Raport Zintegrowany 2018 | GK PGE

Wykonanie strategii

Realizacja celów strategicznych

Postępy w realizacji naszej strategii analizujemy mając na uwadze wizję, czyli docelową pozycję Grupy w przyszłości. Najbardziej reprezentatywne wskaźniki wraz z ich wykonaniem prezentujemy poniżej wraz z opisem działań, które zbliżyły nas do celu oraz tych, które mają zapewnić ich realizację w kolejnych latach.

Lider wytwarzania, aktywnie wykorzystujący szanse rozwoju

Aspiracją Grupy PGE jest utrzymanie po 2020 roku pozycji lidera sektora wytwarzania z ponad 40% udziałem w krajowym rynku. Po finalizacji transakcji zakupu aktywów EDF Polska Grupa PGE umocniła pozycję lidera w segmencie elektroenergetycznym osiągając poziom 43% udziału w rynku wytwarzania energii elektrycznej. Grupa PGE kontynuuje realizację flagowych inwestycji w Opolu i Turowie oraz elastycznie podchodzi do planów rozwoju nowych mocy wytwórczych i modernizacji istniejących aktywów, pod kątem utrzymania pozycji rynkowej.

Z kolei w segmencie odnawialnych źródeł energii Grupa zamierza wzmocnić swoją pozycję i w 2030 roku wytwarzać około 25% krajowej produkcji energii z OZE – m.in. kontynuując rozwój w obszarze lądowych farm wiatrowych (realizacji projektu „Klaster”), oraz inicjując rozwój w obszarze morskich farm wiatrowych oraz fotowoltaiki.

Udział w rynku wytwarzania energii elektrycznej

  • Kontynuacja budowy nowych bloków w Elektrowni Opole.
  • Kontynuacja budowy nowego bloku w Elektrowni Turów.
  • Uruchomienie fazy przygotowania do realizacji nowej inwestycji w Elektrowni Dolna Odra w oparciu o paliwo gazowe.
  • Modernizacja bloków 1-3 w Elektrowni Turów.
  • Nabycie aktywów EDF przyczyniające się bezpośrednio do wzrostu udziału PGE w rynku.
  • Optymalne dostosowanie elektrowni i elektrociepłowni do nowych norm emisji przemysłowych BAT.
  • Optymalizacja portfela wytwórczego pod kątem uczestnictwa w rynku mocy.
  • Budowa 1 000 MWe nowych mocy kogeneracyjnych do 2030 roku.
  • Rozwój systemowych bloków opalanych paliwem gazowym.
  • Wykorzystanie opcji strategicznych do długoterminowego rozwoju portfela wytwórczego:
    • budowa morskich farm wiatrowych,
    • budowa pierwszej elektrowni jądrowej,
    • rozwój nowoczesnej energetyki węglowej.

Udział w rynku OZE

  • Realizacja fazy przygotowania do budowy pierwszej morskiej farmy wiatrowej, m.in. badania środowiskowe, badania wietrzności, negocjacje z potencjalnymi partnerami strategicznymi.
  • Sukces projektu „Klaster” (97,17 MW) w aukcji OZE.
  • Uruchomienie morskiej farmy wiatrowej o mocy 1 045 MWe w połowie lat 20-tych, z potencjałem rozbudowy projektu o dodatkowe 1 500 MWe.
  • Wzrost udziału paliw niskoemisyjnych w segmencie ciepłowniczym do 50%.
  • Zwiększenie zaangażowania w segment instalacji fotowoltaicznych i źródeł rozproszonych.

Niezawodny i aktywny dostawca mediów i usług

Wychodzenie naprzeciw oczekiwaniom klientów i spełnianie jak najwyższych standardów jest kluczem dla prowadzenia efektywnej działalności biznesowej.

W obszarze dystrybucji realizowane inwestycje mają skutkować wzrostem niezawodności dostaw oraz obniżeniem wskaźników SAIDI i SAIFI do 2020 roku względem roku 2015 o 56%, a średniego czasu przyłączenia odbiorcy – o 40%.

