Home Blog Right Sidebar

CIEPŁO SYSTEMOWE NARZĘDZIEM POLITYKI ENERGETYCZNO-KLIMATYCZNEJ CZ. 1 Sticky

Jacek Szymczak, prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie.

Polska należy do grupy krajów UE w których dostarczanie ciepła z wykorzystaniem systemów ciepłowniczych stanowi najbardziej istotny sposób pokrywania potrzeb na ciepło.

Jacek Szymczak,
prezes IGCP

fot. IGCP

Zgodnie z informacjami pochodzącymi z ostatniego Spisu Narodowego z roku 2011, około 42 proc. gospodarstw domowych korzysta z ciepła systemowego. Jako że ta forma zaopatrzenia w ciepło jest domeną miast, w tej grupie odbiorców końcowych jego udział wynosi prawie 60 proc. Jest wiele aglomeracji, gdzie udział ten sięga nawet 80 proc. Na znaczącą pozycję ciepła systemowego w zaopatrzeniu w ciepło wpływa między innymi fakt, że jest to jedno z najważniejszych narzędzi dla kreowania gospodarki niskoemisyjnej, między innymi dzięki pozytywnemu skonsumowaniu „efektów skali”. Dotyczy to obszarów: technologicznego, ekonomicznego i ekologicznego – w zakresie ograniczania i likwidacji zarówno wysokiej jak i niskiej emisji. W obszarze oddziaływania ciepłownictwa systemowego oprócz obiektów mieszkalnych jest znacząca liczba obiektów użyteczności publicznej, oświatowych, służby zdrowia, kultury oraz usługowych, których liczba i ogrzewana powierzchnia rośnie z roku na rok.

Biorąc pod uwagę potencjał sektora, jak również fakt, że jest to sektor interdyscyplinarny, można wskazać przynajmniej sześć ważnych obszarów społeczno-gospodarczych, w których ciepłownictwo systemowe odgrywa istotna rolę:
– klienci/odbiorcy końcowi – konieczny wzrost świadomości pozwalający na przeprowadzanie reform, poprzez prowadzenie długoterminowych programów edukacyjnych kształtujących racjonalne zachowania,
– budynki – dążenie do redukcji zużycia energii przez budynki, dekarbonizacja budynków nie jest celem samym w sobie,
– efektywność energetyczna – odnosi się do obszarów produkcji i dystrybucji ciepła w zakresie poprawy efektywności energetycznej,
– ochrona środowiska – analizowana z dwóch punktów widzenia:
emisji ze źródeł podmiotów gospodarczych (odniesienie do dyrektyw IED i MCP) oraz niskiej emisji (z indywidualnych pieców),
– bezpieczeństwo energetyczne – ważne z nie tylko z uwagi na pewność dostaw ciepła, ale również z punktu widzenia sektora elektroenergetycznego. Bezpieczeństwo to oznacza możliwości budowy nowych źródeł kogeneracyjnych (CHP ), co pozwala na uzupełnienie mocy w systemie elektroenergetycznym Polski i redukcje skutków wyłączeń awaryjnych w elektrowniach oraz zwiększenie elastyczności systemu (CHP plus akumulatory ciepła),
– polityka paliwowa – niezbędne jest szerokie podejście do struktury paliwowej zapewniające bezpieczeństwo energetyczne oraz właściwe wykorzystywanie krajowych zasobów paliw, co oznacza również zwiększenie niezależności energetycznej wszystkich państw UE.

Ciepłownictwo systemowe stanowi zatem efektywne narzędzie realizacji wielu celów krajowej i unijnej polityki energetyczno-klimatycznej.

grafika: Jacek Gonciarz/Studio Graficzne Svart

IGCP O PLANIE NA RZECZ ENERGII I KLIMATU Sticky

Do 18 lutego trwały konsultacje dokumentu „Krajowy plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030” (KPEiK). Swoje uwagi w imieniu branży ciepłowniczej zgłosiła Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie, podkreślając m.in. że określone w projekcie krajowe cele mogą być zbyt niskie w stosunku do celów zawartych w polityce energetyczno-klimatycznej całej unii.

Ponadto pozytywnie oceniając uwzględnienie ciepłownictwa systemowego w projekcie ciepłownicy wskazali na niewystarczające wykorzystanie jego potencjału w kontekście współpracy z sektorem elektroenergetycznym i w walce z niską emisją.

Przedstawiony do konsultacji projekt Krajowego Planu na rzecz energii i klimatu ma zapewnić rzetelne, wszechstronne, racjonalne pod względem kosztów, przejrzyste i przewidywalne zarządzanie unią energetyczną i działaniami w dziedzinie klimatu, które zagwarantuje osiągnięcie założeń i celów unii energetycznej na rok 2030 oraz w perspektywie długoterminowej, zgodnie z Porozumieniem paryskim z 2015 r. w sprawie zmian klimatu. Jego opracowanie wynika z obowiązku nałożonego na państwa członkowskie UE rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie zarządzania unią energetyczną i działaniami w dziedzinie klimatu. Finalna wersja polskiego dokumentu ma zostać zgłoszona do Komisji Europejskiej w terminie do 31 grudnia 2019 r.

Krajowe założenia i cele

Projekt polskiego dokumentu bazuje na zaniżonych celach dla udziału OZE (21 proc., podczas gdy Dyrektywa OZE mówi o celu 32 proc.) oraz efektywności energetycznej (na poziomie 23 proc. przy obowiązującym 32,5 proc.), stąd niebezpieczeństwo, iż w takiej formie projekt może wywołać zastrzeżenia KE.

Według Ministerstwa Energii nadal jedynym instrumentem wspierającym poprawę efektywność energetycznej ma być system „białych certyfikatów”, co biorąc pod uwagę negatywne doświadczenia z jego działaniem, jest zawężeniem narzędzi i środków. Obecny system jest nie tylko kosztotwórczy, ale również niewydolny organizacyjnie i nie przynoszący wymiernych efektów poprawy efektywności w tych obszarach, które są najbardziej oczekiwane. IGCP stoi na stanowisku, które wyrażała już wcześniej w ramach kolejnych nowelizacji przepisów z zakresu efektywności energetycznej, że dla uzyskania racjonalnych kosztowo i realnych fizycznie efektów konieczne jest rozszerzenie wachlarza środków, z wykorzystaniem systemu dobrowolnych zobowiązań czy systemu podatkowego lub innych zachęt finansowych.


