PL EN DE
Badanie IBRiS: Polacy potwierdzają, że zwracają większą uwagę na zużycie prądu, jednak z praktyką bywa różnie

W tym sezonie wakacyjnym aż 69 proc. Polaków planuje zwracać większą niż w poprzednich latach uwagę na zużycie prądu. Rosnące ceny energii elektrycznej sprawiają, że racjonalne użytkowanie urządzeń elektrycznych staje się szczególnie ważne dla gospodarstw domowych. Bo choć jako konsumenci nie mamy wpływu na ceny prądu, możemy w znacznym stopniu wpłynąć na wysokość naszych rachunków za energię elektryczną

Jak pokazują wyniki badania przeprowadzonego przez IBRiS na zlecenie Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, tylko co trzeci ankietowany wyjeżdżając na jeden lub dwa dni odłącza od prądu nieużywane w tym czasie urządzenia elektryczne. Najistotniejsze jest to dla mieszkańców małych miast. Badanie wykazało ponadto, że świadomość zużycia prądu przez urządzania pozostawiane w tzw. trybie uśpienia, wciąż jest zbyt mała. Sam fakt świecących na routerach, telewizorach czy laptopach diod nie dla wszystkich jest jasnym sygnałem, że urządzenie nieustannie pobiera energię, aby było gotowe do szybkiego uruchomienia.

Najbardziej obowiązkowi pod względem odłączania z prądu nieużywanych w danym momencie sprzętów są mieszkańcy miast poniżej 50 tys. mieszkańców. Ponad połowa z nich (54%) pamięta o tym, by wyłączać urządzenia nawet na czas krótkich wyjazdów. Natomiast jedynie co trzecia osoba (31 proc.) robi to tylko na czas dłuższych urlopów. W tym kontekście większą dyscypliną wykazują się mieszkańcy bardzo dużych miast – ponad połowa (58 proc.) pamięta o tym w przypadku dłuższych wyjazdów, a co czwarty w trakcie kilkudniowej nieobecności.

Co ciekawe, o wiele bardziej świadome konieczności odłączania urządzeń są osoby młode – co drugi badany w wieku 18-29 lat odłącza je zawsze na czas krótkich wyjazdów. Nieco inaczej kształtują się te wyniki w starszych grupach wiekowych. Wśród osób od 30 do 39 lat, co trzeci ankietowany (34 proc.) odłącza urządzenia nawet na 1-2 dni, a ponad połowa robi to zawsze, kiedy wybiera się na dłuższe wakacje. Niemal co czwarta (23 proc.) osoba mająca ponad 40 lat odłącza z prądu nieużywane urządzenia na czas krótkich nieobecności w domu, a nieco ponad połowa z nich (51 proc.) deklaruje, że postępuje tak w przypadku dłuższych wyjazdów.

Tymczasem w większości domów jedynymi urządzeniami, które realnie muszą być podłączone do prądu nawet w trakcie nieobecności gospodarzy, są lodówka i zamrażalnik. Pozostałe, takie jak telewizory oraz komputery, zdecydowanie lepiej pozostawić wyłączone i wypięte z gniazdka zarówno ze względu na koszt niepotrzebnie pobieranej energii elektrycznej, jak również z uwagi na bezpieczeństwo sprzętu, który w trakcie letnich burz mógłby ulec uszkodzeniu. Dobrym rozwiązaniem jest w tym przypadku listwa antyprzepięciowa, która pozwala nam w łatwy sposób wyłączyć kilka urządzeń za pomocą jednego przycisku.

Badanie przeprowadzone przez IBRiS pokazało, że prawie 70 proc. Polaków planuje zwracać większą uwagę na oszczędzanie energii elektrycznej w okresie wakacyjnym. Jednak najprostsze działania w tym zakresie są stosowane nadal przez zbyt małą część społeczeństwa. Wiemy już, że ceny energii będą rosły, wiemy również, że to od nas w dużej mierze zależy wysokość rachunku za prąd. Być możemy nie do końca zdajemy sobie jednak sprawę, jakie działania powinniśmy podjąć, aby nasze oszczędzanie nie kończyło się tylko na deklaracjach. Warto więc poświęcić kilka minut i na stronie www.liczysieenergia.pl sprawdzić, jak w najprostszy sposób dostosować nasze codzienne nawyki do nowej sytuacji, z którą wszyscy musimy się aktualnie mierzyć. Tylko solidarne podejście do tematu i racjonalne zużycie energii we wszystkich obszarach życia przyniesie spodziewane efekty w postaci redukcji kosztów – mówi Magda Smokowska, doradca w Polskim Komitecie Energii Elektrycznej.