W obszarze sprzedaży Grupa PGE zamierza skoncentrować się na wzmacnianiu relacji z klientami dzięki rozwojowi wiedzy o ich potrzebach. W odpowiedzi na zidentyfikowane oczekiwania Grupa PGE będzie rozszerzać swoją ofertę m.in. o nowe produkty i usługi komplementarne do energii elektrycznej oraz rozwijać nowe kanały sprzedaży i komunikacji.

SAIDI (minuty), SAIFI (minuty na odbiorcę)

  • Systematyczna poprawa wskaźników jakościowych w ostatnich latach została zaburzona wystąpieniem nagłych zjawisk atmosferycznych.
  • Uruchomienie Telefonicznego Centrum Zgłoszeniowego (TCZ), które obsługuje cały obszar PGE Dystrybucja w zakresie telefonu alarmowego 991.
  • Uruchomienie innowacyjnego systemu wykrywania i izolowania zwarć występujących na napowietrznych liniach SN.
  • Ukierunkowane modernizacje infrastruktury sieciowej.
  • Wdrożenie inteligentnego systemu pomiarowego w Oddziale Białystok i Oddziale Łódź.
SAIDI (minuty)
SAIFI (minuty na odbiorcę)
  • Dalszy wzrost niezawodności dostaw oraz obniżenie wskaźników SAIDI i SAIFI do 2020 roku względem roku 2015 o 56%.
  • Opracowanie zintegrowanego i zautomatyzowanego systemu zarządzania infrastrukturą sieci dystrybucyjnej nN współpracującą z rozproszonymi źródłami energii oraz zasobnikami zainstalowanymi w instalacjach prosumenckich.
  • Budowa systemu automatycznej rekonfiguracji sieci nN dla poprawy jakości świadczonej usługi dystrybucyjnej w stanach normalnych i awaryjnych pracy sieci.
  • Wypracowanie autonomicznych mechanizmów redukcji skutków awarii w sieciach SN.
  • Zwiększenie wskaźnika skablowania sieci.

Czas przyłączenia odbiorcy (dni)

  • Budowa jednolitego systemu przyłączeniowego.
  • Uproszczenie i skrócenie procesu przyłączenia do 7 miesięcy.
  • Dostosowanie sieci dystrybucyjnej i organizacji spółki do obsługi nowych źródeł – 12,5 tys. przyłączonych mikroinstalacji tyko w 2018 roku.
  • Optymalizacja procesu przyłączania do sieci dystrybucyjnej poprzez zwiększenie komunikacji on-line, zwiększenie funkcjonalności systemów informatycznych i usprawnienie procedur.

Wskaźnik jakości obsługi klienta (w pkt, PGE Obrót)

  • Stały monitoring poziomu wskaźników satysfakcji klienta i oceny wiarygodności.
  • Poszerzona oferta produktowa w sprzedaży detalicznej.
  • Wdrożenie e-Faktury i możliwości zdalnego zawierania umów.
  • Nowa marka sprzedaży detalicznej – Lumi.
  • Uruchomienie nowych kanałów sprzedaży i obsługi klienta (PGE eSklep, mobilne elektroniczne Biuro Obsługi Klienta, chatbot).
  • Rozwój oferty produktowej oraz zdalnych kanałów komunikacji z wykorzystaniem m.in. platform cyfrowych oraz inteligentnych urządzeń.
  • Umacnianie długoterminowych relacji z klientami.
  • Utrzymanie niskiego wskaźnika migracji klientów w segmencie masowym.

Najbardziej efektywna i elastyczna grupa energetyczna w Polsce

Efektywność kosztowa i operacyjna Grupy PGE jest jednym z kluczowych warunków realizacji pozostałych celów strategicznych. Elastyczność natomiast jest konieczna dla uzyskania zdolności szybkiego reagowania na wyzwania pojawiające się w otoczeniu Grupy PGE.

Inicjatywy związane z ograniczeniem kosztów kontrolowalnych Grupy PGE oraz budową i utrzymaniem efektywnych mocy wytwórczych, dostosowanych do nowego modelu rynku, będą wspierać utrzymanie wskaźnika zadłużenie netto/EBITDA na poziomie gwarantującym możliwość realizacji ambitnego programu inwestycyjnego GK PGE.

