbliższych miesiącach do przykrytego kopułą budynku reaktora zostaną wprowadzone komponenty kotła jądrowego (wytwornice pary, zbiornik reaktora, stabilizator ciśnienia itd.). W pierwszym półroczu tego roku wykonano pierwsze próby elektryczne, zmontowano rurociągi pary w maszynowni i zabudowano pierwsze szafy systemu sterowania, który docelowo będzie służył do kontroli, nadzoru, ochrony i sterowania reaktorem EPR.
Pierwszy prąd z elektrowni ma popłynąć do sieci w 2016 r. Jej moc, 1 650 MW, pozwoli zaopatrzyć w energię elektryczną obszar zamieszkały przez półtora miliona osób. W rozpoczętą w grudniu 2007 r. budowę reaktora EPR w elektrowni Flamanville zaangażowały się wszystkie podmioty francuskiego przemysłu jądrowego. W 2012 r. na budowie pracowało do 3200 osób (60 proc. pracowników regionalnych, 2600 pracowników firm zewnętrznych i 600 pracowników EDF), które przepracowały łącznie 5 milionów godzin. Budowa jest pod stałą kontrolą Urzędu Dozoru Jądrowego (ASN).

źródło: http://biznes.onet.pl/flamanville-kopula-reaktora-polozona,18567,5562947,14753899,fotoreportaze-detal-big

Wejście Rosnieftu do projektów w Ameryce to działanie wizerunkowe

        Prezydent Rosji Władimir Putin wyraził zainteresowanie rozpoczęciem wspólnych projektów z amerykańskim ExxonMobil w Zatoce Meksykańskiej i USA. Z biznesowego punktu widzenia jest to próba stworzenia wizerunku Rosnieft jako równorzędnego partnera amerykańskiej spółki.

fot. Reuters

Stany Zjednoczone planują przyłączyć się do sprawy, którą Unia Europejska wnosi do WTO przeciwko Rosji w... Zobacz więcej 18 lip, 19:03

Podczas rozmowy z szefem koncernu Rosnieft Igorem Seczinem i prezesem ExxonMobil Development Neil'em W. Duffinem Władimir Putin powiedział, że Rosja jest zainteresowana prowadzeniem wspólnych projektów w Zatoce Meksykańskiej. Jak relacjonuje rosyjska redakcja BBC, podczas wideokonferencji z platformy "Orlan" znajdującej się w Morzu Ochockim, Putin powiedział: "Jest mi miło, że ExxonMobil staje się strategicznym partnerem największej rosyjskiej spółki naftowej Rosnieft. Liczę, że Rosnieft będzie współpracować z ExxonMobil też w innych częściach świata, w tym w Zatoce Meksykańskiej i USA".
Morska platforma "Orlan" została uruchomiona w 2005 roku w celu wydobycia ropy i gazu ze złoża Czajwo w ramach międzynarodowego projektu Sachalin-1. Projekt prowadzi konsorcjum, w skład którego wchodzą spółki z Rosji, Japonii, Indii i USA. Jego operatorem jest ExxonMobil. Neil W. Duffin powiedział z kolei, że w planach z Rosnieftem jest budowa podobnych platform wydobywczych w celu prowadzenia innych wspólnych projektów. Szef ExxonMobil Development zaznaczył też, że jest wdzięczny prezydentowi Rosji za stworzenie sprzyjającego reżimu podatkowego dla realizacji projektów dotyczących wydobycia trudnodostępnej ropy naftowej.

Rosnieft już wykonał pierwsze kroki wejścia do amerykańskich projektów ExxonMobil. W marcu br. Rosjanie poinformowali o kupnie 30 proc. udziałów w projekcie eksploatacji 20 głębinowych bloków w Zatoce Meksykańskiej. Rosnieft wszedł do projektu za pośrednictwem spółki córki Neftegaz America Shelf LP.
W maju br. ExxonMobil poinformował o przygotowaniach do eksploatacji podmorskiego pola naftowego Julia znajdującego się w Zatoce Meksykańskiej. Planuje się, że wydobycie na tym terenie rozpocznie się w 2016 roku. Neil W. Duffin mówił wcześniej, że dostęp do zasobów, jakie kryje złoże Julia będzie wpływać na bezpieczeństwo energetyczne Stanów Zjednoczonych przez wiele lat. To złoże jest jednym z pierwszych dużych odkryć zasobów ropy naftowej w głębinowych granicach Zatoki Meksykańskiej. Znajduje się ono ponad 30 tys. stóp (9,1 tys. metrów) poniżej powierzchni oceanu. ExxonMobil jako operator tego projektu i Statoil Zatoka Meksykańska LLC posiadają po 50 proc. udziałów.
Główny analityk rosyjskiej Fundacji Narodowego Bezpieczeństwa Energetycznego Igor Juszkow w rozmowie z PAP przypomniał, że współpraca Rosnieft i ExxonMobil rozpoczęła się od rosyjskich projektów arktycznych. Następnie partnerstwo poszerzyło się dzięki projektom związanym z zagospodarowaniem szelfu Morza Czarnego.
"Po tych inwestycjach trzeba było pokazać, że Rosnieft, który przyciąga inwestora zagranicznego posiadającego środki finansowe i odpowiednie technologie dla zagospodarowania rosyjskich złóż jest partnerem równorzędnym. A co za tym idzie, niezbędna jest wzajemna integracja. Rosnieft powinien wejść do projektów ExxonMobil, przy czym te inwestycje muszą być prowadzone nie w krajach trzecich, a na rodzimym terytorium amerykańskiego koncernu – zaznaczył.
W opinii Juszkowa, w ten sposób rosyjskie elity polityczne zademonstrowały, że Rosja nie jest wyłącznie "spichlerzem bogactw naturalnych", gdzie światowe koncerny przychodzą wydobywać węglowodory. W ramach tej strategii w kwietniu 2012 roku Rosnieft i ExxonMobil podpisały porozumienia w sprawie wejścia rosyjskiej spółki do projektów amerykańskiego partnera w USA i Kanadzie.
"Jednak w rzeczywistości te projekty mają jedynie charakter wizerunkowy. Dla Rosnieftu skrajnie ważne było przyciągnąć ExxonMobil do inwestycji w Rosji. Chodzi o to, że bez tego mocnego partnera Rosjanie nie mieli by możliwości zagospodarowania projektów szelfowych. Teraz sprawa wygląda analogicznie – ocenił.
Juszkow dodał, że obecnie Rosnieft poszerza współpracę z Amerykanami na Sachalinie. Koncerny planują m.in. budowę zakładu LNG. Partnerzy zastanawiają się nad wyborem powierzchni inwestycyjnej dla tego dalekowschodniego przedsiębiorstwa. Planowana wartość projektu budowy wynosi 15 mld dolarów. Jednocześnie Rosjanom zależy na stworzeniu pozorów "symetrycznej" współpracy. Dlatego Władimir Putin mówi o tym, że poszerzając projekty w Rosji, Rosnieft i ExxonMobil powinny prowadzić analogiczne projekty w Ameryce.
"Z biznesowego punktu widzenia, amerykańskie projekty ExxonMobil nie są potrzebne Rosjanom. Dlatego rosyjskie władze w żaden sposób nie będą używać jakiegokolwiek nacisku w stosunku do tego inwestora w celu wejścia na jego rynek. Przeciwnie, Igor Seczin lobbuje za utrzymaniem sprzyjającego reżimu podatkowego dla wspólnych rosyjsko-amerykańskich projektów, a także działa na rzecz liberalizacji eksportu gazu w Rosji" – przekonuje Juszkow.
Ekspert podsumowuje, że dla Rosnieftu amerykańskie projekty nie mają znaczenia pierwszorzędnego. Rosyjski koncern jest w nich mniejszościowym akcjonariuszem. To ExxonMobil odpowiada za zabezpieczenie logistyki i rynków zbytu surowców energetycznych. W tego rodzaju projekty wydobywcze, które miałyby zagwarantować dostawy surowców na rynek własny, wchodzą przeważnie spółki z Azji (chińskie i japońskie), czyli kraje importujące paliwo, a nie eksportujące, tak jak Rosja.

źródło: http://biznes.onet.pl/wejscie-rosnieftu-do-projektow-w-ameryce-to-dziala,18567,5564826,1,news-detal

PE poparł interwencję na rynku handlu emisjami CO2; przegrana Polski

        PE opowiedział się w środę za interwencją na rynku handlu emisjami CO2. Teraz wiele zależy od Rady UE, która może poprzeć interwencję, odrzucić lub zaproponować kompromis. Polska, która jest przeciwna interwencji, musi więc szukać sojuszników wśród krajów UE.

fot. Reuters

W głosowaniu na sesji plenarnej 344 europosłów opowiedziało się za interwencją, 311 było przeciw, a 46 wstrzymało się od głosu.
Chodzi o ubiegłoroczną propozycję KE dotyczącą zawieszenia aukcji 900 mln pozwoleń na emisję CO2 w latach 2013-2015 (tzw. backloading). O tyle samo miałaby być zwiększona liczba pozwoleń w kolejnych latach do 2020 r. W zamyśle KE zawieszenie aukcji ma podnieść ich niską obecnie cenę i zmobilizować firmy do zielonych inwestycji. Polska uważa z kolei, że to ingerencja w rynek i wskazuje, że może stracić na tym 1 mld euro w latach 2013 - 2020.