Badanie ogólnopolskie na zlecenie Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej zrealizował Instytut Badań Rynkowych i Społecznych w dniach 22-25 czerwca 2022 r. na próbie 1000 respondentów.

Ceny węgla dla energetyki są o 38,5 proc wyższe niż przed rokiem

W czerwcu br. krajowy węgiel dla energetyki był o 38,5 proc. droższy niż rok wcześniej, a węgiel dla ciepłownictwa podrożał o 40,4 proc. - wynika z indeksów cenowych opublikowanych przez Agencję Rozwoju Przemysłu. Wobec maja br., w czerwcu węgiel dla elektrowni podrożał, a dla ciepłowni potaniał.

W poniedziałek katowicki oddział ARP, monitorujący rynek węgla kamiennego i sytuację w polskim górnictwie, podał wartości, jakie osiągnęły w szóstym miesiącu tego roku dwa indeksy obrazujące sytuację na krajowym rynku węgla energetycznego.

Z danych wynika, iż po kwietniu, który był miesiącem rekordowego wzrostu cen węgla dla ciepłowni przemysłowych i komunalnych (do wytwarzania ciepła), zarówno w maju jak i w czerwcu wartość indeksu ciepłowniczego zmniejszała się miesiąc do miesiąca - w maju o 9,8 proc., zaś w czerwcu o dalsze 2,9 proc. - do poziomu 421,78 zł za tonę, wobec 434,27 zł za tonę w maju, 481,63 zł za tonę w kwietniu i 381,49 zł za tonę w marcu.

W przeliczeniu na uzyskiwaną z węgla energię, w czerwcu było to 17,42 zł za gigadżul, wobec 18,11 zł miesiąc wcześniej oraz 19,78 zł w kwietniu.

W czerwcu, podobnie jak w kwietniu i maju, podrożał natomiast węgiel dla energetyki (do wytwarzania energii elektrycznej). Wartość indeksu wzrosła w czerwcu, w odniesieniu do maja, o 3,3 proc. - do 345,80 zł za tonę, wobec 334,74 zł w maju, 300,90 zł w kwietniu i 290,19 zł w marcu.

W przeliczeniu na uzyskiwaną z węgla energię, w czerwcu było to 16,15 zł za gigadżul, wobec 15,20 zł w maju, 13,61 zł w kwietniu i 13,40 zł w marcu.

Czerwiec przyniósł również dalszą zwyżkę cen węgla na świecie - w zachodnioeuropejskich portach ARA (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpia) ceny wzrosły o 12 proc. w porównaniu do maja 2022 r. - czerwcowe ceny były o 251,3 proc. wyższe niż rok wcześniej.

Krajowe ceny węgla, będące w większości następstwem bezpośrednich umów producentów z odbiorcami, nie odzwierciedlają cen obserwowanych w ostatnich miesiącach na międzynarodowych rynkach. W przeliczeniu na warunki portów ARA, wartość polskich indeksów cenowych wyniosła w czerwcu br. 92,44 USD za tonę węgla dla energetyki oraz 99,74 USD za tonę węgla dla ciepłownictwa, poniżej rynkowych cen w zachodnioeuropejskich portach.

Średnia wartość indeksu krajowego węgla dla energetyki w drugim kwartale br. wyniosła 325,58 zł za tonę - to 31,9 proc. więcej niż rok wcześniej i 11,7 proc. więcej niż w pierwszym kwartale br.

Natomiast średnia wartość indeksu węgla dla ciepłownictwa w drugim kwartale br. wyniosła 443,13 zł za tonę - to 50,1 proc. więcej niż rok wcześniej i 22,1 proc. więcej niż w pierwszym kwartale br.

Polskie Indeksy Rynku Węgla Energetycznego to grupa wskaźników cen wzorcowego węgla energetycznego, produkowanego przez krajowych producentów i sprzedawanego na krajowym rynku energetycznym oraz krajowym rynku ciepła. Agencja oblicza je wspólnie z Towarową Giełdą Energii.