NASA/Goddard/Flickr

Według ciepłowników rozwój ekologicznych i efektywnych systemów ciepłowniczych jest istotnym narzędziem obniżenia emisji gazów cieplarnianych oraz poprawy efektywności energetycznej, przyczyniając się także do zrównoważonego rozwoju miast i poprawy jakości powietrza oraz wsparcia gospodarki o obiegu zamkniętym. W 2017 r. tylko 20 proc. systemów spełniało kryterium efektywnego energetycznie systemu ciepłowniczego lub chłodniczego. Jest to poziom dalece niesatysfakcjonujący i odbiegający od potencjału Polski w tym zakresie. Dlatego dla mobilizacji działań i narzędzi oraz środków w tym zakresie, zasadne jest określenie w KPEiK mierzalnego i ambitnego celu jakim jest „Wszystkie systemy ciepłownicze do 2030 r. powinny osiągnąć status efektywnych systemów zgodnie z definicją zawartą w ustawie Prawo energetyczne.” Zwiększenie liczby efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych i chłodniczych przede wszystkim powinno nastąpić poprzez rozwój źródeł kogeneracyjnych i OZE. Projekt dokumentu nie uwzględnia natomiast potencjału rozwoju kogeneracji także w aspekcie bezpieczeństwa energetycznego oraz dywersyfikacji krajowych źródeł energii elektrycznej. Tymczasem przy wykorzystaniu technologii kogeneracyjnej realnym jest wygenerowanie 3-4 tys. MWe w perspektywie do 2030 roku. Oznacza to realne wsparcie dla sektora elektroenergetycznego w kraju ( nowe źródła w sposób stabilny produkujące energię elektryczną ) ale również racjonalną dywersyfikację nośników energetycznych ( systematyczny wzrost udziału gazu oraz różnego rodzaju OZE ). Już dzisiaj energia elektryczna produkowana w kogeneracji stanowi ok.14 proc. w całym systemie. Koniecznym jest zapewnienie warunków dla co najmniej podwojenia tego udziału.

Polityki i działania

Według ciepłowników ważnym narzędziem poprawy jakości powietrza i walki z niską emisją będzie rozwój i modernizacja ciepłownictwa, w tym w szczególności poprzez budowę efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych. Na terenach, na których istnieją techniczne i ekonomiczne warunki dostarczenia ciepła z systemu ciepłowniczego, odbiorcy w pierwszej kolejności powinni korzystać z ciepła systemowego, o ile nie zastosują bardziej ekologicznego rozwiązania. W 2015 r. do sieci ciepłowniczej na obszarach miejskich przyłączonych było 61 proc. gospodarstw domowych – celem jest sukcesywne zwiększanie tego wskaźnika. Aktualnie istnieje obowiązek podłączenia do efektywnego energetycznie systemu ciepłowniczego, ale tylko dla obiektów, których przewidywana szczytowa moc cieplna instalacji i urządzeń do ogrzewania wynosi co najmniej 50 kW. Obowiązek ten powinien zostać rozszerzony na wszystkie scentralizowane systemy ciepłownicze, w odniesieniu do wszystkich obiektów budowlanych. Zwiększenie liczby przyłączonych odbiorców i odchodzenie od indywidualnego ogrzewania tam gdzie zlokalizowana jest sieć, przyczyni się do walki z niską emisją, a jednocześnie zwiększy się komfort życia mieszkańców dotychczas wykorzystujących piece na paliwa stałe. Równocześnie powinno być zapewnione funkcjonowanie mechanizmu egzekwowania obowiązku przyłączenia obiektów do sieci ciepłowniczej w trakcie procesu budowlanego, co umożliwi powszechną realizację tego obowiązku. W celu pełnego wykorzystania ciepła systemowego, w tym kogeneracji, w rządowej Strategii rozwoju i transformacji ciepłownictwa powinny być szczegółowo określone działania legislacyjne i pozalegislacyjne, narzędzia i środki dla realizacji tego celu. Jako element niezbędny do zrealizowania celów w tym zakresie jest stworzenie (a nie jedynie rozważenie) także mechanizmów wsparcia dla przebudowy infrastruktury wewnętrznej w budynkach. W zakresie efektywnej ochrony powietrza ciepłownicy wskazują na konieczność wprowadzenia zasady łączenia w jednorodne obszary zurbanizowane indywidualnych projektów likwidacji palenisk węglowych z wykorzystaniem ciepła systemowego.

Eksperci podkreślają też, iż KPEiK wąsko patrzy na wachlarz możliwych do wykorzystania technologii OZE, nie wspominając o potencjale energetycznym energii słonecznej, odpadowej i termicznej utylizacji odpadów komunalnych.

Ocena skutków planowanych polityk i środków

Założenia realizacji zaproponowanego w KPEiK scenariusza nie w pełni pokrywają się z celami UE w perspektywie 2030. Co więcej w przypadku ciepłownictwa niesłusznie zakłada się, że wzrost celu krajowego zostanie oparty tylko na ciepłownictwie systemowym, co jest niezgodne z obszarem energetycznym, jakim jest ciepłownictwo, a skutkowałoby niekorzystnie ekonomicznie dla odbiorców ciepła systemowego. Cele UE w ciepłownictwie powinni realizować wszyscy uczestnicy „rynku ciepła”, a nie tylko zawodowi dostawcy ciepła.

Ocena skutków planowanych polityk i środków Założenia realizacji zaproponowanego w KPEiK scenariusza nie w pełni pokrywają się z celami UE w perspektywie 2030. Co więcej w przypadku ciepłownictwa niesłusznie zakłada się, że wzrost celu krajowego zostanie oparty tylko na ciepłownictwie systemowym, co jest niezgodne z obszarem energetycznym, jakim jest ciepłownictwo, a skutkowałoby niekorzystnie ekonomicznie dla odbiorców ciepła systemowego. Cele UE w ciepłownictwie powinni realizować wszyscy uczestnicy „rynku ciepła”, a nie tylko zawodowi dostawcy ciepła.