"PE zatwierdził backloading w zmodyfikowanej formie. Teraz kolej na ministrów w Radzie na zajęcie stanowiska" - powiedział cytowany przez resort środowiska minister Marcin Korolec. Dodał, że projekt Parlamentu zakłada, że przed odłożeniem pozwoleń, KE musi przygotować szczegółową ocenę wpływu na sektory i podsektory narażone na wyciek emisji. PE postuluje też ograniczenie backloadingu do jednorazowej interwencji.
Zdaniem Korolca, zmiany przyjęte przez Parlament "ograniczają wpływ na ceny (emisji - PAP), ale Polska będzie konsekwentnie walczyć w Radzie przeciw backloadingowi".
"To zła propozycja ze strony Komisji i bardzo źle stało się, że ją przyjęliśmy" - powiedziała po głosowaniu europosłanka, prof. Lena Kolarska-Bobińska (PO).
"Nawet jeśli komisarz (ds. klimatu) Connie Hedegaard nie akceptuje bieżących cen emisji CO2, nie może zaprzeczyć, że system pracuje tak, jak został zaprojektowany. Jeśli uznamy, że system ETS nie sprawdził się, to należy go zmienić w całości po 2020 roku, a nie robić jednorazowych, +ręcznych+ i administracyjnych poprawek, manipulacji cenami" - dodała.
Zdaniem europosła Konrada Szymańskiego (PiS), przyjęcie backloadingu spowoduje podwyższenie kosztów dla wszystkich gałęzi przemysłu energochłonnego i elektrowni opartych na węglu.
"Dzięki tej szkodliwej decyzji PE kryzys w Europie będzie trwał dłużej. Posłowie dali sobie wmówić, że głosują nad nowym kompromisem w sprawie polityki klimatycznej. W rzeczywistości poparli starą propozycję Komisji w nowym opakowaniu" - powiedział Szymański.
W głosowaniu PE przyjęta została poprawka, zgodnie z którą zawieszenie 900 mln pozwoleń będzie jednorazową interwencją na rynku. Jak podkreśla Kolarska-Bobińska, ten zapis został zaakceptowany wbrew oczekiwaniom KE, która liczyła na nieograniczona władzę w tym zakresie.
"Wątpię jednak, że będzie to respektowane. Komisja nie dała i nie może dać gwarancji, że będzie to jednorazowa ingerencja administracyjna w rynek. Jeżeli zgodzimy się na to raz, zawsze będzie istniało ryzyko, że sytuacja się powtórzy" - uważa europosłanka.
Po dzisiejszym głosowaniu propozycja KE zostanie przesłana do Rady. Nie jest jasne stanowisko niektórych krajów członkowskich, w tym Niemiec. Polska zawsze była przeciwna backloadingowi.
W negocjacjach PE z Radą szansę na zmianę niekorzystnych dla Polski ustaleń dostrzega jednak Szymański. "Głosowanie w PE niczego nie kończy, piłka jest w grze. Mam nadzieję, że rząd zdoła zbudować mniejszość blokującą w Radzie. Musimy teraz znaleźć przychylne państwa w UE, które sprzeciwią się razem z nami tej propozycji. Tak Rada, jak i Parlament w opiniach na temat backloadingu są podzielone - pół na pół" - powiedział PAP Szymański.
Jego zdaniem trudno ocenić, ile będą trwały rozmowy między Radą i Parlamentem. Rozwiązania są trzy - Rada zaakceptuje wynik głosowania w PE, odrzuci go lub wprowadzi poprawki do propozycji PE, które następnie będą głosowane na sesji plenarnej.
Kolarska-Bobińska podkreśla jednak, że choć odrzucenie propozycji PE przez Radę jest teoretycznie możliwe, to w praktyce nie można na to liczyć. "A dlatego, że wiele krajów akceptuje (backloading). W tej sprawie nie ma też prawa weta w Radzie. Polska więc nie może tego zablokować, może tylko budować koalicję. Musiałaby to być bardzo silna koalicja. Jeśli jednak Niemcy i inne duże kraje poprą backloding, będzie bardzo trudno go odrzucić" - powiedziała PAP.
Pod koniec ubiegłego roku minister środowiska Marcin Korolec przedstawił w Brukseli analizę, która wskazywała na możliwą stratę ok. 1 mld euro przychodów budżetowych w latach 2013-20 na skutek zawieszenia aukcji 900 mln pozwoleń.
Środowe głosowanie nad backloadingiem na sesji plenarnej było już drugim takim głosowaniem. W kwietniu propozycja została przez europosłów odrzucona. Sprawa wróciła do komisji środowiska, ponieważ propozycji nie wycofała KE. W czerwcu komisja środowiska PE poparła opóźnienie aukcji.

źródło: http://biznes.onet.pl/pe-poparl-interwencje-na-rynku-handlu-emisjami-co2,18567,5555053,1,news-detal

Dyrektywa w sprawie efektywności energetycznej wchodzi już wkrótce

 fot: kozmoat98/iStockphoto

Państwa członkowskie Unii Europejskiej do 5 czerwca 2014 r. muszą wprowadzić w życie przepisy Dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej. Jednak już do końca 2013 r. wszystkie kraje powinny przedstawić działania wspierające jej ustalenia.

14 listopada 2012 r. w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej została opublikowana Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2012/27/UE z dnia 26 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej. Uchyla ona dotychczasową dyrektywę nr 2006/32/WE. Obecna jest następstwem dostarczonych przez państwa członkowskie planów działania. Głównym celem Dyrektywy pozostało obniżenie do 2020 r. zużycia energii pierwotnej na terenie całej Wspólnoty o 20%.
Jednocześnie wskazuje ona także dodatkowe środki i zadania umożliwiające realizację przyjętych założeń. Państwa członkowskie mają obowiązek wprowadzić nowe przepisy do 5 czerwca 2014 r. Zanim jednak zapisy Dyrektywy wejdą życie, konieczne jest opracowanie wewnętrznych strategii, które będą ją wspierały. Wszystkie kraje mają czas do początku grudnia 2013 r., aby przedstawić działania mające pomóc w egzekwowaniu jej założeń.

Analiza dotychczasowych planów działania w dziedzinie efektywności energetycznej potwierdziła obawy, że Unia może nie osiągnąć założonych celów, jeżeli nie dokona się jak najszybszej zmiany strategii i środków stosowanych w zakresie wytwarzania, przesyłu, rozdziału i konsumpcji energii. Nowe, bardziej skuteczne rozwiązania muszą zostać zastosowane także w ramach wykorzystania energii przez budynki, urządzenia, przemysł oraz odbiorców końcowych.
W tym celu do 5 grudnia 2013 r. państwa członkowskie muszą powiadomić Komisję o podjętych działaniach o charakterze regulacyjnym, finansowym, fiskalnym, dobrowolnym lub informacyjnym, które zostały formalnie ustanowione i wdrożone w zakresie efektywności energetycznej.
– Zaproponowane działania mają zachęcać uczestników rynku energii do wykonywania i korzystania z usług energetycznych. Dotyczą poprawy efektywności energetycznej planowanej na okres od 1 stycznia 2014 r. do 31 grudnia 2020 r., dokładnie wskazując na sposoby jakimi zostaną osiągnięte wymagane oszczędności. Zaproponowane rozwiązania obejmują m.in. przygotowanie wykazów ogrzewanych lub chłodzonych budynków należących do instytucji rządowych (pierwsze mają zostać podane do wiadomości publicznej do końca grudnia 2013 r.), nabywanie produktów i usług o bardzo wysokiej charakterystyce energetycznej oraz wdrażanie systemów zobowiązujących do efektywności energetycznej. Mają także pojawić się udogodnienia zachęcające do przeprowadzania audytów energetycznych i wdrażania systemów zarządzania energią oraz stosowania układów pomiarowych gwarantujących wiarygodne odczyty jej zużycia – mówi Marek Marcisz, specjalista ds. energetyki firmy certyfikującej TÜV SÜD Polska.
-W ramach strategii realizowane mają być szkolenia i akcje informacyjne związane z oszczędnością energii. Określone zostaną także zachęty do stosowania wysokosprawnej kogeneracji oraz efektywnych systemów ciepłowniczych i chłodniczych, jak również do wykonywania analiz kosztów i korzyści dla nowych lub modernizowanych instalacji elektroenergetycznych, instalacji przemysłowych lub sieci ciepłowniczych i chłodniczych – dodaje.