Zadłużenie netto/ EBITDA

  • Inicjatywy związane z ograniczaniem kosztów kontrolowalnych GK PGE oraz budową i utrzymaniem mocy wytwórczych.
  • Pozyskanie kontraktów mocowych w aukcjach na lata 2021-2023
  • Standaryzacja i optymalizacja funkcji wsparcia na poziomie całej Grupy PGE.
  • Rozpoczęcie wdrażania systemu zintegrowanego zarządzania majątkiem produkcyjnym.
  • Aktualizacja strategii zarządzania kapitałem ludzkim.
  • Dodatkowy roczny wynik EBITDA wynikający z realizacji Strategii Ciepłownictwa oszacowany na ok. 1 mld PLN w 2030 roku.
  • Zwiększenie efektywności gospodarowania majątkiem.
  • Utrzymanie konkurencyjności wydobycia węgla brunatnego.
  • Wykorzystanie programów dofinansowania dla inwestycji, modernizacji i programów badawczo-rozwojowych.

Cel projektu Budżet (netto bez kosztów finansowania) Poniesione nakłady (netto bez kosztów finansowania) Nakłady poniesione
w 2018 roku
Paliwo/sprawność netto Wykonawca Przewidywany termin zakończenia inwestycji Status
Budowa dwóch bloków energetycznych o mocy 900 MW każdy ok. 11 mld PLN 9,2 mld PLN 1,1 mld PLN Węgiel kamienny/

45,5%

Konsorcjum firm: Rafako, Polimex-Mostostal i Mostostal Warszawa przy współpracy GE, jako zarządzającego realizacją projektu w imieniu konsorcjum Blok 5 – oddany do eksploatacji 31 maja 2019 r.

Blok 6 – 30 września 2019 roku.

Rozpoczęto rozruch gorący bloku 5, w grudniu 2018 roku spalono pierwszy węgiel w kotle, a w połowie stycznia 2019 roku dokonano pierwszej synchronizacji z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym; w zakresie bloku nr 6 prowadzone są końcowe prace montażowe oraz rozpoczęto etap uruchamiania poszczególnych urządzeń; ogólne zaawansowanie prac w projekcie na koniec grudnia 2018 roku wynosiło ok. 96%.

Cel projektu Budżet (netto bez kosztów finansowania) Poniesione nakłady (netto bez kosztów finansowania) Nakłady poniesione
w 2018 roku
Paliwo/ sprawność netto Wykonawca Przewidywany termin zakończenia inwestycji Status
Budowa bloku energetycznego o mocy 490 MW ok. 4 mld PLN ok. 2,6 mld PLN 1,1 mld PLN Węgiel

brunatny/

43,1%

Konsorcjum firm: MHPSE, Budimex i Tecnicas Reunidas październik 2020 r.

 

W IV kw. 2018 roku odbyła się, z wynikiem pozytywnym, próba ciśnieniowa kotła. Na budowie kontynuowane są prace montażowe na maszynowni i kotłowni. Trwa montaż rurociągów parowych i układów pomocniczych turbozespołu. Kontynuowano prace montażowe na instalacjach pozablokowych. Zakończono malowanie wewnętrznej powierzchni chłodni kominowej. Kontynuowano montaż kolejnych przęseł układu nawęglania. W budynku nastawni blokowej trwa układanie kabli.

Cel projektu Budżet (netto bez kosztów finansowania) Poniesione nakłady (netto bez kosztów finansowania) Nakłady poniesione
w 2018 roku
Paliwo/ sprawność netto Wykonawca Przewidywany termin zakończenia inwestycji Status
Budowa instalacji termicznego przetwarzania z odzyskiem energii o mocy ok. 8 MWew kondensacji (4,6 MWe + 16,5 MWt w kogeneracji) ok. 293 mln PLN ok. 290 mln PLN 177 mln PLN Odpady komunalne/

86%

TM.E. S.p.A. Termomeccanica Ecologia i Astaldi S.p.A. Przekazanie do eksploatacji nastąpiło z końcem października 2018 roku. 26 października 2018 roku Instalacja uzyskała Pozwolenie na Użytkowanie oraz została przekazana do eksploatacji. Uchwałą Sejmiku Województwa Podkarpackiego Instalacja uzyskała status Regionalnej Instalacji Przetwarzania Odpadów Komunalnych (RIPOK).

