Mamy świadomość roli, jaką odgrywamy dla naszych interesariuszy oraz odpowiedzialności, jaka na nas spoczywa. Dlatego realizujemy ambitny program inwestycyjny w celu wykorzystania pełnego potencjału naszej działalności podstawowej na rzecz bezpieczeństwa energetycznego kraju oraz budowy wartości dla akcjonariuszy w perspektywie długoterminowej.

Rozwój energetyki konwencjonalnej będzie nadal ważnym kierunkiem strategicznym naszej Grupy. Chcemy oprzeć go na wykorzystaniu najbardziej nowoczesnych i efektywnych technologii (Więcej na ten temat w rozdziale Strategiczny kierunek).

Wykres zapotrzebowania na moc w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym pokazuje, że nasze flagowe projekty inwestycyjne: Opole i Turów będą pracować „w podstawie”. 

Analizujemy kolejne inwestycje w energetykę konwencjonalną, np. w Dolnej Odrze, w oparciu o nowy model rynku. Dokonujemy niezbędnych modernizacji elektrowni i elektrociepłowni, aby odpowiadały nowym normom emisji przemysłowych BAT.

Dostrzegamy potencjał, jaki płynie z inwestycji w kogenerację. Zaostrzone normy emisyjne wymuszają modernizacje i inwestycje w źródła ciepłownicze. Zamierzamy to wykorzystać do większego zaangażowania w tym segmencie, w ścisłej współpracy z samorządami i klientami.

Budując nowoczesną energetykę angażujemy się w rozwój nowych technologii, innowacje i ich komercjalizację (Więcej na ten temat w rozdziale Innowacje i nowe działalności, B+R i Środowisko akademickie)

Istotnym elementem naszego rozwoju organicznego są również odnawialne źródła energii. PGE zamierza uczestniczyć w rozwoju „zielonej energetyki” w Polsce. Chcemy pozostać liderem rynku w tym obszarze. Naszym aspiracją, zapisaną w zaktualizowanej strategii jest uzyskanie ~25 proc. udziału w krajowej produkcji energii z OZE w 2030 r. Jedną z opcji strategicznych w tym zakresie jest budowa morskich farm wiatrowych (Więcej na ten temat w rozdziale Opcje strategiczne). 

W obszarze dystrybucji realizowane inwestycje mają skutkować obniżeniem wskaźników do 2020 roku względem roku 2015: SAIDI i SAIFI o 56 proc., a średniego czasu przyłączenia odbiorcy o 40 proc.

W latach 2016-2020 zakładamy poniesienie nakładów inwestycyjnych na poziomie około 34 mld PLN (w 2016 r. na cele inwestycyjne wydaliśmy 8,2 mld zł.) Po 2020 roku będziemy realizować program inwestycyjny uzależniony od wybranych opcji strategicznych (więcej na ten temat w rozdziale Opcje strategiczne) oraz w zgodzie z obowiązującymi regulacjami rynku elektroenergetycznego.

Nowe moce konwencjonalne i odnawialne umocnią pozycję Grupy PGE na rynku wytwarzania energii. Celem Grupy PGE jest osiągnięcie po roku 2020 poziomu co najmniej 40 proc. udziału w rynku wytwarzania energii elektrycznej w kraju.

Nakłady inwestycyjne w 2016 r.

Kluczowe projekty realizowane w 2016 r. 

Budowa nowych bloków w Elektrowni Opole w 2016 r.

  • budowa dwóch bloków energetycznych o mocy 900 MW każdy
  • budżet: ok. 11 mld zł (netto, bez kosztów finansowania)
  • dotychczas poniesione nakłady: ok. 6,7 mld zł
  • paliwo: węgiel kamienny
  • sprawność netto: 45,5%
  • wykonawca: konsorcjum firm: Rafako, Polimex-Mostostal i Mostostal Warszawa przy współpracy GE, jako zarządzającego realizacją projektu w imieniu konsorcjum 
  • przekazanie gotowych bloków do eksploatacji: blok 5 – II półrocze 2018 roku, blok 6 – I półrocze 2019 roku
  • 31 stycznia 2014 roku - wydanie Polecenia Rozpoczęcia Robót
  • status: ogólne zaawansowanie prac na koniec grudnia 2016 roku wynosiło ok. 70 proc.

Budowa nowego bloku w Elektrowni Turów w 2016 r.

  • budowa bloku energetycznego o mocy 490 MW
  • budżet: ok. 4 mld zł (netto, bez kosztów finansowania)
  • dotychczas poniesione nakłady: ok. 0,6 mld zł
  • paliwo: węgiel brunatny
  • sprawność netto: 43,1%
  • wykonawca: konsorcjum firm: MHPSE, Budimex i Tecnicas Reunidas
  • przekazanie gotowego bloku do eksploatacji: I półrocze 2020 roku
  • 1 grudnia 2014 roku - wydanie Polecenia Rozpoczęcia Robót
  • status: zaawansowanie prac na placu budowy na koniec grudnia 2016 roku wynosiło ok. 18 proc.