Określenie dodatkowych działań w dziedzinie efektywności energetycznej na szczeblu państwowym to swoistego rodzaju przykład, który powinien iść z góry. Jednak każda firma usługowa, przedsiębiorstwo produkcyjne, czy nawet gospodarstwo domowe mogą już teraz poprawić swój bilans energetyczny.
Marek Marcisz podkreśla, że nie trzeba, a nawet nie warto czekać na odgórne ustalenia, gdyż korzystając z usług niezależnych auditorów można zdecydowanie szybciej i bardzo skutecznie samemu zadbać o obniżenie wydatków ponoszonych na energię. Biorąc pod uwagę wciąż obecny kryzys gospodarczy w wielu państwach europejskich, który nie dotknął jeszcze mocno Polski, należy szukać oszczędności we wszystkich możliwych miejscach. Jak podaje Główny Urząd Statystyczny, w 2011 r. zużycie energii elektrycznej w skali całego kraju wyniosło ponad 145 tys. Gwh.
W ostatnim roku zmalało tylko nieznacznie, co spowodowane było jednak w głównej mierze ograniczeniem produkcji przez przestarzałe elektrownie opalane węglem kamiennym, których sprawność odbiega od obowiązujących obecnie norm środowiskowych. Realne zagrożenie dla odbiorców energii to zatem nie tylko potencjalny wzrost kosztów, ale również nie do końca sprawna i gotowa na zwiększenie podaży infrastruktura wytwórczo-przesyłowa. – Zanim obejmą nas wymagania prawne, warto zrobić wszystko, aby jak najwięcej zaoszczędzić na energii. Audyt efektywności energetycznej pozwala bowiem precyzyjnie określić te miejsca, gdzie oszczędności są możliwe nawet bez ponoszenia dodatkowych nakładów inwestycyjnych – podsumowuje ekspert TÜV SÜD Polska.
źródło: http://tech.money.pl/dyrektywa-w-sprawie-efektywnosci-energetycznej-wchodzi-juz-wkrotce-0-1343660.html

Oszczędność energii. Nowa dyrektywa unijna

Oszczędność energii. Nowa dyrektywa unijna

 fot: mammal/CC BY-NC-SA/Flickr

Do 31 grudnia 2013 r. państwa członkowskie Unii Europejskiej muszą podać do wiadomości publicznej wykaz ogrzewanych lub chłodzonych budynków o powierzchni użytkowej wynoszącej ponad 500 m kw. należących do instytucji rządowych. Mają one być systematycznie poddawane modyfikacji prowadzącej do zwiększenia efektywności energetycznej i stanowić przykład dla innych podmiotów.

Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2012/27/UE z dnia 26 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej zawiera wiele wskazań, które dokładnie określają, jakie działania muszą podjąć państwa członkowskie, aby zacząć wymiernie redukować wykorzystywanie energii. Jednym z pierwszych kroków jest stworzenie listy budynków rządowych, które – na podstawie przeprowadzonych audytów – otrzymają charakterystykę energetyczną lub szczegółowy wykaz danych dotyczących rodzajów oraz ilości zużywanej energii.
Co roku 3% ich powierzchni będzie musiało zostać poddane renowacji lub wdrożeniu alternatywnych metod pozwalających na spełnienie minimalnych wymogów dotyczących poprawy efektywności energetycznej. Zagrożeniem dla wykonania przyjętych zobowiązań mogą być jednak braki związane z prawidłową ewidencją gruntów i budynków, za której przygotowanie zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Rozwoju Regionalnego i Budownictwa z dnia 29 marca 2001 r. odpowiedzialne są starostwa i miasta na prawach powiatów dostarczające Głównemu Geodecie Kraju dane do zestawień zbiorczych.
Najbardziej aktualne, upublicznione Sprawozdanie o Stanie Mienia Skarbu Państwa na dzień 31 grudnia 2011 r. nie przedstawia tym samym wykazu budynków, na podstawie którego stworzona mogłaby zostać lista obiektów objętych modernizacją.

Dotychczasowy brak formalnego przymusu poprawy efektywności energetycznej sprawia, że niewiele organów państwowych gospodarujących budynkami i lokalami pokusiło się o analizę sposobów i stopnia zużywania energii. Jak wynika z doświadczeń firmy TÜV SÜD Polska, prawidłowo przeprowadzony audyt, w wyniku którego wykonane zostaną rekomendowane modernizacje oraz wprowadzone będą odpowiednie rozwiązania, jest w stanie przynieść oszczędności ciepła nawet do 75%:
– Wykorzystywanie alternatywnych źródeł energii to tylko jedna strona medalu. Przede wszystkim warto bowiem starać się maksymalnie ograniczać jej zużycie. Budynki instytucji rządowych finansowane z budżetu państwa to w dużej mierze stare konstrukcje z dużą liczbą nieefektywnych rozwiązań generujących nadmierne koszta. Dyrektywa w sprawie efektywności energetycznej zwraca zatem uwagę na taką modernizację tych obiektów, która pozwoliłaby spełnić przynajmniej minimalne wymagania charakterystyki energetycznej. Takie zabiegi mają być wzorcem zachęcającym innych do poszukiwania wymiernych oszczędności -– zauważa Marek Marcisz, specjalista ds. energetyki w firmie TÜV SÜD Polska.
- Stan tych obiektów, szczególnie w najmłodszych krajach członkowskich Unii Europejskiej, pozostawia wiele do życzenia pod względem zapotrzebowania na energię elektryczną i cieplną. Przeprowadzenie audytów to zatem konieczny krok, który wskaże, gdzie szukać oszczędności w ich użytkowaniu np. poprzez stosowanie systemu zarządzania energią. Pozwala on tak zorganizować pracę osób, maszyn i urządzeń w zależności od pory dnia, roku, pogody, funkcji budynku, specyfiki pracy czy gabarytów pomieszczeń, aby oszczędności energii były jak największe – dodaje.

Podstawą do przygotowania charakterystyki energetycznej lub szczegółowego wykazu danych dotyczących rodzajów oraz ilości zużywanej energii w budynkach jest audyt. Zaczyna się on od poznania obiektu i zebrania danych ogólnych. Aby oszczędności były jak największe, a zaproponowane rozwiązania odpowiadały charakterystyce budynku, konieczne jest przeanalizowanie jego konstrukcji, liczby kondygnacji, kubatury, powierzchni, liczby lokali, liczby osób korzystających z obiektu, sposobu przygotowania ciepłej wody użytkowej, funkcji budynku i zastosowanego systemu ogrzewania.
Kolejny etap to sprawdzenie jakości i stanu instalacji elektrycznej, wodnej, gazowej, grzewczej, wentylacyjnej i klimatyzacyjnej. Zalecane jest także zastosowanie metody termowizyjnej i określenie miejsc utraty ciepła. Zebrane dane służą do wykonania obliczeń audytowych, które określają zapotrzebowanie na ciepło, energię elektryczną oraz paliwa, a także wykazują obecną efektywność energetyczną budynku. W celu jej poprawy, audytor rekomenduje rozwiązania organizacyjne bądź techniczne, które należy wdrożyć.

– Najbardziej efektywne sposoby nieinwestycyjne ograniczające zużycie energii to wprowadzenie systemów zarządzania nią. W pierwszej kolejności konieczne jest przeprowadzenie szkoleń dla pracowników, rozpoczęcie zaplanowanych z udziałem audytora akcji informacyjnych, zamieszczenie etykiet na urządzeniach, czy szczegółowe określenie godzin pracy, w czasie których wykorzystywanie energii musi zostać zoptymalizowane. Kolejnym etapem, który angażuje już dodatkowe środki finansowe, jest częściowa bądź kompletna termomodernizacja obiektu. Rozwiązania inwestycyjne są jednak najbardziej efektywne, gdy świadomość użytkowników budynku na temat umiejętnego wykorzystywania energii jest wysoka. W przeciwnym razie dochodzić może do sytuacji, kiedy zaoszczędzona w jednym miejscu energia, czy ciepło, są nadmiernie zużywane w innym – dodaje Marek Marcisz.
źródło: http://tech.money.pl/oszczednosc-energii-nowa-dyrektywa-unijna-0-1343670.html

Elektrownia jądrowa w Gąskach? Minister: nie

fot: Reporter Poland

 Spółka PGE EJ 1 nie odwołała się od decyzji ministra transportu, budownictwa i gospodarki morskiej uchylającej wydane dla niej przez wojewodę zachodniopomorskiego zezwolenie na badania potrzebne do sporządzenia raportu lokalizacyjnego elektrowni jądrowej w Gąskach.
O decyzji PGE EJ 1 poinformował w poniedziałek jej wiceprezes Zdzisław Gawlik. W poniedziałek mijał termin na wniesienie odwołania do sądu administracyjnego w tej sprawie.
Gawlik wyjaśnił, że zgodnie z zapowiedziami, spółka planuje przeprowadzenie badań lokalizacyjnych i środowiskowych w dwóch lokalizacjach Choczewo i Żarnowiec. Lokalizacja Gąski będzie rozpatrywana ponownie, jako potencjalna lokalizacja elektrowni jądrowej w przypadku, gdyby badania lokalizacyjne w Żarnowcu i w Choczewie wykazały, że nie są one odpowiednie dla elektrowni jądrowej.