Indeks PSCMI1 (z ang. Polish Steam Coal Market Index) wyraża ceny węgla dla tzw. energetyki zawodowej i przemysłowej (do produkcji energii elektrycznej), natomiast indeks PSCMI2 - dla ciepłowni przemysłowych i komunalnych (do wytwarzania ciepła). Indeksy bazują na danych miesięcznych ex-post i wyrażają cenę zbytu węgla kamiennego w jakości dostosowanej do potrzeb odbiorców. Wyrażona w indeksach wartość to cena węgla netto "na wagonie" w punkcie załadunku - bez uwzględnienia akcyzy, kosztów ubezpieczenia i dostawy.

PSE aktualizują plan wdrożenia CSIRE

Polskie Sieci Elektroenergetyczne opublikowały kolejną aktualizację Planu wdrożenia Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii, który umożliwia uczestnikom rynku energii zaplanowanie ich działań związanych z wdrożeniem CSIRE

Dokument, aktualizowany w miarę postępu prac nad wdrożeniem CSIRE oraz zmian prawnych.

Podajemy LINK do najnowszej aktualizacji

Przypomnijmy, że  w postępowaniu przetargowym na wykonanie CSIRE zakończył się etap negocjacji.

Do złożenia ofert ostatecznych zastali zaproszeni czterej wykonawcy.

Planowany termin otwarcia ofert wyznaczono na 12.08.2022 r.

Wykonawca 1:

  1. Lider Konsorcjum: Atende S.A., Plac Konesera 10a, 03-736 Warszawa
  2. Atende Industries sp. z o.o. ul. Ostrobramska 86, 04-163 Warszawa
  3. A2 Customer Care sp. z o.o. ul. Ostrowskiego 7, 53-238 Wrocław

Wykonawca 2:

  1. Lider Konsorcjum CGI Information Systems and Management Consultants (Polska) Sp. z o.o., ul. Królewska 16, 00-103 Warszawa
  2. CGI IT Czech Republic s.r.o. Laurinova 2800/4, 155 00 Praha 5, Czech Republic
  3. CGI Suomi Qy PB 38 Garverigranden 2 00380 Helsinki
  4. CGI Nederland B.V. George Hintzenweg 89 3068 AX Rotterdam The Netherlands

Wykonawca 3:

  1. Lider Konsorcjum Asseco Poland S.A., ul. Olchowa 14, 35-322 Rzeszów
  2. EXPRIVIA SpA Via Adriano Olivetti n. 11 – 70056 Molfetta (BA) Włochy
  3. BABEL SISTEMAS DE INFORMACIÓN S.L de Vergara, 108, 28002 Madrid Hiszpania

Wykonawca 4:

  1. Lider Konsorcjum - DXC Technology Polska Sp. z o.o., ul. Szturmowa 2A, 02-678 Warszawa
  2. DXC Technology Australia Pty. Ltd 26 Talavera Road Macquarie Park, NSW 2113, Australia
  3. NMG Spółka Akcyjna ul. Fordońska 246, 85-766 Bydgoszcz.
PGE zbuduje największy magazyn energii w Europie

Unikalny na skalę europejską projekt magazynu energii PGE w Żarnowcu o mocy powyżej 200 MW uzyskał pierwszą w Polsce promesę koncesji na magazynowanie energii elektrycznej w wielkoskalowym elektrochemicznym magazynie energii. Promesa została wydana przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki

Grupa PGE pracuje nad budową największego magazynu energii w Europie. Projekt otrzymał, jako pierwszy w Polsce, promesę koncesji na magazynowanie energii. Celem strategicznym Grupy w obszarze magazynowania energii jest posiadanie 800 MW nowych instalacji magazynowania energii w Polsce w 2030 roku. Instalacje zapewnią bezpieczną integrację systemową nowych odnawialnych źródeł energii, przyczynią się do stabilizacji systemu elektroenergetycznego oraz poprawią bezpieczeństwo energetyczne kraju – mówi Wojciech Dąbrowski, prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej

Projekt magazynu energii w Żarnowcu wpisuje się w cele Europejskiego Zielonego Ładu w zakresie lepszej integracji energii elektrycznej z OZE oraz ograniczenia wykorzystania wysokoemisyjnych jednostek konwencjonalnych – dodaje.

