Elektrownia / elektrociepłownia | Inwestor | Moc | Paliwo | Stan realizacji |
Elektrownia Turów | PGE | 430 - 450 MW | Węgiel brunatny | 15.11.2013 r. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna ogłosiło wyniki drugiego przetargu na budowę bloku opalanego węglem brunatnym. Przedmiotem zamówienia było przygotowanie terenu budowy, zaprojektowanie, dostawa, montaż, rozruch, ruch próbny i przekazanie do eksploatacji bloku energetycznego wraz z instalacjami. Sprawność netto bloku ma wynosić minimum 41,6 proc. Cena ofertowa brutto miała wagę 85 pkt, a wskaźniki techniczne 15 pkt. Termin realizacji zamówienia określono na 56 miesięcy od daty wystawienia polecenia rozpoczęcia prac. Poprzedni przetarg został unieważniony z powodu otrzymania ofert z cenami przekraczającymi zdecydowanie budżet inwestora. Budżet inwestora został ustalony na 2,83 mld zł brutto.
W drugim przetargu najtańszą ofertę złożył Shanghai Electric (3,086 mld zł), który zaproponował moc elektryczną bloku na poziomie 439,85 MWe, a sprawność bloku na poziomie 42,4 proc.
Drugą pod względem wartości była oferta konsorcjum Hitachi Power Europe i Budimeksu za 3,997 mld zł brutto, a najdroższa oferta Doosan Power Systems za 4,012 mld zł brutto.
Konsorcjum Hitachi Power Europe i Budimeksu zaproponowało moc elektryczną bloku 450 MWe, a sprawność bloku na poziomie 43,4 proc. Doosan Power Systems zaproponował odpowiednio 447,81 MWe, 43,25 proc.
18.03.2014 r. PGE GiEK wybrał ofertę Budimexu i Hitachi jako najkorzystniejszą w przetargu na budowę nowego bloku. Zaliczka została ustalona na poziomie 10 proc. ceny kontraktu. Gwarancja bankowa dobrego wykonania została ustalona na poziomie 10 proc. ceny kontraktu netto, zaś maksymalna wysokość kar płaconych przez wykonawcę to 25 proc. ceny kontraktu netto. Inwestycja ma być zrealizowana w ciągu 56 tygodni od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac.
W maju 2014 r. KIO oddaliła odwołania Shanghai Electric Group oraz Doosan Heavy Industries&Construction w przetargu na budowę nowego bloku
10.07.2014 r. PGE GiEK oraz konsorcjum firm w składzie: MHPS Europe GmbH, Budimex S.A., Tecnicas Reunidas Energia podpisały kontrakt na budowę. Wartość umowy to 3 mld 250 mln zł netto.
01.12.2014 r. Konsorcjum wykonawców bloku otrzymało Polecenie Rozpoczęcia Prac.
02.02.2015 r. Inżynierem kontraktu dla inwestycji została firma Elbis.
20.04.2015 r. Konsorcjum w składzie Uniqa, Interrisk i Gothaer wygrało przetarg na ubezpieczenie budowy bloku.
18.05.2015 r. Uroczystość symbolicznej inauguracji budowy bloku.Zakończono prace nad dokumentacją techniczną oraz innymi dokumentami projektowymi niezbędnymi do rozpoczęcia prac budowlanych.
27.08.2015 r. PGE wystąpiła do wykonawcy z prośbą o przygotowanie oferty na modyfikacje projektu technicznego nowego bloku 11, tak by spełniał nowe wymogi prawne wynikające z konkluzji BAT, które mają zacząć obowiązywać po roku 2021.
10.09.2015 r. Wiceminister skarbu Wojciech Kowalczyk zapowiedział, że konieczność modyfikacji projektu technicznego "wpłynie na termin oddania bloku".
12.11.2015 r. Ze sprawozdania zarządu PGE za trzeci kwartał br. wynika, że budowa bloku ma zakończyć się w drugim półroczu 2019 roku. Na terenie budowy bloku zakończono wyburzanie mis chłodni kominowych i podziemnej infrastruktury wody chłodzącej oraz rozpoczęto prace ziemne pod obiekty główne bloku.
25.11.2015 r. PGE GiEK podpisało aneks do umowy na zaprojektowanie i budowę bloku zwiększający wartość umowy o 280 mln zł i przedłużający termin zakończenia budowy o 9 miesięcy. Obecnie wartość umowy wynosi 3,53 mld zł netto, a termin ukończenia 65 miesięcy od daty wystawienia przez zamawiającego polecenia rozpoczęcia prac.
9.3.2016 r. Budimex podpisał umowę ze spółką Hamon Polska na budowę w formule "pod klucz" chłodni kominowej. Wartość kontraktu to 82,745 mln zł netto. Chłodnia kominowa ma być wybudowana do końca 2018 roku.
29.6.2016 r. Wmurowano kamień węgielny pod budowę bloku.
14.7.2017 r. Do elektrowni dotarł stojan generatora.
20.6.2018 r. Zakończono wznoszenie żelbetowego płaszcza chłodni kominowej, który osiągnął swoją docelową wysokość - 135 m. Poziom zaawansowania budowy bloku przekroczył 60 proc.
Grudzień 2018 r. Przeprowadzono z powodzeniem próbę ciśnieniową kotła.
29.03.2019 r. PGE GiEK podpisała aneks do umowy który podwyższa wartość kontraktu o 108,5 mln zł netto do 3.647 mln zł i wydłuża termin zakończenia robót o 6 miesięcy, do 30 października 2020 r..
8.05.2019 r. Według wykonawcy zaawansowanie realizacji prac objętych kontraktem, wynosi ok. 89 proc. Budowa bloku jest w fazie rozruchu. W ostatnim okresie zakończono m.in. montaż rurociągów parowych i wody zasilającej, wentylatora spalin, układu podawania węgla do kotła oraz montaż wykładziny gumowej w absorberze. Dostarczono i posadowiono również agregat Diesla na fundamencie.
W pierwszym półroczu 2019 roku zostanie zakończony m.in. montaż elektrofiltra, montaż mechaniczny kanałów spalin, jak również pozostałych rurociągów w maszynowni oraz finalne centrowanie turbiny. Obecnie trwa instalacja układów odpopielania oraz odżużlania, a także zbliża się do końca montaż estakad technologicznych.
28.07.2020 r. Konsorcjum firm Mitsubishi Hitachi Power System, Tecnicas Reunidas oraz Budimex złożyło do PGE GiEK propozycję zmiany terminu zakończenia realizacji budowy nowego bloku energetycznego. Propozycja przewiduje przesunięcie terminu przekazania do eksploatacji bloku z 31 października 2020 r. na 30 kwietnia 2021 r. i jest przedmiotem analizy w PGE. Jak podano, przyczyną przesunięć w planowanym harmonogramie są kwestie niezależne od konsorcjum związane ze skutkami pandemii COVID-19 oraz zmianami prawa i innymi okolicznościami będącymi ich następstwem.
09.09.2020 r. Nastąpiło pierwsze rozpalenie kotła parowego na oleju lekkim. Rozpoczęło to tzw. gorący rozruch bloku energetycznego. Obecny stan zaawansowania realizacji inwestycji wynosi ponad 97 proc.
23.09.2020 r. Rozpoczął się proces przedmuchiwania kotła.
21.12.2020 r. O godzinie 15:36 blok po raz pierwszy został zsynchronizowany z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym. Wraz z pierwszą synchronizacją bloku rozpoczął się proces prowadzenia ruchu regulacyjnego układów technologicznych i ich optymalizacja oraz produkcja energii elektrycznej w nowobudowanym bloku energetycznym.
Na instalacjach bloku nr 7 przed przystąpieniem do synchronizacji, przeprowadzono rozruch całego układu elektroenergetycznego potrzeb własnych bloku (m.in.: rozdzielni SN oraz NN, układu zasilania napięć gwarantowanych, układu zasilania awaryjnego i układów napędowych urządzeń) oraz układu elektroenergetycznego wyprowadzenia mocy z bloku nr 7 do stacji energetycznej Mikułowa.
W pierwszym okresie, po synchronizacji bloku z siecią, produkcja energii elektrycznej generatora bloku nr 7 realizowana będzie na poziomie ok. 40-45 proc. jego mocy znamionowej, tj. ok. 200 MW. |
Elektrownia Opole
(bloki nr 5 i 6) | PGE | 2 x 900 MW | Węgiel kamienny | Podpisano umowę z generalnym wykonawcą, konsorcjum Rafako, Polimex-Mostostal i Mostostal Warszawa. Planowanie przekazanie do eksploatacji bloku numer 5 nastąpi w III kwartale 2018 r., a bloku numer 6 w I kwartale 2019 r.
19.02.2013 r. Wojewódzki Sąd Administracyjny w Warszawie odrzucił zaskarżenie przez organizację ClientEarth decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla inwestycji.
27.06.2013 r. PGE i Kompania Węglowa podpisały list intencyjny o współpracy w sprawie projektu budowy bloków w Opolu.
13.08.2013 r. rada nadzorcza PGE GiEK zgodziła się na wznowienie zadania inwestycyjnego Opole II, wycofując się tym samym z podjętej w kwietniu 2013 r. decyzji o nierealizowaniu inwestycji. Jednocześnie PGE podpisała aneks do umowy z firmami tworzącymi konsorcjum dotyczący m.in. zasad i terminów wydania polecenia rozpoczęcia prac. Warunkiem wydania polecenia rozpoczęcia prac jest uzgodnienie i wdrożenie warunków regulujących relacje pomiędzy Zamawiającym, Generalnym Wykonawcą i/lub Podwykonawcą a PKO Bankiem Polskim, obejmujące m.in. zasady finansowe, warunki i zabezpieczenie płatności, gwarancje wykonania umowy.
Również 13.08.2013 r. PGE GiEK, Rafako oraz Polimex-Mostostal i Mostostal Warszawa, Powszechna Kasa Oszczędności Bank Polski oraz Alstom Power podpisały list intencyjny w którym, zadeklarowały wolę przystąpienia Alstomu do projektu budowy bloków w Elektrowni Opole. Określono w nim miedzy innymi warunki przystąpienia Alstomu do realizacji opolskiego projektu oraz ustalono zakres wprowadzenia niezbędnych zmian w dokumentacji projektu.
PGE i Kompania Węglowa podpisały umowę na dostawy węgla z KW do Opola w latach 2018-2038. Wartość surowca wyniesie ok. 16-22 mld zł, w zależności od jego cen i wielkości dostaw. Szacuje się, że dwa bloki zużyją ok. 6 mln ton węgla rocznie. 13.10.2013 r. PGE GiEK podpisało z konsorcjum Rafako, Polimex-Mostostal i Mostostal Warszawa oraz z PKO BP i Alstom Power umowę określającą warunki wsparcia przez bank realizacji projektu. Zawarto także aneks, który sankcjonuje udział Alstomu w projekcie. Strony podpisały tzw. Warunki Banku regulujące wszystkie dotychczasowe uzgodnienia, zasady finansowe, warunki rozliczeń i zabezpieczeń płatności, których zawarcie stanowi warunek konieczny do udzielenia potrzebnych gwarancji. Na mocy aneksu do umowy na budowę bloków nr 5 i 6, Alstom Power został dopisany do listy podwykonawców preferowanych przez generalnego wykonawcę (konsorcjum Rafako, Polimex-Mostostal i Mostostal Warszawa). Aneks sankcjonuje udział Alstom Power w projekcie, jako dostawcy wyspy kotłowej i generalnego projektanta.
25.10.2013 r. PGE GiEK zawarła z konsorcjum wykonawców porozumienie określające warunki współpracy w ramach realizacji umowy na budowę bloków. Jednocześnie spółki tworzące konsorcjum zawarły umowy regulującą zasady współpracy pomiędzy nimi w ramach realizacji projektu.
Również 25.10.2013 r. Polimex-Mostostal, Mostostal Warszawa, Rafako oraz spółki celowe powołane przez te firmy do realizacji opolskiego projektu zawarły porozumienie z Alstomem, na mocy którego ten obejmie funkcję generalnego projektanta oraz koordynatora prac projektowych w projekcie Opole. Jednocześnie w porozumieniu zastrzeżono, że zmiany wprowadzane przez Alstom jako generalnego projektanta nie mogą skutkować zmianą decyzji środowiskowej wydanej dla opolskiego projektu oraz zmianą terminów realizacji przedsięwzięcia wynikających z umowy głównej.
E001RK sp. z o.o. - spółka celowa Rafako powołana do realizacji projektu podpisała z Alstom umowę o powierzeniu mu jako podwykonawcy 100 proc. zakresu prac i usług wchodzących w zakres prac Rafako w ramach opolskiego projektu. Mostostal Warszawa jako podwykonawcy powierzy Alstomowi zaprojektowanie, dostawę, montaż i rozruch oraz oddanie do eksploatacji części technologicznej instalacji nawęglania, instalacji odpopielania i instalacji odżużlania w ramach projektu Opole.
Rada Nadzorcza PGE zatwierdziła program wewnętrznego finansowania dla inwestycji, co umożliwiło rozpoczęcie prac budowlanych zgodnie z harmonogramem, czyli 01.02.2014 r.
31.01.2014 r. PGE GiEK wydało Generalnemu Wykonawcy Polecenie Rozpoczęcia Prac (NTP). 24.01.2014 r. Polimex Projekt Opole, spółka zależna Polimeksu-Mostostalu, podpisała z PKO BP umowę o udzielenie gwarancji do kontraktów na budowę bloków. PKO BP udzieli na zlecenie Polimex Projekt Opole gwarancji bankowej zwrotu zaliczki na kwotę 199,16 mln zł z terminem ważności do dnia 15.05.2019 r. oraz gwarancji bankowej należytego wykonania na kwotę 199,16 mln zł z terminem ważności do dnia 30.08.2018 r., których beneficjentem będzie PGE GiEK.
03.02.2014 r. Alstom podpisał umowy o wartości ok. 1,25 mld euro na dostawę głównych urządzeń wytwórczych dwóch nowych bloków w elektrowni Opole. Projekt realizowany przez Alstom obejmie dostawę najważniejszych urządzeń bloków elektrowni, w tym generatorów i turbin parowych na parametry ultrakrytyczne, kotłów, systemów pomocniczych elektrowni oraz instalacji ochrony środowiska. Alstom będzie również odpowiedzialny za projektowanie ogólne i wykonawcze oraz zarządzanie projektem. Podpisano umowę z generalnym wykonawcą, konsorcjum Rafako, Polimex-Mostostal i Mostostal Warszawa. Planowanie uruchomienie bloku nr 5 (900 MW) w 2017 r., natomiast bloku nr 6 (900 MW) w 2018 r.
Wystąpiono do Taurona Dystrybucja o wydanie warunków przyłączenia, by zapewnić dostawy energii dla inwestycji.
Z początkiem lipca 2014 r. rozpoczęto roboty ziemne, które zakończone zostaną na przełomie sierpnia i września.
05.09.2014 r. Zakończono prace przy wykopach pod dwie kotłownie i maszynownie obydwu bloków.
10.10.2014 r. Zakończono prace przy wykopach pod chłodnię kominową bloku nr 5. Zakończony został również proces wykonania baret (ściany szczelinowe) pod fundamenty pylonów kotłowni bloku nr 5 i 6 oraz prace związane z palowaniem próbnym w wykopach maszynowni i kotłowni bloku 5 i 6.
03.11.2014 r. W fundamenty bloków wmurowany został kamień węgielny.
01.12.2014 Rozpoczeto prace związane z betonowaniem pierwszego pylonu kotłowni nr 5 oraz rozpoczęto prace przy drugim pylonie.
02.02.2015 r. Rozpoczęto budowę płyty fundamentowej pierwszej z dwóch maszynowni
09.03.2015 r. Zakończono betonowanie fundamentu maszynowni i turbozespołu bloku nr 5, a rozpoczęto prace betoniarskie dwóch kolejnych pylonów kotłowni bloku nr 6.
20.03.2015 r. Polimex Projekt Opole oraz firma Warbud podpisały umowę na realizację konstrukcji żelbetowych maszynowni bloków 5 i 6.
21.04.2015 r. Rozpoczęły się prace związane z betonowaniem płyty fundamentowej budynku kotłowni nr 5
06.05.2015 r. Mostostal Warszawa wybrał podwykonawców, którzy dostarczą konstrukcje stalowe budynków kotłowni, bunkrowni i podgrzewacza powietrza w budowanych blokach.
14.05.2015 r. Rozpoczęto prace związane z realizacją pierwszej z dwóch powłok betonowych chłodni kominowej dla bloku nr 5.
9.06.2015 r. Mostostal Warszawa i Przedsiębiorstwo Modernizacji Urządzeń Energetycznych REMAK SA podpisały umowę dot. montażu części ciśnieniowej dwóch kotłów (K-5 i K-6).
13.07.2015 r. Alstom w zakładzie we Wrocławiu rozpoczął budowę pierwszego z dwóch turbogeneratorów GIGATOP2.
16.07.2015 r. Inwestycja została zrealizowana w 17 proc. Rozpoczęto wylewanie płaszcza chłodni, gdzie osiągnięto już poziom 25 m. Rozpoczęły się też prace budowlane przy pompowni wody chłodzącej bloku nr 6. Po ukończeniu wykopów pod rurociągi wody chłodzącej, rozpoczęto roboty żelbetowe w budynku elektrycznym bloku nr 5. Wykonano także podsypkę pod posadzkę na fundamencie chłodni nr 5. Obecnie trwa końcowa faza przygotowania do wylewania posadzki poziomu zero w budynku maszynowni bloku nr 5.
31.07.2015 Zakończono betonowanie fundamentu kotła bloku nr 6
06.08.2015 r. Polimex podpisał z Siemensem kontrakt na dostawę, wykonanie projektu oraz instalację i uruchomienie systemu sterowania i aparatury obiektowej budowanych bloków.
17.08.2015 r. Rozpoczęto montaż głównej konstrukcji stalowej kotła bloku nr 5. Na placu budowy zmontowano już cztery słupy główne o wysokości 40 m. Równolegle do montażu konstrukcji stalowej kotła trwają prace nad betonowaniem płaszcza chłodni kominowej, która osiągnęła już wysokość ponad 60 m, z docelowych 185 m. Prace nad betonowaniem chłodni kominowej zakończą się w lutym 2016 r. Zaawansowanie budowy bloków przekroczyło 20 proc.
12.10.2015 r. Zakończono prace przygotowawcze w zakresie organizacji prac przy fundamencie turbogeneratora maszynowni bloku nr 5. Rozpoczęto budowę płyty górnej turbogeneratora.
23.11.2015 r. Wykonano 27 proc. zaplanowanych prac przy budowie bloków. Trwa montaż zewnętrznych rurociągów wody chłodzącej i prace przy budowie chłodni kominowej. Chłodnia kominowa ma już 150 m wysokości z docelowych 185 m. Trwa montaż konstrukcji stalowej kotłowni bloku numer 5; przygotowywany jest montaż kanałów spalin i kanałów powietrza i rozpoczęto montaż części ciśnieniowej kotła. W maszynowni bloku numer 5 skończono wylewanie fundamentu turbogeneratora i trwa montaż konstrukcji stalowej maszynowni nr 5. Oprócz tego rozbudowywane są także place do składowania węgla - trwa zbrojenie i betonowanie poszczególnych ich powierzchni oraz wykonywany jest układ odwodnienia.
30.12.2015 r. Zakończono betonowanie fundamentu turbozespołu bloku nr 6.
11.1.2016 r. Poziom zaawansowania budowy bloków przekroczył 30 proc.
3.2.2016 r. Rozpoczął się montaż rusztu wewnętrznego kotła na bloku nr 5
10.3.2016 r. Budowana chłodnia kominowa nr 3 osiągnęła docelową; wysokość - 185 m.
22.3.2016 r. Prace na budowie nowych bloków zostały zrealizowane w 37 proc.
14.7.2016 r. Zaawansowanie realizacji inwestycji przekroczyło 50 proc
23.8.2016 r. Generator dla bloku nr 5 dotarł na budowę.
12.9.2016 r. Rozpoczęto malowanie powłoki zewnętrznej chłodni kominowej nr 3 (dla bloku energetycznego nr 5).
6.10.2016 Budowa bloków jest zrealizowana w 60 proc
22.12.2016 r. Realizowane są dwa istotne etapy z punktu widzenia montażu i rozruchu nowych kotłów parowych na blokach nr 5 i 6. Najważniejszym z nich jest przygotowywanie kotła nr 5 do próby wodnej.
9.2.2017 r. Rozpoczął się transport do Opola turbiny wybudowanej w Zakładzie Turbin GE Power w Elblągu
9.2.2017 r. Budowa bloków jest zaawansowana w około 70 proc.
28.3.2017 r. Turbina parowa dla bloku nr 6 dotarła z Elbląga do Opola.
5.4.2017 r. Zakupy, dostawy i produkcja związane z budową bloków w Elektrowni Opole zrealizowane są w 96 proc.
11.4.2107 r. Prowadzone są prace budowlane poza głównymi obiektami - kotłownią i maszynownią bloków nr 5 i 6 i chłodniami kominowymi.
19.5.2017 r. Budowa bloków została zrealizowana w około 75 proc.
4.8.2017 r. Budowa bloków została zrealizowana w około 80 proc.
26.9.2017 r. PGE GiEK otrzymała od generalnego wykonawcy propozycje zmiany terminu zakończenia realizacji budowy bloków nr 5 i 6. Według propozycji przekazanie do eksploatacji bloku nr 5 miałoby nastąpić 20 grudnia 2018 r, a bloku nr 6 - 31 lipca 2019 r.
