Budowa i montaż pierwszego bloku Elektrowni Dolna Odra o mocy 200 MW trwały 30 miesięcy, licząc od początku robót cyklowych. Osiągnięto wtedy najkrótszy w Polsce okres budowy bloku 200 MW. Budowę ostatniego, ósmego bloku zakończono w 1977 r.
Od momentu uruchomienia do końca 2020 r. blok nr 1 przepracował łącznie 292 144 godzin. W trakcie całej eksploatacji jednostka wyprodukowała 43 830 746 MWh energii elektrycznej brutto.
Od 1 stycznia 2016 r. blok nr 1 wraz z blokiem nr 2, który również oddano eksploatacji w 1974 r., pracowały w derogacji 17 500 godzin w ramach świadczenia usługi Interwencyjnej Rezerwy Zimnej dla Polskich Sieci Elektroenergetycznych.
W latach 2012-2020 jednostki 1-4 były stopniowo wycofywane z eksploatacji. Łącznie przepracowały ponad 858 tys. godzin, natomiast uruchamiane były ponad 5,5 tys. razy.
Elektrownia Dolna Odra jest jedyną w regionie, konwencjonalną elektrownią blokową z otwartym układem chłodzenia, stabilizującą pracę Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Obecnie dysponuje czterema blokami nr 5-8 o łącznej mocy elektrycznej zainstalowanej 908 MWe i cieplnej 91,15 MWt. Bloki są dostosowane do wymogów środowiskowych według najlepszej dostępnej technologii tzw. BAT (Best Available Technology). Elektrownia pełni funkcję jednostki must run, co oznacza, że jej praca wymuszona jest względami bezpieczeństwa sieciowego. Układy technologiczne elektrowni przystosowane są do świadczenia pełnego pakietu usług systemowych na rzecz Krajowego Systemu Energetycznego.
W bieżącym roku planowane jest zakończenie inwestycji budowy stacji rozruchowej, która zwiększy elastyczność pracy elektrowni poprzez umożliwienie szybkiego uruchomienia bloków energetycznych w sytuacji ich całkowitego wyłączenia. Inwestycja zapewni bezpieczeństwo pracy bloków energetycznych w Elektrowni Dolna Odra i zwiększy możliwość ich szybkiego reagowania na zwiększone zapotrzebowanie operatora na energię w krajowym systemie energetycznym.
W sąsiedztwie Elektrowni Dobra Odra realizowana jest przez spółkę PGE Gryfino 2050 z Grupy PGE inwestycja budowy dwóch bloków gazowo – parowych o łącznej mocy 1400 MW. Inwestycja ta pozwoli na odtworzenie potencjału wytwórczego Elektrowni Dolna Odra. Na początku marca została przeprowadzona pierwsza synchronizacja generatora bloku nr 9 z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym (KSE). Tym samym rozpoczął się proces prowadzenia ruchu regulacyjnego układów technologicznych i ich optymalizacja oraz produkcja energii elektrycznej na jednym z dwóch nowobudowanych bloków energetycznych.
Nowe jednostki będą w stanie zasilić w energię elektryczną ok. 2,5 miliona gospodarstw domowych oraz pozwolą na dalszą stabilizację sieci lokalnej, spełniając jednocześnie normy środowiskowe w zakresie emisji.
Turbina gazowa SGT5-4000F, będąca jedną z najbardziej zaawansowanych technicznie maszyn tego typu na świecie, wyprodukowana została w fabryce Siemens Energy w Berlinie, w Niemczech. Stąd została przetransportowana barką do Hamburga, następnie statkiem do portu w Gdańsku, by końcowy etap swoje podróży odbyć do Grudziądza ponownie na barce, tym razem jednak po Wiśle. Ponieważ transport ten był dla infrastruktury dostępnej w Grudziądzu unikalny w swoim wymiarze, konieczne było przygotowanie dla jego potrzeb specjalnego nabrzeża, pozwalającego na bezpieczne wykonanie rozładunku ważącej ponad 300 ton turbiny. Transport turbiny gazowej z Gdańska do Grudziądza trwał trzy dni. Barka, której towarzyszyły dwa holowniki, mające za zadanie bezpieczne i sprawne jej napędzanie, pokonywała w tym czasie wraz z ogromnym ładunkiem silny nurt rzeki. W rezultacie, prędkość z jaką poruszała się barka do miejsca swojego przeznaczenia, wahała się podczas transportu w przedziale 8-12 km na godzinę.
„Spacer z turbiną” przez Grudziądz
Turbina gazowa, po dotarciu barką do miasta, została bezpiecznie rozładowana na nabrzeżu. Stąd wyruszyła w ostatni etap swojej podróży, już po lądzie, przez ulice miasta, prosto na teren budowy elektrowni. To bezprecedensowe w historii Grudziądza wydarzenie miało miejsce w nocy z 26 na 27 marca, budząc zainteresowanie mieszkańców, którzy towarzyszyli turbinie w jej przejeździe przez miasto. Transport turbiny na ostatnim etapie jej podróży odbywał się z wykorzystaniem wysoce specjalistycznej 10-osiowej, 80-kołowej platformy, przeznaczonej do transportu tego typu ogromnych ładunków. Pojazd ten napędzany przez specjalny spalinowo-hydrauliczny napęd, kontrolowany był radiowo przez operatora maszerującego tuż obok maszyny. Z uwagi na konieczność zapewnienia precyzyjnego sterowania tak masywnym zestawem – prędkość marszowa pojazdu wynosiła około 5 km na godzinę.
Sam transport turbiny gazowej przez Grudziądz wymagał szczegółowej koordynacji i współpracy z władzami miasta i miejskimi spółkami, w tym w szczególności z Zarządem Dróg Miejskich oraz Miejskim Zakładem Komunikacji w Grudziądzu. Dla potrzeb przemieszczenia ulicami tak ogromnego ładunku, konieczne było: wyłączenie z użytkowania części dróg, zmienienie organizacji i trasy przejazdu części transportu publicznego, tymczasowe zdemontowanie będących w kolizji z transportem znaków drogowych, jak też podniesienie znajdującej się na trasie przejazdu turbiny trakcji tramwajowej. Dzięki sprawnemu przeprowadzeniu prac przygotowawczych, jak i realizacji samego przejazdu turbiny w godzinach nocnych, przeprowadzono tę bardzo skomplikowaną operację logistyczną w sposób bezpieczny, nie generując nadmiernej uciążliwości dla mieszkańców.
Turbina gazowa jako kluczowy element elektrowni
Turbina gazowa jest kluczowym komponentem powstającej w Grudziądzu elektrowni gazowo-parowej, jej zadaniem jest przekształcenie energii chemicznej paliwa (gazu ziemnego) w energię mechaniczną (obracającego się wału), która następnie wykorzystywana będzie do napędu generatora, wytwarzającego produkt końcowy elektrowni – energię elektryczną.
By oddać ponadto skalę, jak ogromną mocą dysponuje turbina gazowa, która dostarczona została do Grudziądza, warto posłużyć się w tym celu pewnym symbolicznym porównaniem. Jeden z największych na świecie samolotów pasażerskich – Boeing 747 (potocznie znany też jako Jumbo Jet) osiągać może w przeliczeniu (z jednostek ciągu) moc rzędu 230 tysięcy KM, do której wytworzenia służą mu cztery ogromne silniki turboodrzutowe. Gdyby taki samolot miał zapewnić w elektrowni CCGT Grudziądz moc porównywalną do tej, jaką osiągać będzie wyprodukowana przez Siemens Energy turbina gazowa SGT5-4000F – potrzebne byłyby na terenie elektrowni dwa ogromne Jumbo Jet’y.
Porównanie to pokazuje, jak ogromna moc drzemie w maszynie, którą w ostatnich dniach przetransportowano ulicami Grudziądza do powstającej przy ulicy Skowronkowej elektrowni.
Trzeci kluczowy element turbozespołu jest już w drodze
Na terenie powstającej w Grudziądzu elektrowni znajdują się już obydwie turbiny, zarówno parowa jak i dostarczona w ostatnim czasie turbina gazowa. By zakończyć dostawy wszystkich najważniejszych komponentów powstającego w elektrowni turbozespołu, konieczne jest jeszcze dostarczenie generatora, który transportowany jest obecnie z fabryki Siemens Energy w Charlotte (USA). Już w najbliższych tygodniach maszyna ta, podobnie jak miało to miejsce z turbiną gazową, po dostarczeniu do Gdańska rozpocznie swoją podróż Wisłą do Grudziądza.
Rok 2024 pełen istotnych działań
Prace przy budowie elektrowni przebiegają zgodnie z planem. W zeszłym roku w maju wmurowano kamień węgielny pod powstające w elektrowni fundamenty. Od tego czasu wydarzyło się wiele, powstały fundament i budowle niezbędne dla posadowienia kluczowych urządzeń bloku, w tym w szczególności: dostarczanego obecnie turbozespołu oraz znajdującego się już na terenie budowy kotła odzysknicowego, którego ogromne moduły dostarczane były w ubiegłym roku do Grudziądza z portu w Gdańsku. Rozpoczęto ponadto wznoszenie kolejnych budynków, konstrukcji i obiektów dla dalszych urządzeń elektrowni.
Obecnie na terenie elektrowni trwa wykonywanie budynków dla między innymi: rozdzielni elektrycznych, stacji uzdatniania wody, chłodni wentylatorowych czy też sterowni oraz budynku administracyjnego. Powstają ponadto sieci, które służyć będą przesyłowi wody chłodzącej, gazu czy energii elektrycznej pomiędzy poszczególnymi obiektami elektrowni. Natomiast wokół elektrowni kontynuowane są prace związane z budową rurociągów przesyłowych, którymi dostarczana będzie do elektrowni woda z rzeki Wisły, jak też budowa gazociągu, którym paliwo dostarczane będzie do elektrowni. Jeszcze w 2024 roku rozpocznie się budowa napowietrznej linii wyprowadzenia mocy z elektrowni, za pośrednictwem której energia elektryczna o napięciu 400 tys. V popłynie wprost do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.
Bezpieczeństwo Krajowego Systemu Elektroenergetycznego
Blok energetyczny w Grudziądzu o mocy netto ok. 560 MW to jedna z kluczowych inwestycji Energi z Grupy ORLEN w niskoemisyjne źródła bilansujące Krajowy System Elektroenergetyczny.
Inwestycja w blok gazowo-parowy w Grudziądzu będzie wspierać strategiczne cele transformacji energetycznej zarówno Polski, jak też samej Grupy ORLEN. Koncern w swoim segmencie energetycznym dąży do redukcji emisji dwutlenku węgla o 40 proc. na każdej MWh (megawatogodzinie) do 2030 roku oraz do osiągnięcia neutralności emisyjnej do 2050 roku.
Elektrownia w Grudziądzu jest też źródłem wytwórczym ważnym z punktu widzenia polskiego Operatora Sieci Przesyłowych – Polskich Sieci Elektroenergetycznych. W grudniu 2021 roku spółka CCGT Grudziądz zawarła z PSE 17-letni kontrakt w ramach rynku mocy, z pierwszym rokiem świadczenia usługi mocowej przypadającym na rok 2026.
W części pierwszej omówiono podstawowe wymagania formalne i techniczne, usługi bilansujące oraz parametry jednostek grafikowych określane w procesie kwalifikacji.
W części drugiej zaprezentowano proces kwalifikacji DUB do świadczenia usług bilansujących.
Prezes Urzędu Regulacji Energetyki ogłosił ostateczne wyniki aukcji dodatkowych na dostawy energii elektrycznej w ramach rynku mocy w 2025 r., które odbyły się 14 marca 2024 r.
W czterech oddzielnych aukcjach przeprowadzonych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne[1] ceny zamknięcia wynosiły od 143,72 do 389,38 zł/kW/rok.