Autor: Jacek Szymczak, prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie
Opr. Agnieszka Kołogrecka
Fot. Chuckyeager/Flickr
Fot. Pixabay

NOWY PROGRAM PILOTAŻOWY “CIEPŁOWNICTWO POWIATOWE” Sticky

Wybrane przedsiębiorstwa ciepłownicze otrzymują z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej informację oraz zaproszenie do pilotażowego programu „Ciepłownictwo Powiatowe”. To instrument wsparcia, który wynika z potrzeby dostosowywania się do zaostrzających norm emisyjnych oraz ograniczenia negatywnego wpływu na środowisko polskiego sektora ciepłowniczego na szczeblu powiatowym.

Program kierowany jest do średnich przedsiębiorstw ciepłowniczych (do 50 MW), w których większościowym udziałowcem są jednostki komunalne. Warunkiem otrzymania wsparcia jest zrealizowanie inwestycji, która pozwoli na wcześniejsze dostosowanie się do wymogów UE.

W najbliższych latach polskie ciepłownictwo systemowe musi zrealizować szereg, niezwykle kapitałochłonnych, inwestycji w zakresie odpylania, odsiarczania i odazotowania instalacji, aby dostosować się do restrykcyjnych wymogów unijnych. Konkretnie chodzi tu o sprostanie przepisom tzw. Dyrektywy IED (dotyczącej emisji przemysłowych), aktualnych konkluzji dotyczących najlepszych dostępnych technik (tzw. Konkluzje BAT) oraz normom emisyjnym wynikającym z Dyrektywy o średnich źródłach spalania (tzw. Dyrektywa MCP). Według szacunków nakłady niezbędne na dostosowanie bloku energetycznego do nowych standardów wynoszą ok. 30-40 mln zł dla źródeł poniżej 50 MW, ok. 100 – 150 mln zł (dla 500 MW) oraz 300-600 mln zł dla (1000 MW).

Ciepło systemowe okrywa aż 42 proc. krajowego zapotrzebowania na ciepło (15 mln odbiorców i 21 tys. km długość sieci ciepłowniczych). Likwidacja nieefektywnych i najbardziej trujących indywidualnych źródeł ciepła i podłączenie odbiorców do sieci ciepła systemowego jest jednym z najbardziej skutecznych i efektywnych ekonomicznie mechanizmów działania na rzecz czystego powietrza i ograniczania niskiej emisji. Oprócz korzyści środowiskowych i ekonomicznych rozwój ciepła systemowego wpłynie na poprawę bezpieczeństwa energetycznego, a także będzie przeciwdziałał zjawisku ubóstwa energetycznego.

Jednym z podstawowych czynników ograniczających możliwość rozwoju systemów ciepłowniczych jest to, że przepisy pozwalają na udzielenie pomocy publicznej jedynie na modernizację systemów spełniających definicję „efektywnego systemu ciepłowniczego” (czyli takiego, w którym do produkcji ciepła lub chłodu wykorzystuje się co najmniej: w 50 proc. energię z OZE lub w 50 proc. ciepło odpadowe lub w 75 proc. ciepło pochodzące z kogeneracji lub w 50 proc wykorzystujące połączenie ww. energii i ciepła). W Polsce prawie 90 proc. systemów ciepłowniczych nie spełnia tego warunku. Dotyczy to głównie przedsiębiorstw w mniejszych miastach do 100 tys. mieszkańców.

Problem „nieefektywności” oraz braku możliwości ubiegania się o pomoc publiczną dotyczy głównie ciepłownictwa „powiatowego”.

W dużych miastach powyżej 500 tys. mieszkańców 100 proc. ciepła jest produkowane w oparciu o efektywne systemy. Zatem problem „nieefektywności” oraz braku możliwości ubiegania się o pomoc publiczną dotyczy głównie ciepłownictwa „powiatowego”. Przekształcenie nieefektywnego systemu w efektywny oraz sprostanie unijnym standardom emisyjnym wymaga kapitałochłonnych inwestycji, których realizacja z uwagi na słabą kondycję finansową mniejszych przedsiębiorstw (zwłaszcza tych komunalnych), bez dostępu do zewnętrznych źródeł finansowania jest niemalże niemożliwa. pilotażowy program wsparcia „Ciepłownictwo Powiatowe” skierowany został tylko do 130 przedsiębiorstw o całkowitej mocy cieplnej do 50 MW, w których większościowym właścicielem są jednostki samorządu lub miasta i w których udział prywatnego kapitału nie przekracza 30 proc.

Program wdrażany będzie do 2025 roku. Jego budżet oszacowano na 500 mln zł, z czego 300 mln zł będzie niskooprocentowanym wsparciem zwrotnym, a 150 mln bezzwrotnym finansowaniem (pożyczki umarzane do wysokości 5 mln zł oraz dotacje do 30 proc. kosztów kwalifikowanych lub do 50 proc. kosztów przy inwestycjach w technologię ORC pozwalającą na wykorzystanie ciepła o niskich parametrach np. odpadowego lub energii geotermalnej).

„Ciepłownictwo Powiatowe-pilotaż” oferuje wsparcie dla przedsięwzięć z zakresu: ograniczenia lub uniknięcia szkodliwych emisji do atmosfery, zmniejszenia zużycia surowców pierwotnych, poprawy efektywności energetycznej, nowych źródeł ciepła i energii elektrycznej, modernizacji i rozbudowy sieci ciepłowniczych oraz energetycznego wykorzystania zasobów geotermalnych.

Autor: Bogusław Regulski, wiceprezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie
Opr. Agnieszka Kołogrecka
fot. Sebastian Marek/Flickr

KE PRZEDSTAWIA DANE O ENERGII I GAZIE ZA 4Q 2019 R.

Komisja Europejska opublikowała najnowsze raporty dotyczące rynków gazu i energii elektrycznej, które obejmują czwarty kwartał 2019 r. Zawierają one szeroki zakres danych na temat dostaw i zużycia energii elektrycznej oraz gazu w UE.

Raport o rynku energii elektrycznej pokazuje, jak wytwarzanie energii elektrycznej z paliw stałych (węgiel plus węgiel brunatny) w UE spadło o 26% rok do roku w czwartym kwartale 2019 r. (lub o 39 TWh w wartościach bezwzględnych), przy wyraźnym przejściu na odnawialne źródła energii (+29 TWh) i niewielkim wzroście na rzecz gazu (+9 TWh). Zmiany te oznaczają, że udział energii odnawialnej w miksie energetycznym UE wyniósł 35%.