Projekt budowy wielkoskalowego Bateryjnego Magazynu Energii Elektrycznej (dalej: BMEE) przy Elektrowni Szczytowo-Pompowej (dalej: ESP) Żarnowiec o mocy nie mniejszej niż 200 MW i pojemności ponad 820 MWh jest jednym z największych tego typu projektów na skalę europejską.



W czerwcu 2022 roku projekt uzyskał Decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach, która jest niezbędnym, niezwykle istotnym krokiem na drodze kontynuacji prac projektowych. Kolejnym krokiem milowym w realizacji inwestycji było uzyskanie pierwszej w Polsce promesy koncesji na magazynowanie energii elektrycznej.

 Potencjał na innowacyjną instalację hybrydową w Żarnowcu

Projekt ten ma na celu połączenie istniejącej ESP Żarnowiec o mocy 716 MW z BMEE o mocy nie mniejszej niż 200 MW i pojemności ponad 820 MWh. Uzyskana dzięki temu innowacyjna instalacja hybrydowa o mocy co najmniej 921 MW i pojemności ponad 4,6 GWh, co odpowiada mocy największych konwencjonalnych bloków w Polsce, będzie w stanie świadczyć pełen zakres regulacyjnych usług systemowych, posłużyć do „odbudowy” systemu energetycznego lub zasilić energią około 200 tysięcy domów przez okres
co najmniej 5 godzin (przy średnim obciążeniu 5 kW na dom).

W pierwszym kwartale 2022 roku planowany BMEE został wpisany do rejestru Rynku Mocy, a prowadzone już wcześniej prace projektowe doprowadziły do uzyskania dla niego warunków przyłączenia do sieci przesyłowej.

Dodatkowo BMEE będzie pełnił funkcję bilansowania technicznego i handlowego dla niestabilnych źródeł energii odnawialnej tj. lądowych i morskich farm wiatrowych oraz farm fotowoltaicznych należących do Grupy PGE.

Prace nad projektem realizowane są zgodnie z przyjętym harmonogramem. Skala, funkcjonalność, położenie i znaczenie tego projektu dla Krajowego Systemu Energetycznego (dalej: KSE) oraz rozwoju odnawialnych źródeł energii pozwala stwierdzić, że jest to projekt innowacyjny nie tylko na skalę kraju, ale również Europy.

Projekt ubiega się o dotacje ze środków Komisji Europejskiej oraz dodatkowo Grupa PGE poszukuje także partnerów biznesowych w celu sfinansowania inwestycji.

 Hub energetyczny ze wsparciem magazynu energii

Lokalizacja projektu oddalona jest o ok. 10 km od Morza Bałtyckiego, na którym PGE posiada trzy decyzje lokalizacyjne umożliwiające budowę morskich farm wiatrowych o łącznej mocy 3,5 GW. Ok. 30 km od ESP Żarnowiec i planowanego magazynu energii znajduje się należąca do Grupy PGE Farma Wiatrowa „Lotnisko” o mocy ok. 100 MW z potencjałem rozbudowy o kolejne 140 MW w tym m.in. o wielkoskalowe farmy fotowoltaiczne.

Wszystkie wymienione aktywa Grupy PGE będą połączone z KSE poprzez stację elektroenergetyczną „Żarnowiec" 400/110 kV znajdującą się ok. 2 km od ESP Żarnowiec i BMEE oraz stację elektroenergetyczną „Choczewo” 400 kV budowaną na potrzeby morskich farm wiatrowych w niedalekiej odległości (ok.15-20 km) od stacji Żarnowiec. Połączenie wymienionych jednostek w jednym obszarze KSE umożliwi integrację zielonej energii elektrycznej wytworzonej w tych aktywach oraz zwiększy ich elastyczność i sterowalność. 

Potencjał planowanej instalacji hybrydowej może również okazać się pomocny dla wzrostu bezpieczeństwa energetycznego Polski i krajów Bałtyckich. Będzie mieć również wpływ na konkurencyjność rynków energii oraz synchronizację systemów energetycznych Litwy, Łotwy i Estonii z systemem Europy kontynentalnej poprzez projekt Harmony Link, będący międzysystemowym połączeniem do wymiany energii elektrycznej między Litwa i Polską. Dzięki temu połączeniu system elektroenergetyczny Litwy zostanie połączony z polskim systemem za pomocą podmorskiego kabla o długości 330 kilometrów między stacjami elektroenergetycznymi w Żarnowcu i Dorbianach na Litwie.

PSE planują wydać 2,7 mld zł na aparaturę i urządzenia do rozwoju sieci przesyłowej najwyższych napięć

Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) przygotowują dziewięć przetargów o łącznej wartości 1,3 mld zł na rozwój sieci przesyłowych najwyższych napięć. Przetargi będą dotyczyły zakupu m.in. systemów kablowych, wyłączników, przekładników i przewodów.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. rozwijają program dostaw inwestorskich, w ramach którego zakupiona zostanie aparatura i urządzenia niezbędne do rozbudowy i eksploatacji sieci przesyłowej najwyższych napięć. Spółka prowadzi lub przygotowuje w tym celu aż 25 postępowań przetargowych, w ramach których planuje wydać około 2,7 mld zł.

W maju i czerwcu br. PSE S.A. ogłosiły trzy przetargi o łącznej wartości ponad 39 mln zł. Zamówienia dotyczyły dostaw zabezpieczenia pola dla rozbudowywanej stacji elektroenergetycznej Rożki w woj. mazowieckim, systemów sterowania i nadzoru oraz dostaw wyłączników na potrzeby linii 400 kV relacji Mikułowa – Świebodzice. Zakończenie postępowań planowane jest na III i IV kwartał br.

W czerwcu PSE S.A. zakupiły także dwa autotransformatory o mocy 160 MVA i 500 MVA do stacji elektroenergetycznej Chełm. Dostawę zrealizowały odpowiednio firmy EthosEnergy Poland S.A. i Hitachi Energy Poland S.A. Rozbudowa stacji Chełm jest dofinansowana z funduszy POIiŚ 2014-2020  w ramach projektu „Budowa linii Chełm-Lublin Systemowa wraz z rozbudową stacji w tym ciągu liniowym”.

W ramach programu dostaw inwestorskich PSE S.A. rozstrzygnęły dotychczas 10 postępowań na łączną kwotę 900 mln zł. Wybrano w nich dostawców m.in. wyłączników, przewodów fazowych, zabezpieczeń pola, autotransformatorów i dławików. Sześć kolejnych projektów o wartości 480 mln zł jest na etapie przetargu,
a dziewięć o łącznej wartości 1,3 mld zł jest w fazie przygotowania. Dotyczą one zakupu m.in. systemów kablowych, wyłączników, przekładników i przewodów.

PSE wyłączyły zakupy i dostawy aparatury sieciowej z zakresu umów z wykonawcami projektów inwestycyjnych. Są one kupowane bezpośrednio od producentów lub dostawców. W ten sposób spółka zamierza poprawić jakość dostaw i zapewnić lepszą kontrolę realizacji zamówienia oraz - dzięki efektowi skali - uzyskać korzystniejsze warunki zakupu bezpośrednio u dostawców. W zakresie dostaw znajduje się również aparatura niezbędna do bieżącej eksploatacji Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.

Dzięki programowi dostaw inwestorskich PSE zyskały możliwość budowania bezpośrednich relacji
z producentami i kształtowania ich oferty pod kątem potrzeb spółki. Centralizacja zakupów pozwala również operatorowi na ujednolicenie stosowanych rozwiązań technicznych oraz lepsze zarządzanie zamówionym asortymentem.

Program dostaw inwestorskich jest korzystny także dla wykonawców realizujących projekty na zlecenie PSE. Pozwala np. na obniżenie kosztów związanych z zakupem i magazynowaniem aparatury, a wszelkie ryzyka związane z dostępnością asortymentu, terminami dostaw i dopasowaniem rozwiązań technicznych przenosi na zamawiającego.