Wykres 1. Ceny zamknięcia aukcji dodatkowych dla poszczególnych kwartałów 2025 r.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie Informacji Prezesa URE nr 23/2024.
Aukcję dodatkową na dostawy w I kwartale 2025 r. wygrało 85 ofert. Aukcja zakończyła się w drugiej rundzie z ceną zamknięcia 389,38 zł/kW/rok. Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z umów zawartych dla tego kwartału wynosi 3,14 GW.
Aukcję dodatkową na dostawy w II kwartale 2025 r. wygrało 56 ofert. Ta aukcja została zakończona w rundzie ósmej z ceną zamknięcia 143,72 zł/kW/rok, a zakontraktowana wielkość obowiązków mocowych dla drugiego kwartału wynosi nieco ponad 1,14 GW.
Aukcję dodatkową na III kwartał 2024 r. wygrały 32 oferty. Aukcję zakończono także w ósmej rundzie z ceną zamknięcia 143,73 zł/kW/rok. Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych dla tego kwartału nieznacznie przekroczyła 0,5 GW.
Aukcję dodatkową na IV kwartał 2024 r. wygrało 48 ofert. Aukcja również zakończyła się w ósmej rundzie przy cenie zamknięcia 169,00 zł/kW/rok. Zakontraktowana wielkość obowiązków mocowych dla ostatniego kwartału 2024 r. wynosi 0,83 GW.
Wykres 2. Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów na dostawy w 2025 r.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie Informacji Prezesa URE nr 23/2024.
Aukcja główna rynku mocy na 2025 r. odbyła się 14 grudnia 2020 r. i zakończyła się w rundzie siódmej z ceną zamknięcia 172,85 zł/kW/rok. Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikających z umów na dostawy w 2025 r. zawartych w wyniku aukcji głównych wynosi 20,6 GW.
Wyniki aukcji głównej na 2025 r. są dostępne na stronie URE.
→ Rynek mocy jest rozwiązaniem regulacyjnym, które ma na celu stworzenie zachęt inwestycyjnych do budowy nowych i modernizowania już istniejących jednostek wytwórczych. Ma on również aktywizować zarządzanie zużyciem energii i uelastycznić popyt na energię elektryczną.
→ Wprowadzenie rynku mocy oznaczało zmianę architektury rynku energii z rynku jednotowarowego, na rynek dwutowarowy, gdzie transakcjom kupna-sprzedaży podlega nie tylko wytworzona energia elektryczna, ale również moc dyspozycyjna netto, czyli gotowość do dostarczania energii do sieci. Wybór jednostek rynku mocy, które za odpowiednim wynagrodzeniem będą oferować nową usługę, jest dokonywany w wyniku aukcji.
→ Koszty rynku mocy na 2025 r. wynoszą 5,3 mld zł.
[1] Zgodnie z ustawą z 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2023 r. poz. 2131).
Od 10 kwietnia Enea zaprasza swoich klientów do nowego Biura Obsługi Klienta (BOK) w budynku Malta House przy ul. Baraniaka 6 w Poznaniu. Nowa sala obsługowa z dziesięcioma stanowiskami będzie oferować klientom komfortowe warunki i sprawną obsługę. Nowoczesny BOK zastąpi tymczasowe Biuro Obsługi Klienta w Kupcu Poznańskim
Nowy salon sprzedaży w budynku Malta House znajduje się tuż przy jeziorze Malta, wśród terenów rekreacyjnych. Jest to powrót Enei do wschodniej części Poznania, gdzie wcześniej placówka działała w Galerii Malta.
Na czas przenosin, do 27 marca Biuro Obsługi Klienta Enei mieściło się w Kupcu Poznańskim przy pl. Wiosny Ludów 2 w Poznaniu, natomiast nowoczesny BOK w Malta House zostanie otwarty 10 kwietnia.
Nowy BOK w Malta House to nie tylko nowocześnie wyposażony salon sprzedaży, w którego ofercie znajdą się produkty i rozwiązania Enei, ale przede wszystkim miejsce, w którym nasi klienci znajdą wsparcie merytoryczne i narzędzia niezbędne do podjęcia decyzji i spełnienia ich oczekiwań - powiedział Bartosz Krysta, wiceprezes Enei ds. handlowych.
Zależy nam, by być blisko naszych klientów, dlatego nasze placówki w Poznaniu zlokalizowane są w różnych częściach miasta, umożliwiając wszystkim klientom wygodny kontakt z Eneą w sprawach związanych z energią elektryczną oraz innymi oferowanymi produktami - dodał Bartosz Krysta.
Do dyspozycji klientów, Enea przygotowała salę główną z dziesięcioma stanowiskami obsługowymi, w tym jednym obsługującym sprawy dystrybucyjne. Istnieje również możliwość powiększenia liczby stanowisk do dwunastu, w drugiej części salonu. Każde stanowisko obsługi będzie specjalnie wydzielone dźwiękoszczelnymi ściankami zapewniającymi komfort rozmowy klienta z konsultantem.
Obsługę klientów wspierać będzie system kolejkowy dostępny na stronie enea.pl, w którym klienci już niebawem będą mogli wybrać nową lokalizację. W celu usprawnienia rejestracji klientów w placówce, zostaną uruchomione dwa biletomaty oraz stanowisko informacyjne.
W BOK-u Malta House znajdować się będzie strefa, w której zaprezentowane zostaną produkty Enei pomagające optymalizować i zarządzać zużyciem energii, w szczególności urządzenia Enea Smart i rozwiązania fotowoltaiczna.
Biuro będzie czynne od poniedziałku do soboty w godzinach od 8.00 do 16.00.
Klienci w strefie oczekiwania na obsługę będą mogli korzystać z wygodnych i nowoczesnych sof z możliwością podłączenia swoich urządzeń mobilnych do ładowania. W salonie sprzedaży w Malta House znajdziemy również strefę dla najmłodszych. BOK Malta House będzie przystosowany do obsługi osób z niepełnosprawnościami. Klienci będą mogli wejść do biura jednym z czterech wejść: od parkingu podziemnego, od strony patio budynku oraz jednym z dwóch wejść od strony ul. Maltańskiej, w tym dostosowanym dla osób z niepełnosprawnościami. Lokalizacja zapewnia znakomity dostęp do komunikacji miejskiej, w pobliżu znajduje się przystanek tramwajowy i autobusowy. Dla zmotoryzowanych klientów dostępny będzie parking podziemny.
Enea na terenie swojej działalności dystrybucyjnej posiada 32 stacjonarne Biura Obsługi Klienta, w samym Poznaniu znajdują się jeszcze, oprócz BOK Malta House, biuro w galerii handlowej Pestka oraz przy ul. Polnej 60. Enea dysponuje także mobilnym Biurem Obsługi Klienta – to specjalny samochód wyposażony w dwa stanowiska obsługi, który systematycznie odwiedza miejscowości, w których nie ma stacjonarnych biur obsługi klienta Enei.
Od dłuższego już czasu osobista wizyta w Biurze Obsługi Klienta nie jest konieczna. Enea zachęca do korzystania ze zdalnego kanału kontaktu, jakim jest nowoczesne i proste w użytkowaniu Elektroniczne Biuro Obsługi Klienta ebok.enea.pl. Klienci doceniają ten wygodny i bezpieczny sposób załatwienia spraw związanych z energią elektryczną. Tysiące osób, które już korzystają z e-BOK-a i przeszły na e-fakturę, szybszą drogą otrzymują informacje od Enei, w tym także te dotyczące faktur, które mogą pobrać zaraz po wystawieniu. Elektroniczne Biuro Obsługi Klienta i e-faktura to dostęp do aktualnych informacji 24h na dobę przez 7 dni w tygodniu. W e-BOK-u można sprawdzić i opłacić faktury za prąd, a także zaktualizować swoje dane, zgłosić sprawy czy przesłać obraz podpisanej umowy lub umowę podpisaną kwalifikowanym podpisem elektronicznym. Bez wychodzenia z domu można szybko i wygodnie załatwić tematy związane z energią elektryczną. W celu założenia konta wystarczy wejść na stronę ebok.enea.pl, podać numer kontrahenta (widoczny na fakturze) oraz PESEL lub NIP, a następnie przejść przez krótki proces rejestracji.
Większość spraw związanych z energią elektryczną można także załatwić poprzez formularz lub czat, dostępne na stroniewww.enea.ploraz za pośrednictwem infolinii 611 111 111.
Jeszcze w tym roku PGE przedstawi rządowi koncepcję wydzielenia aktywów węglowych z grupy - poinformował w piątek prezes PGE Dariusz Marzec. Dodał, że spółce zależy na jak najszybszym rozwiązaniu tego problemu, a model finansowy wydzielenia tych aktywów będzie zależał od ich wyceny
Marzec poinformował w piątek podczas konferencji wynikowej, że wydzielenie aktywów węglowych z grupy to obecnie podstawowy warunek jej dalszego rozwoju i punkt wyjścia dla aktualizacji strategii grupy, której kierunek pozostaje niezmienny. Przypomniał, że jest to dekarbonizacja, rozwój OZE oraz inwestycje w sieci dystrybucji energii.
Marzec dodał, że jeszcze w tym roku PGE chce zaproponować rządowi rozwiązanie problemu aktywów węglowych spółek energetycznych. Według spółki ich obecność w grupie utrudnia pozyskiwanie finansowania na inwestycje na rynku międzynarodowym.
"Będziemy proponować rządowi rozwiązanie, które będzie uniwersalne także dla innych uczestników rynku, ale rozwiązanie, które dotyczyłoby aktywów PGE (...), które byłoby jak najszybsze do realizacji" - podkreślił prezes PGE.
"Potrzebujemy uzgodnić z rządem koncepcję (wydzielenia aktywów węglowych), a jednym z jej elementów jest wycena" - wskazał.
"Sytuacja na rynku jest bardzo dynamiczna i w zależności od tego jaki rezultat osiągniemy w wycenie tych aktywów, takie rozwiązania prawne, taka procedura będzie musiała być zastosowana w przypadku wydzielania aktywów węglowych" - stwierdził Marzec.
Przyznał, że poprzedni model wydzielenia aktywów do NABE (Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego) wymaga aktualizacji i odniesienia do obecnej sytuacji rynkowej i obecnych prognoz rynkowych związanych z działalnością segmentu energetyki konwencjonalnej.
"Dopiero w oparciu o tak zmodyfikowany model i zmodyfikowaną wycenę aktywów będziemy mogli dobrać najwłaściwsze instrumentarium prawne, żeby ten projekt przeprowadzić" - zaznaczył Marzec, dodając, że jest on strategicznie istotny z punktu widzenia grupy i jej rozwoju.
"Chcemy to rozwiązanie jak najszybciej zaproponować rządowi. Będziemy przekonywać rząd do jak najszybszej realizacji (wydzielenia aktywów węglowych) w sposób odpowiedzialny i respektujący wszystkie uwarunkowania tego procesu, aby mogło to być z korzyścią dla tego segmentu i odbyło się z poszanowaniem aspektów społecznych" - dodał prezes PGE.
Przypomniał, że koncepcja NABE zakładała skupienie wszystkich aktywów węglowych w jednym podmiocie. Jego zdaniem, "niekoniecznie musiałoby to być w jednym podmiocie". Przyznał, że każda grupa energetyczna przedstawi swoje propozycje.
"Oczywiście my będziemy starali się robić to w dialogu z innymi podmiotami, żeby to było spójne. Każdy podmiot ma swoją specyfikę, inną strukturę aktywów" - zwrócił uwagę Marzec.
Marzec podkreślił również, że aktualizacja strategii grupy PGE powinna być powiązana ze zmianą jej struktury.
PGE zwróciła uwagę, że spada jej produkcja energii elektrycznej ze źródeł węglowych, a rośnie z OZE i z gazu. Jak podała łączna produkcja energii elektrycznej netto w 2023 r. w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 56,77 TWh, czyli o 14 proc. mniej niż w 2022 r. Produkcja z węgla brunatnego wyniosła 29,8 TWh (o 25 proc. mniej r/r), z węgla kamiennego 18,8 TWh (spadek r/r o 8 proc.), a z gazu ziemnego 4,2 TWh (więcej o 51 proc. względem 2022 roku).
We wrześniu 2023 r. Senat odrzucił ustawę o gwarancjach finansowych dla Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego. Powołanie NABE miło pozwolić grupom energetycznym skupić się na rozwoju energetyki nisko- i zero- emisyjnej, co miało przyczynić się do przyspieszenia transformacji energetycznej.
W sierpniu 2023 r. spółki PGE, Tauron, Enea i Energa podpisały dokumenty zawierające podsumowanie warunków transakcji nabycia przez Skarb Państwa aktywów węglowych posiadanych przez te podmioty celem utworzenia NABE.
W drugim etapie te spółki miały zostać skonsolidowane w ramach GiEK. To, jak wyjaśniono, miało nastąpić poprzez wniesienie przez Skarb Państwa akcji lub udziałów tych spółek na podwyższenie kapitału zakładowego GiEK, która to spółka będzie po takiej konsolidacji funkcjonować jako NABE. NABE będzie spółką ze 100 proc. udziałem państwa.
Odrzucona przez Senat ustawa zakładała objęcie gwarancjami trzech grup instrumentów finansowych: kredytu odnawialnego (przeznaczonego na finansowanie bieżącej działalności, w tym zakupu uprawnień do emisji CO2), z odnawialnym limitem (tzw. Revolving Credit Facility), na poziomie 15 mld zł; długoterminowych pożyczek od grup energetycznych, w kwocie szacowanej na 9,9 mld zł; Platformy Treasury (zabezpieczenia terminowych transakcji zakupu określonych instrumentów finansowych – uprawnień do emisji CO2 - EUA, oraz instrumentów zabezpieczających ryzyko walutowe), z maksymalnym limitem finansowania 44 mld zł. W projekcie założono objęcie gwarancjami zobowiązań od początku czwartego kwartału 2023 r.
W ustawie przyjęto, że termin ochrony gwarancyjnej miał wynosić 8 lat od dnia utworzenia NABE, rozumianego jako wniesienie na podwyższenie kapitału zakładowego GiEK pozostałych spółek. Dodano, że gwarancjami Skarbu Państwa maiło zostać objęte 70 proc. ww. zobowiązań finansowych, w skład których nie wchodzą odsetki i inne koszty (gwarancja dotyczy jedynie kapitału).
Do oszacowania dochodów budżetu państwa z tytułu opłaty gwarancyjnej, którą miała ponosić NABE, przyjęto objęcie gwarancją zobowiązań w wysokości równej maksymalnemu limitowi wynikającemu z ustawy oraz stawki opłaty prowizyjnej w wysokości 2 pkt procentowych. Zgodnie z danymi przedstawionymi w Ocenie Skutków Regulacji do ustawy, z tego tytułu do budżetu państwa miało wpłynąć w ciągu 10 lat 7,6 mld zł.
W Polsce powstaje jeden z najnowocześniejszych systemów przesyłowych w Europie, który przez kolejne dziesięciolecia będzie istotnym filarem bezpieczeństwa Krajowego Systemu Elektroenergetycznego oraz zapewni jego niezawodne działanie
Gdzie szukać informacji o nowych inwestycjach?
Przechodzimy na stronęinwestycje.pse.pl, która zawiera najważniejsze informacje o aktualnie realizowanych projektach inwestycyjnych PSE.
Skorzystajmy z intuicyjnej wyszukiwarki inwestycji
Wybieramystronę wyszukiwaniai odnajdujemy interesujące nas zadanie inwestycyjne.
Dzięki wyszukiwarce i mapie interaktywnej można szybko odszukać każde przedsięwzięcie, sprawdzić, na jakim etapie jest jego realizacja, a także jak wygląda cały proces inwestycyjny. Narzędzie jest zaprojektowane w przejrzysty i intuicyjny sposób, aby umożliwić korzystanie z niego jak największej liczbie osób
Udział strony społecznej
Wszystkie inwestycje w Polsce prowadzone są w modelu partycypacji i dialogu z lokalną społecznością. Na stronie PSE można uzupełnić wiedzę o tym jak w praktyce wyglądają konsultacje społeczne, jakie prawa mają lokalne społeczności, do kogo i w jaki sposób można zgłaszać swoje postulaty.Wszystkie informacje są w tym miejscu.
W planach jest dostawa, montaż oraz uruchomienie rozdzielni 220V DC oraz agregatu prądotwórczego, urządzeń telekomunikacji wraz z realizacją transmisji i łączności głosowej do ośrodków nadrzędnych
W ostatnich tygodniach kontynuowano prace przy montażu:
Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) rozważają budowę własnego źródła wytwórczego m.in. dla zapewnienia w najbliższych latach dodatkowej mocy dyspozycyjnej dla bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego - poinformował w odpowiedzi na interpelację wiceminister klimatu Maciej Bando
Wiceminister klimatu i środowiska, który pełni funkcję Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej w odpowiedzi na interpelację poselską przekazał, że zgodnie z otrzymanymi wyjaśnieniami ze strony Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE), operator systemu przesyłowego (OSP) rozważa budowę własnego źródła wytwórczego m.in. dla zapewnienia w najbliższych latach dodatkowej mocy dyspozycyjnej w celu zachowania kryteriów bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego.
Jak wynika z odpowiedzi wiceministra, realizacja własnych zasobów mocy OSP jest planowana w latach 2024-2029.
Zgodnie z przedstawionym do konsultacji przez PSE Planem rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2023-2032 w najbliższych latach wymagane jest zapewnienie dodatkowej mocy dyspozycyjnej, aby zapewnić bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego. Dodano, że realizacja tego celu jest możliwa m.in. poprzez budowę nowych, sterowalnych, źródeł wytwórczych lub magazynów energii elektrycznej.
Zwrócono uwagę, że podstawowym mechanizmem zapewniającym odpowiedni poziom dostępnych mocy dyspozycyjnych w KSE (Krajowy System Elektroenergetyczny) jest funkcjonujący od 2018 roku rynek mocy. "W ramach tego mechanizmu realizowane są przez podmioty zewnętrzne inwestycje w zasoby wytwórcze, niemniej jednak obserwowane tempo przyrostu nowych mocy może nie być wystarczające dla zrównoważenia wzrostu zapotrzebowania na moc oraz dla odtwarzania mocy dyspozycyjnych, wycofywanych źródeł wytwórczych zasilanych węglem kamiennym i węglem brunatnym" - zwrócono uwagę.
Zgodnie z przyjętymi przez PSE scenariuszami analizowana jest budowa źródła wytwórczego (jednego albo kilku) opalanego gazem lub paliwem płynnym, bazującego na turbinie gazowej lub zespole silników tłokowych o łącznej mocy ok. 500 MW.
Alternatywą jest budowa bateryjnego magazynu energii elektrycznej lub kilku takich magazynów o analogicznej mocy, choć o pojemności pozwalającej na co najmniej 8 godz. pracy z mocą osiągalną.
Niniejsza strona korzysta z plików cookie. Wykorzystujemy pliki cookie do spersonalizowania treści i reklam, aby oferować funkcje społecznościowe i analizować ruch w naszej witrynie. Informacje o tym, jak korzystasz z naszej witryny, udostępniamy partnerom społecznościowym, reklamowym i analitycznym. Partnerzy mogą połączyć te informacje z innymi danymi otrzymanymi od Ciebie lub uzyskanymi podczas korzystania z ich usług. Kontynuując korzystanie z naszej witryny, zgadasz się na używanie plików cookie. Równocześnie informujemy, że Administratorem Państwa danych jest Agencja Rynku Energii S.A., ul. Bobrowiecka 3, 00-728 Warszawa. Więcej informacji o przetwarzaniu danych osobowych oraz mechanizmie plików cookie znajdą Państwo w Polityce prywatności.