Ciepła pogoda i spowolnienie aktywności gospodarczej przyczyniły się do wymiernego spadku popytu (-7 TWh). Średnia cena hurtowa w całej UE spadła do 43,9 EUR / MWh, co stanowi spadek o 7% w porównaniu z poprzednim kwartałem. Patrząc na cały 2019 r., sektor energii elektrycznej w UE zmniejszył emisję gazów cieplarnianych o około 12% m.in. dzięki wyższemu wytwarzaniu energii ze źródeł odnawialnych.

Raport dotyczący rynku gazu podkreśla, w jaki sposób import gazu netto wzrósł o 8% rok do roku (8,1 mld m3) w czwartym kwartale. Tłumaczy również dlaczego całkowity rachunek za import gazu znacznie spadł (29%) w związku ze spadkiem cen gazu o 36%. Dostawy rosyjskie stanowiły 39% importu gazu spoza UE. Po raz pierwszy w czwartym kwartale 2019 r. LNG stało się drugim źródłem gazu do UE, pokrywając 28% całkowitego importu i przewyższając udział rurociągowych dostaw z Norwegii.

Źródło: Komisja Europejska

Fot. Pixabay

KURTYKA: EU ETS NA RAZIE BEZ ZMIAN

Minister Michał Kurtyka w wywiadzie udzielonym serwisowi Energia News stwierdził, że na razie nie widzi ruchów Komisji Europejskiej zmierzających do modyfikacji systemu handlu emisjami, który stanowi jądro polityki klimatycznej UE.

„Niewątpliwie będziemy mieli do czynienia z osłabieniem gospodarki i zapewne – podobnie jak to miało miejsce podczas ostatniego spowolnienia – na rynku pojawi się nadwyżka praw do emisji CO2. To w naturalny sposób powinno spowodować spadek tych uprawnień” – podkreślił minister klimatu, Michał Kurtyka, odnosząc się do wpływu polityki klimatycznej na działalność firm energetycznych i ciepłowniczych w Polsce.

„Nie mamy na tym etapie sygnałów o działaniach Komisji Europejskiej w zakresie w zakresie krótkoterminowych zmian w systemie handlu emisjami” – dodał polityk w wywiadzie udzielonym na potrzeby serwisu Energia News.

„Niemniej gdy trudna sytuacja będzie się utrzymywać, będziemy proponować Komisji wprowadzenie doraźnych rozwiązań mogących wpłynąć na poprawę sytuacji” – skonkludował Kurtyka.

Źródło: Energia News

Fot. Ministerstwo Klimatu

WZROST CEN CO2 PROBLEMEM CIEPŁOWNICTWA. KORONAWIRUS STRATEGICZNĄ PAUZĄ

Obniżka cen uprawnień CO2 spowodowana gospodarczymi efektami pandemii koronawirusa to jedynie strategiczna pauza dla firm ciepłowniczych. Dziś nic nie wskazuje na to by system EU ETS został złagodzony, a obciążenia z nim związane przestały być problemem dla sektora.

Polskie ciepłownictwo jest nadal mocno uzależnione od węgla. To surowiec emisyjny, a działania klimatyczne Unii Europejskiej są obliczone na jego wyeliminowanie z miksów energetycznych krajów członkowskich. Ponieważ Komisja Europejska nie może wpływać na nie bezpośrednio, działania te opierają się na systemie kar i zachęt, które w sposób jednoznaczny nie ingerują jednak w politykę poszczególnych stolic. W efekcie gospodarki europejskie takie jak Polska teoretycznie mogą pozostać przy węglu, ale będzie to oznaczało istotny wzrost kosztów, czyli zmniejszenie konkurencyjności.

Podstawowym narzędziem rugowania węgla ze Starego Kontynentu jest Europejski System Handlu Emisjami (EU ETS). Polega on na wprowadzeniu limitu łącznych emisji niektórych gazów cieplarnianych emitowanych przez instalacje objęte systemem. Z czasem limit ten jest obniżany, co sprawia, że łączne emisje spadają.

W ramach wyznaczonego pułapu firmy otrzymują lub kupują uprawnienia do emisji, którymi mogą handlować zgodnie ze swoimi potrzebami.

Co roku każde przedsiębiorstwo musi umorzyć liczbę przydziałów wystarczającą na pokrycie jego całkowitych emisji. W przeciwnym wypadku nakładane są wysokie grzywny. Jeżeli przedsiębiorstwo zmniejszy swoje emisje, może zatrzymać dodatkowe uprawnienia w celu pokrycia swoich potrzeb w przyszłości albo sprzedać je innemu przedsiębiorstwu, któremu tych uprawnień zabrakło.

Kwestia uprawnień do emisji CO2 stała się niezwykle paląca pod koniec 2018 r. Przekroczyły one wtedy barierę 20 euro za tonę. Dla większości firm posiadających moce wytwórcze oparte o węgiel była to cena zagrażająca rentowności prowadzenia działalności. Nie inaczej było w przypadku przedsiębiorstw ciepłowniczych.

2019 r. to nasilenie się tego problemu. Ceny uprawnień do emisji CO2 sięgnęły w szczytowym momencie niemalże 30 euro za tonę. Wpłynęło na to kilka czynników.

Przede wszystkim w 2019 r. wszedł w życie jeden z najważniejszych elementów reformy systemu EU ETS. Chodzi o mechanizm MSR (Market Stability Reserve). Docelowo powinien on wycofać z rynku około 1,6 mln uprawnień, które trafią do specjalnie utworzonej rezerwy (12% z nadwyżki z 2017 r. oraz 12% w kolejnych latach, jeśli nadwyżka wyniesie w danym roku ponad 833 mln jednostek EUA). W efekcie nastąpi wzrost cen uprawnień co przyśpieszy konieczność odchodzenia od węgla w gospodarkach Unii Europejskiej. To jeden z bezpośrednich powodów szybkiego i dużego wzrostu notowań, które boleśnie odbiły się na kondycji polskich firm, w tym ciepłowniczych.

Drugim elementem, który doprowadził do zmiany dynamiki wyceny uprawnień do emisji CO2 była zmiana przepisów, które spowodowały, że od 1 stycznia 2018 r. stały się one instrumentami finansowymi. Umożliwiło to wielu podmiotom inwestycyjnym ich spekulacyjne skupowanie i windowanie cen.