PGE zaprasza na zwiedzanie elektrowni w Solinie

Po przeszło dwóch latach przerwy można zwiedzać należącą do PGE zaporę i elektrownię w Solinie

Dodatkową atrakcją jest plenerowa wystawa zdjęć „DOLINA BIEBRZY. Biebrzański Park Narodowy w obiektywie pracowników PGE”.Po przeszło dwóch latach przerwy można zwiedzać należącą do PGE zaporę i elektrownię w Solinie. Dodatkową atrakcją jest plenerowa wystawa zdjęć „DOLINA BIEBRZY. Biebrzański Park Narodowy w obiektywie pracowników PGE”.

Wystawa składa się z trzydziestu sześciu fotografii prezentujących piękno unikalnej fauny i flory rozlewiska Biebrzy. Zdjęcia zostały wykonane przez pracowników PGE podczas warsztatów fotograficznych w plenerze w Biebrzańskim Parku Narodowym wiosną 2021 roku. Ekspozycję po raz pierwszy zaprezentowano w październiku 2021 roku w Galerii Plenerowej Muzeum Łazienki Królewskie w Warszawie, a po zimowej przerwie wyruszyła w dalszą trasę. Do 28 sierpnia będzie można ją oglądać przy Elektrowni Wodnej Solina przed budynkiem Centrum Edukacji Energii Odnawialnej.

Zdjęcia prezentują piękno unikalnej fauny i flory największego w Polsce parku narodowego. Biebrzański Park Narodowy jest także największym chronionym obszarem bagiennym w Europie, będącym ostoją ptaków wodno-błotnych. Zachowały się tu rzadko występujące, zagrożone i ginące gatunki roślin i zwierząt. Biebrzański Park to jednak przede wszystkim unikalne rozległe krajobrazy, ekosystemy i siedliska jakich próżno szukać w innych zakątkach Polski i Europy.

Należąca do PGE Energia Odnawialna Elektrownia Wodna Solina jest największą w Polsce elektrownią szczytowo-pompową pracującą na dopływie naturalnym. Zbudowana na rzece San składa się z czterech hydrozespołów o mocy 200 MW. Jest położona w Bieszczadach, u stóp zapory typu ciężkiego. Górny zbiornik elektrowni tworzy największe w kraju sztuczne jezioro o powierzchni 22 km².

Elektrownię można zwiedzać od wtorku do soboty w godz. 9-17.

Trasa prowadzi przez hale elektrowni do wnętrza zapory. Zwiedzający zobaczą m.in. stare turbiny, wirniki, halę maszyn z czterema hydrozespołami, nastawnię, olbrzymie agregaty prądotwórcze oraz galerię serwisową (znajdującą się 6 metrów pod dnem jeziora). Tam temperatura wynosi 6 stopni Celsjusza. Wewnątrz zapory zbudowano 2,5 km korytarzy, służących przede wszystkim do kontroli i obsługi elektrowni.

PGE umocniła się na pozycji lidera energetyki wiatrowej w Polsce z ponad 772 MW mocy zainstalowanych

Grupa PGE umocniła się na pozycji największego wytwórcy energii wiatrowej w Polsce. Po akwizycji trzech kolejnych elektrowni w województwach kujawsko-pomorskim, łódzki i wielkopolskim łączna moc zainstalowana farm wiatrowych PGE wzrosła o 12 proc. do ponad 772 MW. Dzięki planowanej nowelizacji tzw. ustawy odległościowej jest szansa na szybkie uruchomienie kolejnych projektów o łącznej mocy ok 150 MW

Zakup przez PGE farm wiatrowych Radzyń, Ścieki i Jóźwin to kolejny krok ku transformacji energetycznej zapisanej w strategii PGE. Zakłada ona, że Grupa PGE osiągnie neutralność klimatyczną do 2050 r., a do końca obecnej dekady będzie mieć 1,7 GW mocy w lądowych farmach wiatrowych.

Wiatr jest źródłem niestabilnym, ale ogólnie dostępnym. Jego znaczenie będzie rosło dzięki coraz efektywniejszym technologiom wytwarzania. W obliczu wojny na Ukrainie i konieczności uniezależniania się od importu węglowodorów z Rosji, na inwestycje w źródła odnawialne musimy patrzeć również jako na element budowania niezależności energetycznej - mówi Wojciech Dąbrowski, prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej.

W ramach akwizycji Grupa PGE kupiła łącznie 32 wiatraki o mocy od 2 do ponad 3 MW każdy. Ich średnioroczna produkcja na poziomie 240 GWh, pozwoli zabezpieczyć zapotrzebowanie energetyczne 120 tys. gospodarstw domowych, czyli miasta wielkości Lublina.

Co ważne wszystkie nabyte farmy posiadają długoterminowe umowy na sprzedaż zielonej energii elektrycznej, które zabezpieczają wyprodukowane wolumeny do 2030 r. Dodatkowo farmy będą korzystać z systemu wsparcia w formie zielonych certyfikatów, odpowiednio do 2027 r. (FW Ścieki) i 2030 r. (FW Radzyn i FW Jóźwin).

Zakup trzech farm wiatrowych w województwach kujawsko-pomorskim, łódzkim i wielkopolskim to nie koniec naszych planów inwestycyjnych. Będziemy je realizować dwutorowo. Z jednej strony zamierzamy budować nowe elektrownie, z drugiej zaś pozyskiwać gotowe projekty takie jak ten w Radzyniu Chełmińskim. W pierwszym przypadku bardzo duże ułatwienie przyniesie planowana nowelizacja tzw. ustawy odległościowej. Pozwoli ona uruchomić zamrożone dotychczas inwestycje. PGE posiada ok 150 MW mocy w takich projektach w bardzo dobrych lokalizacjach, z czego większość znajduje się w województwach: pomorskim i zachodniopomorskim - mówi Marcin Karlikowski, prezes zarządu PGE Energia Odnawialna.

Należąca do Grupy Kapitałowej PGE spółka PGE Energia Odnawialna jest obecnie największym producentem zielonej energii w Polsce. Posiada 20 farm wiatrowych, 29 elektrowni wodnych, 4 elektrownie szczytowo-pompowe oraz 5 farm fotowoltaicznych. Łączna moc zainstalowana wszystkich obiektów wynosi 2 415,48 MW.

PODSTAWOWE INFORMACJE O FARMACH WIATROWYCH: RADZYŃ, ŚCIEKI I JÓŹWIN

• Wysokość wieży:

Ø FW Radzyń – 140 m

Ø FW Ścieki – 105 m

Ø FW Jóźwin – 100 i 103 m

• Średnica rotora:

Ø FW Radzyń – 112 m

Ø FW Ścieki – 90 m

Ø FW Jóźwin – 98,3 m

 

• Ilość i moc turbin:

Ø FW Radzyń – 12x3,075 MW

Ø FW Ścieki – 11X2 MW

Ø FW Jóźwin - 8 x 2,85 MW i 1 x 2,53 MW)

 

• Średnioroczna produkcja:

Ø FW Radzyń – ponad 120 GWh

Ø FW Ścieki – blisko 70 GWh

Ø FW Jóźwin  - ok 50 GWh

 

• Data uruchomienia:

Ø FW Radzyń – 11.2015

Ø FW Ścieki – 06.2012

Ø FW Jóźwin – 12.2015

 

• Dopuszczalna zdolność eksploatacji każdej elektrowni -  40 lat

SGH uruchamia studia podyplomowe z energetyki jądrowej

Szkoła Główna Handlowa w Warszawie uruchomiła rekrutację w roku 2022/2023 na nowy kierunek studiów podyplomowych "Energetyka jądrowa"

Udział w wykładach prowadzonych przez praktyków, naukowców oraz pracowników administracji zajmujących się problematyką energii jądrowej, w tym nalezących do zespołu Fundacji nuclear.pl to unikalna szansa zdobycia rzetelnej wiedzy na temat energetyki jądrowej w aspektach prawa atomowego, ekonomii, zarządzania, technologi z uwzględnieniem aspektu środowiskowego i komunikacyjnego.

Studia Podyplomowe Energetyka Jądrowa skierowane są do osób przygotowujących się do pracy w energetyce, instytucjach i administracji, naukowców, dziennikarzy i publicystów, liderów, menedżerów, właścicieli i decydentów prowadzących działalność gospodarczą, nauczycieli i nauczycieli akademickich poszukujących rzetelnej wiedzy o energetyce jądrowej.

Więcej informacji na temat studiów, ich program oraz zasady rekrutacji udostępnione są na dedykowanej stronie internetowej

 https://www2.sgh.waw.pl/studia-podyplomowe-i-mba/zarzadzanie/studia-podyplomowe-energetyka-jadrowa