Kompleksowa rekonstrukcja i modernizacja bloków 1-3 w Elektrowni Turów

  • cel projektu: dostosowanie do przyszłych wymagań konkluzji BAT w zakresie dopuszczalnych emisji SO2, NOx i pyłu oraz zwiększenie dyspozycyjności, sprawności i podwyższenie nominalnej mocy elektrycznej każdego turbozespołu o ok. 15 MWe
  • status: zakończono z wynikiem pozytywnym próby wodne komory paleniskowej oraz przegrzewacza pary wtórnej, prace przy obmurzu leja komory paleniskowej oraz w cyklonach. Zakończono modernizację turbozespołu i skraplacza, modernizację generatora z wymianą stojana, modernizację elektrofiltra oraz modernizację chłodni kominowej. Trwają prace przed uruchomieniem systemu Aparatury Kontrolno-Pomiarowej i Automatyki
  • budżet: 0,8 mld PLN (netto, bez kosztów finansowania)
  • paliwo: węgiel brunatny
  • termin zakończenia: 2020 rok

Założenia techniczne:

  • Bloki CCGT klasy H/J
  • Moc łączna netto: 1 400 MW (2x 700 MW)
  • Sprawność netto: ok. 61%
  • Emisyjność CO2: ok. 0,3 t CO2/MWh
  • Uruchomienie: IV kw. 2023

Zasadność projektu:

  • Zapewnione paliwo gazowe dzięki bliskości terminala LNG oraz trasie Baltic Pipe (planowe uruchomienie IV kw. 2022)
  • Spodziewane przychody z rynku mocy (potencjalnie 17 lat) jako gwarancja zwrotu z inwestycji
  • Elastyczne bilansowanie systemu – jedyna elektrownia w północno-zachodniej Polsce, głównym obszarze rozwoju farm wiatrowych

  • Budowa trzech farm wiatrowych (Starza, Rybice, Karnice II) wraz z infrastrukturą towarzyszącą i wyprowadzeniem mocy
  • Łączna moc zainstalowana: 97,17 MW
  • 33 turbin o mocy 2 MW oraz 10 turbin o mocy 2,2 MW
  • Przewidywany termin oddania do eksploatacji: I połowa 2020 roku.
  • Wygrana aukcja OZE w roku 2018 gwarantuje wsparcie na okres 15 lat

13 listopada 2017 roku zamknięta została transakcja zakupu aktywów EDF Polska. W wyniku realizacji umowy zainstalowane moce elektryczne Grupy PGE zwiększyły się o 25% i osiągnęły poziom 16,27 GWe. Grupa PGE umocniła pozycję lidera w segmencie elektroenergetycznym i została największym w kraju dostawcą ekologicznego ciepła systemowego z udziałem w produkcji ciepła z kogeneracji na poziomie przeszło 25%.

Utrzymanie pozycji lidera wytwarzania na rynku energii elektrycznej w długim terminie wiąże się z koniecznością analizy otoczenia rynkowego i regulacyjnego oraz ciągłym rozwojem i innowacyjnością przedsięwzięć. Grupa PGE dysponuje programem zróżnicowanych technologicznie projektów inwestycyjnych stanowiących trzy opcje strategiczne zawarte w Strategii GK PGE na lata 2016-2020. Wybór ścieżki rozwoju Grupy będzie zależeć w dużej mierze od krajowego i zagranicznego otoczenia. Ostateczny kształt Polityki Energetycznej Polski („PEP”) do 2040 roku, polityka klimatyczno-energetyczna UE, potrzeby systemu elektroenergetycznego czy model rynku i koszt finansowania konkretnych przedsięwzięć – to wszystko wpłynie na decyzję inwestycyjną dotyczącą realizacji poszczególnych projektów.