W 2019 r. nastąpiło połączenie dwóch trendów – wysokiego popytu na uprawnienia CO2 i wycofywania ich nadwyżek z powodu wdrożenia mechanizmu MSR. Zestawiając to zjawisko z polityką taryfową URE można dojść do przekonania, że nie zostało ono odpowiednio uwzględnione w wysokości taryf.

Wszystko wskazuje na to, że nadchodzące lata przyniosą jeszcze większe poziomy cenowe uprawnień do emisji CO2. Początek 2020 r. to globalne spowolnienie gospodarcze wywołane pandemią koronawirusa. Dziś jednak nic nie wskazuje na to by trend wzrostowy na rynku uprawnień został trwale zahamowany. W perspektywie dwóch – trzech lat problem powróci. Świadczą o tym m.in. pierwsze zręby europejskiego „Planu Marshalla”, który ma przywrócić Staremu Kontynentowi wzrost gospodarczy opierając się na kontynuacji dążenia ku niskoemisyjności.

Wygląda więc na to, że ciepłownictwo znajduje się dziś w okresie strategicznej pauzy, którą powinno dobrze wykorzystać.

Fot. Pixabay

VEOLIA STWORZY W POLSCE NOWĄ SPÓŁKĘ OBROTU

Zgodnie z informacjami agencji ISBnews Grupa Veolia ma stworzyć w Polsce jeszcze w tym roku spółkę obrotu.

“Powstanie tej nowoczesnej spółki w Grupie Veolii w Polsce to wprowadzenie nowej jakości na tym rynku. Jedna organizacja zajmująca się sprzedażą i obsługą klientów znacznie lepiej wykorzysta potencjał grupy. Przyniesie dodatkową korzyść klientom, którzy od jednego dostawcy otrzymają cały portfel produktów i usług w konkurencyjnych cenach oraz wsparcie i obsługę na najwyższym poziomie” – powiedział Frédéric Faroche, prezes Veolia Polska.

Nowy podmiot ma zarządzać w kompleksowy sposób sprzedażą Veolii.

Źródło: Opracowanie na podstawie informacji ISBnews

Fot. Veolia

POWSTANIE ZESPÓŁ DS. ROZWOJU PRZEMYSŁU OZE

Minister Klimatu powołał Zespół do spraw Rozwoju Przemysłu Odnawialnych Źródeł Energii i Korzyści dla Polskiej Gospodarki, który będzie organem opiniodawczo-doradczym ministra właściwego do spraw klimatu oraz energii.

Do głównych zadań Zespołu należeć będzie wypracowanie rekomendacji w zakresie kierunków rozwoju polskiego przemysłu odnawialnych źródeł energii (OZE), maksymalizacji korzyści dla polskiej gospodarki na drodze do neutralności klimatycznej oraz zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego państwa. Zespół pracować będzie także nad przygotowaniem rozwiązań zarówno legislacyjnych, jak i pozalegislacyjnych, które służyć będą realizacji tych celów.

Naszym priorytetem jest przygotowanie odpowiednich narzędzi, które przyczyniać się będą do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego naszego kraju. Liczę, że opracowywane przez Zespół rekomendacje i rozwiązania legislacyjne pozwolą na intensyfikację i koordynację działań służących OZE w Polsce – podkreślił szef resortu klimatu Michał Kurtyka.

Przygotowane przez Zespół rekomendacje dotyczyć będą następujących obszarów tematycznych: Czyste ciepło, Eko-transport, Lokalny wymiar energii, Gospodarka wodorowa, Sprawiedliwa Transformacja i Wielkoskalowe zeroemisyjne źródła energii.

Źródło/fot.: Ministerstwo Klimatu

BĘDZIE NOWY PEŁNOMOCNIK DS. ROZWOJU FIRM ENERGETYCZNYCH

W piątek, 3 kwietnia, Minister Aktywów Państwowych Jacek Sasin, wydał zarządzenie w sprawie powołania pełnomocnika ds. funkcjonowania i rozwoju przedsiębiorstw energetycznych.

Nowe stanowisko będzie koordynować współpracę pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi.

Jak wskazano w zarządzeniu do zadań pełnomocnika należy koordynacja działań podejmowanych w celu wzmocnienia bezpieczeństwa funkcjonowania i zapewnienia rozwoju przedsiębiorstw energetycznych.

300 MLN ZŁ NA ODWIERTY GEOTERMALNE

Od 15 kwietnia do 30 września 2020 r. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej będzie czekał na wnioski od jednostek samorządu terytorialnego zainteresowanych dotacjami na realizację projektów geotermalnych. Nowy program przyczyni się do rozwoju geotermalnego potencjału Polski. Do rozdysponowania w pierwszej rundzie jest 150 mln zł (budżet to 300 mln zł).

Program „Udostępnianie wód termalnych w Polsce” będzie pomagał realizować przedsięwzięcia w zakresie poszukiwania i rozpoznawania złóż wód termalnych w celu ich udostępnienia do wykorzystania pozyskanego ciepła lub energii do ogrzewania.. Program przewidziany jest na pięć lat (2020-2025), ale umowy będą podpisywane do 2022 r.

Nabór wniosków odbędzie się w trybie konkursowym. O dotacje mogą ubiegać się jednostki samorządu terytorialnego lub ich związki.

W nowym programie Narodowy Fundusz stawia na bardziej racjonalne wydatkowanie środków oraz zmniejszenie komplikacji towarzyszących przygotowywaniu projektów robót geologicznych, przy jednoczesnym zwiększeniu liczby dotowanych odwiertów geotermalnych. Powinno to pozwolić na uzyskanie lepszych efektów w zakresie rozwoju geotermii przy mniejszych nakładach finansowych i mniejszym ryzyku udostępnienia zasobów wód termalnych. Po rozpoznaniu złóż termalnych kontynuacja przedsięwzięć może nastąpić w ramach programu priorytetowego NFOŚiGW „Polska Geotermia Plus”.

Geotermia to w polskich warunkach najlepsze, najczystsze odnawialne źródło energii. Jest zdecydowanie najbardziej ekologiczne. Oprócz tego, że jest bezemisyjne i nie generuje odpadów, ma też szereg innych zalet: jest w pełni dyspozycyjne, całkowicie bezpieczne, niekontrowersyjne, akceptowalne społecznie i nie ingeruje w krajobraz.

Źródło: NFOŚ i GW

Fot. Wikipedia

1,5 MLD $ Z GAZPROMU. PGNIG ZAINWESTUJE W BIOGAZ?

Pieniądze uzyskane przez PGNiG od Gazpromu dzięki wygranej w arbitrażu międzynarodowym powinny być przeznaczone m.in. na rozwój biogazowni – uważa ekspert.

Cena gazu w kontrakcie jamalskim była nierynkowa i przez lata zawyżana – uznał Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie, który wydał wyrok kończący ponad pięcioletni spór o zmianę formuły ceny gazu pomiędzy rosyjskim Gazpromem i PGNiG na korzyść polskiej spółki. Nakazał też wstecznie zmienić sposób naliczania ceny gazu w kontrakcie jamalskim. Nowa formuła będzie ściśle powiązana z notowaniami tego surowca w Europie Zachodniej. PGNiG szacuje, że w związku z tą zmianą Gazprom będzie musiał zwrócić jej nadpłatę w wysokości 1,5 mld dol., czyli ok. 6,2 mld zł. – Ta kwota powinna zostać przeznaczona na racjonalnie prowadzone inwestycje w wydobycie krajowe oraz technologie związane z produkcją biogazu – zauważa były prezes spółki Jerzy Kurella.

– Wygrana PGNiG w arbitrażu w Sztokholmie ma duże znaczenie dla spółki. Zmienia usytuowanie PGNiG na europejskim rynku w tym sensie, że będziemy traktowani jak inni odbiorcy gazu związani kontraktami z Gazpromem. To jednak nie spowoduje, że ceny dla odbiorców końcowych PGNiG zostaną obniżone. Wręcz przeciwnie: skoro mamy teraz powiązanie cen z tzw. hubami gazowymi w Europie, ceny będą się zmieniać tak jak na całym europejskim rynku – mówi agencji Newseria Biznes Jerzy Kurella, ekspert ds. energetycznych Instytutu Staszica, doradca prezydenta Pracodawców RP i były prezes PGNiG. – Paradoksalnie może się okazać, że cena w dotychczasowej formule cenowej w kontrakcie jamalskim, która była silnie skorelowana z cenami ropy naftowej, notującymi obecnie historyczne minima, mogłaby być niższa od tych, które teraz obowiązują w Europie Zachodniej.

Polska jest uzależniona od importu gazu – z zagranicy pochodzi ok. 70 proc. tego surowca, przy czym ok. 60 proc. to właśnie gaz pochodzenia rosyjskiego (jeszcze 10 lat temu ten udział sięgał blisko 90 proc.). Błękitny surowiec z Rosji jest dostarczany na podstawie kontraktu jamalskiego, zawartego w 1996 roku przez PGNiG z rosyjskim Gazpromem, którego pozycja monopolisty umożliwiała narzucanie nierynkowych cen. Kontrakt przewiduje dostawy ok. 10,2 mld m3 gazu rocznie i zgodnie z zawartą w nim klauzulą „take or pay” (pol. bierz lub płać) PGNiG musi płacić za co najmniej 8,7 mld m3 gazu rocznie, nawet jeśli go nie odbiera.

Zgodnie z kontraktem każda ze stron może co trzy lata wystąpić o zmianę ceny gazu, jeżeli uzna, że aktualna nie odpowiada warunkom rynkowym. PGNiG skorzystało z tej możliwości 1 listopada 2014 roku, wnioskując o renegocjację ceny kontraktowej. Ponieważ Gazprom odrzucił powyższe żądanie, PGNiG w maju 2015 roku skierowało sprawę do Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie. Ostatecznie, realizując procedurę zapoczątkowaną w 2014 roku, polska spółka w lutym 2016 roku złożyła pozew przeciwko Gazpromowi, rozpoczynając część sądową procedury przed trybunałem. Ten wydał właśnie korzystny dla PGNiG wyrok, kończący ponad pięcioletni spór.

– W 2014 roku zespół, którym kierowałem, postanowił fundamentalnie zmienić dotychczasową filozofię i sposób rozliczania cen kontraktowych z Gazpromem. Wystąpiliśmy o to, aby ceny gazu w kontrakcie odpowiadały cenom gazu na konkurencyjnym rynku europejskim. Wcześniej wszystkie negocjacje i renegocjacje polegały na tym, że PGNiG występowało o procentową obniżkę ceny, która wynikała z formuły zapisanej w kontrakcie. My uważaliśmy, że dla polskiej gospodarki, PGNiG oraz odbiorców gazu w Polsce niezwykle istotne jest, żeby nasze ceny gazu były adekwatne do tych, które otrzymują inne kraje Unii Europejskiej na podstawie kontraktów długoterminowych. Już w 2014 roku pokazaliśmy, że chcemy być traktowani na zasadach partnerskich, tak jak inni kluczowi odbiorcy gazu z krajów UE – wyjaśnia ówczesny wiceprezes PGNiG.

Dążenie to było konsekwentnie realizowane w 2015 roku, jak również przez zarząd wybrany w 2016 roku.

– Dzięki zaangażowaniu służb handlowych PGNiG oraz wybitnym prawnikom, m.in. z kancelarii Weil, Gotshal & Manges (obecnie Rymarz-Zdort), mecenasowi Łukaszowi Rozdeiczerowi oraz naszym szwedzkim doradcom prawnym, którzy byli z PGNiG od samego początku, dziś możemy wspólnie świętować ten sukces. To pokazuje, że są sprawy, które dla wspólnego dobra łączą ponad podziałami politycznymi, a następcy kontynuują to, co rozpoczęli poprzednicy – wyjaśnia Jerzy Kurella.

Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie uznał argumenty PGNiG i potwierdził, że cena gazu w kontrakcie jamalskim była nierynkowa i przez lata zawyżana. Nakazał też zmienić sposób jej ustalania. Nowa formuła cenowa jest bezpośrednio powiązana z notowaniami gazu w Europie Zachodniej i będzie naliczana wstecznie – od 1 listopada 2014 roku, czyli od momentu, w którym PGNiG wystąpiło do Gazpromu z wnioskiem o renegocjacje ceny kontraktowej. Spółka wstępnie szacuje, że w związku z tym wyrokiem Gazprom będzie zobowiązany zwrócić jej nadpłatę w wysokości ok. 1,5 mld dol.. (ok. 6,2 mld zł). Dla PGNiG oznacza to też znaczącą poprawę cenowych warunków importu gazu.

Wyrok Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie jest wiążący dla obu stron od momentu jego ogłoszenia. PGNiG poinformowało, że podejmuje już działania w celu uzyskania od Gazpromu należnej nadpłaty. Poprawi to sytuację finansową spółki, ale nie przełoży się na ceny, po których sprzedaje ona gaz odbiorcom końcowym.

– Gdyby podzielić szacowaną należność w wysokości 1,5 mld dol. na 7 mln odbiorców, kwoty byłyby śmieszne. Dlatego rozsądniej byłoby wykorzystać zasądzoną przez arbitraż w Sztokholmie kwotę na inwestycje czynione przez PGNiG, zwłaszcza na inwestycje związane z racjonalnym wydobyciem krajowym. Uważam, że należałoby również wydać ją na inwestycje związane z biogazem i rozbudowę sieci gazowniczej Polskiej Spółki Gazownictwa. To o wiele lepiej przyczyni się do rozwoju rynku gazowego w Polsce niż ewentualne oddawanie klientom po 1,5 zł do rachunku gazowego co miesiąc – mówi ekspert ds. energetycznych Instytutu Staszica.

Kontrakt jamalski ma zakończyć się z dniem 1 października 2022 roku. Pod koniec ubiegłego roku PGNiG, zgodnie z wymogami, na trzy lata wstecz przekazało Gazpromowi oświadczenie woli jego wygaszenia. Spółka podkreśla też, że konsekwentnie realizuje strategię dywersyfikacji kierunków dostaw gazu, żeby zwiększyć krajowe bezpieczeństwo energetyczne. Udział paliwa kupowanego od Gazpromu w całym imporcie polskiej spółki spadł z 87 proc. w 2015 roku do 60 proc. w roku ubiegłym. Wzrósł za to import gazu skroplonego (LNG) sprowadzanego z Kataru, USA i Norwegii do terminalu w Świnoujściu. W ubiegłym roku udział LNG w imporcie gazu przez PGNiG wyniósł już 23 proc.

Po 2023 roku wielkość zakupu LNG przez PGNiG istotnie wzrośnie do ok. 12 mld m3 po regazyfikacji rocznie. Ponadto w 2022 roku planowane jest uruchomienie gazociągu Baltic Pipe, który połączy Polskę, przez Danię, z Norweskim Szelfem Kontynentalnym. Przepustowość gazociągu umożliwi importowanie do 10 mld m3 gazu rocznie, a uzupełnieniem dostaw z zagranicy ma być wydobycie krajowe w wysokości ok. 4 mld m3 rocznie.

– Polityka dywersyfikacji jest bardzo istotna i od lat PGNiG ją realizuje. Przykładem jest terminal gazowy LNG w Świnoujściu. Drugim ważnym elementem jest racjonalnie prowadzone wydobycie krajowe. Trzecim powinna być produkcja biometanu – mam tu na myśli tzw. zielony gaz, czyli intensywne wejście PGNiG w koncepcję związaną z pozyskiwaniem biogazu pochodzącego z biogazowni rolniczych. Może to być istotne uzupełnienie miksu surowcowego i strategia odejścia od kosztownego zakupu gazu z importu, bez względu na kierunek jego pochodzenia. Dzisiaj, w tym trudnym okresie perturbacji związanych z pandemią koronawirusa, nikt nie ma wątpliwości, że polskie koncerny energetyczne i paliwowe powinny zwrócić większą uwagę na wykorzystanie źródeł krajowych. Potrzebne są takie inwestycje, dzięki którym, w przypadku nadzwyczajnych sytuacji, polscy odbiorcy będą mogli czuć się bezpiecznie – mówi ekspert ds. energetycznych Instytutu Staszica.

Źródło: Newseria

Fot. Pixabay

PGE PORZUCA PLANY BUDOWY GUBINA

Polska Grupa Energetyczna pominęła projekt kopalni węgla w Gubinie w swoim najnowszym raporcie finansowym. W ten sposób potwierdziła, że nie zostanie on zrealizowany. 

Podczas dzisiejszej konferencji prasowej zarząd PGE przedstawił wyniki grupy kapitałowej w 2019 roku oraz odpowiedział na pytania. Potwierdził, że PGE dokonało odpisu o wartości 7,3 mld złotych dla starych bloków w elektrowniach Turów i Bełchatów oraz że istnieje ryzyko opóźnień w oddaniu do użytku nowego bloku w Turowie.

W sprawozdaniu zarządu spółki za 2019 rok opublikowanym we wtorek wieczorem poinformowano o 17% spadku produkcji elektryczności z węgla brunatnego i 11% z węgla kamiennego, w porównaniu do poprzedniego roku. Elektrownie i kopalnie węglowe należące do spółki po raz kolejny odnotowały spadek produkcji oraz mniejsze wykorzystanie mocy. Na spadające przychody z elektrowni węglowych wykazał już w lutym 2020 roku Instytut Ekonomii Energii i Analiz Finansowych (IEEFA) na początku tego roku.

W tym kontekście nie dziwi fakt tego, że PGE pominęła projekt kopalni węgla w Gubinie w swoim najnowszym raporcie finansowym. Najprawdopodobniej nie zostanie on zrealizowany.

Fot. Pixabay

TAURON ZE STABILNYMI WYNIKAMI FINANSOWYMI

Tauron zaprezentował stabilne wyniki finansowe. W minionym roku spółka koncentrowała się na zielonym zwrocie tj. przeorientowaniu swoich działań w kierunku budowy potencjału niskoemisyjnego.

• EBITDA na poziomie 3,6 mld zł, marża EBITDA: 17,5proc.
• Przychody ze sprzedaży i rekompensaty: wzrost o 13 proc. do 20,5 mld zł
• 42 proc. wzrost produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych
• Nabycie pięciu farm wiatrowych o łącznej mocy 180 MW
• Zwiększenie nakładów inwestycyjnych o 8 proc. (do 4,1 mld zł). Najwyższy capex
w segmentach: Dystrybucja (1,8 mld zł) i Wytwarzanie (1,7 mld zł)
• 5,5 mld zł przychodów z rynku mocy w perspektywie siedemnastu lat
• Wpływ odpisów aktualizujących na wynik finansowy netto wyniósł – 838 mln zł
• Stabilny poziom wskaźnika dług netto/EBITDA: 2,81x
(wszystkie dane skonsolidowane za 2019 r.)