22.02.2018 r. - Polska Grupa Energetyczna ogłosiła, że w efekcie prowadzonych negocjacji z generalnym wykonawcą oraz GE Power, które jest generalnym projektantem oraz pełni funkcję lidera konsorcjum zarządzającego realizacją kontraktu, i przeprowadzonych analiz przez zespół projektowy, oszacowane zostały nowe terminy przekazania do eksploatacji bloków nr 5 i 6 w Elektrowni Opole. Deklarowane przez generalnego wykonawcę zmienione terminy przekazania do eksploatacji to 31 maja 2019 roku dla bloku nr 5 oraz 30 września 2019 roku dla bloku nr 6. PGE zastrzegła, że ze względu na złożoną naturę projektu oraz charakter zaistniałych opóźnień, aktualnie prowadzone negocjacje z generalnym wykonawcą oraz GE Power nie zostały jeszcze zakończone.
15.1.2019 r. Blok nr 5 został zsynchronizowany z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym
5.4.2019 r. Po raz pierwszy rozpalono olejem lekkim kocioł bloku nr 6. Zaawansowanie budowy przekroczyło 97 proc.
14.5.2019 r. Blok nr 6 został zsynchronizowany z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym
31.05.2019 r. Blok nr 5 został oddany do pełnej eksploatacji. Zakończenie budowy bloku nr 6 ma nastąpić 30 września 2019 roku.
10.10.2019 W Elektrowni Opole odbyła się uroczystość zakończenia budowy bloków. |
Elektrownia Jaworzno | Tauron | 910 MW | Węgiel kamienny | Generalnym wykonawcą bloku zostało wybrane konsorcjum Rafako (lider konsorcjum) - Mostostal Warszawa. Wartość jego oferty wynosi 4 399 mln zł netto (5 411 mln zł brutto).
Oferty złożone w końcowym etapie przetargu w październiku 2012 r., przez China National Electric Engineering Co. Ltd., Alstom Power i SNC-Lavalin Polska zostały odrzucone, jako niespełniające wymogów Specyfikacji Istotnych Warunków Zamówienia.
25.03.2013 r. Krajowa Izba Odwoławcza oddaliła odwołania konsorcjum SNC-Lavalin i konsorcjum CNEEC od decyzji o wyborze oferty Rafako i Mostostalu Warszawa na budowę bloku w Jaworznie.
02.05.2013 r. Konsorcjum CNEEC wniosło do Sądu Okręgowego w Katowicach skargę na wyrok KIO.
27.05.2013 r. Rafako poinformowało o podpisaniu chińską firmą z North China Power Engineering Co. (NCPE) umowy konsorcjum wewnętrznego oraz umowę o współpracy przy budowie bloku.
29.10.2013 r. Rafako poinformowało o rezygnacji ze współpracy z CPECC i NCPE przy realizacji kontraktu na budowę bloku, spowodowanej rozbieżnymi stanowiskami stron na realizację kontraktu oraz niemożnością uzgodnienia ostatecznej treści umowy podwykonawczej.
Na początku sierpnia partnerzy konsorcjum zmienili umowę. Za 99,99 proc. prac będzie odpowiadać Rafako, a Mostostal Warszawa tylko w 0,01 proc. Jednocześnie podział wynagrodzenia należnego każdemu z partnerów konsorcjum odpowiadać będzie nowemu procentowemu zakresowi prac realizowanych przez danego partnera.
Rafako szacuje, że samo wykona prace za około 2 mld zł przy budowie bloków w Elektrowni w Jaworznie. Spółka pracuje nad pozyskaniem gwarancji na ten kontrakt i jest przekonana, że je uzyska. Złożyła wnioski ws. gwarancji m.in. do PKO BP i BGK.
25.11.2013 r. Rafako podpisało niewiążący list intencyjny z bankiem PKO BP, Korporacją Ubezpieczeń Kredytów Eksportowych i trzema ubezpieczycielami: PZU, Warta i Generali, w którym PKO BP oraz ubezpieczyciele potwierdzili swoje zainteresowanie wsparciem projektu Jaworzno, w szczególności poprzez udzielenie gwarancji bankowych lub ubezpieczeniowych przewidzianych w treści kontraktu na budowę bloku oraz zapewnienie mechanizmu rozliczeń. Sygnatariusze listu potwierdzili gotowość prowadzenia rozmów mających na celu ustalenie zasad finansowych, warunków rozliczeń i zabezpieczenia płatności, których zawarcie lub dokonanie stanowi warunek konieczny, ale nie wyłączny wsparcia realizacji projektu przez PKO BP oraz ubezpieczycieli.
27.11.2013 r. Do listu intencyjnego przystąpił Bank Gospodarstwa Krajowego.
Konsorcjum Rafako i Mostostalu Warszawa przedłużyło do 30.04.2014 r. ważność oferty na budowę bloku, a także przedłożyło aneks do gwarancji bankowej wadialnej przedłużający okres ważności tej gwarancji do 30.04.2014 r.
Instytucje finansowe zainteresowane udziałem w realizacji projektu Jaworzno w charakterze gwarantów, wstępnie uzgodniły strukturę gwarancji oraz warunków transakcji.
10.04.2014 r. Spółka celowa Rafako podpisała z Envi Con & Plant Engineering GmbH umowę dotyczącą pełnienia funkcji generalnego projektanta, koordynatora oraz wykonania i dostawy kompletnej i wielobranżowej dokumentacji projektowej bloku
Spółka zależna Rafako zawarła z konsorcjum Siemensa warunkową umowę na wytworzenie, dostawę oraz montaż wyspy turbinowej na potrzeby realizowanego projektu budowy bloku. Wartość umowy wynosi 208,35 mln euro.
16.04.2014 r. spółka celowa Rafako zawarła z spółką Energopol - Szczecin warunkową umowę na wykonanie prac budowlanych przy budowie bloku. Wartość umowy wynosi 380 mln zł netto.
17.04.2014 r. Tauron Wytwarzanie i konsorcjum Rafako i Mostostalu Warszawa podpisały umowę na budowę bloku.
30.05.2104 r. Inwestor rozstrzygnął przetarg na wybór inżyniera kontraktu dla budowy nowego bloku, którym będą Zakłady Pomiarowo-Badawcze Energetyki "Energopomiar"
02.06.2014 r. Tauron Wytwarzanie zawarł z Zakładami Pomiarowo-Badawczymi Energetyki Energopomiar umowę na pełnienie funkcji inżyniera kontraktu w procesie realizacji inwestycji budowy bloku.
18.09.2014 r. Na terenie budowy miało miejsce symbolicznie wbicie pierwszej łopaty. Prace przy realizacji projektu potrwają do drugiego kwartału 2019 r. a ruszą marcu 2015 r., po zakończeniu prac projektowych.
14.11.2014 r. Tauron i Rafako podpisały protokół przekazania placu budowy bloku.
11.12.2014 r. Spółka celowa Rafako - E003B7 zawarła umowę z podwykonawcą bloku - Emerson Process Management Power And Water Solutions w zakresie zaprojektowania, dostarczenia, montażu i uruchomienia branży elektrycznej oraz AKPiA wraz z systemem DCS.
23.12.2014 r. Emerson Process Management, Power and Water Solutions podpisał umowę z Elektrobudową, która będzie odpowiedzialna za dostawę systemów elektrycznych w ramach budowy bloku. Wartość umowy: 183,35 mln zł netto.
03.03.2015 r. Na terenie budowy bloku rozpoczęły się prace ziemne związane z wykopami pod fundamenty budynku głównego kotłowni i maszynowni oraz pod fundamenty chłodni kominowej.
10.03.2015 r. Tauron Wytwarzanie i Tauron Wytwarzanie Serwis podpisały umowę na budowę instalacji nawęglania zewnętrznego bloku. Umowa dotyczy zaprojektowania, montażu, uruchomienia, przeprowadzenia ruchu próbnego oraz przekazania do eksploatacji części układu nawęglania zewnętrznego bloku. Prace mają być zrealizowane do 15.03.2019 r.
04.05.2015 r. Inwestor ogłosił trzy przetargi na prace na budowie bloku: na budowę układu doprowadzenia wody, budowę instalacji oleju rozpałkowego oraz budowę stacji uzdatniania wody i oczyszczalni ścieków.
02.07.2015 r. Rafako rozpoczęło budowę części ciśnieniowej kotła
08.07.2015 r. Rozpoczęto palowanie pod płytę fundamentową kotłowni
20.07.2015 r. Inwestor ogłosił przetarg na realizację i uruchomienie instalacji sprężonego powietrza. Zadanie obejmuje zaprojektowanie, wykonanie, uruchomieniu, przeprowadzenie ruchu próbnego oraz przekazanie do eksploatacji instalacji sprężonego powietrza w nowym bloku. Będzie ono realizowane od września 2016 roku, natomiast planowana data zakończenia budowy to połowa marca 2019 roku.
29.12.2015 r. Zakończono betonowanie fundamentów kotłowni i maszynowni bloku.
13.1.2016 r. Spółka zależna specjalnego przeznaczenia Rafako, która w konsorcjum z Kopeksem i Stal-Systemem ma umowę podwykonawczą w ramach budowy bloku, otrzymała informację od Taurona Wytwarzanie o akceptacji tej umowy przez banki. Umowa dotyczy dostawy i montażu konstrukcji stalowej budynku maszynowni, kotłowni, bunkrowni, LUVO, SCR oraz montażu bunkrów węglowych, a także
podniesienia i ułożenia zdmuchiwaczy parowych. Wymagała ona zgody gwarantów tj. PKO BP, PZU i Banku Gospodarstwa Krajowego. Po akceptacji spełniły się wszystkie warunki zawieszające umowę, a tym samym weszła ona w życie z dniem 13.1.2016 r.
2.1.2016 r. Obydwa pylony budowle pełniące funkcje komunikacyjne osiągnęły już swoją ostateczna wysokość - 138 metrów. Wewnątrz wykonywane są stropy międzypiętrowe i montowane są schody. Wykonano także części podziemnych ścian nawy elektrycznej na głębokości od -7,50 m do -0,8 m. Na płycie fundamentowej budynku kotłowni trwają prace związane z realizacją cokołów pod nośną konstrukcję stalową tego obiektu. Trwa deskowanie i zbrojenie ścian oraz słupów części podziemnej budynku maszynowni. Trwają także prace przy realizacji chłodni kominowej. Zakończono montaż prefabrykowanych słupów i belek wieńca płaszcza chłodni wraz z zabetonowaniem węzłów pomiędzy belkami. Montowana jest specjalistyczna konstrukcja podestów pod deskowanie płaszcza chłodni. Chłodnia kominowa osiągnie wysokość aż 180 m.
6.4.2016 r. Realizacja inwestycji jest zaawansowana w 17 proc.
10.6.2016 r. Wybudowano pierwszy słup konstrukcji nośnej kotła.
14.7.2016 r. Polimex Energetyka podpisał ze spółką celową Rafako powołaną do realizacji kontraktu umowę na wykonanie montażu części ciśnieniowej kotła, przeprowadzenie prób oraz współuczestnictwo w rozruchu. Umowa wejdzie w życie pod warunkiem uzyskania przez zamawiającego zgód na zawarcie kontraktu m.in. od Rafako oraz Taurona Wytwarzanie.
21.11.2016 r. Konsorcjum Rafako budujące blok złożyło wniosek o podwyższenie wartości kontraktu o 127 mln zł i przedłużenie terminu realizacji projektu o 10 miesięcy.
1.12.2016 r. Tauron Wytwarzanie opublikował plan podziału, w ramach którego ma powstać spółka Nowe Jaworzno Grupa Tauron, która będzie odpowiedzialna za budowę bloku
16.12.2016 r. Na budowę bloku dotarł stojan generatora
7.2.2017 r. Budowy bloku jest zaawansowana w 30 proc. Zakończono miedzy innymi montaż konstrukcji nośnej kotła, a chłodnia kominowa osiągnęła już 165 z docelowych 180 metrów.
28.2.2017 r. Zaawansowanie budowy bloku wynosi 31,8 proc.
1.3.2017 r. Tauron Wytwarzanie podpisał z konsorcjum wykonawców aneks do umowy na budowę bloku, na mocy którego cena zostaje zwiększona o kwotę 71,05 mln zł (tj. do kwoty 4 470 mln zł), a termin na wykonanie przedmiotu umowy zostaje wydłużony o 8 miesięcy, czyli najpóźniej do 67. miesiąca od daty zawarcia Umowy, co oznacza, że nowy zakładany termin przejęcia bloku do eksploatacji to listopad 2019 r.
28.4.2017 r. Tauron zlecił budowę w bloku stacji uzdatniania wody i oczyszczalni ścieków. Obiekty zostaną zaprojektowane i wybudowane przez Instal Kraków. Wartość prac to 43,3 mln zł netto. Mają być one zrealizowane do 20 .11.2019 r.
10.5.2017 r. Tauron rozważa udział w finansowaniu Jaworzna kolejnego inwestora po Polskim Funduszu Rozwoju.
31.5.2017 r. Tauron Wytwarzanie podpisał z Uniserv-Piecbud umowę na projekt i realizację układu doprowadzenia wody do bloku.
1.6.2017 r. Tauron podpisał z Polskim Funduszem Rozwoju porozumienie określające wstępne warunki zaangażowania w realizację budowy nowego bloku energetycznego 910 MW w Jaworznie. PFR wyraził wstępne zainteresowanie zainwestowaniem kwoty 880 mln zł. Formalnie stronami porozumienia są Tauron oraz Fundusz Inwestycji Infrastrukturalnych - Kapitałowy Fundusz Inwestycyjny Zamknięty Aktywów Niepublicznych i Fundusz Inwestycji Infrastrukturalnych - Dłużny Fundusz Inwestycyjny Zamknięty Aktywów Niepublicznych, których częścią portfela inwestycyjnego zarządza Polski Fundusz Rozwoju. Zaawansowanie budowy bloku przekroczyło 33 proc.
2.11.2017 r. Spółka zależna Rafako - E003B7 zawarła porozumienie z Polimeksem Energetyka dotyczące rozwiązania umowy na montaż części ciśnieniowej kotła, dokonanie prób oraz współuczestnictwo w rozruchu w zakresie budowy bloku energetycznego w Elektrowni Jaworzno III.
7.12.2017 r. Zaawansowanie budowy bloku przekroczyło 50 proc.
29.12.2017 r. Tauron podpisał z Funduszem Inwestycji Infrastrukturalnych - Kapitałowy Fundusz Inwestycyjny Zamknięty Aktywów Niepublicznych i Funduszem Inwestycji Infrastrukturalnych - Dłużny
Fundusz Inwestycyjny Zamknięty Aktywów Niepublicznych, zarządzanymi przez Polski Fundusz Rozwoju, aneks, na mocy którego przedłużono do 28 lutego 2018 r. okres obowiązywania porozumienia w sprawie wstępnych warunków potencjalnej współpracy w ramach projektu budowy bloku.
28.3.2018 r. Tauron podpisał z Funduszami Inwestycyjnymi zarządzanymi przez Polski Fundusz Rozwoju umowę inwestycyjną i umowę wspólników określające warunki zaangażowania w realizację budowy bloku energetycznego 910 MW w Jaworznie. PFR zainwestuje w budowę do 880 mln zł.
17.7.2018 r. Tauron oraz Polski Fundusz Rozwoju uzyskały bezwarunkową zgodę Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów na koncentrację, która umożliwi zaangażowanie PFR w finansowanie budowy bloku do kwoty 880 mln zł. Spełniony został tym samym jeden z warunków zawieszających przystąpienie PFR do dalszej realizacji inwestycji. Koncentracja polegać będzie na utworzeniu wspólnego przedsiębiorcy przez Tauron i dwa Fundusze Inwestycji Infrastrukturalnych zarządzane przez PFR. Przedsiębiorca ten będzie prowadził działalność w oparciu o istniejącą spółkę - Nowe Jaworzno Grupa Tauron (NJGT), realizującą projekt budowy bloku.
4.10.2018 r. Budowa bloku jest zaawansowana w 80 procentach, rozpoczęto prace rozruchowe.
27.12.2018 r. Polski Fundusz Rozwoju przystąpił do spółki Nowe Jaworzno Grupa Tauron, realizującej budowę bloku. Fundusz, będący stroną umowy inwestycyjnej, opłacił pierwszą transzę kapitału w wysokości 100 mln zł. W rezultacie tej transakcji Fundusz Inwestycji Infrastrukturalnych - Kapitałowy Fundusz Inwestycyjny Zamknięty Aktywów Niepublicznych stał się wspólnikiem spółki Nowe Jaworzno Grupa Tauron (NJGT) realizującej budowę bloku. Jest to efekt podpisanej 28 marca 2018 r. umowy inwestycyjnej.
17.07.2019 r. Rozpoczął się rozruch "na gorąco", czyli pierwsze rozpalenie palników kotła olejem lekkim. Testy i próby poszczególnych układów instalacji potrwają przez kilka najbliższych tygodni. Zaawansowanie inwestycji sięgnęło już 93 procent.
17.09.2019 r. Wykonawcy inwestycji zlozyli wniosek o rozszerzenie zakresu prac określonych w umowie. Konsorcjum Rafako, Mostostal Warszawa zaproponowało wykonanie dodatkowych prac, które pozytywnie wpłyną na parametry techniczno-środowiskowe bloku.
17.10.2019 Nowe Jaworzno Grupa Tauron i konsorcjum Rafako - Mostostal Warszawa zakończyły główną część negocjacji w sprawie rozszerzenia zakresu prac przy budowie bloku. Ustalono, że cena netto określona w umowie zostanie zwiększona, a przejęcie bloku do eksploatacji nastąpi do 31 stycznia 2020 r.
19.12.2019 r. Spółka Nowe Jaworzno Grupa TAURON sp. z o.o., (spółka zależna od Tauron Polska Energia S.A.) i konsorcjum RAFAKO S.A. - MOSTOSTAL WARSZAWA S.A. podpisali aneks do umowy na budowę bloku energetycznego o mocy 910 MWe na parametry nadkrytyczne. Ustalono, że cena netto określona w umowie zostanie zwiększona o kwotę 52,3 mln zł do kwoty 4.537,8 mln zł, a przejęcie bloku do eksploatacji nastąpi do 31 stycznia 2020 r.
31.12.2019 r. Pierwsza synchronizacja z Krajową Siecią Elektroenergetyczną bloku o mocy 910 MW. Tym samym rozruch bloku wkroczył w fazę regulacji i optymalizacji.
30.01.2020 r. Tauron poinformował o oddaniu do eksploatacji bloku o mocy 910 MW do 15 lutego 2020 r.
4.05.020 r. Inwestor zawarł porozumienie z wykonawcą, na podstawie którego oddanie bloku do użytku zostało przesunięte do 15 listopada.
18.05.2020 r. Wznowiono prace na budowie nowego bloku.
11.06.2020 r. Inwestor podpisał z wykonawcą bloku aneks określający zasady dalszej realizacji kontraktu. Aneks umożliwi kontynuowanie prac przy budowie bloku.
28.07.2020 r. Rafako poinformowało o zakończeniu etapu rozpalania kotła paliwem węglowym. Budowa bloku ma się zakończyć w listopadzie tego roku.
26.08.2020 r. Blok został zsynchronizowany z siecią. Zgodnie z deklaracją wykonawcy, blok ma zostać przekazany do eksploatacji w połowie listopada, a od 1 stycznia 2021 r. będzie uczestniczył w Rynku Mocy.
9.09.2020 r. Nowy blok osiągnął moc znamionową. Rozpoczęło się testowanie wszystkich układów i urządzeń na parametrach nominalnych.
18.09.2020 r. Uruchomiono linię kolejową na potrzeby dostaw węgla dla nowego bloku z Zakładu Górniczego Sobieski. Dostawy minimum 8 składów każdego dnia rozładowywane będą przy użyciu wywrotnic wagonowych.
13.11.2020 r. Grupa Rafako przekazała blok energetyczny do eksploatacji. Zawarto rónież ugodę, która reguluje wzajemne rozliczenia związane z budową w tym m.in. terminy płatności oraz terminy wykonania przez Wykonawcę bloku dodatkowych świadczeń. |
Elektrownia Kozienice
(blok nr 11, na parametry nadkrytyczne) | Enea | 900 - 1000 MW | Węgiel kamienny | 21.09.2012 r. Umowa na budowę bloku podpisana została z konsorcjum Polimex-Mostostal i Hitachi Power Europe, które zaoferowało cenę 6 279 625 292 zł. Uruchomienie bloku planowane jest na 2017 rok. Oficjalne przekazanie generalnemu wykonawcy placu pod budowę bloku miało miejsce na początku października 2012 r.
20.03.2014 r. Zakończono betonowanie fundamentów kotła.
09.09.2014 r. Budowa bloku jest zaawansowana w ok. 38 proc. i przebiega zgodnie z harmonogramem.
01.10.2014 r. Zakończono betonowanie górnej płyty fundamentu turbozespołu
05.05.2015 r. Chłodnia kominowa bloku osiągnęła docelową wysokość 185,1 m.
17.06.2015 r. Do portu w Gdyni dotarł z Japonii generator dla nowego bloku. Montaż generatora na budowie zacznie się w połowie lipca.
29.07.2015 r. Stojan generatora został przetransportowany na plac budowy. Wirnik generatora dotarł do portu w Gdyni.