Podstawowe opcje strategiczne Grupy PGE w perspektywie po 2020 roku to:

  • budowa morskich farm wiatrowych,
  • budowa pierwszej polskiej elektrowni jądrowej,
  • rozwój nowoczesnej energetyki węglowej związanej z zagospodarowaniem nowych złóż węgla brunatnego.

Działania związane z morską energetyką wiatrową

Program Offshore został uruchomiony w GK PGE w 2009 roku. W 2012 roku spółki celowe Baltica 1, 2 i 3 uzyskały pozwolenia na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp umożliwiających zainstalowanie na ich obszarach morskich farm wiatrowych o łącznej maksymalnej mocy 3,5 GW. Prace prowadzone aktualnie w Programie Offshore koncentrują się na lokalizacjach Baltica 2 i 3, określanych łącznie jako Projekt „Baltica”. Obszar Baltica 1 rozpatrywany jest jako lokalizacja perspektywiczna dla kolejnego etapu Programu. W 2014 roku Baltica 3 podpisała umowę przyłączeniową z PSE S.A. na 1 045 MW. W styczniu 2019 roku Baltica 2 otrzymała warunki techniczne przyłączenia 1 498 MW.

Działania w obszarze technicznym Projektu Baltica koncentrują się przede wszystkim na:

  • pracach zmierzających do uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach („DŚU”) – w grudniu 2017 roku złożono w Regionalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska w Gdańsku wniosek o wydanie DŚU,
  • prowadzeniu kampanii pomiarów wietrzności za pomocą pływającego lidaru oraz pozyskaniu pomiarów wietrzności z innych źródeł referencyjnych,
  • projektowaniu optymalnego rozmieszczenia turbin oraz przygotowaniu wstępnych analiz produktywności,
  • opracowaniu koncepcji wyprowadzenia mocy i zabezpieczaniu gruntów dla trasy przyłącza oraz stacji końcowej,
  • przygotowaniu kampanii wstępnych badań geotechnicznych, mających na celu rozpoznanie warunków geologicznych i geotechnicznych lokalizacji Projektu Baltica na potrzeby optymalnego doboru typu fundamentów. Charakterystyka projektów offshore i propozycje rozwiązań wspierających ich rozwój prezentowane są na różnych forach, np. podczas prac zespołów sejmowych.

W celu minimalizacji ryzyk projektowych oraz maksymalizacji krzywej uczenia się PGE zamierza realizować pierwszy etap Programu, tj. Projekt Baltica o mocy do 2,5 GW, z doświadczonym partnerem branżowym. W grudniu 2018 roku Zarząd PGE wyraził zgodę na rozpoczęcie procesu mającego na celu pozyskanie partnera branżowego do tego Projektu i rozesłanie dokumentów transakcyjnych zapraszających do udziału w tym procesie. W styczniu 2019 roku 13 podmiotów z szerokim doświadczeniem w budowie i eksploatacji morskich farm wiatrowych wyraziło zainteresowanie zakupem 50% udziałów w spółkach Baltica 2 i 3. Zakończenie procesu wyboru partnera przewidywane jest do końca 2019 roku.

Projekt PEP, przekazany do konsultacji 23 listopada 2018 roku oraz projekt Krajowego Planu na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030 (KPEiK) opublikowany 19 stycznia 2019 roku przewidują istotny rozwój morskich elektrowni wiatrowych. Zgodnie z projektem PEP ich moc ma osiągnąć: 4,6 GW w 2030 roku, 6,1 GW w 2035 roku i 10,3 GW w 2040 roku. Rozwój morskiej energetyki wiatrowej przyczyni się do realizacji istotnych celów z punktu widzenia PEP: jest ona optymalna kosztowo, pozwala wypełnić cele UE dotyczące OZE, obniża ekspozycję na koszty emisji CO2, a ponadto wpływa pozytywnie na rozwój gospodarczy.