Decyzję dla PGE EJ 1 wojewoda zachodniopomorski wydał 8 lutego 2012 r. Gmina oraz prywatni właściciele wskazanych w niej działek odwołali się od niej do ministra transportu, budownictwa i gospodarki morskiej na początku kwietnia ub.r.
15 lutego br. minister uchylił decyzję wojewody. Decyzję uchylono - jak informował sekretarz gminy Mielno Henryk Bieńkowski - m.in. ze względu na zbyt długi czas obowiązywania. PGE EJ 1 wnioskowała o dwuletni okres badań, tymczasem wojewoda wydał decyzję na pięć lat. Decyzja wojewody nie uwzględniała też konieczności sporządzenia raportu dotyczącego ewentualnego wpływu badań na stan środowiska.

Leżąca w północno-zachodniej części gminy Mielno letniskowa wieś Gąski została przedstawiona, jako jedna z trzech potencjalnych lokalizacji elektrowni jądrowej przez zarząd PGE 25 listopada 2011. Dwa kolejne miejsca to: Choczewo i Żarnowiec (Pomorskie).
12 lutego 2012 r. w gminie Mielno odbyło się referendum w sprawie lokalizacji elektrowni. W głosowaniu wzięło udział 2378 osób z 4171 uprawnionych. Frekwencja wyniosła 57 proc. Przeciwko lokalizacji elektrowni i badaniom terenu opowiedziało się 94 proc. Za było 5,3 proc.
Badania lokalizacyjne dla PGE EJ 1 będzie przeprowadzać wybrane w przetargu konsorcjum WorleyParsons Nuclear Services JSC, WorleyParsons International Inc., WorleyParsons Group Inc.
Pod koniec lutego br. na konferencji prasowej w Gdańsku dyrektor ds. operacyjnych PGE EJ 1 Jacek Cichosz informował, że badania w Choczewie i Żarnowcu mają się rozpocząć w połowie br.
PGE EJ jest spółką celową Polskiej Grupy Energetycznej, która odpowiada za przygotowanie procesu inwestycyjnego oraz budowę pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce. Obecne plany rządu obejmują wybudowanie przez PGE dwóch elektrowni jądrowych o mocy po ok. 3000 MW każda. Według aktualnej strategii Grupy pierwszy blok jądrowy miałby ruszyć ok. 2024 r.

źródło: http://manager.money.pl/news/artykul/elektrownia;jadrowa;w;gaskach;minister;nie,174,0,1276078.html

PGE coraz bliżej budowy elektrowni atomowej

Aleksander Grad, prezes PGE EJ1 

 fot: Reporter Poland

 Koncepcja postępowania zintegrowanego, przygotowania do badań lokalizacyjnych - to najważniejsze działania ostatnich 12 miesięcy w projekcie jądrowym w raporcie spółek PGE EJ i PGE EJ1. Z najnowszego raportu wynika, że o kontrakt ubiega się pięciu potencjalnych partnerów.
- Przygotowaliśmy szereg rozwiązań, dokumentów i opracowań, które dają możliwość podjęcia dalszych kluczowych decyzji głównemu inwestorowi, czyli PGE SA, naszym potencjalnym partnerom biznesowym w kraju oraz rządowi - powiedział prezes PGE EJ1 Aleksander Grad, podsumowując rok kierowania spółką. Grad kierował też spółką PGE Energia Jądrowa, która została ostatnio zlikwidowana w ramach upraszczania struktury korporacyjnej.
Spółki podkreślają w publikowanym raporcie, że wszystkie zadania związane z projektem jądrowym są prowadzone zgodnie z założeniami.

Zaznacza się, że w ciągu ostatniego roku zapadła decyzja o przeprowadzeniu postępowania zintegrowanego, czyli wyłonienia partnera, który jednocześnie zaoferuje technologię reaktorów, generalne wykonawstwo wsparcie w eksploatacji i utrzymaniu elektrowni, transfer kompetencji, dostawy paliwa, zaangażowanie kapitałowe oraz deklarację zapewnienia finansowania od agencji kredytów eksportowych i banków komercyjnych.
Projekt regulaminu tego postępowania został zaprezentowany potencjalnym oferentom w czasie dialogu wstępnego. W pierwszej rundzie tego dialogu w 2012 r. uczestniczyło osiem konsorcjów, w drugiej, zakończonej w maju 2013 r. - pięć.

Spotkania w trakcie dialogu wstępnego potwierdziły wykonalność projektu w modelu postępowania zintegrowanego. Konieczne jest jednak dopracowanie warunków biznesowych przyszłej współpracy i omówienie ich z potencjalnymi inwestorami - stwierdza raport. Dlatego następna runda negocjacji będzie poświęcona wyłącznie kwestiom finansowym, udziałowi potencjalnych partnerów strategicznych, zakresom ich inwestycji i kwestii ewentualnego wsparcia państwa. Rozmowy te zostaną zwołane po opracowaniu przez PGE strategii w tym zakresie - zaznacza się w dokumencie.
W raporcie podkreśla się, że w ciągu ostatniego roku opracowano kilka potencjalnych struktur finansowania inwestycji. Dokument podkreśla, że w czasie spotkań z bankami i agencjami kredytów eksportowych instytucje te zakomunikowały, iż z dużym prawdopodobieństwem mogą wymagać m.in. zapewnienia ekonomicznej przewidywalności przez wprowadzenie mechanizmów generowania stabilnych przepływów pieniężnych, na poziomie gwarantującym obsługę zobowiązań.
Raport zauważa, że szczególne znaczenie we wprowadzeniu tego typu mechanizmów ma wsparcie rządu, obok m.in. jasno komunikowanego, silnego i stabilnego poparcia politycznego.
Dokument przypomina, że w ciągu ostatniego roku w przetargu wyłoniono wykonawcę badań lokalizacyjnych i środowiskowych - firmę WorleyParsons, który rozpoczął pierwszy etap - tzw. mobilizację do realizacji projektów. Zbadane zostaną dwie potencjalne lokalizacje - Choczewo i Żarnowiec - a warunkiem do rozpoczęcia prac w terenie jest akceptacja przez PGE EJ1 efektów mobilizacji i uzyskanie zgód korporacyjnych. Równocześnie trwa postępowanie na wybór doradcy technicznego - inżyniera kontraktu. Zaproszenia do składania ostatecznych ofert wysłano do czterech zakwalifikowanych wykonawców.
Spółki podkreślają również w raporcie, że uzyskała dostęp do nieruchomości, niezbędnych do przeprowadzenia badań, zawierając 19 umów obejmujących 128 ha w lokalizacji Żarnowiec i 500 ha w Choczewie. Zaznacza się jednocześnie, że teren objęty badaniami nie jest identyczny z terenem przyszłej elektrowni, który zostanie ograniczony do niezbędnego minimum.
PGE EJ1 podpisała też umowę z wyłonionym w przetargu wykonawcą na analizy możliwości koniecznej rozbudowy sieci przesyłowej. Zakończenie tej analizy w 2014 r. daje 9-10 lat na niezbędną rozbudowę sieci, o trzy lata więcej niż gdyby analizę rozpocząć w momencie złożenia wniosku o warunki przyłączenia elektrowni do sieci, co zwiększa szanse na terminową realizację tego elementu programu - podkreśla dokument.
Raport spółki wymienia też kontynuowanie współpracy z uczelniami - w zakresie kształcenia kadr, z NCBJ oraz z lokalnymi samorządami. Od grudnia 2012 r. współpraca z gminami koncentrowała się na działaniach informacyjnych poprzedzających wejście w teren wykonawcy badań lokalizacyjnych - zaznacza raport.
Koncentrowaliśmy się na tym, by realizować projekt jądrowy maksymalnie efektywnie - profesjonalizując zarządzanie, ograniczając koszty i ryzyka inwestora, jak również urealniając harmonogram inwestycji - podkreślił Grad.
Zauważył, że efekty działalności PGE EJ1 zostały dobrze ocenione zarówno przez polskie jak i zagraniczne instytucja kontrolne. W marcu uzyskaliśmy pozytywną opinię NIK. Poziom przygotowań do budowy pierwszej polskiej elektrowni jądrowej docenili również specjaliści z Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej, którzy zajmują się kontrolą tego typu przedsięwzięć na całym świecie. Jest to zasługą naszego zespołu, jak i współpracujących z nami ekspertów i doradców - podkreślił Grad.
Jako harmonogram projektu raport odwołuje się do przyjętego ostatnio przez ministerstwo gospodarki projektu Programu Polskiej Energetyki Jądrowej, który zakłada wybór lokalizacji i podpisanie kontraktu na wybraną technologię do końca 2016 r., rozpoczęcie budowy w 2019 r. i podłączenie do sieci pierwszego bloku do końca 2024 r.
PGE EJ1 jest spółką celową PGE, odpowiadającą za przygotowanie procesu inwestycyjnego oraz budowę pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Wiosną 2013 r. struktura jednostek realizujących projekt jądrowy została uproszczona - wszystkie zadania przejęła PGE EJ1. Natomiast PGE Energia Jądrowa została zlikwidowana poprzez połączenie z PGE Polska Grupa Energetyczna SA.