Budowa nowego bloku w Elektrociepłowni Gorzów

  • budowa kogeneracyjnego bloku gazowo-parowego o mocy elektrycznej 138 MWe i cieplnej 88 MWt 
  • budżet: ok. 550 mln zł (netto, bez kosztów finansowania)
  • dotychczas poniesione nakłady: ok. 491 mln zł
  • paliwo: lokalny gaz zaazotowany lub gaz sieciowy wysokometanowy (Grupa E)
  • sprawność ogólna netto: 84%
  • wykonawca: konsorcjum spółek z Grupy Siemens
  • 3 października 2013 roku - wydanie Polecenia Rozpoczęcia Robót
  • status: blok przekazany do eksploatacji 31 stycznia 2017 roku

Budowa instalacji termicznego przetwarzania z odzyskiem energii w Elektrociepłowni Rzeszów

  • budowa instalacji termicznego przetwarzania z odzyskiem energii w Elektrociepłowni Rzeszów o mocy ok. 8 MWe w kondensacji (4,6 MWe + 16,5 MWt w kogeneracji)
  • budżet: ok. 293 mln zł (netto, bez kosztów finansowania)
  • dotychczas poniesione nakłady: ok. 15 mln zł
  • paliwo: odpady komunalne
  • sprawność kotła: 86%
  • wykonawca: konsorcjum firm: TM.E.S.p.A. Termomeccanica Ecologia i Astaldi S.p.A
  • przekazanie inwestycji do eksploatacji: I połowa 2018 roku

      

Najważniejsze inwestycje modernizacyjno-odtworzeniowe

Kompleksowa modernizacja bloków 7-12 w Elektrowni Bełchatów

  • cel projektu: wydłużenie żywotności bloków do 320 tys. godzin, co umożliwi wykorzystanie istniejących zasobów węgla oraz podwyższenie sprawności bloków o około 2 p.p. 
  • zaawansowanie prac: w latach 2013-2015 bloki 7, 8, 11 i 12 zostały przekazane do eksploatacji. 21 czerwca 2016 roku przekazano do eksploatacji blok 9, natomiast 28 września 2016 roku przekazano do eksploatacji blok 10.
  • budżet: ok. 4,6 mld zł (netto, bez kosztów finansowania)
  • paliwo: węgiel brunatny
  • termin zakończenia: inwestycja zakończona w 2016 r.

Modernizacja instalacji odsiarczania spalin bloków 3-12 w Elektrowni Bełchatów

  • cel projektu: obniżenie emisji SO2 do poziomu wymaganego po wejściu w życie dyrektywy IED (<=200 mg/Nm3)
  • budżet: ok. 156 mln zł (netto, bez kosztów finansowania) 
  • paliwo: węgiel brunatny
  • termin zakończenia: inwestycja zakończona w 2016 r.

Redukcja emisji NOx na blokach 1, 2 i 4 w Elektrowni Opole

  • cel projektu: obniżenie emisji NOx z kotłów bloków 1, 2 i 4 Elektrowni Opole do poziomu wymaganego po wejściu w życie dyrektywy IED (<=200 mg/Nm3)
  • budżet: ok. 148 mln zł (netto, bez kosztów finansowania) 
  • paliwo: węgiel kamienny
  • termin zakończenia: październik 2016 roku

Budowa instalacji odsiarczania spalin bloków 4-6 w Elektrowni Turów

  • cel projektu: obniżenie emisji SO2 do poziomu wymaganego Dyrektywą IED (<=200 mg/Nm3)
  • zaawansowanie prac: w czerwcu 2016 roku przekazano instalację do eksploatacji
  • budżet: ok. 530 mln zł (netto, bez kosztów finansowania) 
  • paliwo: węgiel brunatny
  • termin zakończenia: I kwartał 2017 roku

Modernizacja Elektrowni Pomorzany

  • cel projektu: obniżenie emisji SOx i NOx z kotłów typu Benson OP-206 do poziomu pozwalającego na spełnienie wymagań przyszłych konkluzji BAT, jak również zapewnienie pracy elektrowni do około 2040 roku
  • zaawansowanie prac: zostały zawarte umowy z głównymi Wykonawcami (w zakresie budowy IOS i deNOx oraz niektórych zadań pozakontraktowych). Generalni Wykonawcy instalacji IOS i SCR przygotowują obecnie dokumentację projektów podstawowych i dokumenty do uzyskania pozwoleń na budowę
  • budżet projektu: 364 mln zł (netto, bez kosztów finansowania)
  • paliwo: węgiel kamienny
  • termin zakończenia: w zakresie NOx – 2017/2018 rok (blok A/B), w zakresie IOS - 2019 rok

Kompleksowa rekonstrukcja i modernizacja bloków 1-3 w Elektrowni Turów

  • cel projektu: dostosowanie do przyszłych wymagań konkluzji BAT w zakresie dopuszczalnych emisji SOx, NOx i pyłu oraz zwiększenie dyspozycyjności,
  • prawności i podwyższenie nominalnej mocy elektrycznej każdego turbozespołu o ok. 15 MWe
  • zaawansowanie prac: odebrano projekt podstawowy dla poszczególnych wysp oraz projekt wykonawczy w zakresie wyspy kocioł, turbina, generator, elektrofiltr
  • budżet: 759 mln zł (netto, bez kosztów finansowania)
  • paliwo: węgiel brunatny
  • termin zakończenia: 2020 rok