Ustawa z 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii umożliwia ubieganie się o rządowe wsparcie przez projekty morskich farm wiatrowych dysponujących umową przyłączeniową oraz DŚU w ramach systemu aukcyjnego. Morskie farmy wiatrowe konkurują w jednym „koszyku” z innymi technologiami o zbliżonych kosztach wytwarzania energii: elektrowniami wodnymi, biogazowymi i geotermalnymi. Jednakże z uwagi na możliwy brak wystarczającej liczby projektów do zapewnienia konkurencyjnego charakteru w tym „koszyku” technologicznym, projekty PEP i KPEiK przewidują możliwość wprowadzenia mechanizmu wsparcia dedykowanego dla morskich farm wiatrowych.

Z uwagi na lokalizację morskich farm wiatrowych Grupy PGE poza obszarem morza terytorialnego, czyli ponad 12 mil morskich od linii brzegowej (ponad 22 km), nie identyfikuje się istotnego ryzyka braku akceptacji społecznej dla Programu Offshore. Warto podkreślić, iż doświadczenia krajów z zachodniej Europy pokazują, że przy poszanowaniu innych użytkowników obszarów morskich, zwłaszcza środowisk rybackich, rozwojowi morskiej energetyki wiatrowej towarzyszy pozytywne nastawienie społeczne, głównie za sprawą rozwoju lokalnego łańcucha dostaw i tworzenia nowych miejsc pracy. Doświadczenia te powinny znaleźć potwierdzenie również w Polsce z uwagi na istniejące już w naszym kraju zaplecze przemysłowe i stoczniowe, dostarczające komponenty do budowy morskich farm wiatrowych.

Działania związane z energetyką jądrową

PGE EJ1 sp. z o.o. („PGE EJ1”) jest spółką Grupy Kapitałowej PGE, odpowiadającą za bezpośrednie przygotowanie procesu inwestycyjnego, przeprowadzenie badań środowiskowych i lokalizacyjnych, uzyskanie wszelkich niezbędnych decyzji warunkujących budowę pierwszej polskiej elektrowni jądrowej oraz realizację inwestycji. W przyszłości PGE EJ1 pełnić ma rolę operatora elektrowni jądrowej. Spółka PGE EJ1 powstała w 2010 roku. W 2014 roku podpisana została umowa wspólników, na mocy której Enea S.A., KGHM Polska Miedź S.A. oraz TAURON Polska Energia S.A. („Wspólnicy”) odkupiły od PGE po 10% (łącznie 30%) udziałów w spółce PGE EJ1. Umowa wspólników zobowiązuje strony do wspólnego, proporcjonalnie do posiadanych udziałów, sfinansowania działań związanych z realizacją inwestycji.

Obecnie PGE EJ1 prowadzi badania lokalizacyjne i środowiskowe w dwóch wariantach lokalizacyjnych w województwie pomorskim – „Lubiatowo-Kopalino” w gminie Choczewo i „Żarnowiec” w gminach Gniewino i Krokowa. Badania koncentrują się na działaniach niezbędnych do sporządzenia raportu o oddziaływaniu przedsięwzięcia na środowisko oraz raportu lokalizacyjnego.

Wybór właściwej lokalizacji to jeden z kluczowych aspektów zapewnienia bezpieczeństwa jądrowego oraz efektywnej i niezawodnej pracy elektrowni jądrowej. Wyniki prowadzonych prac są niezbędne do opracowania rozwiązań zapewniających bezpieczne funkcjonowanie elektrowni oraz ograniczenie do minimum jej oddziaływania na środowisko naturalne i codzienne życie okolicznych mieszkańców.

Jednocześnie Grupa PGE, dbając o akceptację społeczną dla projektu budowy pierwszej polskiej elektrowni jądrowej, prowadzi działania, których głównym celem jest utrzymanie wysokiego poziomu poparcia społecznego w planowanych lokalizacjach elektrowni jądrowej oraz dostarczenie wiedzy na temat energetyki jądrowej. W 2018 roku kontynuowano działania w ramach Programu Wsparcia Rozwoju Gmin Lokalizacyjnych służącego umacnianiu partnerskich relacji ze społecznością lokalną oraz władzami gmin lokalizacyjnych poprzez wspieranie inicjatyw istotnych dla mieszkańców i rozwoju regionu.