źródło; http://manager.money.pl/news/artykul/pge;coraz;blizej;budowy;elektrowni;atomowej,170,0,1344938.html#utm_source=money.pl&utm_medium=referral&utm_term=redakcja&utm_campaign=box-podobne

To najbardziej niebezpieczna elektrownia we Francji

fot: VPE/CC/Wikipedia

Ponad 20 działaczy organizacji broniącej środowiska Greenpeace weszło na teren elektrowni jądrowej Tricastin na południowym wschodzie Francji, żądając jej zamknięcia - poinformowała organizacja.
O świcie grupa ubranych na czerwono aktywistów dostała się na teren elektrowni administrowanej przez francuski koncern EDF. Na płocie okalającym kompleks rozwiesili czarno-żółty transparent z podobizną prezydenta Francji Francois Hollande'a i napisem: Tricastin, wypadek nuklearny - prezydent katastrofy?
- Za pośrednictwem tej akcji chcemy poprosić Francois Hollande'a, by zamknął elektrownię w Tricastin, która jest wśród pięciu najbardziej niebezpiecznych miejsc tego typu we Francji - poinformował w oświadczeniu Yannick Rousselet, który we francuskim oddziale Greenpeace odpowiada za sprawy związane z energią nuklearną.
Rzeczniczka EDF powiedziała, że aktywiści nie dostali się do dwóch reaktorów w Tricastin i do godz. 8.30 za wtargnięcie aresztowano już 17 intruzów.
Hollande obiecał, że zmniejszy udział energii atomowej w zaspokajaniu potrzeb energetycznych kraju z obecnych 75 proc. do 50 proc. w 2025 r. Mówił też, że do 2017 r. zamknięta zostanie najstarsza francuska elektrownia atomowa w Fessenheim przy granicy z Niemcami.
Greenpeace punktuje, że aby spełnić swą pierwszą obietnicę, Hollande musiałby doprowadzić do zamknięcia co najmniej 10 reaktorów do 2017 r. i kolejnych 20 do 2020 r. Zdaniem organizacji wśród siłowni jądrowych nadających się do zamknięcia jest elektrownia Tricastin, zbudowana pod koniec lat 70.

źródło: http://tech.money.pl/to-najbardziej-niebezpieczna-elektrownia-we-francji-0-1346191.html

 

Uczelnie i władze miasta będą razem płacić za prąd

Toruński magistrat, Uniwersytet Mikołaja Kopernika oraz politechniki z Gdańska i Łodzi będą wspólnie kupować energię elektryczną. Efektem podpisanego porozumienia ma być kilka milionów złotych oszczędności.
W myśl dokumentu, podpisujący ogłoszą wspólny przetarg na zakup energii elektrycznej w 2014 roku. Wspólny zakup ma być szansą na wynegocjowanie niższej ceny za prąd, czego dowiodła już tegoroczna współpraca między toruńskim uniwersytetem i magistratem.
- W ubiegłym roku same oszczędności przetargowe miasta wyniosły około miliona złotych. Teraz, gdy do konsorcjum przyłączyły się Politechnika Łódzka i Politechnika Gdańska, mogą być jeszcze większe - ocenił prezydent Torunia Michał Zaleski.
W ubiegłym roku toruński samorząd zorganizował wspólny przetarg na dostawę energii elektrycznej nie tylko urzędu, ale także dla swoich jednostek organizacyjnych, spółek komunalnych i innych firm, w których ma udziały. Do tego przedsięwzięcia przyłączył się Powiatowy Urząd Pracy.
W przetargu dotyczącym zakupu prądu w 2013 roku wzięła udział toruńska uczelnia. Biorąc pod uwagę prognozowane zużycie prądu, uczelnia powinna zaoszczędzić w tym roku, dzięki wspólnemu zakupowi, także około miliona złotych.
- Nasza uczelnia jest wielką instytucją, ma około dwudziestu budynków, które chłoną prąd. Porozumienie jest więc dobrym rozwiązaniem, bo cena zależy od wolumenu, a ten wspólnie jest znacznie większy - podkreślił w środę rektor Uniwersytetu Mikołaja Kopernika prof. Andrzej Tretyn.
W najbliższym czasie zapotrzebowanie uczelni na prąd będzie szybko rosło, gdyż oddawane do użytku są nowe obiekty: Collegium Humanisticum, centrum nowych technologii czy centrum sportu. Budynki są m.in. wyposażone w klimatyzację, a tego rodzaju instalacje zużywają dużo prądu.
Przedstawiciele instytucji, które są stronami podpisanego w środę porozumienia, szacują, że w sumie potrzebować będą około 110 GWh energii na rok. W ubiegłym roku było to 67 GWh, więc cena dla konsorcjum w tym roku będzie przypuszczalnie jeszcze korzystniejsza.

źródło: http://nauka.money.pl/uczelnie-i-wladze-miasta-beda-razem-placic-za-prad-0-1347783.html

[fot: AlexRaths/iStockphoto]

Rewolucyjny reaktor jądrowy IV generacji - więcej energii i mniejsza ilość odpadów

Współpracować będą instytuty badawcze z Polski, Czech, Węgier i Słowacji. W Budapeszcie utworzyły stowarzyszenie dla zaprojektowania i budowy reaktora Allegro.
Stronę polską w inicjatywie nazwanej Centrum Doskonałości V4G4 (Visegrad 4 for Generation 4 reactors) reprezentuje Narodowe Centrum Badań Jądrowych (NCBJ). Jak powiedział PAP dyrektor NCBJ prof. Grzegorz Wrochna, chodzi o chłodzony gazem - helem - reaktor prędki (na szybkich neutronach) IV generacji, do pewnego momentu rozwijany przez Francję. Francuzi skupili się jednak na projekcie Astrid - reaktora chłodzonego ciekłym sodem, a efekty prac nad Allegro przekazali krajom Grupy Wyszehradzkiej.
Dyrektor NCBJ ocenił, że inicjatywa ma olbrzymie znaczenie dla całej Europy, ponieważ ma doprowadzić do powstania w regionie nowego centrum kompetencji w sytuacji, gdy w Niemczech w zasadzie zupełnie porzucono badania nad rozwojem energetyki jądrowej.
- Tam kiedyś produkowano reaktory, rozwojem technologii zajmowało się wiele instytutów. Teraz zostały już tylko dwa, ale coraz bardziej nastawiają się na demontaż reaktorów, a nie na budowę - podkreślił prof. Wrochna. W energetyce jądrowej nie można opierać kompetencji całego kontynentu na Francji, mimo że jest potęgą - dodał.
Wrochna zwrócił uwagę, że do finansowania projektu na pewno będzie można używać funduszy strukturalnych UE, bo jest inicjatywa dokładnie odpowiadająca celom, na które środki strukturalne są przeznaczone - czyli podnoszenie kompetencji w nowych krajach UE.
Polska dotychczas była w programie Allegro obserwatorem, teraz angażuje się na pełną skalę. - Tworzymy to stowarzyszenie po to, żeby rozbudować kompetencje, a tak się złożyło, że kompetencje instytutów jądrowych czterech państw znakomicie się uzupełniają. Węgrzy chcą się specjalizować w projektowaniu i badaniu paliwa jądrowego, Czesi - w systemie chłodzenia, Słowacy zajmują się stroną techniczną projektowania, systemami bezpieczeństwa, natomiast my chcemy specjalizować się w badaniach materiałowych - powiedział prof. Wrochna. Zwrócił uwagę, że reaktor badawczy Maria w Świerku jest w zasadzie przeznaczony do badań materiałowych. NCBJ ma odpowiednie laboratorium, które chce jeszcze rozbudować.
W czasie perspektywy finansowej UE na lata 2014-2020 należy zbudować centrum kompetencji, dopracować samą koncepcję i przygotować się do fazy realizacji po to, żeby w następnej perspektywie finansowej - od 2020 r. - zacząć już budowę - dodał dyrektor NCBJ. Podkreślił, że Centrum złożyło wniosek o wpisanie tego projektu do programu mapy drogowej infrastruktury badawczej tworzonej przez resort nauki i finansowanej ze środków Programu Operacyjnego Inteligentny Rozwój.
Wrochna podkreślił, że tego typu reaktory raczej nie trafią do powszechnego, komercyjnego zastosowania przed rokiem 2040. Przypomniał jednak, że cały program badawczo-rozwojowy energetyki jądrowej w Europie jest koordynowany na kilkadziesiąt lat do przodu przez Europejską Platformę Zrównoważonej Energetyki Jądrowej, skupiającą przemysł jądrowy, instytucje badawcze, rozwojowe itp.
W Strategicznej Agendzie Badawczej Platformy wyznaczono trzy kierunki rozwoju: doskonalenie istniejących reaktorów II i III generacji, zastosowania inne niż produkcja energii elektrycznej, np. do produkcji ciepła, i wreszcie reaktory na szybkich neutronach, które wykorzystują zużyte paliwo z innych reaktorów.
- W klasycznych reaktorach zużywa się tylko kilka procent materiału rozszczepialnego, reszta idzie do przerobu albo na składowiska - wyjaśnił dyrektor NCBJ. Reaktor IV generacji ma pozwolić na wydobycie z uranu więcej energii i jednocześnie zmniejszyć ilość odpadów. Profesor zaznaczył, że reaktory IV generacji nie mają zastąpić dotychczasowych, tylko je uzupełnić.
W ramach IV generacji przewiduje się trzy technologie, w zależności od czynnika chłodzącego: ciekłego sodu, ciekłego ołowiu i gazu - helu. Belgia zaczęła już przygotowania do budowy badawczego prototypu reaktora chłodzonego stopem ołowiu i bizmutu - Mirra, a kolejny reaktor z tej serii - Alfred - ma już także produkować energię elektryczną.

źródło: http://tech.money.pl/rewolucyjny-reaktor-jadrowy-iv-generacji---wiecej-energii-i-mniejsza-ilosc-odpadow-0-1348453.html

Grupa ENERGA szykuje się do dużych zmian

Autor: (DZ), (PAP)

ENERGA przedstawiła strategię na lata 2013-2020. Jej główne założenia to inwestycje w sieci dystrybucyjne i odnawialne źródła energii oraz stabilność finansowa. Dokument został przyjęty przez zarząd, na czele którego stoi Mirosław Bieliński (na zdj.) oraz pozytywnie zaopiniowany przez Radę Nadzorczą.
Zarząd grupy ENERGA postanowił zaktualizować Strategię rozwoju wraz z Wieloletnim Planem Inwestycji Strategicznych, mając na uwadze głównie zmiany prawne: Pakiet Energetyczno–Klimatyczny, nowelizację Ustawy o prawie energetycznym czy programu Polityka energetyczna Polski do 2030 roku.
Grupa zamierza postawić między innymi na stosowanie technologii zmniejszających emisję gazów cieplarnianych w wytwarzaniu i dystrybucji energii, możliwość przyłączania odnawialnych źródeł energii elektrycznej oraz na poprawę ciągłości zasilania.
Program Inwestycyjny przewiduje, że całkowite nakłady wyniosą około 21 mld zł, z czego ok. 12,5 mld zł przeznaczonych zostanie na inwestycje w segmencie dystrybucji, a pozostała część na inwestycje w: elektrownie konwencjonalne i gazowe, CHP oraz OZE.
- Główne kierunki przyjętej w 2008 roku strategii Grupy ENERGA pozostają aktualne. Jednak trendy w elektroenergetyce czy uwarunkowania prawne skłaniają nas do szukania innowacyjnych rozwiązań, dzięki którym będziemy w stanie lepiej reagować na zmieniające się otoczenie rynkowe i potrzeby klientów – mówi Mirosław Bieliński, prezes zarządu ENERGA.
Jak informuje grupa, strategia ma doprowadzić między innymi do wzrostu skonsolidowanej EBITDA (zysku przed potrąceniem odsetek od kredytów i podatków) o ponad 10 procent, utrzymania poziomu wskaźników finansowych ( w tym Długu netto/EBITDA nie większego niż 2,5) oraz utrzymania ratingów na poziomie inwestycyjnym.
Do 2020 roku Energa planuje przeznaczyć blisko 12,4 mld zł na rozwój i modernizację sieci. Na początku lipca zawarła z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym umowę kredytową o wartości 1 mld zł, aby przeznaczyć otrzymane pieniądze m.in. na inwestycje związane z poprawą bezpieczeństwa dostaw energii.. To już druga umowa, jaką grupa podpisała z EBI. Wcześniejszą zawarto w 2009 roku.

Grupa Energa zajmuje się wytwarzaniem, obrotem i dystrybucją energii elektrycznej i cieplnej. Dostarcza energię elektryczną dla 2,5 mln gospodarstw domowych oraz do ponad 300 tys. firm, co daje jej około 17-procentowy udział w rynku sprzedaży energii elektrycznej. Jest operatorem systemu dystrybucyjnego energii elektrycznej na obszarze jednej czwartej powierzchni kraju. Eksploatuje około 190 tys. km linii elektrycznych, którymi przesyła ponad 24 TWh energii rocznie.

źródło: http://tech.money.pl/grupa-energa-szykuje-sie-do-duzych-zmian-0-1349034.html

Energetyka jądrowa w Japonii. Nowe wymagania ws. bezpieczeństwa

Energetyka jądrowa w Japonii. Nowe wymagania ws. bezpieczeństwa

 Według regulacji, które zaczną obowiązywać od lata tego roku, elektrownie będą musiały być odporne na najsilniejsze trzęsienia ziemi i ich skutki, takie jak tsunami, a także na ataki terrorystyczne i działania wojenne.

[fot: Rama/CC/Wikimedia]
Jutro mija druga rocznica najsilniejszego w ciągu prawie 150 lat trzęsienia ziemi w Japonii. Wywołana przez wstrząs fala tsunami zalała elektrownię Fukushima Daiichi, niszcząc awaryjne źródła zasilania. Jednym z efektów wypadku było zrewidowanie japońskiego systemu dozoru jądrowego i m.in. opracowanie przez nową komisję bezpieczeństwa zaostrzonych wymagań, jakie muszą spełniać elektrownie. Obecnie z 50 japońskich reaktorów pracują tylko dwa.
Jak uważa ekspert ds. bezpieczeństwa jądrowego z Narodowego Centrum Badań Jądrowych prof. Andrzej Strupczewski, japońskie elektrownie będą musiały być przede wszystkim zmodernizowane pod kątem większej odporności na trzęsienia ziemi, być może ostatecznie wymagana będzie odporność na takie trzęsienie ziemi, jakie statystycznie występuje raz na 400 tys. lat.

Drugim wymaganiem będzie odporność na akty terroru, a nawet zagrożenia wojenne, czyli np. uderzenie samolotu czy ostrzelanie rakietami. Trzecia sprawa to własne, niezależne źródła prądu i wody, by nie powtórzyła się sytuacja z Fukushimy - dodał Strupczewski.
Japońska komisja będzie też wymagać montażu pasywnych systemów neutralizacji wodoru, tzw. rekombinatorów. Prof. Strupczewski przypomniał, że w Fukushimie budynki elektrowni zostały zniszczone przez wybuchy wodoru, powstającego w wyniku reakcji elementów rdzenia reaktora z cyrkonu z parą wodną. W jego ocenie, to konsekwencja poważnego błędu Japończyków, bo niebezpieczeństwo to było znane od dawna, podobnie jak i środki zaradcze.

W Europie już w latach 90. eksperci francuscy i niemieccy sformułowali zalecenia, by używać pasywnych rekombinatorów, niewymagających zasilania. W UE takie układy zainstalowano, co więcej Unia pomogła w nie wyposażyć bloki w Rosji, na Ukrainie i w Armenii - powiedział Strupczewski. Dodał, że Japończycy zlekceważyli te zalecenia, w efekcie w Japonii instalowano rekombinatory aktywne, które wymagały zewnętrznego zasilania i w Fukushimie przestały działać po jego zaniku.
Prof. Strupczewski ocenił, że projektowane japońskie wymagania z grubsza są podobne do tych sformułowanych w ramach zarządzonych po awarii w Fukushimie europejskich stress-testów. W ich wyniku KE stwierdziła, że można jeszcze podnieść poziom bezpieczeństwa starszych elektrowni II generacji.
Średni ich koszt na elektrownię to 250 mln dolarów, co jest sumą znaczącą, ale biorąc pod uwagę, że elektrownie III generacji są droższe, i tak się opłaca. Natomiast elektrownie III generacji, czyli i taka, która ma powstać w Polsce, są już tak projektowane, żeby spełniać te wymagania - ocenił.
Wskazał np., że reaktory III generacji były projektowane już po zamachach z 11 września 2001 r. i w związku z tym mają wbudowaną odporność na uderzenie samolotu.
Mówiąc o reaktorach III generacji prof. Strupczewski ocenił, że można jeszcze dyskutować, czy coś zmieniać w ich projektach, ale - jego zdaniem - byłyby to już zmiany niewielkie, i przede wszystkim nie zmieniające w znaczącym stopniu kosztów budowy. Raczej dotyczyłyby zagrożeń typu terrorystycznego, a nie ze strony sił przyrody - dodał.
Podkreślił też, że np. europejskie wymagania mówią o odporności elektrowni na powódź, jaka może wystąpić w przypadku nałożenia się wszystkich niekorzystnych wydarzeń, które mogą wystąpić w ciągu 10 tys. lat. Np. w wypadku elektrowni w Kozłoduju w Bułgarii musi być ona odporna na przerwanie przez Dunaj tamy Żelazne Wrota i wszystkich innych tam na dopływach przy maksymalnym poziomie wody - wyjaśnił. Ponieważ inne elementy elektrowni są projektowane na zdarzenia, które występują raz na 100 tys. lat, należy oczekiwać, że wymagania hydrologiczne będą jeszcze zaostrzane - ocenił Strupczewski.

źródło: http://manager.money.pl/news/artykul/energetyka;jadrowa;w;japonii;nowe;wymagania;ws;bezpieczenstwa,218,0,1266138.html#utm_source=money.pl&utm_medium=referral&utm_term=redakcja&utm_campaign=box-podobne

Japonia: skażona woda z Fukushimy mogła dostać się do morza

      [fot: HAP/Quirky China News / Rex Feat/EAST NEWS]

 Tepco, operator elektrowni jądrowej Fukushima I, zniszczonej w 2011 roku przez trzęsienie ziemi i tsunami, potwierdził w poniedziałek, że od czasu katastrofy z uszkodzonej siłowni do morza mogła wyciekać skażona, radioaktywna woda. Potwierdza to obawy ekspertów.
Według Tepco (Tokyo Electric Power Company) wyciek wody, zastosowanej do schłodzenia uszkodzonych reaktorów, ogranicza się do zatoki w pobliżu elektrowni.
Wcześniej operator dementował podobne doniesienia, mimo odczytów wskazujących na znaczny wzrost zanieczyszczenia w próbkach wody gruntowej i morskiej pobranych w pobliżu elektrowni.
Japoński regulator nuklearny ocenił na początku lipca, że wyciek skażonej wody z Fukushimy I jest wysoce prawdopodobny i nakazał Tepco zbadanie sprawy.
W reaktorach elektrowni Fukushima I tsunami zniszczyło system chłodzenia i doszło do stopienia rdzeni. Do reaktorów wpompowuje się teraz wodę, żeby je schłodzić; problemem jest bezpieczne składowanie skażonej wody. Kilkakrotnie dochodziło do wycieków ze zbiorników, w których jest tymczasowo magazynowana.
W czerwcu w wodach gruntowych w okolicy elektrowni wykryto, że poziom toksycznego, radioaktywnego strontu-90 30-krotnie przekracza dopuszczalną wartość, a promieniotwórczy izotop wodoru, tryt, przekracza dopuszczalną wartość 8-krotnie. Według Tepco żadnej z tych substancji nie stwierdzono w wodzie morskiej.
11 marca 2011 roku w wyniku trzęsienia ziemi o sile 9 w skali Richtera i gigantycznej fali tsunami w elektrowni Fukushima I nastąpiła awaria systemów chłodzenia i doszło do stopienia się prętów paliwowych. Awaria spowodowała znaczną emisję substancji promieniotwórczych; była to największa awaria nuklearna od wybuchu reaktora w elektrowni w Czarnobylu w 1986 roku.

źródło: http://tech.money.pl/japonia-skazona-woda-z-fukushimy-mogla-dostac-sie-do-morza-0-1350432.html

Interwencja na rynku handlu emisjami CO2

inShare

Teraz wiele zależy od Rady UE, która może poprzeć interwencję, odrzucić lub zaproponować kompromis. Polska, która jest przeciwna interwencji, musi więc szukać sojuszników wśród krajów UE.
W głosowaniu na sesji plenarnej 344 europosłów opowiedziało się za interwencją, 311 było przeciw, a 46 wstrzymało się od głosu.
Chodzi o ubiegłoroczną propozycję KE dotyczącą zawieszenia aukcji 900 mln pozwoleń na emisję CO2 w latach 2013-2015 (tzw. backloading). O tyle samo miałaby być zwiększona liczba pozwoleń w kolejnych latach do 2020 r. W zamyśle KE zawieszenie aukcji ma podnieść ich niską obecnie cenę i zmobilizować firmy do zielonych inwestycji. Polska uważa z kolei, że to ingerencja w rynek i wskazuje, że może stracić na tym 1 mld euro w latach 2013 - 2020.
- Parlament Europejski zatwierdził backloading w zmodyfikowanej formie. Teraz kolej na ministrów w Radzie na zajęcie stanowiska - powiedział cytowany przez resort środowiska minister Marcin Korolec. Dodał, że projekt Parlamentu zakłada, że przed odłożeniem pozwoleń, KE musi przygotować szczegółową ocenę wpływu na sektory i podsektory narażone na wyciek emisji. PE postuluje też ograniczenie backloadingu do jednorazowej interwencji.
Zdaniem Korolca, zmiany przyjęte przez Parlament ograniczają wpływ na ceny, ale Polska będzie konsekwentnie walczyć w Radzie przeciw backloadingowi.
- To zła propozycja ze strony Komisji i bardzo źle stało się, że ją przyjęliśmy - powiedziała po głosowaniu europosłanka, prof. Lena Kolarska-Bobińska (PO).
- Nawet jeśli komisarz (ds. klimatu) Connie Hedegaard nie akceptuje bieżących cen emisji CO2, nie może zaprzeczyć, że system pracuje tak, jak został zaprojektowany. Jeśli uznamy, że system ETS nie sprawdził się, to należy go zmienić w całości po 2020 roku, a nie robić jednorazowych, +ręcznych+ i administracyjnych poprawek, manipulacji cenami - dodała.
Zdaniem europosła Konrada Szymańskiego (PiS), przyjęcie backloadingu spowoduje podwyższenie kosztów dla wszystkich gałęzi przemysłu energochłonnego i elektrowni opartych na węglu.
- Dzięki tej szkodliwej decyzji PE kryzys w Europie będzie trwał dłużej. Posłowie dali sobie wmówić, że głosują nad nowym kompromisem w sprawie polityki klimatycznej. W rzeczywistości poparli starą propozycję Komisji w nowym opakowaniu - powiedział Szymański.
W głosowaniu PE przyjęta została poprawka, zgodnie z którą zawieszenie 900 mln pozwoleń będzie jednorazową interwencją na rynku. Jak podkreśla Kolarska-Bobińska, ten zapis został zaakceptowany wbrew oczekiwaniom KE, która liczyła na nieograniczona władzę w tym zakresie.
- Wątpię jednak, że będzie to respektowane. Komisja nie dała i nie może dać gwarancji, że będzie to jednorazowa ingerencja administracyjna w rynek. Jeżeli zgodzimy się na to raz, zawsze będzie istniało ryzyko, że sytuacja się powtórzy - uważa europosłanka.
Po dzisiejszym głosowaniu propozycja KE zostanie przesłana do Rady. Nie jest jasne stanowisko niektórych krajów członkowskich, w tym Niemiec. Polska zawsze była przeciwna backloadingowi.
W negocjacjach PE z Radą szansę na zmianę niekorzystnych dla Polski ustaleń dostrzega jednak Szymański. - Głosowanie w PE niczego nie kończy, piłka jest w grze. Mam nadzieję, że rząd zdoła zbudować mniejszość blokującą w Radzie. Musimy teraz znaleźć przychylne państwa w UE, które sprzeciwią się razem z nami tej propozycji. Tak Rada, jak i Parlament w opiniach na temat backloadingu są podzielone - pół na pół - powiedział PAP Szymański.
Jego zdaniem trudno ocenić, ile będą trwały rozmowy między Radą i Parlamentem. Rozwiązania są trzy - Rada zaakceptuje wynik głosowania w PE, odrzuci go lub wprowadzi poprawki do propozycji PE, które następnie będą głosowane na sesji plenarnej.
Kolarska-Bobińska podkreśla jednak, że choć odrzucenie propozycji PE przez Radę jest teoretycznie możliwe, to w praktyce nie można na to liczyć. - A dlatego, że wiele krajów akceptuje (backloading). W tej sprawie nie ma też prawa weta w Radzie. Polska więc nie może tego zablokować, może tylko budować koalicję. Musiałaby to być bardzo silna koalicja. Jeśli jednak Niemcy i inne duże kraje poprą backloding, będzie bardzo trudno go odrzucić - powiedziała.
Pod koniec ubiegłego roku minister środowiska Marcin Korolec przedstawił w Brukseli analizę, która wskazywała na możliwą stratę około miliarda euro przychodów budżetowych w latach 2013-20 na skutek zawieszenia aukcji 900 mln pozwoleń.
Środowe głosowanie nad backloadingiem na sesji plenarnej było już drugim takim głosowaniem. W kwietniu propozycja została przez europosłów odrzucona. Sprawa wróciła do komisji środowiska, ponieważ propozycji nie wycofała KE. W czerwcu komisja środowiska PE poparła opóźnienie aukcji.

źródło: http://www.money.pl/gospodarka/unia-europejska/wiadomosci/artykul/interwencja;na;rynku;handlu;emisjami;co2,228,0,1339364.html

Kompania Węglowa ma poważne problemy. Sytuacja staje się dramatyczna

źródło: ShutterStockSytuacja największej spółki węglowej w Unii staje się dramatyczna.

Węglowemu gigantowi zaczyna brakować gotówki. W 2013 r. KW może mieć setki milionów złotych straty.

Sytuacja największej spółki węglowej w Unii staje się dramatyczna. Rosnące zwały węgla, którego nie potrzebuje energetyka, zachwiały finansami Kompanii Węglowej. Wczoraj w Ministerstwie Gospodarki odbyła się narada kierownictwa resortu z prezes koncernu Joanną Strzelec-Łobodzińską. W spotkaniu brał udział także Roman Łój, prezes Katowickiego Holdingu Węglowego.

– Zarówno sytuacja rynkowa, jak i zaplanowany dopiero na drugie półrocze wzrost przychodów nie pozwalają spokojnie czekać na rozwój wypadków – poinformował nas krótko resort zapytany o kondycję branży.

Jak nieoficjalnie dowiedział się DGP, spółki węglowe dostały wczoraj ultimatum. Mają jak najszybciej obniżyć koszty – na początek o 5 proc. Na pierwszy ogień poszły dwie kopalnie z najgorszymi wynikami w grupie. Brzeszcze i Piekary zaproponowały już program restrukturyzacji. W przypadku tej ostatniej ubiegłoroczna strata była wyższa niż łączny zysk wygenerowany przez KW.

Wyniki netto Kompanii Węglowej (mln zł)

źródło: DGP

W tym nie jest lepiej. Łączny wynik netto po pięciu miesiącach 2013 r. spadł w całej spółce grubo poniżej zera. Z naszych informacji uzyskanych z dwóch niezależnych źródeł zbliżonych do zarządu spółki wynika, że najnowsza prognoza wyniku netto na koniec roku mówi nawet o 700 mln zł straty. – Nie ma takiej prognozy – zaprzecza Zbigniew Madej, rzecznik Kompanii.

Firma poinformowała DGP, że spodziewa się wyniku podobnego jak w 2012 r., w którym zarobiła na czysto powyżej 150 mln zł. Nawet resort gospodarki przyznał, że to nierealne.

Zdaniem naszych rozmówców z branży spółka może mieć wkrótce poważne problemy z terminowymi wypłatami. Dziś robi wszystko, żeby do tego nie doszło. Postawienie dostawców urządzeń i maszyn pod ścianą to jeden z pomysłów na zapewnienie gotówki dla załogi. – Ponad setce średnich i mniejszych dostawców powiedziano, że firma będzie robiła wszystko, żeby płacić w ciągu 150 dni. Jednak gwarancji żadnych nie daje. Na pieniądze w wydłużonym terminie mogą liczyć tylko najwięksi partnerzy koncernu, tacy jak Kopex i Famur – mówi DGP osoba z branży, która brała udział w spotkaniu firm ze spółką.

KW oraz resort zapewniają, że w terminie i w pełnej wysokości regulowane są płatności publicznoprawne (a więc także podatki i składki na ZUS). Również zrestrukturyzowane zobowiązania wobec ZUS spłacane są zgodnie z terminami i wartościami ujętymi w harmonogramie spłaty.

zobacz także:

• KHW: Ceny węgla niższe nie będą »
• Zyski kopalń będą mniejsze. W górnictwie nadchodzą ciężkie czasy »
• Rząd zrzeka się kopalni, chce je sprzedać »

Zdaniem Janusza Steinhoffa, byłego ministra gospodarki, bolączką branży pozostają rosnące koszty wynikające z eksploatowania coraz niższych pokładów węgla i płace. Przed rokiem wzrosły o ponad 12 proc. i stanowią już 51 proc. wszystkich kosztów. – Tymczasem już dzisiaj sytuacja na świecie ukształtowała się tak, że polski węgiel musi konkurować z importowanym paliwem. Tylko jak? – zastanawia się Steinhoff.

Cena zagranicznego węgla zaczyna być niższa od kosztów wydobycia krajowego surowca, czyli ok. 100 dol. Joanna Strzelec-Łobodzińska zapewnia, że widzi spory potencjał w obcinaniu kosztów. – Jeśli wyjmiemy z opublikowanych właśnie wyników sektorowych naszą spółkę i porównamy ją z resztą, to wychodzi, że mamy koszty produkcji o 10 proc. niższe. A tam jest przecież niskokosztowa Bogdanka. Na każdym kroku szukamy efektywności – zapewnia była wiceminister gospodarki.

źródło: http://biznes.gazetaprawna.pl/artykuly/714262,kompania-weglowa-ma-powazne-problemy-sytuacja-staje-sie-dramatyczna.html

Będą fuzje śląskich koncernów węglowych

źródło: ShutterStockKierowana przez Jarosława Zagórowskiego Jastrzębska Spółka Węglowa w ostatnich miesiącach przynajmniej raz szykowała się do wrogiego przejęcia giełdowej Bogdanki.

Ministerstwo Gospodarki chce połączenia śląskich koncernów. JSW wolałaby Bogdankę, alezdecyduje polityka, nie ekonomia. I spółka z 2 mld zł w kasie będzie musiała podratować KHW.

Kierowana przez Jarosława Zagórowskiego Jastrzębska Spółka Węglowa w ostatnich miesiącach przynajmniej raz szykowała się do wrogiego przejęcia giełdowej Bogdanki. Europejski gigant na rynku węgla koksowego pierwsze podejście do Bogdanki, górniczej perełki z Lubelszczyzny, zrobił pod koniec ubiegłego roku. Transakcja spaliła na panewce z powodu zbyt wysokiej ceny. Przejęciu sprzeciwił się także główny akcjonariusz JSW, czyli Skarb Państwa. I dzisiaj kierownictwo nadzorującego spółkę Ministerstwa Gospodarki woli ratować śląskie kopalnie. Leżąca na kontach gotówka (2 mld zł) ma zostać wykorzystana do postawienia na nogi Katowickiego Holdingu Węglowego, którego strata netto w tym roku wynosi już ok. 80 mln zł.

– Ta fuzja to jeden z poważniejszych scenariuszy na przyszłość śląskiego węgla – mówi nam osoba znająca kulisy analiz prowadzonych przez Ministerstwo Gospodarki.

Krzysztof Zarychta z DM BDM krytycznie ocenia pomysł połączenia KHW z JSW, ale zaznacza, że trudno jest oceniać holding, bo rynek nie ma pełnych danych o spółce.

– Prawdopodobnie KHW ma najwyższy jednostkowy koszt wydobycia tony węgla energetycznego w branży, co ogranicza atrakcyjność inwestycyjną firmy. Pozostaje również otwarte pytanie o stan złóż i konieczne nakłady inwestycyjne w kolejnych latach funkcjonowania spółki – mówi DGP analityk. Jego zdaniem jeśli właściciel będzie zdeterminowany do przeprowadzenia takiej transakcji, nie powinno być problemów z jej realizacją. – Koncepcji może być kilka, jak np. sprzedaż pakietu akcji holdingu JSW lub JSW mogłaby wejść do akcjonariatu holdingu przez jednoczesne objęcie nowej emisji. W ten sposób spółka dostałaby zastrzyk gotówki. Pytanie, jak po takiej transakcji wyglądałaby kondycja JSW – zastanawia się Zarychta i tłumaczy, że spółki z sektora najbardziej narażonego na wahania koniunktury, a do takich należy JSW, do utrzymania płynności w czasach dołka potrzebują gotówki. – A w takiej sytuacji jego zdaniem jest obecnie sektor węgla koksowego. JSW nie ma żadnych szans na powtórkę ubiegłorocznego wyniku (1 mld zł zysku netto). Rynek szacuje tegoroczny zysk na ok. 350 mln zł.

Pomysł konsolidacji górnictwa negatywnie ocenia też Paweł Puchalski, szef biura analiz DM BZ WBK. – Z punktu widzenia właściciela, czyli Skarbu Państwa, to jest oczywiście przejaw racjonalnego myślenia. Ale z punktu widzenia biznesowego to fatalnawiadomość dla JSW – mówi analityk. Zdaniem naszego rozmówcy JSW może być dzisiaj obiektem takich spekulacji z powodu posiadanej na koncie gotówki. – 2 mld zł to ponad 25 proc. dzisiejszej giełdowej kapitalizacji spółki – mówi. – Jedną decyzją mogą one zostać alokowane inaczej, niż by sobie życzyli mniejsi akcjonariusze JSW – dodaje.

Cena węgla najniższa w tym roku

źródło: Dziennik Gazeta Prawna

Puchalskiego nie dziwi, że JSW w poszukiwaniu celów zakupowych chętniej kieruje się w stronę działającej na Lubelszczyźnie Bogdanki, a omija śląski holding. – W tym roku firmy zrównają się pod względem wydobycia na poziomie ok. 11 mln ton, ale w zatrudnieniu widoczny jest gigantyczny rozdźwięk. To robi różnicę – kwituje.

zobacz także:

• Kompania Węglowa ma poważne problemy. Sytuacja staje się dramatyczna »
• KGHM może sprzedać swój pakiet Tauronu, jeśli pojawi się ciekawy projekt kopalni »
• Prezes JSW: Los kopalń jest w rękach związkowców, a nie państwa »

Zdaniem Jerzego Polaczka, posła ziemi śląskiej, górnicza branża przegapiła okres koniunktury. – Kondycja kopalń jest fatalna. Źle się dzieje w Kompanii Węglowej, ale KHW dryfuje, choć firmy starają się obniżać koszty. Kondycja finansowa górnictwa jest dramatyczna – ocenia Polaczek. – Branża energetyczno-węglowa potrzebuje zdecydowanej polityki energetycznej opartej na węglu. Rząd musi myśleć o obronie rynku przed węglem z importu – apeluje Jerzy Polaczek.

Rządowa „Polityka energetyczna Polski do 2030 r.” jest właśnie aktualizowana. Jerzy Pietrewicz, wiceminister gospodarki, zapowiada, że Polska nie odejdzie od stosowania węgla w energetyce. Podczas sobotniej konwencji PO, która odbyła się na Śląsku, Donald Tusk powiedział, że odnawialne źródła energii mają odgrywać jedynie uzupełniającą rolę wobec tradycyjnych paliw.

Górnictwo przespało czas koniunktury. Teraz za to płaci

źródło:

http://biznes.gazetaprawna.pl/artykuly/715678,beda-fuzje-slaskich-koncernow-weglowych.html