– W 2019 roku zwiększyliśmy przychody i wypracowaliśmy solidny wynik EBITDA, który był wyższy od oczekiwań rynku. Nasze działania skupiały się w ubiegłym roku na realizacji strategii dotyczącej Zielonego Zwrotu TAURONA, wiele wysiłku włożyliśmy też w kwestie środowiskowe oraz wzmacnianie przewagi konkurencyjnej w obszarze klienta – mówi Filip Grzegorczyk, prezes zarządu TAURON Polska Energia. – Zielony Zwrot TAURONA zakłada inwestycje wfarmy wiatrowe na lądzie, farmy fotowoltaiczne oraz zaangażowanie w budowę morskich farm wiatrowych. Te działania pozwolą na obniżenie wskaźnika emisyjności Grupy o ponad 50 proc. w perspektywie 2030 roku – dodaje Filip Grzegorczyk.

– Grupa TAURON utrzymuje stabilną pozycję finansową, o czym świadczy rating na poziomie „BBB” z perspektywą stabilną nadany przez agencję ratingową Fitch – mówi Marek Wadowski, wiceprezes zarządu TAURON Polska Energia ds. finansów. – W grudniu podpisaliśmy umowę kredytową z bankiem Intesa Sanpaolo o wartości 750 mln zł na finansowanie wydatków związanych z energetyką odnawialną, inwestycjami w sieci dystrybucyjne oraz refinansowaniem istniejącego zadłużenia. Zawarliśmy również umowę programową na emisję obligacji, dzięki której mamy możliwość emisji do kwoty 2 mld zł – dodaje Marek Wadowski.

Grupa TAURON dostarczyła w 2019 r. łącznie 51,73 TWh energii elektrycznej. Całkowity wolumen energii elektrycznej dostarczonej klientom był zbliżony do poziomu z 2018 r. (51,97 TWh). Liczba klientów Segmentu Dystrybucja wzrosła o 53 tys. i przekroczyła 5,6 mln.

W 2019 r. Grupa wyprodukowała 13,88 TWh energii elektrycznej, o 14 proc. mniej niż rok wcześniej, kiedy wolumen produkcji wyniósł 16,21 TWh. Zmniejszenie wielkości produkcji było wynikiem sytuacji rynkowej, a zwłaszcza znaczącego wzrostu importu energii, i przyjętej przez TAURON strategii handlowej.

Grupa istotnie zwiększyła skalę wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii. Produkcja zielonej energii wyniosła 1,38 TWh i była wyższa o 42 proc.od poziomu osiągniętego w 2018 r. (0,97 TWh). Wzrost ten wynikał z nabycia w trzecim kwartale 2019 r. pięciu farm wiatrowych o mocy 180 MW oraz występowania korzystnych warunków pogodowych.

Produkcja ciepła osiągnęła poziom 10,85 PJ, a sprzedaż wyniosła 14,55 PJ. Wolumeny sprzedaży i produkcji ciepła były niższe o 4 proc. r/r. Spadek produkcji i sprzedaży ciepła był wynikiem mniejszego zapotrzebowania odbiorców na skutek wysokich temperatur.

W 2019 r. sprzedaż detaliczna energii elektrycznej wyniosła 33,73 TWh i była niższa od zeszłorocznego poziomu (34,52 TWh) o 2 proc.

W 2019 r. przychody ze sprzedaży i rekompensaty wyniosły 20,5 mln i były wyższe r/r o 13 proc. Na wzrost przychodów istotnie wpłynęły rekompensaty z tytułu zamrożenia cen energii elektrycznej (953 mln zł) oraz wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej wynikające przede wszystkim z wyższych cen sprzedaży.

Grupa TAURON wypracowała 3,6 mld zł EBITDA. Największy udział w EBITDA Grupy mają: Segment Dystrybucja – 2,6 mld zł (72 proc. udziału) oraz Segment Wytwarzanie – 984 mln zł (27 proc. udziału). Marża EBITDA wyniosła 17,5 proc.

Wyniki przeprowadzonych testów na utratę wartości aktywów wykazały zasadność utworzenia odpisów aktualizujących w segmencie Wydobycie i Wytwarzanie w łącznej wysokości 1,03 mld zł, a ich wpływ na wynik finansowy netto wyniósł (838) mln zł. W rezultacie Grupa zanotowała 11 mln zł straty netto przypadającej akcjonariuszom jednostki dominującej. Wartość dokonanych odpisów nie miała wpływu na wynik EBITDA.

Inwestycje

Nakłady inwestycyjne Grupy TAURON w 2019 r. wyniosły 4,1 mld zł i były o 8 proc. wyższe w porównaniu zpoprzednim rokiem (3,8 mld zł). Wzrost spowodowany był głównie wyższymi nakładami w segmentach Wytwarzanie (wzrost o 383 mln zł) i Wydobycie (wzrost o 67 mln zł).

Największe nakłady zostały poniesione w segmencie Dystrybucja, w którym łączny capex wyniósł 1,78 mld zł, a największe środki zostały przeznaczone na modernizację i odtworzenie sieci dystrybucyjnej (996 mln zł) oraz budowę nowych przyłączy (667 mln zł). Podobny poziom inwestycji zrealizowano w segmencie Wytwarzanie, w którym nakłady wyniosły 1,68 mld zł i związane były przede wszystkim z budową bloku o mocy 910 MW w Jaworznie (1,02 mld zł).

Zadłużenie i finansowanie

Grupa TAURON utrzymuje stabilną sytuację finansową, a wskaźnik dług netto/EBITDA (bez zadłużenia wynikającego z wyemitowanych obligacji podporządkowanych w wysokości 1,9 mld zł) pozostaje na bezpiecznym poziomie 2,81x. W grudniu 2019 r. TAURON zawarł umowę kredytu na kwotę 750 mln zł z bankiem Intesa Sanpaolo, z której środki mogą zostać przeznaczone na pokrycie wydatków inwestycyjnych Grupy związanych między innymi z energetyką odnawialną oraz rozbudową i modernizacją sieci dystrybucyjnych.

W lutym 2020 r. TAURON i Santander Bank Polska podpisały umowę programową na emisję obligacji, dzięki której TAURON ma możliwość emisji do łącznej kwoty 2 mld zł.

Źródło: Tauron

Fot. Pixabay