08.08.2015 r. Na budowę bloku dotarł pierwszy z siedmiu transformatorów blokowych
10.08.2015 r. Zakończono montaż konstrukcji stalowej kotłowni bloku
26.08.2015 r. Chłodnia kominowa osiągnęła już planowaną wysokość ponad 185 metrów, a obecnie trwa montaż generatora nowego bloku. Zaawansowanie budowy bloku wynosi 64 proc.
28.4.2016 r. Przeprowadzono udaną próbę ciśnieniową kotła
16.5.2016 r. Inwestycja jest zrealizowana w 82 proc.
22.8.2016 r. Konsorcjum Polimex-Mostostal oraz Mitsubishi Hitachi Power Systems zaproponowało inwestorowi aktualizację harmonogramu budowy bloku i przesunięcie terminu zakończenia budowy na 19 grudnia 2017 r. Enea zapowiada analizę propozycji.
10.11.2016 Budowa bloku zrealizowana jest w 90 procentach
23.12.2016 Enea Wytwarzanie zawarła aneks do umowy dotyczącej budowy bloku, na podstawie którego realizacja inwestycji zostaje przesunięta na 19 grudnia 2017 r.
31.3.2017 r. Budowa bloku jest zaawansowana w 95 proc.
25.5.2017 r. Budowa bloku jest zaawansowana w 98 proc.
1.9.2017 r. Przeprowadzono pierwszą synchronizację bloku z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym.
9.9.2017 r. Budowa bloku jest zaawansowana w 99 proc. Po wstępnych fazach rozruchu blok osiągnął moc nominalną.
15.11.2017 r. Od 15 listopada 2017 r. blok przechodzi 720 - godzinny ruch próbny. W listopadzie 2017 r. zaawansowanie budowy osiągnęło poziom 100 proc.
19.12.2017 r. Blok został oficjalnie oddany do użytku |
Elektrownia Ostrołęka C | Energa i Enea | 1 000 MW | Węgiel kamienny | Na krótkiej liście potencjalnych wykonawców bloku były cztery podmioty: Alstom, konsorcjum Hitachi ,Polimex-Mostostal, Shanghai Electric Group Company z Chin oraz konsorcjum Rafako z PBG i Mostostalem Warszawa. Wartość inwestycji szacowana była na 6-7 mld zł. Blok miał być oddany do użytku na przełomie 2016 i 2017 r. We wrześniu 2012 r. ze względu na sytuację na rynku energii Energa podjęła decyzję o wstrzymaniu prac przygotowawczych do budowy bloku i rozpoczęciu poszukiwania partnerów strategicznych zainteresowanych współpracą przy projekcie.
16.09.2014 r. Ze względu na niewielkie zapotrzebowanie, niekorzystne warunki logistyczne i model regulacji rynku Energa nie będzie kontynuować projektu budowy nowego bloku o mocy 1 000 MW w Ostrołęce. Mirosław Bieliński, prezes koncernu poinformował, że rozbudowa na razie nie ma ekonomicznego uzasadnienia.
24.5.2016 r. Zarząd Energi podjął decyzję o ponownym uruchomieniu realizacji projektu budowy nowego bloku.
14.7.2016 r. Rafako i Polimeks Energetyka, spółka zależna Polimeksu-Mostostalu podpisały list intencyjny w sprawie wspólnego przystąpienia do ewentualnego przetargu na budowę bloku.
18.8.2016 r. Inwestor zakłada, że budowa bloku w Elektrowni Ostrołęka może rozpocząć się najwcześniej w 2018 r
30.11.2016 r. Rady nadzorcze Enei i Energi wyraziły zgodę na zawarcie umowy inwestycyjnej między Energą, Eneą i Elektrownią Ostrołęka oraz zbycie przez Energę na rzecz Enei 50 proc. akcji w spółce Elektrownia Ostrołęka za ok. 101 mln zł
2.12.2016 r. Energa i PGG podpisały umowę dot. dostaw do elektrowni 2 mln ton węgla rocznie. Umowa będzie obowiązywać przez dziesięć lat od momentu rozpoczęcia eksploatacji nowego bloku.
8.12.2016 r. Energa i Enea zawarły umowę na przygotowanie, budowę i eksploatację bloku. Blok miałby być oddany do użytku w 2023 r.
12.12.2016 r. Enea i Energa złożyły w Urzędzie Ochrony Konkurencji i Konsumenta wniosek w sprawie spółki Elektrownia Ostrołęka
19.12.2016 r. Energa i Enea ogłosiły postępowanie przetargowe na wyłonienie generalnego wykonawcy bloku. Zamówienie będzie zrealizowane w formule "pod klucz", obejmującej m.in. zaprojektowanie, przygotowanie dokumentacji do zmiany pozwolenia na budowę i uzyskanie ostatecznego pozwolenia na budowę, dostawy, roboty budowlane, montaż, rozruch, ruch próbny, uzyskanie pozwolenia na użytkowanie, przekazanie do eksploatacji, szkolenie personelu, serwis w okresie gwarancyjnym, a także wykonanie niezbędnego przygotowania terenu. Czas realizacji zamówienia ustalono na 54 miesiące. Do dialogu konkurencyjnego ma zostać zaproszonych pięciu wykonawców. Termin składania wniosków został ustalony na 20 lutego 2017 r.
15.2.2017 r. Termin składania wniosków o dopuszczenie do dialogu konkurencyjnego przesunięto na 10 marca 2017 r.
13.3.2017 r.Wnioski w przetargu na budowę bloku złożyły: konsorcjum Doosan, Mostostal Warszawa i Acciona, konsorcjum Polimex-Mostostal i Rafako, Mitsubishi Hitachi, GE Power oraz dwie firmy chińskie: China Chengdu Engineering i China Power Engineering Consulting Group.
12.5.2017 r. Konsorcjum z Mostostalem Warszawa zostanie zaproszone do dialogu konkurencyjnego na budowę Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1.000 MW
28.12.2107 r. Oferty w postępowaniu o udzielenie zamówienia publicznego na budowę Elektrowni Ostrołęka C złożyły:
1. China Power Engineering Consulting Group Co., Ltd. - Wykonawca zaoferował budowę Elektrowni Ostrołęka o parametrach określonych w ofercie za ryczałtową cenę 4 mld 849 mln 828 tys. 212 zł 18 gr brutto;
2. Konsorcjum: GE Power Sp. z o. o. oraz Alstom Power Systems S.A.S. - Wykonawca zaoferował budowę Elektrowni Ostrołęka o parametrach określonych w ofercie za ryczałtową cenę 6 mld 23 mln 34 tys. 950 zł
brutto;
3. Konsorcjum: Polimex-Mostostal S.A. oraz Rafako S.A. - Wykonawca zaoferował budowę Elektrowni Ostrołęka o parametrach określonych w ofercie za ryczałtową cenę 9 mld 591 mln 540 tys. zł brutto.
Postępowanie prowadzi spółka Elektrownia Ostrołęka S.A., której akcjonariuszami są Energa i Enea. Zamawiający zamierza przeznaczyć na sfinansowanie zamówienia 4 mld 803 mln 150 tys.
24.3.2018 r. Do Enei oraz Energi, udziałowców Elektrowni Ostrołęka, 23 marca 2018 r. trafiły wnioski do zgromadzenia wspólników spółki o wyrażenie zgody na rozstrzygnięcie postępowania o udzielenie zamówienia publicznego na budowę elektrowni. 26.3.2018 r. Energa, Enea i Elektrownia Ostrołęka zawarły aneks do umowy ws. realizacji budowy elektrowni. Firmy zwiększyły szacunkowe nakłady, które zostaną poniesione na etapie rozwoju projektu, czyli do czasu wydania polecenia rozpoczęcia prac generalnego wykonawcy. Nakłady inwestycyjne przypadające na Energę i Eneę do czasu wydania polecenia rozpoczęcia prac generalnego wykonawcy, mogą wynieść po ok. 226 mln zł. 27.3.2018 r. Zgromadzenie wspólników Elektrowni Ostrołęka zgodziło się na wybór konsorcjum GE Power i Alstrom Power System na generalnego wykonawcę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy około 1000 MW.
4.04.2018 r. - Spółka Elektrownia Ostrołęka rozstrzygnęła postępowania o udzielenie zamówienia publicznego pt. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW" poprzez wybór Konsorcjum GE Power Sp. z o.o. i Alstom Power System S.A.S, jako Generalnego Wykonawcy. Konsorcjum zaoferowało wykonanie przedmiotu zamówienia o parametrach określonych w ofercie za kwotę netto 5,050 mld zł (brutto: 6,023.035 mld zł).
22.6.2018 r. Polimex-Mostostal podpisał z GE Power list intencyjny dotyczący współpracy przy budowie elektrowni.
2.7.2018 r. Elektrownia Ostrołęka wystosowała wniosek do zgromadzenia wspólników o wyrażenie zgody na zawarcie umowy o zamówienie publiczne z konsorcjum GE Power (lider) i Alstom Power Systems
5.07.2018 r. - Rady nadzorcze Energi i Enei zdecydowały, że na NZW Elektrowni Ostrołęka będą głosować za podjęciem uchwały stwierdzającej wyrażenie zgody na zawarcie umowy z generalnym wykonawcą bloku energetycznego.
7.07.2018 r. - Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Elektrowni Ostrołęka podjęło uchwałę, w której wyraziło zgodę na zawarcie umowy z generalnym wykonawcą bloku energetycznego.
12.07.2018 r. - Spółka Elektrownia Ostrołęka podpisała umowę z generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego, konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems. Zgodnie z umową, Generalny Wykonawca po podpisaniu umowy będzie mógł od razu przystąpić do prac organizacyjnych i przygotowawczych. Podpisanie umowy przez spółkę z Generalnym Wykonawcą nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (ang. NTP - notice to proceed). Wydanie NTP (ang. NTP - notice to proceed) wymaga m.in. zgód rad nadzorczych Energi i Enei oraz wyrażenia kierunkowej zgody przez ich walne zgromadzenia na przystąpienie do etapu budowy.
3.9.2108 r. Walne zgromadzenie Energi wyraziło kierunkową zgodę na przystąpienie wraz z Eneą do realizacji projektu Ostrołęka C.
4.9.2018 r. Energa i Enea podpisały porozumienie z FIZAN Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt budowy elektrowni Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł.
24.9.2018 r. Walne zgromadzenie Enei wyraziło kierunkową zgodę na przystąpienie wraz z Energą do etapu budowy bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MWe.
16.10.2018 r. Rozpoczęto prace przygotowawcze przy budowie bloku. W miejscu jego budowy wbito reper startowy, czyli specjalny znak geodezyjny.
23.10.2018 r. Elektrownia Ostrołęka ma promesę bankową wystawioną przez konsorcjum banków, a kwota wypełnia potrzeby finansowania budowy bloku.
19.12.2018 r. Rada nadzorcza Energi zgodziła się na wydanie przez spółkę Elektrownia Ostrołęka polecenia rozpoczęcia prac związanych z budową bloku
28.12.2018 r. Energa, Enea oraz Elektrownia Ostrołęka rozwiązały umowę inwestycyjną z 8 grudnia 2016 r. Jednocześnie strony podpisały porozumienie dotyczące realizacji projektu budowy nowego bloku energetycznego 1000 MW. W tym dniu zapadła też decyzja w sprawie wyrażenia zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (NTP - notice to proceed) przy inwestycji.
7 stycznia 2019 roku Enea, Energa oraz Polska Grupa Energetyczna rozpoczęły rozmowy na temat potencjalnej współpracy przy projekcie budowy bloku 1 000 MW w Ostrołęce.
30.04.2019 r. Enea i Energa zawarły porozumienie dotyczące finansowania projektu budowy nowego bloku. Enea zobowiązała się do zapewnienia nakładów finansowych w wysokości 819 mln złotych od stycznia 2021 roku, uwzględniając środki finansowe już przekazane na potrzeby wypłaty zaliczki dla generalnego wykonawcy bloku w kwocie ok. 181 mln złotych.
09.08.2019 r. GE Power podpisał umowę na na realizację robót podwykonawczych z Mostostalem Warszawa, a wartość tego kontraktu wynosi 609 mln zl netto.
19.11.2019 r. Zarząd PGE poinformował o odstąpieniu od, rozpoczętych w styczniu 2019 r., rozmów mogących skutkować zaangażowaniem PGE w projekt budowy bloku.
23.12.2019 r. Energa podpisała z Elektrownią Ostrołęka i Eneą umowę pożyczki, na podstawie której Energa pożyczy Elektrowni Ostrołęka maksymalnie 340 mln zł. Pierwsza transza w kwocie 160 mln zł zostanie wypłacona 23 grudnia 2019 r.
13.2.2020 r. Enea i Energa zawiesiły finansowanie projektu budowy bloku. Zawieszenie finansowania jest związane z potrzebą analiz co do dalszych działań w projekcie i jego dalszego finansowania.
14.2.2020 r. Elektrownia Ostrołęka przekazała generalnemu wykonawcy bloku polecenie zawieszenia wykonywania całości prac związanych z kontraktem.
17.2.2020 r. GE Power - główny wykonawca robót budowlanych bloku powiadomił podwykonawców o zawieszeniu prac.
21.02.2020 r. Energa i Enea podpisały "Uzgodnienie na temat analiz w okresie zawieszenia prac nad Projektem Ostrołęka C". Uzgodnienie określa szczegółowy zakres i harmonogram analiz aspektów techniczno - technologicznych, ekonomicznych, organizacyjno-prawnych oraz finansowych Projektu. Wieloetapowy proces analiz zostanie ukończony do dnia 7 maja 2020 r.
7.05.2020 r. Energa i Enea postanowiły o przedłużeniu o ok. miesiąc okresu prowadzenia analiz dotyczących dalszych działań w projekcie budowy elektrowni, które zgodnie z pierwotnymi założeniami miały zakończyć się do 7.5.2020 r.
2.06.2020 r. Enea i Energa zakończyły szczegółowe analizy dotyczące projektu Ostrołęka C. Wykazały one zasadność zmiany projektu na realizacją elektrowni zasilanej paliwem gazowym. W tym samym dniu PKN Orlen, Energa i Enea podpisały porozumienie dotyczące warunków budowy bloku energetycznego opalanego gazem. Porozumienie przewiduje kontynuację inwestycji ze zmianą założeń z technologii dotychczas realizowanej opartej na węglu na technologię opartą na paliwie gazowym. Enea zmniejszy swoje zaangażowanie w spółce celowej Elektrownia Ostrołęka i stanie się udziałowcem mniejszościowym. Zgodnie z warunkami porozumienia PKN Orlen wyraził wolę uczestniczenia w inwestycji i weźmie udział w jej finansowaniu oraz po uzyskaniu stosownych zgód korporacyjnych przystąpi do spółki Elektrownia Ostrołęka
6.07.2020 r. PKN Orlen otrzymał oficjalne pismo ze strony PGNiG o zabezpieczeniu dostaw gazu na potrzeby powstającej inwestycji.
22.12.2020 r. Zarząd Enei poinformował, że rada nadzorcza podjęła decyzję w sprawie rezygnacji Enei z zaangażowania kapitałowego w budowę bloku. Od dnia wyodrębnienia koszty inwestycyjne związane z rozliczeniem projektu gazowego nie będą ponoszone przez Eneę.
23.12.2020 r. Podpisana trójstronna umowa gwarantuje Orlenowi i Enerdze wiodącą pozycję w projekcie, z łącznym pakietem udziałowym na poziomie 51 proc. PGNiG obejmie 49 proc. udziałów. Jednocześnie PKN Orlen i PGNiG zawarły aneks do umowy z 2016 r., który gwarantuje stabilne dostawy gazu do końca 2027 r. dla instalacji produkcyjnych Grupy Orlen w Polsce, w tym do elektrowni w Ostrołęce.
Zostanie też powołana nowa spółka, która będzie odpowiedzialna za przeprowadzenie inwestycji. Spółka ma powstać do 30 czerwca 2021 r. po spełnieniu wszystkich przesłanek umożliwiających jej utworzenie, w tym pozyskaniu zgody odpowiednich organów antymonopolowych. Zakres prac przewiduje budowę bloku energetycznego w technologii zasilania paliwem gazowym oraz niezbędnej infrastruktury do jego funkcjonowania. |
Elektrownia Rybnik | EDF/PGE | 900 MW | Węgiel kamienny (współspalanie z biomasą) | Dostawcą urządzeń elektrowni (kotła i maszynowni) miał być Alstom. Budowa bloku miała rozpocząć się w 2013 r., a uruchomienie planowane było na 2018 r. Realizacja inwestycji została wstrzymana z powodu nieprzyznania Polsce przez KE przydziału emisji CO2 dla nowo budowanego bloku, zmiany w Polsce ustawy o OZE oraz kryzysu gospodarczego. Jej wartość to 1,8 mld euro.
W listopadzie 2017 aktywa wytówrcze EDF w Polsce w tym należąca do francuskiego koncernu Elektrownia Rybnik zostały przejęte przez Polską Grupę Energetyczną.
20.12.2017 r. PGE nie przedstawiło jeszcze oficjalnych planów co do inwestycji. |
Elektrownia Północ
w m. Rajkowy | Polenergia | 2x1000 MW | Węgiel kamienny | 26.08.2013 r. Fundacja ClientEarth Polska, lokalna organizacja Eko-Kociewie, Stowarzyszenie Pracownia na rzecz Wszystkich Istot, Greenpeace oraz Fundacja WWF Polska zwróciły się do Generalnego Dyrektora Ochrony Środowiska z wnioskiem o unieważnienie decyzji środowiskowej dla budowy Elektrowni Północ.
06.12.2013 r. inwestor podpisał z Alstomem umowę na realizację pierwszego etapu inwestycji - bloku o mocy 800 MWe. Alstom zobowiązał się do zakończenia wszelkich prac związanych z budową, montażem i uruchomieniem pierwszego bloku elektrowni w terminie 73 miesięcy od momentu podpisania umowy. Kontrakt wejdzie w życie po uzyskaniu finansowania oraz zakończeniu procedur administracyjnych. Do zadań generalnego wykonawcy, poza przygotowaniem projektu i budową instalacji, należeć będzie jej rozruch, przekazanie do eksploatacji oraz serwis gwarancyjny.
30.01.2014 r. Generalny Dyrektor Ochrony Środowiska wydał decyzję w sprawie wszczętego z urzędu postępowania o stwierdzenie nieważności decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach inwestycji budowy Elektrowni Północ. Decyzją GDOŚ uchylone zostały tylko fragmenty pierwotnej decyzji, ale jak podkreśla inwestor, zmiany te mają jedynie charakter porządkujący i Elektrownia Północ zachowała prawomocną decyzję środowiskową.
28.04.2015 r. 29 mieszkańców oraz organizacje pozarządowe: Fundacja ClientEarth, EkoKociewie, Stowarzyszenie Ekologiczno-Kulturalne "Wspólna Ziemia", Stowarzyszenie Pracownia na rzecz Wszystkich Istot, Greenpeace Polska oraz WWF Polska złożyły odwołania w sprawie wydanego 13.03.2015 r. przez Starostę Tczewskiego pozwolenia na budowę elektrowni.
30.04.2015 r. Marszałek Województwa Pomorskiego zawiesił postępowanie administracyjne w sprawie wydania pozwolenia zintegrowanego dla inwestycji. Z wnioskiem wystąpił sam inwestor. Obecnie inwestor koncentruje się na kwestiach związanych z wydanym pozwoleniem na budowę.
30.12.2015 r. Wojewoda Pomorski uchylił w całości decyzję o pozwoleniu na budowę dla Elektrowni Północ i przekazał sprawę do ponownego rozstrzygnięcia przez Starostę Tczewskiego.
Polenergia zapowiedziała w 2015 roku, że Grupa zakłada sprzedaż elektrowni w 2018 r., lecz w sytuacji wystąpienia odpowiednich sygnałów rynkowych istnieje możliwość kontynuacji projektu po uprzedniej zgodzie akcjonariuszy. Jednocześnie Polenergia deklarowała, że mając na względzie zamiar zbycia praw do projektu lub udziałów, utrzymywać będzie w dalszym ciągu odpowiedni status jego rozwoju, a w szczególności proces uzyskiwania niezbędnych zgód, ale uwzględniając każdorazowo zasadność ekonomiczną podejmowanych działań.
19.06.2019 r. NSA odmówił pozwolenia na budowę elektrowni. |
EC Zofiówka (fluidalny blok energetyczny) | PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa | 75 MWe, 110 MWt, | Węgiel kamienny | Inwestycję realizuje konsorcjum, którego liderem jest Energoinstal SA (lider z 80 proc. udziałem w przedsięwzięciu), a partnerem Przedsiębiorstwo Budownictwa Ogólnego Skobud. Konsorcjum miało w ciągu 36 miesięcy wybudować "pod klucz" blok wyposażony w turbinę upustowo-kondensacyjną, kocioł z cyrkulacyjnym złożem fluidalnym (przystosowanym do współspalania z węglem biomasy i mułów węglowych), a także wszystkie instalacje pomocnicze. Ma również połączyć nowy blok z istniejącą infrastrukturą elektrociepłowni. Wartość inwestycji to ponad 507,8 mln. Umowa dot. budowy bloku podpisana została 14.10.2013 r.
17.10.2013 r. SEJ podpisała z Bankiem Gospodarstwa Krajowego (BGK) i Alior Bankiem umowę programu emisji obligacji do kwoty 420 mln zł. Znaczna część środków z obligacji sfinansuje budowę nowego bloku.
Umowa z wykonawcami przewiduje oddanie bloku do komercyjnej eksploatacji w czwartym kwartale 2016 roku.
Pod koniec listopada 2013 r. podpisano protokół przekazania terenu budowy i wydano polecenie rozpoczęcia prac przy budowie bloku.
19.02.2014 r. Poinformowano o ponownym rozstrzygnięciu przetargu na pełnienie funkcji inżyniera kontraktu w procesie realizacji inwestycji. Za najlepszą w przetargu uznano ofertę konsorcjum ECM Group Polska oraz SGS Polska.
12.09.2015 r. Polskie Inwestycje Rozwojowe nie zaangażują się w projekt budowy bloku.
W sierpniu 2016 r. roku Jastrzębska Spółka Węglowa będąca założycielem Spółki Energetycznej Jastrzębie sprzedała 100 proc. swoich udziałów w SEJ. Nowym właścicielem SEJ została PGNiG Termika. W kwietniu 2017 roku Sąd Rejonowy w Gliwicach zarejestrował zmianę nazwy spółki. Dotychczasowa nazwa Spółka Energetyczna Jastrzębie została zmieniona na PGNiG Termika Energetyka Przemysłowa.
W dniu 28.04.2017 r. podpisany została aneks do umowy , w którym uzgodniono zmianę terminu zakończenia kontraktu i ustalono, że podpisanie protokołu przejęcia bloku do eksploatacji nastąpi w terminie do 31 lipca 2017r. Ponadto uzgodniono zmianę ceny kontraktu do kwoty 500, 84 mln zł netto co ma uwzględniać zaspokojenie roszczeń zamawiającego z tytułu utraty przyszłego zysku za okres zmiany terminu zakończenia kontraktu. W raporcie kwartalnym za III kwartał 2017 roku Energoinstal poinformował, że przewiduje zakończenie inwestycji w I kwartale 2018 r.
2.02.2018 r. PGNiG Termika Energetyka Przemysłowa oraz Energoinstal podpisały aneks na budowę kogeneracyjnego w EC Zofiówka. Zgodnie z aneksem, w związku z dodatkowymi pracami, wartość umowy zwiększyła się do 528,840 mln zł (netto). Jednocześnie na mocy aneksu termin wykonania wszystkich prac i czynności niezbędnych do podpisania protokołu przejęcia bloku do eksploatacji został przesunięty do dnia 30 czerwca 2018 r.
7.11.2018 r. Dokonano uroczystego oddania bloku do eksploatacji. |
Elektrownia na terenie byłej kopalni Czeczott | Kompania Węglowa/PGG | ok. 1000 MW | Węgiel kamienny | Spółka przygotowała wstępne studium dla inwestycji budowy bloku energetycznego na terenie byłej kopalni Czeczott. Umowa na finansowanie inwestycji miała być podpisana do końca 2014 r. Rozruch bloku zaplanowano pod koniec 2019 r., a koszt inwestycji szacowano na 1,5 mld USD. Elektrownia miała zużywać 2,5 - 3,5 mln ton węgla rocznie i produkować 5 - 7 TWh energii elektrycznej.
Spółka poszukiwała partnera do współpracy w projektowaniu, finansowaniu i budowie elektrowni. Oferty na finansowanie i budowę bloku złożyły trzy firmy: japońska firma Mitsui & Co, koreański koncern Samsung C&T Corporation oraz chińska spółka Sepco Electric Power Construction Corporation. Sepco.. 23.07.2014 r. Kompania Węglowa podpisała z Mitsui umowę o wspólnym rozwoju projektu. Porozumienie przewidywało trzy fazy realizacji kolejnych etapów przedsięwzięcia. W fazie pierwszej, do końca I kwartału 2015 roku, strony miały wynegocjować: warunki długoterminowej umowy na dostawy przez Kompanię Węglową węgla do planowanej elektrowni w ilości ok. 3 mln ton rocznie oraz umowy na zakup przez KW energii z mocy wytwórczych elektrowni, warunki umowy na wykonawstwo pod klucz planowanej inwestycji z koncernem Mitsubishi Hitachi Systems oraz warunki pozyskania finansowania inwestycji na zasadach "project finance". W kolejnej fazie, do końca 2015 r. planowane było podpisanie wynegocjowanych umów i porozumień oraz powołanie spółki celowej. Trzecią fazą realizacji podpisanej umowy miało być zamknięcie etapu przygotowawczego projektu i podjęcie decyzji o rozpoczęciu inwestycji.
Pierwsze prace na placu budowy Elektrowni Czeczott, według przyjętych założeń harmonogramu, miały się rozpocząć w 2016 roku.
W marcu 2016 roku porozumienie pomiędzy KW i Mitsui wygasło, a realizacja projektu nie rozpoczęła się.
W 2016 w ramach restrukturyzacji branży górniczej KW weszła skład Polskiej Grupy Górniczej, która nie podjęła tematu realizacji projektu budowy Elektrowni Czeczott. |
Zakład Wytwarzania Tychy (nowy blok kogeneracyjny) | Tauron Ciepło | 50 MWe i 86 MWt | Węgiel kamienny | Budowa bloku energetycznego o mocy 50 MWe i 86 MWt w Zakładzie Wytwarzania Tychy to drugi etap realizowanego przez Tauron Ciepło projektu budowy nowych mocy w tyskim zakładzie. Obejmuje budowę bloku ciepłowniczego z kotłem fluidalnym, turbiną ciepłowniczo-kondensacyjną wraz z gospodarkami towarzyszącymi i niezbędną infrastrukturą.
20.06.2013 r. - Tauron Ciepło podpisał umowę z wykonawcą bloku, którym została Elektrobudowa. Koszt inwestycji wynosi ok. 618 mln zł.
29.03.2014 r.- Uroczyste wmurowanie aktu erekcyjnego
18.01.2016 r. Pierwsza synchronizacja nowego bloku z krajową siecią elektroenergetyczną. |
EC Zabrze (nowy blok kogeneracyjny) | Fortum | 75 MWe i 145 MWt | Węgiel kamienny / Biomasa | EC będzie zasilana przede wszystkim węglem i paliwem alternatywnym (RDF - Refuse Derived Fuel) z możliwością spalania biomasy oraz miksu tych trzech paliw. Ilość wykorzystywanego RDF-u może sięgać do 50 proc. całkowitego zużycia paliwa. Szacowana roczna produkcja EC ma wynosić około 730 GWh ciepła i 550 GWh energii elektrycznej Nowe źródło zastąpi wyeksploatowane jednostki opalane węglem, zainstalowane obecnie w zakładach Fortum w Zabrzu i Bytomiu. Budowa EC ma rozpocząć się do końca 2015 r. i zakończyć w 2018 r. Całkowita wartość inwestycji wynosi ok. 870 mln zł.
26.06.2015 r. Inwestor podpisał umowy na dostawy trzech głównych elementów elektrociepłowni. Amec Foster Wheeler dostarczy do elektrociepłowni kocioł z cyrkulacyjnym złożem fluidalnym. Doosan Škoda Power dostarczy turbozespół wraz z generatorem oraz systemem wymienników ciepłowniczych. BMH Technology dostarczy zewnętrzny układ podawania węgla i paliwa alternatywnego. Zakres dostaw obejmuje kompleksowy system zapewniający odbieranie, przesiewanie i automatyczny układ pobierania próbek węgla oraz RDF, a także przygotowanie RDF, silos magazynowy z układem przekazywania paliwa do zasobników trzykotłowych.
02.07.2015 r. Inwestor i ILF podpisali umowę na świadczenie kompleksowych usług menadżera kontraktu EPCM dla budowy EC. Zakres usług ILF obejmuje opracowanie projektu podstawowego, budowlanego zamiennego oraz wykonawczego, zarządzanie przetargami i realizacją umów związanych z budową, a także zarządzanie pracami budowlanymi i rozruchem.
25.3.2016 r. Mostostal Zabrze zawarł umowę z firmą Amec Foster Wheeler Energia Polska na dostawę i montaż konstrukcji stalowych w zakresie budowy kotła fliudalnego bloku.
25.4.2016 r. Inwestor podpisał list intencyjny z firmą Budimex, który ma na celu zawarcie właściwej umowy na roboty budowlane przy EC. W ramach tej umowy wykonawca będzie miał za zadanie między innymi przygotowanie fundamentu pod budynek kotła, łącznie z żelbetową konstrukcją głównej klatki schodowej oraz realizację prac fundamentowych pod główną galerię podawania paliwa. Budimex będzie również odpowiedzialny za roboty budowlane pod instalację oczyszczania spalin, a także wybudowanie budynku maszynowni i budynku elektrycznego z nastawnią elektrociepłowni.
23.5.2016 Po przeprowadzeniu prac przygotowawczych, wykonawca głównych robót budowlanych przystąpił do budowy fundamentów, które będą opierać się na ponad 300 betonowych palach. Proces produkcji kotła wielopaliwowego jest zaawansowany już w 70 procentach.
13.6.2016 r. Wmurowano kamień węgielny pod budowę elektrociepłowni.
16.9.2016 r. Zakończono prace przy betonowaniu głównej klatki schodowej
23.11.2016 r. Rozpoczęto prace związane z montażem kotła wielopaliwowego kota z cyrkulacyjnym złożem fluidalnym. Oprócz rozpoczęcia prac związanych z montażem części ciśnieniowej kotła, spółka kontynuuje budowę konstrukcji stalowej budynku kotła. Został tam zainstalowany zbiornik wody zasilającej oraz montowane są przykotłowe silosy paliw. Powstała również konstrukcja budynku elektrycznego, w którym znajdzie się nastawnia, czyli centrum sterowania elektrociepłownią. Wszystkie dotychczasowe prace budowlane postępują zgodnie z przyjętym harmonogramem.
5.4.2017 r. Budowa elektrociepłowni przekroczyła półmetek. Trwają prace związane z budową systemu podawania paliwa oraz instalacji. W ramach budowy systemu podawania paliwa firma wykonano 8-metrowy wykop pod stację rozładunku paliwa alternatywnego RDF i rozpoczęto roboty fundamentowe pod silos, w którym ten surowiec będzie przechowywany. Równolegle prowadzone są prace przy fundamentach budynków systemu podawania węgla. Na budowie rozpoczęły się również prace konstrukcyjno-montażowe dla systemu oczyszczania spalin, a także dostawy instalacji elektrycznych. Pierwszy z trzech planowanych transformatorów dotarł już na plac budowy i został zainstalowany w miejscu docelowym. Dodatkowo kończą się prace związane z modernizacją istniejącego 200-metrowego komina, który będzie wykorzystywany na potrzeby nowej elektrociepłowni. Trwają prace nad konstrukcją stalową budynku maszynowni. Ukończono budowę fundamentów pod turbozespół.
3.7.2107 Po zakończeniu prac związanych z montażem części ciśnieniowej kotła wielopaliwowego przeprowadzono udane testy szczelności i wytrzymałości urządzenia. Prowadzone race wykończeniowe dla 64-metrowego pylonu oraz budynku elektrycznego, w którym zabudowywane są windy, oświetlenie, ogrzewanie oraz inne instalacje. Ponadto toczą się zaawansowane prace konstrukcyjno-budowlane budynku, w którym docelowo znajdzie się turbina, wytwarzająca energię elektryczną. Modernizowana jest również bocznica kolejowa.Elektrociepłownia ma zostać uruchomiona pod koniec 2018 roku.
19.10.2017 r. Na budowie bloku zainstalowano generator. Rozpoczęto montaż galerii skośnej paliwa stałego, która będzie służyła do podawania węgla i paliwa alternatywnego bezpośrednio do wielopaliwowego kotła elektrociepłowni.
20.09.2018 r. Uroczystość oficjalnego uruchomienia bloku. |
| Dąbrowa Górnicza (budowa turbogeneratora w Zakładzie Wytwarzania Nowa) | Tauron Ciepło / TAMEH POLSKA | 50 MW | Węgiel kamienny / Gaz | W styczniu 2011 r. Tauron Wytwarzanie roku uzyskał decyzję o uwarunkowaniach środowiskowych. Została ona wydana przez Prezydenta Jaworzna po pozytywnym zaopiniowaniu raportu oddziaływania na środowisko m.in. przez Regionalną Dyrekcję Ochrony Środowiska w Katowicach. W sierpniu 2011 roku Prezydent Jaworzna wydał decyzję o pozwoleniu na budowę bloku. Tauron Wytwarzanie i PSE podpisały również umowę o przyłączenie bloku do sieci przesyłowej.
09.07.2013 r. Spółka Tauron Ciepło podpisała z generalnym wykonawcą - spółką Control Process umowę na zaprojektowanie, dostawę, montaż, rozruch, przekazanie do eksploatacji kompletnego turbozespołu upustowo-kondensacyjnego o mocy elektrycznej około 50 MW wraz z urządzeniami pomocniczymi i układem wyprowadzenia mocy. Wartość umowy to 142 mln zł brutto. Turbozespół generalnemu wykonawcy dostarczy Doosan Skoda Power. Inwestycja ma być zrealizowana w ciągu 20 miesięcy
14 stycznia 2016 r. nowy turbogenerator oddano do użytku. |
| Koksownia Przyjaźń w Dąbrowie Górniczej (blok energetyczny) | JSW Koks / Koksownia Przyjaźń | 71 MWe | Gaz koksowniczy | Budowa bloku rozpoczęła się pod koniec 2012 r. Inwestycja realizowana jest w formule generalnego realizatorstwa przez firmę Energoinstal.
W grudniu 2011 JSW Koks podpisała, ze spółką Energoinstal umowę o wartości prawie 224,6 mln zł na budowę opalanego oczyszczonym gazem koksowniczym bloku energetycznego o mocy 71 MW w Koksowni Przyjaźń 21 r. Termin realizacji inwestycji ustaloni w umowie na 33 miesiące.
26.08.2013 r. Koksownia Przyjaźń podpisała z Wojewódzkim Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Katowicach umowę pożyczki w wysokości 10 mln zł na dofinansowanie inwestycji budowa bloku energetycznego.
16.09.2013 r. Zakończono podstawowy etap budowy bloku - montaż kotła parowego. W październiku 2013 r. rozpoczął się pełny montaż turbozespołu, który zakończy się w pierwszym kwartale 2014.
Blok został oficjalnie uruchomiony pod koniec lipca 2015 r.
18.09.2020 r. JSW Koks podpisała umowę z wykonawcą inwestycji budowy instalacji katalitycznego odazotowania spalin. Generalnym wykonawcą została spółka SBB Energy. Termin zakończenia realizacji projektu wyznaczono na trzeci kwartał 2022 roku. |
| Elektrociepłownia w Radlinie | Agencja Rozwoju Przemysłu i JSW Koks | 28 MWe i 104 MWt | Gaz koksowniczy | Przedsięwzięcie ma na celu wykorzystanie gazu koksowniczego do produkcji energii elektrycznej i ciepła na potrzeby własne i na sprzedaż. W ramach przedsięwzięcia planuje się realizację budowy bloku energetycznego opalanego własnym gazem koksowniczym o mocy cieplnej 104 MWt z turbiną upustowo-kondensacyjną o mocy 28 MWe i członem ciepłowniczym o mocy 37 MWt, który zapewni dostawy energii elektrycznej, pary i ciepła dla koksowni Radlin, ciepła do pobliskiej KWK Marcel oraz dla mieszkańców miasta Radlin.
07.04.2015 r. ARP i JSW Koks podpisały w Katowicach list intencyjny dot. realizacji inwestycji. Wartość inwestycji szacowana jest na 185 mln zł.
14.01.2016 r.o głoszono przetarg na budowę „pod klucz” bloku energetycznego opalanego gazem koksowniczym w Koksowni Radlin o mocy 104MWt i 30MWe. Termin realizacji: 2 lata.
19.12.2016 r. JSW Koks unieważniła postępowanie w przetargowe ponieważ najkorzystniejsza z ofert przekraczała (Control Process – 193,4 mln zł) budżet inwestora. Ze względu na kwotę wynikającą z postępowania przetargowego ARP wycofała się z finansowania inwestycji.
12.06.2019 r. JSW Koks podpisał umowę z Rafako na budowę kogeneracyjnego bloku energetycznego opalanego gazem koksowniczym. Zadanie inwestycyjne obejmuje dwa kotły parowe o łącznej mocy ok. 104 MWt, zabudowę turbiny upustowo-kondensacyjnej o mocy ok. 32 MWe oraz człon ciepłowniczy o mocy 37 MWt, a także instalacje pomocnicze. Źródłem energii dla bloku będzie nadmiarowy gaz koksowniczy w ilości około 180 mln m sześc. rocznie. Od lutego 2020 r. rozpoczęły się prace związane z organizacją placu budowy. Od 16 kwietnia rozpoczęto roboty ziemne, a z początkiem maja - wzmacnianie gruntu palami i kolumnami żelbetowymi. |
| EC Zgierz | PGE GiEK | 22,4 MWe, 18 MWt, 24 MWt | Węgiel kamienny / Węgiel brunatny / Biomasa / Gaz / Olej | Styczeń 2012 r. - ogłoszenie przetargów na zabudowę turbozespołu upustowo-kondensacyjnego oraz kotła rezerwowo-szczytowego w EC Zgierz.
Przetarg na zabudowę pod klucz turbozespołu upustowo- kondensacyjnego wygrało Konsorcjum PBG S.A.
Realizatorem zabudowy kotła rezerwowo-szczytowego, o mocy 18 MWt. została spółka ENERGIKA.
Inżynierem kontraktu dla inwestycji jest Elbis (do 2003 r. pod nazwą Elektrownia Bełchatów II).
Sierpień 2013 r. - oddanie do użytku kotła wodnego rezerwowo-szczytowego gazowo-olejowego ( LOOS UT-M64,. 18 MW)
Październik 2014 r . - oddanie do eksploatacji turbozespół nr 2, o mocy (22,4 MW ) .
Luty 2015 r. - ogłoszenie postępowania na budowę kotła parowego rezerwowo-szczytowego o mocy 24 MWt
Kwiecień 2015 r. podpisanie umowy na realizacje inwestycji budowy kotła parowego rezerwowo-szczytowego o mocy 24 MWt
Marzec 2016 r. oddanie do eksploatacji kotła parowego rezerwowo-szczytowego, gazowo-olejowego (Viessman, 24 MWt).
6.12.2019 r. PGE Energia Ciepła podpisała umowę z PSG, na mocy której wybudowana w najbliższych latach instalacja gazowa, która zostanie przyłączona do sieci gazowej PSG. Podpisana umowa umożliwia budowę nowego bloku kogeneracyjnego w oparciu o silniki gazowe o mocy ok. 19 MWe i 16 MWt., który będzie uzupełniony instalacją kolektorów słonecznych. Umożliwi to całkowite odejście od węgla. |
Wrocław (nowa elektrociepłownia) | Fortum | 400 MWe i 290 MWt | Gaz / Biomasa | Inwestor ogłosił przetarg na realizację "pod klucz" bloku gazowo-parowego (CCGT) o mocy 270-320 MW. Zgłosiło się do niego 9 podmiotów: Abener Energia, Alstom Power, Ansaldo Energia, konsorcjum Budimex-CMI, General Electric International, Iberdrola, J&P Avax, konsorcjum PBG-Mitsubishi Power Systems Europe, Rafako oraz Siemens.
W październiku 2012 r. inwestycja została zablokowana przez mieszkańców jednej z miejscowości w sąsiadującej z Wrocławiem gminy Długołęka. Urząd gminy w Długołęce ma podjąć decyzję w sprawie protestu mieszkańców do końca 2012 r. Ostateczna decyzja o realizacji inwestycji zostanie podjęta w 2012 r. po otrzymaniu wiążących ofert. Wartość inwestycji to ok. 1,5 mld zł.
W styczniu 2013 r. Inwestor podjął decyzję o wstrzymaniu budowy bloku ze względu na brak ostatecznego kształtu trójpaku energetycznego, a szczególnie ustawy o OZE i wynikającego z niej poziomu wsparcia dla współspalania. |
Włocławek | PKN Orlen | 463 MWe | Gaz | 29.11.2012 r. Rada nadzorcza PKN Orlen na posiedzeniu wyraziła zgodę na realizację projektu budowy elektrowni gazowo-parowej we Włocławku, w tym na zawarcie umowy na budowę elektrowni. Umowa została zawarta z konsorcjum firm: General Electric International Inc. (działającym poprzez General Electric International SA w Polsce) i SNC-LAVALIN POLSKA. Umowa przewiduje budowę elektrowni w formule pod klucz, a jej szacunkowa wartość netto ma wynieść ok. 1,1 mld zł. Oddanie elektrowni do eksploatacji planowane jest na grudzień 2015 roku.
04.12.2012 r. Podpisanie umowy z wykonawcą elektrowni.
04.2013 r. Rozpoczęcie budowy elektrowni
23.04.2015 r. Testowe uruchomienie turbiny planowane jest w drugiej połowie 2015 r., a sprzedaż energii rozpocznie się na przełomie 2015 i 2016 r.
Wartość inwestycji wynosi ok 1,4 mld zł.
26.05.2015 Rozruch technologiczny bloku rozpocznie się pod koniec trzeciego kwartału 2015 r.
16.09.2015 r. Blok zostanie oddany do eksploatacji w drugim kwartale 2016 r.
1.12.2015 r. Rozpoczął się rozruch technologiczny bloku
13.1.2016 r. Z powodzeniem przeprowadzono pierwszą synchronizację bloku z siecią elektroenergetyczną
28.1.2016 r. Zakończono prace, związane z przyłączami gazowymi i elektrycznymi po stronie PSE i Gaz-Systemu, podpisano umowę przesyłową z PSE.
30.6.2016 r. Inwestor poinformował, że blok zostanie oddany do eksploatacji w terminie późniejszym niż do końca drugiego kwartału 2016 r.
19.7.2016 r. Orlen zawarł z General Electric i SNC-Lavalin Polska aneks do umowy na budowę elektrowni. Zgodnie z aneksem do około połowy września 2016 roku blok będzie pracował w ramach ruchu regulacyjnego, podczas którego będzie wytwarzana i sprzedawana do odbiorców energia elektryczna i para technologiczna. W kolejnych miesiącach planowany jest postój w celu przeprowadzenia napraw, oraz ponowne pomiary gwarancyjne i ruch próbny, po których to elektrownia ma zostać przekazana Orlenowi do eksploatacji. Termin oddania elektrowni do eksploatacji przewidywany jest na pierwszy kwartał 2017 roku.
25.1.2017 r. Inwestor poinformował, że przekazanie przez wykonawcę bloku do eksploatacji spodziewane jest w drugim kwartale 2017 r. Obecnie trwa postój elektrowni, a wykonawca przeprowadza zdiagnozowane wcześniej naprawy. Po ich zakończeniu nastąpią pomiary gwarancyjne i ruch próbny, a następnie blok zostanie przekazany przez wykonawcę do eksploatacji.
19.6.2017 r. Orlen podpisał z konsorcjum firm General Electric i SNC-Lavalin Polska protokół zakończenia budowy bloku. |
Grudziądz (elektrownia gazowo-parowa) | Energa | 450 - 750 MWe | Gaz | Przetarg na blok w Grudziądzu ogłoszono na początku lutego 2013 r. . Plany inwestycji zakładają budowę elektrowni gazowo-parowej o mocy ok. 900 MW (dwa bloki o mocy ok. 450MW). Ma ona być jednak realizowana dwuetapowo. W pierwszym etapie, którego zakończenie planowane jest na 2017 rok, ma zostać uruchomiony jeden blok gazowo-parowy o mocy 420-600 MWe.
Blok ma być zaprojektowany i wykonany jako jednostka z jedną turbiną gazową opalaną gazem ziemnym wysokometanowym, kotłem odzyskowym, turbozespołem parowym kondensacyjnym i chłodnią wentylatorową mokrą.
Lista wykonawców zaproszonych do złożenia ofert wstępnych, to Konsorcjum: Alstom Power, Alstom Switzerland, Alstom Power O & M, Konsorcjum: General Electric International Inc., SNC-Lavalin Polska, SNC-Lavalin Inc. (Kanada), Konsorcjum: Iberdrola Engineering and Construction Poland, Iberdrola Ingenieria y Construccion (Hiszpania), Konsorcjum: Siemens Aktiengesellschaft, Siemens Aktiengesellschaft Oesterreich, Siemens (Polska), Konsorcjum: Tecnicas Reunidas (Hiszpania), Gama Güç Sistemleri Mühendislik ve Taahhüt (Turcja), Budimex.
Funkcję Inżyniera Kontraktu ma pełnić Konsorcjum firm Grontmij Polska (lider) oraz Grontmij GmbH.
Energa przesunęła termin złożenia wstępnych ofert na 15.05.2014 r.
16.03.2015 r. Analizowana jest zmiana projektu. Jedną z rozważanych opcji jest zamiana na projekt kogeneracyjny.
11.03.2019- Energa Wytwarzanie ogłosiła nowy przetarg na budowa nowego bloku gazowo-parowego w Grudziądzu o mocy 450-750 MWe wraz z infrastrukturą pomocniczą oraz towarzyszącą. Podpisanie umowy z wykonawcą zaplanowane jest na I kwartał 2020 roku. |
EC Żerań | PGNiG Termika | 497 MWe i 326 MWt | Gaz | Przedmiotem inwestycji jest blok gazowo-parowy o mocy elektrycznej 450 MWe i mocy cieplnej 255 MWt wraz z infrastrukturą towarzyszącą, która będzie zdolna wytwarzać energię elektryczną i cieplną w powiązaniu z istniejącą częścią EC Żerań. Blok wyposażony będzie w jedną turbinę gazową z kotłem odzysknicowym oraz jedną turbinę parową. Rocznie blok ma spalać 550 mln m3 gazu ziemnego.
Miejscem przyłączenia bloku będzie nowa rozdzielnia na Żeraniu 220/110kV, która ma być wybudowana przez PSE.
Inwestor jest w trakcie uzyskiwania decyzji środowiskowych i pozwolenia na budowę. We współpracy z Gaz-Systemem i Gazoprojektem jest w takcie doprowadzenia gazu z tłoczni Rembelszczyzna. W sierpniu 2014 r. planowane jest ogłoszenie przetargu na wybór generalnego wykonawcy inwestycji.
18.03.2014 r. PGNiG TERMIKA podpisała umowę z ILF Consulting Engineers Polska na opracowanie dokumentacji projektowej dla bloku. ILF Polska jest również projektantem dziesięciokilometrowego gazociągu z tłoczni Rembelszczyzna do EC Żerań, który będzie zasilał nowy blok gazowo-parowy.
Planowany termin przekazania bloku do eksploatacji przewidziano na 2018 r.
13.11.2014 r. Walne Zgromadzenie PGNiG Termiki wydało zgodę na budowę bloku.
05.12.2014 r. Wärtsilä zaskarżyła do Krajowej Izby Odwoławczej zapisy przetargu PGNiG Termika na budowę bloku, argumentując, że jego obecne zapisy łamią zasady swobodnej konkurencji, ograniczając warunki udziału wyłącznie do technologii turbinowej.
PGNiG Termika przesunęła termin składania wniosków o dopuszczenie do udziału w postępowaniu na dostawę i montaż bloku na najpierw na 6.02.2014 r., a potem na 13.02.2014 r.
13.2.2015 r. Wnioski o dopuszczenie do udziału w postępowaniu przetargowym zgłosiło 12 firm i konsorcjów: METKA SA; Konsorcjum: Abener Energia SA, Teyma, Gestion de Contratos de Construccion e Ingenieria SA, Toshiba Corporation; Konsorcjum: SAIPEM SPA, IMPRESA PIZZAROTTI & C.S.p.A; POSCO ENGINEERING & CONSTRUCTION Co. Ltd; Konsorcjum: ALSTOM POWER Sp. z o.o., ALSTOM (Switzerland) Ltd, ALSTOM Power O & M Ltd, Polimex Energetyka SA; Konsorcjum: Siemens Sp. z o.o., Siemens AG; China National Electric Engineering Co. Ltd; Konsorcjum: Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe Gmbh, Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd, Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe Ltd; Konsorcjum: General Electric International INC, Budimex SA, Tecnicas Reunidas, Extor M09 Sp. z o.o.; Konsorcjum: GAMA Power Systems Engineering and Contracting INC, Black & Veatch Corporation; Konsorcjum: Ansaldo Energia S.p.A, SNC-Lavalin Polska Sp. z o.o. oraz COBRA INSTALACIONES Y SERVICIOS SA
13.05.2015 r. PSE i PGNiG Termika podpisały umowę o przyłączenie bloku do sieci przesyłowej
15.05.2015 r. W wyniku prekwalifikacji PGNiG Termika wyłoniła pięciu wykonawców, którzy zostaną dopuszczeni do dalszego udziału w przetargu: konsorcjum spółek - Alstom Power, Alstom, Alstom Power O&M oraz Polimex Energetyka, konsorcjum - Ansaldo Energia z SNC-Lavalin Polska, konsorcjum - General Electric International, Budimex, Tecnisas Reunidas i Extor M09, konsorcjum - Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe, Mitsubishi Hitachi Power Systems, Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe oraz konsorcjum firm z grupy Siemens
23.12.2015 r. Wysłano zaproszenia do złożenia ofert z ceną do wykonawców biorących udział w postępowaniu przetargowym.Oferty mają być przesłane do 15.3.2016 r.
29.4.2016 r. Otwarto oferty dwóch konsorcjów na dostawę i montaż bloku. Oferty złożyli wykonawcy składający ofertę wspólnie: Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH, Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd. i Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe Ltd., cena oferty brutto: 1 890 196 744,77 zł oraz General Electric International Inc., General Electric International S.A. Oddział w Polsce, Budimex S.A.,Tecnisas Reunidas S.A. i TR inżynieria i Budownictwo Sp. z o.o., cena oferty brutto: 1 895 115 167,97 zł
14.7.2016 r. PGNiG Termika unieważniła przetarg na blok, gdyż oferta z najniższą ceną przewyższała kwotę, którą spółka zamierzała przeznaczyć na sfinansowanie inwestycji.
24.8.2016 r. Termin składania wniosków o dopuszczenie do udziału w postępowaniu na budowę nowego bloku wyznaczony został na 8 września 2016 r.
16.2.2107 r. Oferty złożyły konsorcja:
- GE Power Sp. z o.o. i General Electric International, Inc. z ceną brutto 1 369 869 819 zł i 114 857 400 euro, - Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd, Mitsubishi Hitachi Power System Europe Ltd i Polimex Mostostal z ceną brutto 1 102 409 067,67 zł oraz 111 938 759,89 euro.
17.5.2017 r. Inwestor zakończył postępowania o udzielenie zamówienia publicznego w trybie przetargu ograniczonego na dostawę i montaż bloku. Za najkorzystniejszą uznano ofertę złożoną przez konsorcjum: Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe Gmbh - lider konsorcjum; Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd; Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe. Cena całkowita wybranej oferty, obejmująca budowę bloku w formule pod klucz oraz umowę serwisową, wynosi brutto 1 587 219 tys. zł. po przeliczeniu euro na zł wg. kursu z dnia 1 lutego 2017 roku.
29.7.2017 r. PGNiG Termika oraz konsorcjum Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe Gmbh, Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd, Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe Ltd. oraz Polimex-Mostostal podpisały umowę na dostawę i montaż bloku. Wartość kontraktu wynosi 1,6 mld zł brutto. Budowa ma się zakończyć w 2020 roku.
21.8.2017 r. W przetargu na realizację usługi inżyniera kontraktu na potrzeby realizacji bloku, rurociągu i sieci dla elektrociepłowni najkorzystniejszą ofertę o wartości 7,69 mln zł brutto złożyło konsorcjum ECM Group Polska i Hill International. Czas realizacji zamówienia ma wynosić 39 miesięcy.
25.10.2017 r. Podpisano i wmurowano akt erekcyjny pod budowę bloku.
17.04.2019 r. Nowy blok ma zostać ukończony w IV kwartale 2020 roku, tzn. natychmiast po przyłączeniu do sieci gazowej Gaz Systemu.
18.07.2019 r. Podpisano aneks do kontraktu na budowę nowego bloku. Zgodnie z jego zapisami okres w trakcie którego wykonawca zobowiązał się doprowadzić do podpisania protokołu przejęcia bloku do eksploatacji uległ przedłużeniu do 40 miesięcy i 21 dni od dnia zawarcia kontraktu.
3.07.2020 r. Nowy termin uruchomienia bloku to 25 kwietnia 2021 r.
8.10.2020 r. Termin uruchomienia bloku został przesunięty na 25 czerwca 2021 r.
18.12.2020 r. Termin uruchomienia bloku został przesunięty na 30 września 2021 r. |
| EC Żerań | PGNiG Termika | 390 MWt | Gaz | PGNiG Termika przygotowuje się do budowy kotłowni olejowo-gazowej (jednostki szczytowej). Spółka jest w trakcie przygotowywania nowej dokumentacji przetargowej z celu znalezienia wykonawcy kotłowni. Poprzedni przetarg został unieważniony na początku marca 2014 r. ze względu na zbyt wysokie ceny złożonych ofert.
Listopad 2017 r. - PGNiG Termika ogłosiła postepowanie na realizację w formule EPC ("pod klucz") kotłowni wodnej gazowej o mocy około 390 MWt ( 3 x 130 MWt) wraz z jej powiązaniami do istniejącej lub przebudowanej infrastruktury EC Żerań.
15 listopada 2017 r. - PGNiG Termika podpisała umowę na realizację inwestycji budowy kotłowni szczytowej w EC Żerań. Inwestycje w formule EPC zrelizuje konsorcjum z udziałem Przedsiębiorstwo Budowy Kopalń PeBeKa (lider) oraz spółek Varia Tech i Ekolog. Wartość inwestycji wynosi prawie 129,9 mln zł. Planowany termin przekazania do eksploatacji - do dnia 15.04.2020 r. |
EC Stalowa Wola | Tauron i PGNiG | 450 MWe i 240 MWt | Gaz | 26.04.2012 r. Elektrociepłownia Stalowa Wola podpisała umowę z hiszpańską firmą Abener, generalnym wykonawcą bloku. Przedmiotem umowy jest zaprojektowanie, dostawa, montaż, rozruch i przekazanie do eksploatacji bloku gazowo-parowego opalanego gazem ziemnym wraz z instalacjami i obiektami pomocniczymi EC oraz świadczenie usług serwisowych po okresie gwarancji. Wartości netto kontraktu to 1,57 mld zł. Turbozespół parowy dostarczy Skoda Power. Oprócz turbiny parowej i generatora, Skoda Power dostarczy również kondensator, cztery podgrzewacze wody, zawory oraz pozostałe urządzenia pomocnicze. Turbina gazowa 9F 5-series dostarczona zostanie przez GE. Inwestor posiada już wszystkie pozwolenia i wykonał badania geologiczne. Budowa bloku rozpoczęła się 03.12.2012 r., a uruchomienie planowane jest na 2014 r. Generalny Wykonawca inwestycji podpisał już umowy na dostawy głównych urządzeń tj. turbiny gazowej, turbiny parowej i kondensatora oraz kotła odzyskowego. Ponadto zakończono pierwszy etap prac związanych z budową progu na rzece San, a także zakończono prace elektryczne zasilania placu budowy bloku energetycznego oraz wzmacnianie terenu pod budynek turbiny parowej. Wykonano również studnie próbne konieczne do realizacji odwodnień.Generalny Wykonawca przygotował także projekt wykonawczy fundamentów głównych budynków i obecnie trwają prace budowlane nad ich wykonaniem. Równolegle prowadzone są również prace związane z przyłączeniem do sieci przesyłowej gazowej i elektroenergetycznej tj. budowa rozdzielni 220 kV przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne i stacji pomiarowej gazu przez Gaz-System, które przebiegają zgodnie z harmonogramem. Inwestycja o wartości ok.1,6 mld zł finansowana jest ze środków własnych partnerów oraz ze środków zewnętrznych pochodzących z Europejskiego Banku Inwestycyjnego oraz Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju. Dodatkowo do finansowania przystąpił Bank Pekao SA przejmując od EBOiR 50 proc. kredytu. Kwota kredytu opiewa na 1,13 mld zł, z czego na EBI przypada 566 mln zł, a na EBOiR i Pekao SA po 283 mln zł.
30.09.2013 r. Został zawarty aneks do umowy o funkcjonowaniu Elektrociepłowni Stalowa Wola - spółki utworzonej w 2010 roku przez PGNiG i Tauron do budowy bloku. Zgodnie z aneksem PGNiG Termika zastąpi w projekcie spółę PGNiG Energia.
18.02.2014 r. Trwa budowa maszynowni turbiny parowej i gazowej oraz kotłowni i budynku elektrycznego. Zakończyły się już prace przy fundamencie pod turbinę gazową. Trwają natomiast przy fundamentach estakady rurociągu gazowego i budowie progu spiętrzającego na Sanie. Do elektrociepłowni dostarczono także część maszyn i urządzeń. Na miejscu znajdują się już m.in. walczak i wirnik generatora turbiny gazowej. W grudniu odbyły się testy fabryczne wyłączników generatora, pomp głównego układu wody chłodzącej oraz krat i sit dla wody chłodzącej.
26.08.2014 r. Do EC dotarły podzespoły: turbina gazowa i stojan generatora turbiny
20.5.2015 r. Z powodu opóźnienia dostawy turbiny, Abener Energia wystąpił z wnioskiem o uznanie przesunięcia wykonania inwestycji o kilka miesięcy. Nastąpi ono na początku 2016 r.
14.07.2015 r.Inwestorzy podjęli decyzję o skierowaniu sprawy opóźnienia przy budowie bloku do sądu arbitrażowego
25.08.2015 r. Tauron szacuje, że blok może zostać oddany do użytku dopiero w I półroczu 2016 r., a pracę rozpocznie najprawdopodobniej na przełomie 2016 i 2017 roku.
(29.1.2016 r.) Elektrociepłownia Stalowa Wola, spółka celowa Taurona Wytwarzanie oraz PGNiG Termika, odstąpiła od kontraktu z generalnym wykonawcą budowy bloku gazowo-parowego o mocy 450 MW - firmą Abener Energia.
26.4.2016 r. Tauron chce renegocjować umowę gazową z PGNiG dotyczącą inwestycji.
9.5.2016 PGNiG: rozpatrywane są wszelkie scenariusze dla projektu włącznie z jej przeniesieniem do Żerania.
27.10.2016 r. Tauron i PGNiG ustaliły warunki dokończenia budowy bloku
17.3.2017 r. Elektrociepłownia Stalowa Wola upubliczniła ogłoszenie o zamówieniu na wykonanie funkcji związanych z pracami projektowymi, inżynieryjnymi, doradczymi, zarządzaniem i nadzorem prac wymaganych dla zakończenia budowy bloku.
28.3.2017 r. Wpłynęło sześć ofert o wartości brutto od 7,552 mln zł do 13,452 mln zł na budowę rurociągu wody chłodzącej bloku. Najtańszą ofertę złożyła firma ISD-BUD, a najdroższą Przedsiębiorstwo Robót Inżynieryjnych INKOP. W przetargu wystartowały również firmy SANIMET (7,798 mln zł), POLAQUA (10,013 mln zł), Inżyniera Rzeszów (7,977 mln zł) i konsorcjum wykonawców Molewski (9,537 mln zł).
31.3.2017 r. Elektrociepłownia Stalowa Wola poleciła dokonanie zapłaty na rzecz instytucji finansujących dotychczas ECSW, tj. Europejskiego Banku Inwestycyjnego, Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju, Banku Polska Kasa Opieki kwoty 581,4 mln zł tytułem spłaty wszystkich zobowiązań ECSW - podały Tauron i PGNiG w komunikatach. Z chwilą uznania rachunków bankowych instytucji finansujących zostaną spełnione warunki zawieszające i jednocześnie wejdą w życie dokumenty, porozumienia z października 2016 r.
17.3.2017 r. EC Stalowa Wola ogłosiła przetarg na wykonanie funkcji związanych z pracami projektowymi, inżynieryjnymi, doradczymi, zarządzaniem i nadzorem prac wymaganych dla zakończenia budowy bloku.
28.3.2017 r. W ramach przetargu na budowę rurociągu wody chłodzącej dla nowego bloku gazowo-parowego wpłynęło sześć ofert.
31.3.2017 r. EC Stalowa Wola poleciła dokonanie zapłaty na rzecz instytucji finansujących dotychczas ECSW, tj. Europejskiego Banku Inwestycyjnego, Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju, Banku Polska Kasa Opieki kwoty 581,4 mln zł tytułem spłaty wszystkich zobowiązań ECSW.
28.4.2017 r. Siedem konsorcjów i jedna firma złożyła wnioski o dopuszczenie do udziału w postępowaniu pn. "Wykonanie funkcji związanych z pracami projektowymi, inżynieryjnymi, doradczymi, zarządzaniem i nadzorem prac wymaganych dla zakończenia budowy bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola SA".
17.5.2017 r. Spółka Elektrociepłownia Stalowa Wola wybrała najkorzystniejszą ofertę w przetargu na budowę rurociągu wody chłodzącej dla nowego bloku gazowo-parowego. Za najkorzystniejszą spółka uznała ofertę złożoną przez firmę ISD-BUD o wartości7,552 mln zł.
17.8.2017 r. W ogłoszonym przez spółkę Elektrociepłownia Stalowa Wola przetargu na wykonanie funkcji związanych z pracami projektowymi, inżynieryjnymi, doradczymi, zarządzaniem i nadzorem prac wymaganych dla zakończenia budowy bloku gazowo-parowego wpłynęła tylko jedna oferta ponad dwukrotnie droższa od planowanego budżetu. Ofertę złożyło konsorcjum z udziałem Zakładów Pomiarowo - Badawczych Energetyki Energopomiar z Gliwic (lider) i Biura Studiów Projektów i Realizacji Energoprojekt - Katowice.
17.10.2107 Elektrociepłownia Stalowa Wola i EPCM (Engineering-Procurement-Construction-Management podpisały umowę dotyczącą prac projektowych i inżynieryjnych, wspomagania inwestora w organizacji zamówień, a także nadzór nad pracami wymaganymi do zakończenia budowy i przekazania do eksploatacji bloku.
2.8.2018 r. EC Stalowa Wola rozstrzygnęła postępowanie przetargowe na realizację w systemie "pod klucz" inwestycji budowy rezerwowego źródła ciepła. Za najkorzystniejszą uznano ofertę o wartości 55,039 mln zł (brutto) złożoną przez Mostostal Warszawa
17.8.2018 r. EC Stalowa Wola ogłosiła postępowania przetargowe na dokończenie montażu i instalacji turbozespołów. Pierwsze z ogłoszonych postępowań dotyczy prac związanych z dokończeniem instalacji turbozespołu gazowego, a drugie z dokończeniem montażu turbozespołu parowego. Oba postępowania spółka prowadzi trybie dialogu konkurencyjnego.
28.8.2018 r. Elektrociepłownia Stalowa Wola podpisała z Mostostalem Warszawa umowę o budowie rezerwowego źródła ciepła. Inwestycja zostanie zrealizowana w ciągu 15 miesięcy.Budowa rezerwowego źródła ciepła w EC Stalowa Wola jest dodatkowym zadaniem związanym z budową nowego bloku gazowo-parowego. Zródło ma zapewnić ciepło podczas postojów bloku. W kotłowni mają być zainstalowane trzy kotły wodne po 36 MWt, jeden kocioł wodny 12 MWt oraz jeden kocioł parowy 15 t/h (12 MWt). Całkowita moc rezerwowego źródła ciepła w wodzie grzewczej ma wynosić 120 MWt, a łącznie z kotłem parowym 132 MWt.
20.08.2020 r. Blok gazowo-parowy elektrociepłowni uzyskał prawomocną decyzję użytkowania. Prace wszystkich układów technologicznych oraz budowlane i wykończeniowe zostały zakończone . Blok przechodzi etap rozruchu gorącego.
24.08.2020 r. Blok gazowo-parowy elektrociepłownizostał zsynchronizowany z siecią
30.09.2020 r. Blok został przekazany do eksploatacji. |
Puławy | ZA Puławy i PGE GiEK (w 2014 wycofała się z projektu) | 100 MWe i 300 MWt | Węgiel kamienny | ZA Puławy ogłosiły przetarg na budowę elektrowni obejmujący m.in. zaprojektowanie, dostawy, budowę i uruchomienie elektrowni wraz z instalacjami i obiektami pomocniczymi.
Na krótkiej liście podmiotów zainteresowanych budową elektrowni znalazły się: Alstom Power, konsorcjum General Electric International Inc., Iberdrola, konsorcjum Mostostal Warszawa, Ansaldo Energia, konsorcjum Siemens Sp. z o.o., Siemens Ostrich, Siemens Switzerland oraz konsorcjum SNC-Lavalin Polska, SNC - Lavalin Inc./SNC-Lavalin Constructors Inc.
Spośród wymienionych podmiotów, oferty nie złożyło konsorcjum Mostostal Warszawa i włoskiego Ansaldo Energia.
Przetarg na wybór wykonawcy budowy Elektrowni Puławy powinien zostać rozstrzygnięty do końca 2014 r. Według harmonogramu prace rozpoczną się w 2015 r. i potrwają 36 miesięcy. Uruchomienie elektrowni ma nastąpić najwcześniej w 2018 r. Szacowana wartość inwestycji to ok. 3 mld zł. Projekt przewiduje lokalizację elektrowni na prawym brzegu Wisły w Gminie Puławy.
18.08.2012 r. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna objęło 50 proc. udziałów w spółce celowej, drugie 50 proc. obejmą ZA Puławy.
W postępowaniu ma zostać wybrana oferta najkorzystniejsza ekonomicznie z uwzględnieniem następujących kryteriów: cena (5 proc.) oraz kryterium techniczno-ekonomiczne (95 proc.).
ZA Puławy i PGE GiEK podjęły decyzję o przesunięciu terminu spełnienia wszystkich warunków decydujących o budowie Elektrowni Puławy z 31.12.2013 r. na 31.03.2014 r.
PGE przyznaje, że realizację projektu w Puławach uzależnia od ostatecznego kształtu systemu wsparcia dla kogeneracji, albowiem przy obecnych regulacjach prawnych ryzyko związane z opłacalnością inwestycji jest bardzo duże.
04.12.2014 r. ZA Puławy unieważniły przetarg na wybór generalnego wykonawcy elektrowni z powodu braku odpowiednich przepisów prawa zapewniających długoterminowe wsparcie dla wysokosprawnej kogeneracji
23.12.2014 r. PGE GiEK, będąca w posiadaniu 50 proc. udziałów spółki Elektrownia Puławy, zbyła na rzecz wspólnika - ZA Puławy udziały w ww. spółce. Równocześnie z zawarciem porozumienia ZA Puławy nabyły od PGE GiEK 11.074 udziałów w Elektrowni Puławy za łączną kwotę 16,4 mln zł i obecnie posiadają 100 proc. udziałów w spółce.
25.05.2015 r. Rada nadzorcza ZA Puławy wyraziła zgodę na budowę bloku gazowo-parowego o mocy 400 MWe, o wartości 1,125 mld zł. Decyzja o budowie bloku jest kontynuacją, w nowej formule, projektu Elektrownia Puławy. Przedsięwzięcie będzie realizowane przy współudziale spółki celowej - Elektrownia Puławy, a nadmiar produkowanej energii elektrycznej w stosunku do potrzeb spółki będzie sprzedawany na rynku. Planowany budżet projektu to 1,125 mld zł. Przewidywany termin zakończenia inwestycji to 2019 rok.
30.05.2015 r. ZA Puławy nie będą szukać partnera branżowego do realizacji inwestycji. Prowadzą natomiast rozmowy w sprawie pozyskania finansowania inwestycji.
02.07.2015 r. Grupa Azoty Puławy, Elektrownia Puławy i Bank Gospodarstwa Krajowego podpisały porozumienie w sprawie sfinansowania nowej inwestycji. BGK będzie odpowiedzialny za zorganizowanie finansowania w formule "project finance". Kredytobiorcą będzie Elektrownia Puławy Sp. z o.o., która jest kontrolowana w 100 proc. przez Grupę Azoty Puławy.
09.07.2015 r. Wiceminister skarbu Wojciech Kowalczyk poinformował, że decyzja środowiskowa ws. budowy elektrowni w Puławach powinna być podjęta w 2015 r., pozwolenie na budowę ma być wydane w 2016 r., a realizator inwestycji ma być wybrany również w 2016 r.
15.07.2015 r. Spółka Elektrowni Puławy podpisała umowy z firmami Energoprojekt - Katowice oraz PwC dotyczące przygotowania oraz wspomagania w zarządzaniu projektem. Energoprojekt-Katowice dokona aktualizacji projektu budowlanego budowy elektrowni oraz aktualizacji dokumentacji przetargowej na wybór Generalnego Realizatora Inwestycji, a także opracowanie koncepcji wyprowadzenia mocy z bloku. Umowa z PwC dotyczy strukturyzacji i pozyskania finansowania inwestycji oraz wsparcia procesu inwestycyjnego m.in. poprzez realizację programu efektywności inwestycyjnej i zarządzanie częścią portfolio.
04.08.2015 r. Spółka Elektrownia Puławy otrzymała decyzję środowiskową dotyczącą budowy elektrowni
9.12.2015 r. Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Elektrowni Puławy podjęło uchwałę o podniesieniu kapitału zakładowego spółki o 70 mln zł. Nowe udziały zostały objęte przez ZA Puławy.
10.3.2016 r. Trzy banki (EBOR, BGK i ING) złożyły pisemne deklaracje finansowania inwestycji budowy Elektrowni Puławy. EBOR zadeklarował finansowanie na poziomie do 100 mln euro, BGK - do 1 mld zł, a ING do 300 mln zł. Budżet inwestycji wynosi 1,1 mld zł, z czego 30 proc. ma pochodzić ze środków własnych Grupy Azoty Puławy, a pozostałe 70 proc. ma być finansowane długiem. Trwa już też procedura wyboru Generalnego Realizatora Inwestycji.
11.5.2016 r. Grupa Azoty analizuje istotne parametry inwestycji, czyli źródło energii, jakie ma być wykorzystywane oraz wielkość elektrowni
25.8.2016 r. Wariantowe oferty potencjalnych wykonawców - na blok gazowy i węglowy oraz na moc 400 i 200 MW - mają był złożone do końca września 2016 r.
4.10.2016 r. Oferty budowy bloku złożyły firmy GE Power oraz Siemens.
31.3.2017 r. Grupa Azoty Puławy podjęła decyzję o zamknięciu przetargu na budowę bloku gazowo-parowego. Jednocześnie rada nadzorcza spółki udzieliła zarządowi zgody na rozpoczęcie przygotowań do budowy bloku energetycznego zasilanego węglem kamiennym. Blok ma zapewnić dostawy energii elektrycznej i ciepła dla Grupy Azoty Puławy.
12.7. 2017 r. Spółka Elektrownia Puławy ogłosiła pod koniec czerwca 2017 r. postępowanie na wybór doradcy technicznego przy realizacji budowy bloku.
30.8.2017 r. Spółka Elektrownia Puławy zakończyła przetarg na wybór doradcy technicznego dla inwestycji budowy bloku węglowego. Za najkorzystniejszą uznano ofertę złożoną przez firmę Ramboll Polska, z którą została zawarta umowa na świadczenie usług doradcy technicznego dla inwestycji budowy bloku.
20 grudnia 2017 r. Komitet Rozwoju Grupy Azoty pozytywnie zaopiniował i rekomendował inwestycję, polegającą na budowie przez spółkę Elektrownia Puławy bloku na węgiel o mocy elektrycznej 100 MW
31.01. 2018 r. - Elektrownia Puławy ogłosiła postępowanie prekwalifikacyjne na wybór generalnego realizatora inwestycji budowy bloku energetycznego w oparciu o paliwo węglowe w Puławach. Termin składania wniosków ustalono na 21 lutego 2018 r.
2.01.2019 r. Oficjalnie zarejestrowanie połączeniu spółki Elektrownia Puławy, powołanej do budowy elektrowni, z Grupą Azoty Zakłady Azotowe "Puławy". Postępowanie przetargowe na budowę bloku, które miało się zakończyć w czwartym kwartale 2018 r. - nadal nierozstrzygnięte.
16.04.2019 r. Grupa Azoty Zaklady Azotowe Pulawy wstępnie przyjęła ofertę Polimexu-Mostostalu, Polimexu-Energetyka i SBB Energy.
25.09.2019 r. Grupa Azoty Zaklady Azotowe Pulawy podpisała z konsorcjum w składzie Polimex-Mostostal, Polimex-Energetyka i SBB Energy umowę na kompleksową realizację budowy węglowego bloku energetycznego o mocy elektrycznej brutto 90-110 Mwe wg formuły "pod klucz". Wartość kontraktu wynosi blisko 1,16 mld zł netto, a całkowity budżet projektu wynosi 1,2 mld zl netto. Oferta konsorcjum, jako generalnego realizatora inwestycji, została ostatecznie wybrana w lipcu 2019 r. Przekazanie bloku do użytkowania na podstawie podpisanego przez strony protokołu przyjęcia bloku powinno nastąpić w terminie 36 miesięcy od dnia wyznaczonego przez spółkę w poleceniu rozpoczęcia prac. Regularna eksploatacja nowego bloku ma się rozpocząć w czwartym kwartale 2022 r.
10.10.2019 r. Uroczyście wmurowano akt erekcyjny pod budowę bloku.
15.11.2019 r. Polimex Mostostal podpisał umowę z Inwat sp. z o.o. na wykonanie wielobranżowej dokumentacji projektowej na potrzeby "Budowy Bloku Energetycznego w oparciu o paliwo węglowe w Puławach" oraz pełnienie nadzoru autorskiego w trakcie realizacji kontraktu, podała spółka. Wartość umowy to 42,56 mln zł netto. Okres wykonywania przedmiotu umowy rozpoczyna się z dniem jej podpisania i kończy po upływie 40 miesięcy od dnia 23.10.2019 r., czyli od daty wydania przez zamawiającego, tj. Grupę Azoty Zakłady Azotowe "Puławy" sp. z o.o., na podstawie "Kontraktu Polecenia Rozpoczęcia Prac".
17.12.2019 r. Polimex-Mostostal podpisał umowę z Sefako S.A., której przedmiotem jest wykonanie projektu podstawowego oraz dokumentacji wykonawczej, prefabrykacja i dostawa kompletnego kotła wraz z wyposażeniem i zabezpieczeniami, części konstrukcyjnej i elektrycznej kotła oraz części AKPiA. Sefako będzie odpowiedzialne też za nadzór nad montażem i rozruch kotła, nadzór audytorski oraz przeprowadzenie szkoleń.
19.06.2020 r. Polimex Mostostal zawarł umowę na wykonanie i dostawa kompletnego układu wyprowadzenia spalin na potrzeby budowy bloku energetycznego w oparciu o paliwo węglowe w Puławach. Wykonawca - Mitsubishi Hitachi Power Systems, będzie odpowiedzialny także nadzór nad montażem i uruchomieniem instalacji, wykonanie dokumentacji powykonawczej oraz przeprowadzeniem szkolenia. Przedmiot umowy nie obejmuje natomiast montażu układu. Umowa przewiduje podpisanie protokołu przyjęcia układu wyprowadzenia spalin do eksploatacji w dniu 31 października 2022 r. Wartość tego kontraktu wynosi 22,6 mln euro. |
EC Katowice (nowy blok gazowy) | Tauron | 135 MWe i 90 MWt | Gaz | Tauron unieważnił postępowanie przetargowe na budowę bloku tłumacząc swoją decyzję faktem, iż oferty w przetargu znacznie przekraczały budżet przeznaczony na ten cel, który wynosił około 660 mln zł brutto. W terminie składania ofert zostały złożone trzy ważne oferty, z których najniższa miała wartość prawie 790,3 mln zł brutto. 11.12.2013 r. inwestor podjął decyzję w sprawie rezygnacji z budowy bloku. |
Elektrownia Blachownia (nowy blok gazowy) | Tauron i KGHM Polska Miedź | 800-910 MW | Gaz | 05.09.2012 r. KGHM Polska Miedź oraz Tauron Wytwarzanie zawiązały spółkę celową pod nazwą Elektrownia Blachownia Nowa. Kapitał zakładowy spółki wynosi 65 152 000 zł. Tauron i KGHM mają w spółce po 50 proc. udziałów. Wspólnicy przewidują, że szacowane łączne nakłady na inwestycje wyniosą około 3,5 mld zł. Przedsięwzięcie zostanie sfinansowane ze środków własnych partnerów oraz kredytu zaciągniętego przez nową spółkę. Zajmie się ona kompleksową realizacją inwestycji, która obejmować będzie przygotowanie, budowę oraz eksploatację bloku. Wykonawca bloku wyłoniony zostanie przez spółkę celową - w systemie "pod klucz" wraz z infrastrukturą, instalacjami i urządzeniami pomocniczymi. Jednocześnie przygotowywane jest studium wykonalności projektu, w którym uwzględnione zostaną m.in. niezbędne inwestycje dla przyłączenia bloku do sieci przesyłowej gazu. Na początku lutego 2012 r. prezydent Kędzierzyna-Koźla wydał decyzję o uwarunkowaniach środowiskowych, która jest prawomocna. Trwają prace nad uzyskaniem pozwolenia na budowę nowego bloku. Na wniosek Starostwa Powiatowego w Kędzierzynie-Koźlu, Regionalna Dyrekcja Ochrony Środowiska w Opolu prowadzi uzgodnienia warunków realizacji inwestycji.
23.07.2013 r. Prezes Tauronu Dariusz Lubera poinformował projekt budowy bloku może być przesunięty o kilka lat.
10.10. 2013 r. Joanna Schmid, wiceprezes Tauronu, powiedziała, że Tauron i KGHM planują zawieszenie projektu budowy bloku. Analizy wskazały, że projekt nie spełnia kryteriów efektywności ekonomicznej gdyby miał być oddany w perspektywie lat 2017-20.
30.12.2013 r. Tauron PE, KGHM oraz Tauron Wytwarzanie podpisały porozumienie o czasowym zawieszeniu realizacji projektu budowy bloku.
28.7.2016 r. Tauron i KGHM zdecydowały o odstąpieniu od realizacji projektu budowy bloku gazowo-parowego w Elektrowni Blachownia. Koncerny postanowiły rozwiązać umowę wspólników i zlikwidować spółkę Elektrownia Blachownia Nowa. |
Płock | PKN Orlen | 596 MWe | Gaz | Projekt jest na etapie studium wykonalności.Inwestor ogłosił przetarg na projekt budowlany niezbędny do uzyskania pozwolenia na budowę bloku gazowo-parowego. Oferty przyjmowane będą do 26 czerwca. Projekt ma ma uwzględniać lokalizację bloku na działce położonej na terenie zakładu głównego PKN Orlen. Projekt obejmować ma także połączenia rurociągami parowymi nowego bloku energetycznego i istniejącej zakładowej elektrociepłowni. Przewidywany wstępnie termin budowy bloku to lata 2014-17.
W III kwartale 2013 r. złożono oferty na wykonanie elektrociepłowni pod klucz i długoletnią umowę serwisową oraz rozpoczęto proces wyboru wykonawcy.
Przygotowywany jest projekt budowlany bloku, zakończono uzgodnienia z PSE dotyczące umowy przyłączeniowej do KSE. Ostateczna decyzja inwestycyjna zostanie podjęta po wynikach analizy opłacalności projektu w 2014 roku.
02.12.2014 r. Orlen podpisał z konsorcjum firm Siemens AG i Siemens Spółka z o.o. umowę na budowę bloku w formule "pod klucz". Szacunkowa wartość netto umowy wynosi około 1,3 mld zł. Blok ma zostać oddany do eksploatacji do końca 2017 r.
31.03.2015 r. Trwa projektowanie bloku. W kwietniu 2015 r. teren budowy zostanie przekazany wykonawcy i od tego momentu rozpoczną się prace budowlane.
Pierwsze uruchomienie turbiny ma być w 2017 r. Blok ma zostać przekazany do użytku na przełomie 2017 i 2018 r.
07.09.2015 r. Rozpoczęto budowę bloku
26.1.2017 r. W czwartym kwartale 2016 r. trwały prace montażowe w tym: turbozespołu, kotła, rurociągów ekstrakcji pary, chłodni wentylatorowej, stacji gazu oraz stacji uzdatniania wody. Na budowę zostały już dostarczono wszystkie moduły technologiczne. Zakończono też montaż kabla 400kV z transformatora blokowego do stacji sprzęgłowej. Uzyskano również pełną służebności dla linii blokowej 400kV.
14.7.2017 r. PSE zakończyły inwestycje niezbędne dla wyprowadzenia mocy z bloku. Synchronizację połączenia zaplanowano na sierpień 2017 r. Komercyjne wykorzystanie mocy będzie możliwe pod koniec III kwartału 2017 r.
15.9.2017 r. Na budowie bloku gazowo-parowego przeprowadzono proces "First Fire", czyli pierwsze uruchomienie i wprowadzenie turbiny na nominalne obroty
28.9.2107 r. Przeprowadzono udaną synchronizację bloku z siecią PSE, turbina gazowa bloku osiągnęła pełną moc.
29.06.2018 r. PKN Orlen podpisał z konsorcjum wykonawców protokół zakończenia realizacji procesu inwestycji. Łączne nakłady inwestycyjne wyniosły ok 1,7 mld zł. |
| Płock (budowa turbozespołu w EC na terenie zakładu głównego w Płocku) | PKN Orlen | 70 MWe | Gaz | PKN Orlen ogłosił postępowanie, w którym do 6 sierpnia 2013 r. potencjalni wykonawcy mogą składać listy intencyjne, będące potwierdzeniem zamiaru złożenia oferty.
Turbozespół będzie produkował energię elektryczną w kogeneracji z ciepłem w parze na potrzeby własne zakładowej elektrociepłowni, instalacji produkcyjnych zakładu głównego spółki, a także odbiorców zewnętrznych. PKN Orlen zapowiedział w ogłoszeniu, że przedmiotem zamówienia będzie zabudowa w formule "pod klucz", w tym zaprojektowanie, montaż, rozruch i przekazanie do eksploatacji, turbozespołu parowego z turbiną parową upustowo-przeciwprężną o mocy 70 MWe wraz z generatorem.
Wybór dostawcy i podpisanie umowy przewidziano w II kw. 2014 r., a rozpoczęcie prac w III kw. 2014 r. Spółka przewiduje, że turbozespół rozpocznie pracę w IV kw. 2016 r
10.11.2015 r. Orlen podpisał z Doosan kontrakt w formule EPC na dostawę turbozespołu parowego o mocy 68,6 MW wraz z infrastrukturą "pod klucz". Jednocześnie podpisany został kontrakt na obsługę serwisową turbozespołu. Wartość kontraktu to prawie 100 mln zł. Przekazanie turbozespołu do eksploatacji planowane jest w IV kwartale 2017 roku.
28.1.2016 r. Rozpoczęły się prace ziemne i fundamentowe, inwestor wybrał większość wykonawców, którzy będą przygotowywać infrastrukturę związaną w przyłączeniem bloku do sieci el-en.
10.11.2017 r. Turbozespół został przekazany do eksplotacji. |
ZE PAK (nowy blok parowo-gazowy w Elektrowni Konin) | ZE PAK | 120 MW | Gaz | ZE PAK planuje na terenie elektrowni Konin budowę bloku gazowo-parowego wraz z gazociągiem relacji Koło-Konin. Zakładano, że blok ten będzie miał moc około 120 MWe i około 90 MWt oraz dodatkowy kocioł szczytowy o mocy około 40 MWt (dedykowany dla potrzeb dostaw ciepła dla miasta Konin). Oddanie bloku do eksploatacji planowano na połowę roku 2020.
16.11.2015 r. W trzecim kwartale 2015 roku wpłynęły do ZE PAK trzy oferty na budowę "pod klucz" bloku gazowo-parowego wraz z kotłownią rezerwowo-szczytową oraz zapewnieniem serwisu turbozespołów gazowych na 12 lat eksploatacji. Jednocześnie inwestor kontynuował działania zmierzające do uzyskania pozwolenia na budowę gazociągu przesyłowego do Elektrowni Konin oraz prowadzi negocjacje z PSE odnośnie umowy przyłączeniowej. Spółka rozmawiała też z instytucjami finansowymi w sprawie pozyskania zewnętrznego finansowania dla planowanej inwestycji.
29 września 2016 roku ZE PAK wypowiedział umowę z PSE o przyłączenie do sieci przesyłowej bloku gazowo- parowego w elektrowni Konin. W październiku tego samego roku wypowiedzian a został a również umowa z biurem projektów Energoprojekt - Katowice na zaprojektowanie bloku oraz gazociągu relacji Koło- Konin.
W marcu 2017 roku w komentarzu do raportu rocznego za 2016 rok prezes ZE PAK potwierdził, że budowa bloku parowo-gazowego w elektrowni Konin nadal jest elementem planu inwestycyjnego spółki, jednak by mogła być realizowana konieczne jest zaistnienie warunków uprawdopodabniających pozytywny wpływ tego projektu na wartość spółki.
W raporcie rocznym za 2017 r. opublikowanym 19.04.2018 ZE PAK podtrzymała, że w elektrowni Konin rozpatrywany jest nadal scenariusz budowy bloku gazowo-parowego o mocy około 120 MWe |
| ZE PAK (blok biomasowy) | ZE PAK | 50 MW | Biomasa | W listopadzie 2018 r Rady Nadzorczej ZE PAK wydała kierunkową zgodę na realizację inwestycji polegającej na utworzeniu w elektrowni Konin drugiej biomasowej jednostki wytwórczej na bazie istniejącego kotła węglowego i istniejących turbozespołów.
Inwestycja ma polegać na przebudowie pyłowego kotła węglowy K7 na fluidalny kocioł biomasowy.
Przewidywana moc przebudowanej jednostki ma wynieść około 50 MW. W wyniku utworzenia opisywanej jednostki biomasowej moc osiągalna elektrowni. Przewidywany termin realizacji inwestycji - około 18 miesięcy, a przewidywany koszt około 100 - 130 mln złotych, w zależności od zakresu przeprowadzonych prac modernizacyjnych. |
Kędzierzyn-Koźle (elektrociepłownia w ZAK) | Zakłady Azotowe Kędzierzyn | 25 MWe i 140 MWc | Gaz / Węgiel kamienny | Elektrociepłownia będzie posiadała układ szczytowo-rezerwowy pracujący w oparciu o paliwo gazowe, kocioł parowy o wydajności 140 t/h w oparciu o paliwo węglowe i turbozespół upustowo-kondensacyjny. Wykonawcą EC będzie Rafako (umowę podpisano w maju 2014 r.). W ramach kontraktu Rafako będzie odpowiedzialne między innymi za budowę i dostawę urządzeń i usług oraz uruchomienie kotłowni z kotłem pyłowym, o wydajności 140 Mg/h pary o temperaturze 495ºC i ciśnieniu 7,5 MPa, opalanym węglem kamiennym. Spółka wybuduje i dostarczy urządzenia i usługi oraz uruchomi turbozespół upustowo-kondensacyjny o mocy ok. 25 MWe w istniejącej maszynowni o parametrach wlotowych pary: temperatura 490ºC i ciśnienie 7,0 MPa. W ramach kontraktu Rafako zbuduje też budynek centralnej nastawni oraz systemem sterowania DCS z częścią socjalną dla załogi. Wartość inwestycji to 320 mln zł netto (393,6 mln. zł. brutto), a termin jej realizacji upływa w październiku 2016 roku. Równolegle spółka przygotowuje teren pod inwestycję oraz stara się o pozwolenie na budowę. Etap II inwestycji obejmujący zwiększenie mocy wytwórczych planowany jest na lata 2017-2019. Nowa EC będzie współpracować z istniejącą aż do całkowitego wyłączenia i likwidacji istniejących kotłów, co nastąpi ok. 2019 roku.
22.05.2015 r. Wmurowano kamień węgielny pod budowę elektrociepłowni.
08.08.2015 r. Zamontowano kocioł parowy
16.12.2015 r. Kocioł parowy przeszedł pomyślnie pierwszą ciśnieniową próbę wodną. Jednocześnie zakończono pierwszy etap modernizacji magazynu węgla na potrzeby nowej elektrociepłowni. |
Elektrociepłownia Bydgoszcz (nowy blok) | PGE GiEK | 437 MWe | Gaz | W grudniu 2011 r. ogłoszono przetarg na zaprojektowanie, dostawę, montaż, rozruch, przekazanie do eksploatacji oraz świadczenie serwisu gwarancyjnego kogeneracyjnego bloku gazowo - parowego wraz z instalacjami i obiektami pomocniczymi. Oferty wstępne złożyły: konsorcjum: Polimex-Mostostal, Ansaldo Energia (Włochy), Siemens, konsorcjum: General Electric, Iberdrola Energia Polska, Iberdrola (Hiszpania), konsorcjum: Pol-Aqua, Dragados, Duro Felguera (dwa ostatnie Hiszpania) i konsorcjum: Abener Energia, Abener Ghenova Ingenieria (oba Hiszpania).
23.11.2012 r. PSE Operator określił warunki przyłączenia bloku. Uruchomienie bloku planowano na 2017 r.
11 grudnia 2014 r. PSE i PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna podpisały umowę o przyłączenie do sieci przesyłowej kogeneracyjnego bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Bydgoszcz. Zgodnie z tą umową nowy blok gazowo-parowy o mocy około 430 MW ma być przyłączony do rozdzielni 400 kV w stacji elektroenergetycznej Jasiniec. Oddanie bloku do eksploatacji planowane jest na 31 sierpnia 2021 roku . Przy czym PGE zastrzegło, że zgodnie ze Strategią, ostateczne decyzje inwestycyjne dot. budowy bloku będą podejmowane z uwzględnieniem docelowych rozstrzygnięć w zakresie długoterminowego wsparcia kogeneracji gazowej. |
EC Gorzów (nowy kogeneracyjny blok gazowo-parowy) | PGE | 138 MWe i 90 MWt | Gaz | 03.10.2013 r. PGE GiEK podpisała umowę na budowę bloku gazowo-parowego oraz wieloletnią umowę na świadczenie usług serwisowych z konsorcjum Siemens. Wartość netto kontraktu na budowę bloku wynosi 562 mln zł, a oddanie obiektu ma nastąpić w ciągu 28 miesięcy od udzielenia zamówienia. Sprawności pracy bloku w kogeneracji będzie wynosiła 83,93 proc. PGE GiEK i PGNiG podpisały 3.10.2013 r umowę ws. dostaw gazu do bloku przez okres 20 lat od jego uruchomienia, o szacunkowej wartość 3 mld zł w całym okresie dostaw. Roczna wielkość dostaw gazu będzie wynosić 281 mln m sześc.
30.12.2013 r. PSE i PGE GiEK podpisały umowę o przyłączenie bloku do sieci przesyłowej. Blok będzie przyłączony do rozdzielni 110 kV w stacji elektroenergetycznej Gorzów. Oddanie bloku do eksploatacji planowane jest na 1 lutego 2016 r.
W lipcu 2014 r. rozpoczęto budowę bloku. 24.09.2014 r. na placu budowy wmurowano kamień węgielny.
31.03.2015 r. Zakończenie budowy konstrukcji stalowej budynku głównego tj. hali turbozespołów gazowych, kotłów odzysknicowych i turbiny parowej. Rozpoczęcie montażu poszycia ścian tego budynku. Wykonywanie posadzek rejonu turbin gazowych, kotłów odzysknicowych oraz turbiny parowej, stanowiska transformatorów blokowych oraz stanowiska transformatorów potrzeb własnych bloku.
Dobiega końca budowa budynku dla centrum sterowania bloku. Równolegle na terenie budowy trwają prace przy wykonywaniu płyty fundamentowej stacji pomp wody chłodzącej. Rozpoczęły się też prace ziemne związane z wykopami pod chłodnie wentylatorowe.
29.09.2015 r. Budowa bloku zrealizowana jest w 70 proc. Blok uruchomiony zostanie w marcu 2016 r.
1.8.2016 Przystąpiono do tzw. rozruchu gorącego nowego bloku.
2.2.2017 r. Blok oddano do użytku. |
Zespół Elektrowni Dolna Odra - Elektrownia Pomorzany (nowy blok gazowo-parowy) | PGE | od 200 do 270 MWe | Gaz | PGE GiEK ogłosiło przetarg na zaprojektowanie, dostawę, montaż, rozruch, przekazanie do eksploatacji oraz serwis gwarancyjny kogeneracyjnego bloku gazowo-parowego wraz z instalacjami i obiektami pomocniczymi. Przetarg realizowany jest według procedury negocjacyjnej. Uruchomienie planowane jest na 2024 r.
5.7.2017 r. Grupa PGE zakończyła fazę analiz przedinwestycyjnych projektu budowy nowego bloku w Elektrowni Dolna Odra i zdecydowała o przejściu do fazy przygotowania inwestycji do realizacji. Zgodnie z rekomendacją komitetu inwestycyjnego, wiodącym wariantem projektu budowy nowej jednostki będzie monoblok na węgiel kamienny o mocy ok. 500 MW.
1.9.2017 r. Komitet inwestycyjny grupy PGE wskazał, że najkorzystniejszym paliwem dla nowego bloku w elektrowni jest gaz, ze względu na uwarunkowania ekonomiczne i regulacyjne oraz specyficzną lokalizację elektrowni. Wcześniej, w czerwcu 2017 r. komitet pozytywnie zaopiniował budowę nowych mocy na węglu kamiennym.
03.06.2019 r. PGE GiEK oglosiła w czerwcu przetargi na budowę dwóch bloków gazowo-parowych. Łączna moc nowych jednostek ma wynieść około 1400 MW. Inwestycja będzie realizowana w formule "pod klucz", a jej wartość to około 4 mld zl. W czwartym kwartale 2019 r. . lub pierwszym kwartale 2020 r. zaplanowano rozstrzygnięcie postępowania na wybór generalnego wykonawcy. Z kolei rozpoczęcie eksploatacji nowych bloków, z których każdy będzie miał około 700 MW mocy to czwarty kwartał 2023.
5.11.2019 r. PGE GiEK opublikowała informację o wynikach postępowania. Wpłynęła tylko jedna oferta, którą złożyło konsorcjum Polimeksu Mostostalu oraz General Electric Global Serwices i General Electric International. Konsorcjum wyceniło koszt budowy na nieco ponad 4,489 mld zł (brutto) podczas gdy budżet PGE GiEK na tę inwestycji wynosi niecałe 3,952 mld zł. Koszt realizacji dwunastoletniej umowy serwisowej konsorcjum wyceniło na prawie 1,267 mld zł. PGE GiEK uzyskało już warunki przyłączenia do sieci energetycznej oraz zamknęło uzgodnienia z operatorem. Inwestycja przygotowywana jest do startu w aukcji mocy w 2019 r., a to oznacza, że komercyjna eksploatacja będzie musiał się rozpocząć przed 1 stycznia 2024 r.
30.01.2020 r. PGE podpisała kontrakt z General Electric i Polimex Mostostal na budowę dwóch nowych bloków gazowo-parowych o łącznej mocy ok. 1400 MW. Bloki uzyskały 17-letni kontrakt w aukcji głównej rynku mocy, który zacznie obowiązywać od 2024 r. Wartość kontraktu to 3,7 mld zł netto. Zamówienie obejmuje także dodatkowo 12-letnią umowę serwisową o wartości przeszło 1 mld zł netto. Uruchomienie bloków ma nastąpić do końca 2023 roku.
18.03.2020 r. General Electric ogłosił zamówienie na dwie turbiny gazowe GE 9HA.01 oraz dwie turbiny parowe STF-D650 o mocy do 1,4 GW.
30.03.2020 r. PGE GiEK i PSE podpisały umowę o przyłączenie nowych bloków do sieci przesyłowej.
3.06.2020 r. General Electric, jako lider konsorcjum i Polimex Mostostal podpisały umowę z Energoprojekt-Katowice na wykonanie wielobranżowej dokumentacji projektowej dwóch bloków gazowo-parowych.
8.07.2020 r. PGE GiEK podpisało 8 lipca 2020 r. kontrakt o wartości blisko 54 milionów złotych na budowę w formule "pod klucz" układu wyprowadzenia mocy do sieci elektroenergetycznej KSE wraz z układem zasilania rezerwowego nowo budowanych bloków gazowo-parowych. |
Zespół Elektrowni Dolna Odra | PGE | dwa bloki o łącznej mocy 1400 MW | Gaz | 29 października 2020 r. PGE otrzymała pozwolenie na budowę bloków gazowo-parowych, które powstaną na terenie Elektrowni Dolna Odra. Inwestycję zrealizuje konsorcjum firm w składzie General Electric (lider konsorcjum) i Polimex Mostostal, które wygrały przetarg na zaprojektowanie, dostawy, budowę i montaż oraz uruchomienie i przekazanie do eksploatacji dwóch bloków gazowo-parowych wraz z pełną infrastrukturą. Wartość tego kontraktu to 3,7 mld zł netto. Zamówienie obejmuje także dodatkowo 12-letnią umowę serwisową o wartości przeszło 1 mld zł netto. Zgodnie z kontraktem początek eksploatacji nowych bloków energetycznych planowany jest na IV kwartał 2023 r. Nowe bloki gazowo-parowe wyposażone będą w turbiny klasy H.
5 listopada 2020 r. Nastąpiło przekazanie Generalnemu Wykonawcy terenu budowy. Wkrótce na terenie budowy rozpoczną się prace ziemne polegające na wzmocnieniu gruntu pod fundamenty turbozespołów. Wykonawcą inwestycji jest konsorcjum firm w składzie: Polimex Mostostal, jako lider oraz General Electric Global Services GmbH oraz General Electric International Inc. Umowa obejmuje zaprojektowanie, dostawy, budowę i montaż oraz uruchomienie i przekazanie do eksploatacji dwóch bloków gazowo-parowych wraz z pełną infrastrukturą. Zamówienie obejmuje także dodatkowo 12-letnią umowę serwisową o wartości przeszło 1 miliard zł netto. Początek eksploatacji nowych bloków energetycznych planowany jest na IV kwartał 2023 r. |
Przemyśl (Nowa elektrociepłownia) | PKP Energetyka | 25 MWe | Gaz | Spółka posiadała wydaną decyzję środowiskową. Realizacja miała rozpocząć się na przełomie lat 2012 -2013. Źródło miało być wybudowane na własnej działce spółki w pobliżu atrakcyjnych terenów inwestycyjnych przeznaczonych pod zabudowę mieszkaniową. PKP Energetyka ostatecznie zrezygnowała z budowy i chce skoncentrować się na modernizacji trakcji. |
| Elektrownia Skawina (nowy blok gazowo-parowy) | CEZ | 430 MWe i 200 MWt | Gaz | W sierpniu 2009 roku została założona spółka Grupy CEZ o nazwie CEZ Nowa Skawina S.A., której zadaniem było wybudowanie na terenie przyległym do Elektrowni Skawina nowej elektrowni opartej na technologii gazowo- parowej. Gaz-System wyraził zgodę na przyłączenie bloku do sieci gazowniczej, której wykonanie zaplanowano na koniec 2013 roku.
CEZ przewidywał, że nowa inwestycja zostanie przekazana do eksploatacji w połowie 2014 roku, a koszt budowy nowego bloku szacowano na około 1,5 mld zł.
W 2010 roku CEZ jednak zawiesił realizację projektu, co uzasadniono zmianą polityki koncernu, która zakładała ograniczanie inwestycji poza Czechami. |
Elektrownia Łagisza (nowy blok kogeneracyjny) | PGNiG i Tauron | 413 MW | Gaz | 19.12.2012 r. Tauron i PGNiG podpisały list intencyjny w sprawie budowy bloku na terenie należącej do Taurona Elektrowni Łagisza. Pod koniec sierpnia 2013 r. PGNiG wycofał się z inwestycji.
Tauron Wytwarzanie ogłosił przetarg na wybór wykonawcy dokumentacji niezbędnej do uzyskania pozwolenia na budowę oraz udziału w organizacji i przeprowadzeniu przetargu na wyłonienie wykonawcy bloku. Termin składania ofert upłynał 10.12.2013 r.
Do przetargu zgłosiło się czterech wykonawców. Jako najkorzystniejsza została wybrana oferta konsorcjum Ramboll Polska, Gazoprojekt z Wrocławia, które wyceniło swoje usługi na 13,12 mln zł brutto wobec budżetu inwestora w wysokości 24,6 mln zł brutto.
Pozostałe oferty zostały odrzucone przez zamawiającego. Wśród nich znalazły się Tractebel Engineering z grupy GDF Suez (6 mln zł brutto), ILF Consulting Engineers Polska (7,73 mln zł brutto) oraz Energoprojekt-Katowice (20,29 mln zł brutto).
20.03.2014 r. Tauron oraz Polskie Inwestycje Rozwojowe podpisały porozumienie w sprawie finansowania budowy bloku. Wartość przedsięwzięcia przekroczy 1,5 mld zł, a udział PIR osiągnie maksymalny dopuszczalny poziom 750 mln zł. Blok ma rozpocząć pracę pod koniec 2018 roku.
29.05.2014 r. podpisano umowę z ILF Consulting Engineers Polska na opracowanie dokumentacji projektowej dla budowy bloku. Zakres usług obejmuje opracowanie projektu budowlanego wraz z uzyskaniem pozwolenia na budowę, a także przygotowanie dokumentacji przetargowej oraz doradztwo techniczne i ekonomiczne na etapie wyboru Generalnego Wykonawcy.
04.09.2014 r. Tauron ogłosił postępowanie przetargowe na pełnienie funkcji Inżyniera kontraktu, z terminem składania ofert do 10.10.2014 r. Jedynym kryterium branym przy wyborze ofert będzie cena.
21.11.2014 r. Tauron Wytwarzanie ogłosił przetarg na wyłonienie wykonawcy bloku w zakresie zaprojektowania, budowy, uruchomienia i przekazanie do eksploatacji w formule "pod klucz" bloku wraz z infrastrukturą pomocniczą oraz infrastrukturą towarzyszącą.
Tauron Wytwarzanie przesunął termin składania wniosków o dopuszczenie do udziału w przetargu na budowę bloku na 30.01.2015 r.
30.01.2015 r. Wnioski o dopuszczenie do udziału w postępowaniu na budowę bloku złożyło dziesięć podmiotów: Konsorcjum Siemens Sp. z o.o. i Siemens AG,Konsorcjum Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH, Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd, Yokohama, Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe Ltd, Metka SA,POSCO Engineering & Construction Co. Ltd.,Konsorcjum Saipem SPA i Iimpresa Pizzarotti & C.S.p.A,GAMA Power Systems Engineering and Contracting INC.,Konsorcjum Ansaldo Energia S.p.A. i SNC-Lavalin Polska Sp. z o.o.,Konsorcjum Abener Energia S.A., Teyma, Gestion de Contratos de Construccion e Ingenieria S.A, Toshiba Corporation, Konsorcjum ALSTOM Power Sp. z o.o., ALSTOM Ltd; ALSTOM Power O&M Ltd; Polimex Energetyka Sp. z o.o. oraz Konsorcjum General Electric International; Budimex S.A., Tecnicas Reunidas S.A., Budimex G Sp. z o.o.
26.02.2015 r. Tauron Wytwarzanie ogłosił wyniki przetargu na pełnienie funkcji inżyniera kontraktu dla potrzeb realizacji projektu budowy bloku gazowo-parowego w Elektrowni Łagisza. Za najkorzystniejszą uznano ofertę konsorcjum dwóch spółek: OTS-IP z Krakowa oraz Complex Euro World. Firma remontowo - budowlana - produkcyjno - handlowa. Ćmiel K. z siedzibą w miejscowości Krzywopłoty.
30.05.2015 r. Inwestor wybrał pięciu potencjalnych wykonawców budowy nowego bloku. Do udziału w dalszej części postępowania zostały zakwalifikowane: konsorcjum Siemens i Siemens AG, konsorcjum Alstom Power, Alstom Ltd; Alstom Power O&M Ltd; Polimex Energetyka, konsorcjum Ansaldo Energia S.p.A. i SNC-Lavalin Polska, konsorcjum Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH, Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd, Yokohama, Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe Ltd oraz konsorcjum General Electric International; Budimex S.A., Tecnicas Reunidas, Budimex G. Poza zakwalifikowanymi ofertami swoje propozycje złożyły także: Metka, Posco Engineering & Construction Co. Ltd., konsorcjum Saipem Spa i Impresa Pizzarotti & C.S.p.A, Gama Power Systems Engineering and Contracting INC.oraz konsorcjum Abener Energia, Teyma, Gestion de Contratos de Construccion e Ingenieria, Toshiba Corporation.
13.07.2015 r. Tauron Wytwarzanie i PIR podpisały umowę inwestycyjną.PIR zainwestuje w projekt nie więcej niż 750 mln zł., obejmując w spółce celowej 50 proc. bez jednego udziału. Tauron i PIR zawiążą spółkę celową, której zadaniem będzie finansowanie i realizacja procesu inwestycyjnego oraz w dalszej kolejności eksploatacja bloku energetycznego. Finansowanie zostanie zapewnione przez Grupę Tauron i Fundusze Inwestycji Infrastrukturalnych zarządzane przez PIR w formie długoterminowego instrumentu kapitałowego, w wysokości 750 mln zł.
13.09.2015 r. Wnioski o udział w postępowaniu na budowę bloku mają być złożone 30.11.2015 r.
28.4.2016 r. Projekt jest teraz analizowany w ramach prowadzonego przeglądu planów inwestycyjnych. Spółka rozważa różne opcje, myśli o zmianie paliwa, ale i o rezygnacji z inwestycji.
2.9.2016 r. Zgodnie ze strategią Grupy Tauron na lata 2016-2025 projekt budowy bloku został wstrzymany. Będzie mógł zostać uruchomiony w przypadku zaistnienia korzystnego otoczenia regulacyjnego i rynkowego. |
| Elektrownie wiatrowe Baltica-1, Baltica-2, Baltica-3 | PGE | 1498 MW (Baltica 2), 1045 MW (Baltica 3) | Energia wiatru | 31.01.2019 r. PGE Baltica została powołana w styczniu 2019 roku, jako spółka odpowiedzialna za realizację Programu Offshore w Grupie Kapitałowej PGE, która koordynuje przygotowania do budowy trzech farm wiatrowych: Elektrowni Wiatrowej Baltica-1 (EWB1) której planowana moc to 900 MW, Elektrowni Wiatrowej Baltica-2 (EWB2), która w styczniu 2019 roku otrzymała od PSE propozycję technicznych warunków przyłączenia do KSE dla 1498 MW oraz Elektrowni Wiatrowej Baltica-3 (EWB3) z umową przyłączeniową z PSE na 1045 MW. Wszystkie trzy spółki - EWB 1; EWB 2; EWB 3 posiadają pozwolenia lokalizacyjne (pozwolenia na wznoszenie sztucznych wysp) umożliwiające budowę morskich farm na wyznaczonych obszarach Morza Bałtyckiego. Farmy zlokalizowane będą w odległości ok. 30 km na północ od linii brzegowej na wysokości Ustki i Łeby w województwie pomorskim.
20.12.2019 r. PGE podpisała wstępne porozumienie z Ørsted opisujące ramy współpracy przy transakcji nabycia przez duński koncern udziałów w dwóch projektach budowy morskich farm wiatrowych EWB2 i EWB3. Porozumienie, mające niewiążący charakter, będzie podstawą dalszych negocjacji pomiędzy PGE a Ørsted, które mają doprowadzić do uzgodnienia szczegółowej dokumentacji transakcyjnej.
24.01.2020 r. Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska w Gdańsku wydał decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla dwóch projektów morskich farm wiatrowych należących do PGE. Decyzja środowiskowa RDOŚ dotyczy dwóch projektów realizowanych w ramach Programu Offshore Grupy Kapitałowej PGE: Elektrowni Wiatrowej Baltica-2, oraz Elektrowni Wiatrowej Baltica-3 (Baltica 3).
11.02.2020 r. PGE Baltica zakończyła kampanię pomiarową wiatru na Morzu Bałtyckim przy użyciu pływającego LiDARu. Przeprowadzone badania dotyczyły m.in. prędkości, kierunku, siły wiatru oraz jego turbulencji.
30.06.2020 r. Baltica-1 uzyskała propozycję warunków przyłączenia do sieci przesyłowej w czerwcu 2020 r.
31.08.2020 r. W sierpniu 2020 roku PGE Baltica uruchomiła postępowanie zakupowe na wstępne badania geotechniczne dna morskiego na rzecz Baltica-2 i Baltica-3.
08.10.2020 r. PGE Baltica nawiązała współpracę DHI oraz DNV GL. DHI będzie wykonawcą studium dla dwóch z trzech planowanych, morskich farm wiatrowych PGE. DNV GL zajmie się niezależną weryfikacją technicznych aspektów modelu współpracy z potencjalnym partnerem strategicznym dla projektów Baltica-2 i Baltica-3.
13.10.2020 r. PGE Baltica zakończyła zbieranie wniosków o dopuszczenie do udziału w postępowaniu publicznym pn. "Wykonanie wstępnego badania geotechnicznego dna morskiego na rzecz Elektrowni Wiatrowej Baltica - 2 sp. z o.o. i Elektrowni Wiatrowej Baltica 3 - sp. z o.o.". Do postępowania zostało zgłoszonych pięć wniosków, w tym dwa przez konsorcja z udziałem polskich przedsiębiorstw.
29.10.2020 r. PGE Baltica zakończyła publiczne postępowanie przetargowe na wybór wykonawcy dokumentacji projektowej wraz z uzyskaniem pozwolenia na budowę przyłącza morskiej farmy wiatrowej Baltica-3 oraz studium wykonalności przyłącza dla drugiej morskiej farmy Baltica-2. W publicznym postępowaniu, do etapu dialogu konkurencyjnego zaproszono dwie firmy, z czego najlepszą ofertę przedstawiła ILF Consulting Engineers Polska, która opracowała ofertę z udziałem trzech polskich podwykonawców.
PGE Baltica oraz Państwowy Instytut Geologiczny - Państwowy Instytut Badawczy (PIG-PIB) podpisały umowę o współpracy i doradztwie technicznym w zakresie prac geologiczno-inżynierskich dla farm wiatrowych Baltica-2 i Baltica-3.
03.12.2020 r. PGE Baltica wybrała w listopadzie Ordtek Limited jako wykonawcę strategii UXO dla projektów Baltica-2 i Baltica-3. Zostanie ona przeprowadzona na podstawie zgromadzonych przez PGE Balitca uprzednio danych. |
| Morska farma wiatrowa | Orlen | 1200 MWe | Energia wiatru | 9.01.2019 r. Baltic Power, spółka z Grupy Orlen rozpoczęła badania środowiskowe oraz pomiary warunków wietrzności na obszarze posiadanej koncesji na morską farmę wiatrową na Bałtyku. W tym celu zawarła ona umowę z konsorcjum firm: MEWO S.A. oraz Instytutem Morskim w Gdańsku. Obszar koncesji to ok. 131 km2. Jest ona zlokalizowana ok. 23 km na północ od linii brzegowej Morza Bałtyckiego, na wysokości Choczewa i Łeby.
1.02.2019 r. Polskie Sieci Elektroenergetyczne 31 stycznia 2019 r. poinformowały o wydaniu warunków przyłączenia do Krajowej Sieci Przesyłowej dla projektu morskiej farmy wiatrowej realizowanej przez Baltic Power (spółka PKN Orlen).
4.10.2019 r. PKN Orlen otrzymał oferty wstępne od firm zainteresowanych wspólną budową morskiej farmy wiatrowej. Koncern rezerwuje dla siebie w 51 proc. udziałów w projekcie.
13.01.2020 Orlen rozpoczął proces wyboru projektanta morskiej farmy wiatrowej na Bałtyku. W ramach postępowania wyłoniony zostanie doradca techniczny, który przygotuje wstępny projekt morskiej farmy wiatrowej, projekt budowlany, analizy produktywności oraz analizy pomocnicze. |
| Morskie farmy wiatrowe | Polenergia | 1560 MW (Bałtyk I), 240 MW ( Bałtyk II) , 1200 MW (Bałtyk III) | Energia wiatru | 31.08.2016 r. Farma wiatrowa Bałtyk III uzyskała w decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla tej inwestycji. Farma o mocy do 1200 MW ma być przyłączona do stacja Słupsk-Wierzbięcino. Warunki przyłączeniowe dla niej wydane zostały w 2012 roku, a w sierpniu 2014 r. podpisana została umowa przyłączeniowa.
31.12.2018 r. Polenergia zawarła z Wind Power przedwstępną warunkową umowę zbycia 50 proc. udziałów w spółce zależnej Polenergia Bałtyk I za łączną bazową cenę sprzedaży udziałów 33,35 mln zł.
31.01.2019 r. Polenergia otrzymała warunki przyłączeniowe dla morskich farm wiatrowych Bałtyk I (Północny) i Bałtyk II (Środkowy). Wydane warunki przyłączeniowe dla tych dwóch farm przewidują odpowiednio możliwość przyłączenia 1560 MW i 240 MW.
5.03.2019 r. Polenergia i Wind Power otrzymały bezwarunkową zgodę prezesa UOKiK na utworzenie wspólnego przedsiębiorcy.
14.03.2019 r. Regionalny Dyrektora Ochrony Środowiska w Gdańsku wydał decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla inwestycji budowy morskiej infrastruktury przesyłowej dla farmy wiatrowej Bałtyk III.
30.09.2019 r. Polenergia przedłużyła do 31 grudnia 2019 roku termin zawarcia umowy przyrzeczonej sprzedaży 50 proc. udziałów w spółce zależnej Polenergia Bałtyk I z Wind Power.
09.12.2019 r. Polenergia zawarła przyrzeczoną umowę sprzedaży 50 proc. udziałów w spółce zależnej MFW Bałtyk I. MFW Bałtyk I jest jedynym akcjonariuszem spółki Polenergia Bałtyk I.
1.10.2020 r. Szczegółowe badania dna morskiego na obszarze planowanych morskich farm wiatrowych Bałtyk II i Bałtyk III rozpoczęte w sierpniu 2020 roku zostały zakończone 30 września. Nie wykryto żadnych obiektów, które mogłyby stanowić zagrożenie dla budowy morskiej farmy wiatrowej. |
| Lublin | TergoPower | 49,9 MW | Biomasa | 13.1.2017 Paliwem elektrowni ma być słoma i zrębki drzewne . Palny budowy elektrowni zostały oprotestowane przez mieszkańców, w efekcie czego urząd miejski w Lublinie odmówił inwestorowi wydania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach inwestycji. Spółka odwołała się do Samorządowego Kolegium Odwoławczego, ale to podtrzymało decyzję UM. Inwestor wniósł odwołanie do Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego. |
Elektrownia wodna na Wiśle | Energa | 80 MW | Energia wody | W Siarzewie na Wiśle poniżej Włocławka w 2020 roku ma ruszyć budowa stopnia wodnego wraz z elektrownią wodną o mocy około 80 MW. Inwestycja ma zakończyć się w 2025 r. i kosztować ponad 2 mld zł.
Na początku 2016 roku RDOŚ w Bydgoszczy odmówił wydania zgody na realizację inwestycji w Siarzewie, uzasadniając to nieuwzględnienie tego przedsięwzięcia w dokumentach planistycznych Dorzecza Wisły.
2.05.2016 r. Generalny Dyrektor Ochrony Środowiska w Warszawie uchylił odmowną decyzję dotyczącą budowy drugiego stopnia wodnego na Wiśle, którą wcześniej wydał Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska w Bydgoszczy i przekazał ją do ponownego rozpatrzenia.
29.12.2017 r. Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska w Bydgoszczy wydał pozytywną decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla budowy stopnia wodnego na Wiśle poniżej Włocławka. |
| Elektrociepłownia w Olsztynie | Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Olsztynie | b. d. | Paliwo alternatywne pochodzące z przetworzonych odpadów komunalnych | Projekt zakłada powołanie spółki celowej do realizacji inwestycji w ramach partnerstwa publiczno-prywatnego. MPEC wniesie do niej istniejącą ciepłownię w Kortowie i grunty pod budowę przy ul. Lubelskiej, za co otrzyma 40 proc. udziałów w spółce. Tyle samo mają uzyskać Polskie Inwestycje Rozwojowe. Partner prywatny, który wniesie wkład gotówkowy, ma objąć pakiet mniejszościowy. MPEC szacuje, że będzie to poniżej 20 proc. udziałów.
13.08.2015 r. W połowie 2016 r. zostanie wybrany partner prywatny do budowy elektrociepłowni. Zakończenie realizacji inwestycji planowane jest na 2020 r.
4.9.2017 r. Unieważniono przetarg na firmę, która miała zaprojektować i wybudować elektrociepłownię.
5.10.2017 Podczas dialogu technicznego przeprowadzonego przez MPEC Olsztyn dotyczącego budowy elektrociepłowni zgłosiły się 32 firmy zainteresowane realizacją inwestycji. Dialog prowadzony w formie indywidualnych spotkań z jego uczestnikami według jednolitego scenariusza. Pierwsza runda spotkań miała zakończyć się do 16 października 2017 r., po czym wszystkie podmioty, które zgłosiły się do dialogu miały być zaproszone zostaną do udziału w drugiej rundzie spotkań.
31.01.2020 r. Budowa elektrociepłowni rozpocznie się na przełomie marca i kwietnia 2020 r. Cała inwestycja ma kosztować 3,5 mld zł. Komisja Europejska dofinansuje projekt kwotą 40 mln euro. Elektrociepłownia będzie zasilana węglem (36 proc.), przetworzonymi odpadami komunalnymi (30 proc.), OZE (30 proc.) i gazem (4 proc.). Inwestycję zrealizuje firma "Dobra Energia dla Olsztyna". |
| Elektrownie jądrowe | PGE | 2 x 3000 MW | Paliwo jądrowe | 28.01.2014 r. Rada Ministrów podjęła uchwałę w sprawie Programu polskiej energetyki jądrowej. Harmonogram przewidywał w ramach I etapu ustalenie lokalizacji i zawarcie kontraktu na dostarczenie wybranej technologii dla pierwszej elektrowni do końca 2016 r. II etap, w latach 2017-18 planowano wykonanie projektu technicznego i uzyskanie wymaganych prawem decyzji i opinii. Na lata 2019-24 (III etap) przewidziano uzyskanie pozwolenia na budowę i budowę pierwszego bloku pierwszej elektrowni jądrowej, rozpoczęcie budowy kolejnych bloków i rozruch pierwszego bloku. Uruchomienie pierwszego bloku pierwszej elektrowni jądrowej przewidywano do końca 2024 r. Plan na lata 2025-30 zakładał budowę kolejnych bloków elektrowni (w zależności od technologii 2-3 bloki) i zakończenie budowy pierwszej elektrowni jądrowej. Na drugą połowę przyszłej dekady przewidziano rozpoczęcie budowy kolejnej elektrowni, tak by była ukończona w 2035 r.
Zgodnie z PPEJ szacowane nakłady inwestycyjne związane z przygotowaniem i realizacją budowy pierwszej elektrowni o mocy ok. 3000 MW miały kształtować się na poziomie 40-60 mld zł, przy uwzględnieniu nakładów na przygotowanie terenu i infrastrukturę pomocniczą.
Pod koniec czerwca 2013 r. PGE, KGHM, Tauron oraz Enea zawarły porozumienie w sprawie wypracowania projektu umowy nabycia udziałów w spółce celowej do budowy i eksploatacji elektrowni jądrowej.
W lutym 2013 r. PGE EJ 1 podpisała umowę z konsorcjum WorleyParsons Nuclear Services JSC, WorleyParsons International Inc., WorleyParsons Group Inc. na wykonanie badań środowiska, badania lokalizacji oraz usług związanych z uzyskaniem pozwoleń i uprawnień niezbędnych w procesie inwestycyjnym związanym z budową p elektrowni.
Z opublikowanej w maju 2014 r. zaktualizowanej strategii PGE wynikało, że budowa elektrowni jądrowej nie rozpocznie się przed 2020 r.
07.07.2014 r. PGE EJ 1 rozstrzygnęło postępowanie na świadczenie usług doradztwa technicznego w procesie inwestycyjnym związanym z budową elektrowni. Wybrano ofertę złożoną przez brytyjską firmę AMEC Nuclear.
03.09.2014 r. PGE, KGHM, Enea i Tauron podpisały umowę wspólników, zgodnie z którą Enea, KGHM i Tauron nabędą od PGE na podstawie odrębnej umowy łącznie 30 proc. udziałów, każdy z partnerów po 10 proc. udziałów w spółce celowej - PGE EJ 1. Umowa zobowiązuje strony do wspólnego, proporcjonalnie do posiadanych udziałów, sfinansowania działań związanych z realizacją inwestycji przypadających na okres trzech kolejnych lat.
Zgodnie z założeniami, PGE ma pełnić rolę lidera projektu, a spółka PGE EJ 1 ma w przyszłości pełnić funkcję operatora elektrowni. Warunkiem nabycia udziałów w PGE EJ 1 przez partnerów jest uzyskanie zgody na koncentrację Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów. Wniosek w tej sprawie został złożony przez strony umowy wspólników w dniu 1.8.2014 r.
12.09.2014 r. PGE EJ1 podpisała umowę z inżynierem kontraktu. Podpisana umowa podzielona została na zakres podstawowy oraz zakres opcjonalny i obejmuje okres co najmniej dziesięciu lat.
Wykonanie zakresu podstawowego planowane jest do czasu rozstrzygnięcia postępowania zintegrowanego, które wyłoni m.in. partnera strategicznego, dostawcę technologii i ofertę finansowania.
Wartość umowy to ponad 1,3 mld zł netto, w tym cena za zakres podstawowy to 204 mln zł netto.
W 2015 roku władze spółki PGE EJ 1 spodziewały się otrzymać raport z badań środowiskowych, jakie przeprowadzane były w miejscach dwóch potencjalnych lokalizacji, w których może powstać elektrownia jądrowa.
22.12.2014 r. PGE EJ 1 rozwiązała umowę z WorleyParsons. Głównym powodem decyzji było niedotrzymywanie przez firmę zobowiązań wynikających z kontraktu i nieterminowej realizacji prac wskazanych w umowie. PGE EJ 1 zapowiedziała, że będzie kontynuować badania lokalizacyjne i
środowiskowe w oparciu o zasoby GK PGE oraz przy współpracy m.in. z krajowymi podwykonawcami już zaangażowanymi w projekt.
17.02.2015 r. PGE ogłosiła w imieniu własnym oraz PGE EJ 1 postępowanie na świadczenie usług doradztwa prawnego przy realizacji programu budowy elektrowni. Przedmiotem postępowania jest świadczenie kompleksowych usług doradztwa prawnego przy realizacji programu budowy elektrowni jądrowej. Wykonawca będzie odpowiedzialny miedzy innymi za opracowanie koncepcji prawnej realizacji projektu jądrowego obejmującej procedury i postępowanie konieczne dla uzyskania finansowania, dostawy technologii i budowy elektrowni, a także przygotowanie koncepcji prawnej i harmonogramu zawierania niezbędnych umów i późniejszym zarządzaniem zawartymi umowami.
15.04.2015 r. Enea, KGHM Polska Miedź oraz Tauron zawarły umowę kupna od PGE Polskiej Grupy Energetycznej udziałów PGE EJ 1. W związku z zawarciem umowy Enea, KGHM i Tauron nabyły od PGE po 10 proc. udziałów w PGE EJ 1 i zapłaciły za nie po 16 mln zł.
28.09.2015 r. PGE EJ1 wysłała do potencjalnych wykonawców tzw. formularze deklaracji. Rozesłanie zaproszeń do udziału w postępowaniu zintegrowanym planowane jest na przełom lat 2015/16. Postępowanie zintegrowane powinno zakończyć się w 2019 roku, wtedy też planowane było uzyskanie decyzji o uwarunkowaniach środowiskowych i decyzji o ustaleniu lokalizacji, a także decyzji zasadniczej dla budowy EJ. W pierwszym kwartale 2016 roku planowano rozpoczęcie badań lokalizacyjnych i środowiskowych w pełnym zakresie. W 2017 roku nastąpić miało wskazanie preferowanej lokalizacji, a także przygotowanie pełnego SIWZ w postępowaniu zintegrowanym.
27.11.2015 r. Uczestnikami w postępowaniu zintegrowanym, które miało wyłonić dostawcę technologii dla elektrowni są: Westinghouse, GE Hitachi, Electricite de France / Areva, koreański KEPCO oraz kanadyjski SNC-Lavalin Nuclear Inc.
2.12.2015 r. Samorząd woj. pomorskiego, spółka PGE EJ 1 oraz gminy brane pod uwagę przy lokalizacji elektrowni jądrowej na Pomorzu (Choczewo, Gniewino i Krokowa) przygotowały pakiet inwestycji i działań związanych z ewentualną realizacją tego przedsięwzięcia. Plan musi jeszcze zaakceptować strona rządowa.
(1.02.2016 r.) PGE EJ1 zdecydowała o prowadzeniu badań środowiskowych i lokalizacyjnych dla budowy elektrowni jądrowej w dwóch lokalizacjach: "Lubiatowo-Kopalino" i "Żarnowiec". Decyzja o rezygnacji z lokalizacji "Choczewo" zapadnie po uzyskaniu postanowienia scopingowego wydanego przez Generalną Dyrekcję Ochrony Środowiska.
22.7.2016 r. Wojewoda zachodniopomorski wygasił decyzję o lokalizacji budowy elektrowni jądrowej w Gąskach.
14.10.2016 r. Rada Ministrów przyjęła przyjęła sprawozdanie z realizacji "Programu polskiej energetyki jądrowej" (PPEJ). W sprawozdaniu zapowiedziano będzie kontynuację rozpoczętych już wcześniej prace nad aktualizacją PPEJ, w tym założeń dotyczących optymalnego modelu finansowania inwestycji oraz postępowania przetargowego. Ich wyniki miały być przedstawione w pierwszym kwartale 2017 r., a aktualizacja samego Programu - do końca 2017 r.
Marzec 2017 - rozpoczęły się badania lokalizacyjne i środowiskowe związane z przygotowaniami do budowy pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Prace prowadzone są w dwóch lokalizacjach "Lubiatowo-Kopalino" i "Żarnowiec" na terenach gmin Choczewo, Krokowa i Gniewino, w województwie pomorskim. |
| Kogeneracyjny blok biomasowy w EC Kalisz-Piwonice | Energa | 11,3 MWe i 21,3 MWt | Biomasa (zrębki drewna) | (28.12.2018 r.) Podpisano umowę z NFOŚiGW dotyczącą dofinansowania inwestycji ze środków Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020 kwotą 57 828 660 zł. Całkowity koszt projektu wyniesie 151 659 000 zł. Inwestycja ma być zrealizowana do końca 2021 r. |