Decyzje o realizacji Programu budowy pierwszej polskiej elektrowni jądrowej będą podejmowane w kontekście decyzji Ministerstwa Energii dotyczących roli energetyki jądrowej w miksie energetycznym Polski, trybu pozyskania technologii dla elektrowni jądrowej, modelu finansowania inwestycji oraz kształtu zaktualizowanego Programu Polskiej Energetyki Jądrowej.

WorleyParsons wystąpił z pozwem o zapłatę kwoty 59 mln PLN tytułem należnego w ocenie powoda wynagrodzenia oraz zwrotu kwoty, zdaniem powoda nienależnie pobranej przez PGE EJ1 z gwarancji bankowej, a następnie rozszerzył powództwo do kwoty 104 mln PLN (tj. o kwotę 45 mln PLN). 31 marca 2018 roku spółka złożyła odpowiedź na rozszerzone powództwo WorleyParsons. Grupa nie uznaje zgłoszonych w stosunku do niej roszczeń, a ewentualne ich zasądzenie przez sąd uważa za mało prawdopodobne.

Działania związane z zagospodarowaniem złoża Złoczew

Zagospodarowanie złoża Złoczew ma szansę na realizację jedynie po spełnieniu warunków zapisanych w Programie dla sektora górnictwa węgla brunatnego w Polsce przyjętego przez Radę Ministrów w 2018 roku. Do tych warunków należą przede wszystkim:

  • podjęcie kierunkowej decyzji odnośnie roli węgla brunatnego w krajowym miksie energetycznym w perspektywie długoterminowej,
  • wypracowanie i wdrożenie rozwiązań zapewniających przewidywalność ekonomiczną nowych projektów złożowych (rozwiązania te muszą być zaakceptowane przez UE),
  • zapewnienia finansowania dla przedsięwzięcia.

Realizacja opcji strategicznych będzie zatem zależeć w dużej mierze od krajowego i zagranicznego otoczenia regulacyjnego. Ostateczny kształt PEP, polityka klimatyczno-energetyczna Unii Europejskiej, dopuszczalne emisje z instalacji zasilanych paliwami kopalnymi, potrzeby systemu elektroenergetycznego czy model rynku i koszt finansowania konkretnych przedsięwzięć – to wszystko wpłynie na decyzję inwestycyjną dotyczącą realizacji poszczególnych projektów inwestycyjnych.

Działania w ramach projektu pn. „Uzyskanie koncesji na wydobywanie węgla ze złoża Złoczew” rozpoczęły się w 2008 roku. W latach 2008 – 2018 wykonano szereg opracowań i dokumentacji, które dostarczyły informacji o złożu m.in. w zakresie jego budowy, parametrów jakościowych, hydrogeologii, uwarunkowań technologicznych związanych z eksploatacją węgla. Równolegle prowadzono prace mające na celu uzyskanie koncesji. Należą do nich:

  • działania zmierzające do uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla przedsięwzięcia „Zagospodarowanie złoża Złoczew”,
  • prace związane z dostosowaniem studiów uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego wszystkich czterech gmin rejonu złoża Złoczew,
  • złożenie wniosku do Ministra Środowiska o wydanie koncesji.

W związku z zaskarżeniami decyzji środowiskowej oraz studiów zagospodarowania przestrzennego termin uzyskania koncesji nie jest jeszcze znany. Uzyskanie koncesji bez uwzględnienia inwestycji w studiach zagospodarowania przestrzennego oraz bez uprawomocnionej decyzji środowiskowej nie jest możliwe.

W ostatnich latach prowadzone były również prace mające na celu określenie preferowanego sposobu zagospodarowania węgla ze złoża Złoczew. Aktualnie scenariuszem bazowym zagospodarowania złoża Złoczew jest budowa kopalni Złoczew oraz maksymalne wykorzystanie istniejącej infrastruktury Elektrowni Bełchatów. Taka koncepcja wiązałaby się z koniecznością zapewnienia transportu węgla z odkrywki Złoczew do Elektrowni Bełchatów. Na obecnym etapie prac koncepcyjnych rozważane są 2 warianty – transport przenośnikami taśmowymi lub transport kolejowy.

Wyniki wyszukiwania: