Przychody ze sprzedaży segmentu Wytwarzanie wyniosły 1 943 mln zł i były niższe o ok. 6% w stosunku do roku ubiegłego. Koszty operacyjne segmentu uległy obniżeniu o 7%, co łącznie ze spadkiem przychodów wpłynęło na zwiększenie wyniku operacyjnego w relacji do roku 2013 o 18 mln zł (13%). Wpływ na spadek przychodów miała wyższa średnia temperatura powietrza (średnio wzrost o 0,90C), skutkująca niższym wolumenem sprzedanego ciepła o 9% w stosunku do roku poprzedniego. Spadek przychodów z tytułu sprzedaży ciepła zrekompensowany został wzrostem taryfy na ciepło o ok. 6% (nowa taryfa obowiązuje od 1 sierpnia 2014 roku), w rezultacie czego poziom przychodów ze sprzedaży ciepła pozostał na niemalże identycznym poziomie, jak w roku poprzednim. W związku ze spadkiem wolumenu sprzedanego ciepła spadł też wolumen energii elektrycznej wyprodukowanej w kogeneracji (spadek o 6%, tj. 217 GWh, w stosunku do roku poprzedniego), co wpłynęło na spadek przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 13%.

Warunki prawne prowadzenia działalność w zakresie wytwarzania regulowane są przede wszystkim przez:

• Prawo energetyczne,
• Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 17 września 2010 roku w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło.

Koncesje

Działalność polegająca na wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła podlega koncesjonowaniu. PGNiG TERMIKA SA posiada koncesję na obrót energią elektryczną obowiązującą do 31 grudnia 2030 roku oraz udzielone na okres do 31 grudnia 2025 roku koncesje na :

• wytwarzanie ciepła,
• przesyłanie i dystrybucję ciepła,
• wytwarzanie energii elektrycznej.

Taryfy

Do 31 lipca 2014 roku obowiązywała taryfa dla ciepła wytworzonego w źródłach wytwórczych PGNiG TERMIKA SA, tj. EC Żerań, EC Siekierki, EC Pruszków, C Wola i C Kawęczyn oraz przesyłu i dystrybucji ciepła za pomocą sieci ciepłowniczej zasilanej z EC Pruszków. W dniu 8 lipca 2014 roku prezes URE zatwierdził nową taryfę, która obowiązuje od 1 sierpnia 2014 roku.

Ponadto do 31 grudnia 2014 roku spółkę obowiązywały taryfy na przesył ciepła sieciami ciepłowniczymi w rejonach Marsa Park, Annopol, Marynarska, Chełmżyńska, Jana Kazimierza. W dniu 18 listopada 2014 roku prezes URE zatwierdził nowe taryfy na przesył ciepła w rejonach: Marsa Park, Annopol, Marynarska, Chełmżyńska i Jana Kazimierza. Taryfy będą obowiązywały w okresie od 1 stycznia 2015 roku do 31 lipca 2016 roku.

Do 30 kwietnia 2015 roku obowiązuje taryfa na wytwarzanie ciepła w Ciepłowni Regaty i przesył ciepła siecią ciepłowniczą na terenie osiedla Regaty.

Wsparcie dla kogeneracji

Znowelizowana ustawa Prawo energetyczne, która weszła w życie 30 kwietnia 2014 roku, wznawia funkcjonowanie systemu wsparcia dla kogeneracji do końca 2018 roku. Rozliczenie obowiązku zakupu i umorzenia certyfikatów kogeneracyjnych za dany rok kalendarzowy można zrealizować tylko wykorzystując certyfikaty uzyskane za produkcję energii elektrycznej w kogeneracji w tym samym roku. Wymienione ograniczenie oraz nałożenie odpowiednio wysokich progów obowiązku powinno zapewnić uniknięcie problemu nadwyżki certyfikatów na rynku, co gwarantuje, że ceny certyfikatów powinny być zbliżone do wysokości opłaty zastępczej. Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia zwiększą przychody PGNiG TERMIKA SA, które będzie można wykorzystać do dalszej modernizacji istniejącego majątku.

Regulacje unijne

Konkluzje z posiedzenia Rady Europejskiej, które zostały przyjęte w dniach 23-24 października 2014 roku, określają cele polityki energetyczno-klimatycznej na lata 2020-2030. Nowe cele zakładają redukcję emisji gazów cieplarnianych o 40% do roku 2030 (vs 1990), wzrost udziału energii z odnawialnych źródeł energii o 27% (cel wiążący na poziomie UE) oraz poprawę efektywności energetycznej o 27% (cel indykatywny).

Komisja Europejska rozpoczęła prace nad nowym pakietem energetyczno-klimatycznym, łącznie z mechanizmem rezerwy stabilizującej rynek uprawnień do emisji (Market Stability Reserve). Rezerwa ma za zadanie regulować podaż uprawnień na rynku handlu uprawnieniami do emisji i pomóc w utrzymywaniu cen uprawnień do emisji na poziomie wspomagającym podejmowanie decyzji o inwestycjach w niskoemisyjne technologie i odnawialne źródła energii. Trwają również prace nad MSR i jego wcześniejszym wdrożeniem w roku 2017, tak, aby uprawnienia, które zostały wycofane za pomocą backloading’u, nie wróciły na rynek, a zamiast tego trafiły do rezerwy. Ramy nowej polityki energetyczno-klimatycznej powinny sprzyjać rozwojowi kogeneracyjnych jednostek wytwórczych opartych na paliwie gazowym.

Przydział darmowych praw do emisji

Pomimo opóźnień w pracach nad znowelizowaną ustawą o systemie handlu uprawnieniami do emisji, Spółka otrzymała w 2014 roku bezpłatne uprawnienia do emisji na ciepło za rok 2013 na mocy istniejącej ustawy o systemie handlu uprawnieniami z dnia 28 kwietnia 2011 roku (Dz. U. 2011 nr 122 poz. 695) oraz na energię elektryczną na podstawie złożonego sprawozdania rzeczowo-finansowego z realizacji inwestycji i modernizacji w latach 2009-2013, zgłoszonych do Krajowego Planu Inwestycyjnego. Sprawozdanie zostało opracowane na podstawie informacji publikowanych przez Ministerstwo Środowiska.

Ochrona środowiska

Implementacja Dyrektywy o emisjach przemysłowych (IED) do prawa polskiego oraz opracowywane obecnie konkluzje najlepszej dostępnej techniki (BAT), stawiają przed spółką wyzwania w zakresie redukcji emisji przemysłowych, czemu naprzeciw wychodzi opracowany wieloletni plan inwestycyjny, który adresuje zidentyfikowane zaostrzenia prawa środowiskowego.

System wsparcia kogeneracji

Obowiązujący system wsparcia kogeneracji został zgłoszony do notyfikacji w Komisji Europejskiej. Komisja nie wydała jeszcze decyzji w sprawie zgodności pomocy państwa z rynkiem wewnętrznym UE.

W związku z krótkim horyzontem czasowym przyjętego w kwietniu ubiegłego roku systemu wsparcia kogeneracji, obecnie trwają prace nad przygotowaniem systemu wsparcia dla jednostek wysokosprawnej kogeneracji w perspektywie długoterminowej, tj. po 2018 roku. Przygotowywany nowy system powinien być zgodny z nowymi zasadami pomocy publicznej, obowiązującymi w krajach UE.

Zaostrzenie norm emisji gazów i pyłów

Zaostrzenie norm emisji gazów i pyłów od roku 2016 wymusza obecnie procesy głębokich modernizacji elektrowni i elektrociepłowni oraz może skutkować wyłączeniem wielu jednostek wytwórczych (o mocy pomiędzy 4-6 tys. MWe) do 2020 roku, których nie będzie opłacało się wyposażać w drogie instalacje oczyszczania spalin. Aby sprostać zaostrzonym wymaganiom emisyjnym, PGNiG TERMIKA SA, w ramach Wieloletniego Planu Inwestycyjnego sukcesywnie modernizuje swoje jednostki wytwórcze.

Utrzymanie udziału w rynku ciepła sieciowego

Współpraca z Dalkia Warszawa SA w zakresie pozyskiwania nowych odbiorców ciepła, a także przyłączanie nowych obszarów zachodniej Warszawy do miejskiej sieci ciepłowniczej powinny w znacznym stopniu zredukować potencjalne przyszłe spadki produkcji zakładów wytwórczych PGNiG TERMIKA SA. Ponadto w celu utrzymania udziału w rynku ciepła sieciowego spółka będzie oferować sprzedaż „zielonego” ciepła pochodzącego z jednostek spalających biomasę oraz utrzymywać konkurencyjność cenową.

Działalność elektroenergetyczna

PGNiG TERMIKA SA zawarła kontrakty na dostawy węgla oraz sprzedaż energii elektrycznej zamykając portfele roku 2015. Pozostałe paliwa oraz sprzedaż energii cieplnej są realizowane na bieżąco. Zagrożenie może stanowić sytuacja polskiego górnictwa.

W skrajnym przypadku wstrzymania dostaw (upadłość lub strajki) firma zostanie zmuszona do zakupu węgla z innych źródeł, co może obniżyć wynik finansowy.

Produkcja

Podstawowymi produktami wytwarzanymi przez PGNiG TERMIKA SA są ciepło i energia elektryczna. W 2014 roku 100% produkowanej energii elektrycznej stanowiła produkcja w skojarzeniu (proces jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej).

Spółka świadczyła również usługę Generacji Wymuszonej Sieciowo (GWS) w ramach umowy z PSE Operator SA. Przedmiot umowy GWS stanowi usługa utrzymania długoterminowej rezerwy mocy oraz ilości jednostek wytwórczych pozwalających na usunięcie ograniczeń punktów zasilania sieci krajowego systemu elektroenergetycznego, w celu zachowania bezpieczeństwa energetycznego miasta stołecznego Warszawy. PGNiG TERMIKA SA zobligowana jest do wytworzenia energii elektrycznej na polecenie operatora systemu przesyłowego. W ramach powyższej umowy do dnia 31 grudnia 2014 roku spółka wytworzyła 199,4 GWh energii elektrycznej.

Wahania ilości wytwarzanego ciepła w poszczególnych latach wynikają z wahań temperatury zewnętrznej w poszczególnych latach: w 2009 średnia temperatura zewnętrzna dla miesięcy sezonu grzewczego wyniosła 3,2oC i była równa średniej 10-letniej. W 2014 roku średnia ta wyniosła odpowiednio 4,6oC, czyli była wyższa o 1,4oC od średniej wieloletniej, co zaowocowało niższą o 6% produkcją ciepła w stosunku do roku 2009. Rok 2014 był najcieplejszym rokiem w historii odkąd przeprowadzane były pomiary temperatur. Produkcja ciepła kogeneracyjnego w 2014 roku wyniosła 89,8% i była równa średniej dla okresu 2009-2014. Produkcja energii elektrycznej w 2014 roku była niższa o tylko 1,1% od produkcji w 2009 roku i to pomimo braku dostępności urządzeń, na których w 2014 roku przeprowadzane były prace modernizacyjne, np. kocioł Nr 1 w EC Siekierki – przeróbka na spalanie biomasy, kocioł fluidalny B w EC Żerań wymiana elektrofiltra na filtry workowe. Prace te były wykonywane w celu dostosowania do Dyrektywy IED po roku 2016 (nowych standardów emisyjnych).

Sprzedaż

W 2014 roku PGNiG TERMIKA SA sprzedała 36 617 TJ energii cieplnej. Głównym odbiorcą ciepła sprzedawanego przez PGNiG TERMIKA SA była Dalkia Warszawa SA, która kupiła 94,6% ciepła. Moc zamówiona przez Dalkia Warszawa SA na 2014 rok wynosi 3,6 GW. Pozostała sprzedaż ciepła realizowana była do odbiorców lokalnych głównie w rejonie Pruszkowa i okolic.

Głównym odbiorcą energii elektrycznej wyprodukowanej w zakładach PGNiG TERMIKA SA było PGNiG, której udział w wolumenie sprzedaży energii elektrycznej spółki w 2014 roku wyniósł 99%. Ponadto spółka realizowała sprzedaż energii elektrycznej do mniejszych odbiorców.

Budowa bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli

Projekt budowy i eksploatacji elektrociepłowni gazowej o mocy 449,16 MW w Stalowej Woli jest realizowany wspólnie przez Grupę PGNiG i Grupę TAURON, które mają po 50% udziałów. Elektrociepłownia będzie produkowała ciepło w postaci wody sieciowej dla mieszkańców miasta oraz pary technologicznej dla zakładów przemysłowych położonych w jej okolicy. Będzie to największa elektrociepłownia gazowa w Polsce. Umowa zawarta pomiędzy Partnerami zakłada, że przychody ze sprzedaży energii elektrycznej będą rozdzielane w ilości proporcjonalnej do ilości udziałów w EC Stalowa Wola. Szacuje się, że blok w Stalowej Woli będzie wytwarzał rocznie około 3500 GWh energii elektrycznej, zużywając około 600 mln m³ gazu. Inwestycja charakteryzuje się niską emisją dwutlenku węgla, związków siarki i azotu, co wpisuje się w unijną politykę energetyczno-klimatyczną.

W 2014 roku w ramach projektu „Budowa bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli” dostarczono na budowę wszystkie podstawowe urządzenia bloku i rozpoczęto montaż turbozespołu parowego i gazowego. Zamontowano szereg urządzeń pomocniczych, tj.: pompy, wymienniki, smoczki i układy olejowe turbin. W omawianym okresie dokonano odbioru prac i etapu budowy progu spiętrzającego na rzece San i przystąpiono do realizacji II etapu.

Planowane uruchomienie elektrociepłowni to przełom 2015/2016.

Blok gazowo-parowy na terenie EC Żerań

Realizacja projektu budowy bloku gazowo-parowego przyczyni się do modernizacji warszawskiej elektrociepłowni Żerań. Dzięki budowie nowego bloku energetycznego, wyeksploatowane kotły węglowe zostaną wycofane z eksploatacji, a nowa jednostka wytwórcza o mocy zainstalowanej około 450 MWe umożliwi zwiększenie produkcji energii elektrycznej o 50%. Parametry techniczne bloku będą spełniały wymogi Dyrektywy o Emisjach Przemysłowych (IED) oraz wymogi BAT (Najlepszych Dostępnych Technologii). Projekt przyczyni się do poprawy bezpieczeństwa zasilania energetycznego aglomeracji warszawskiej oraz do dalszej poprawy jakości powietrza.

Przygotowano dokumentację przetargową na budowę bloku i w dniu 25 listopada 2014 roku ogłoszono przetarg publiczny na budowę bloku gazowo-parowego w EC Żerań w trybie negocjacji z ogłoszeniem. Uzyskano decyzję o pozwoleniu na budowę bloku, a także ostateczną decyzję o pozwoleniu na budowę rurociągu zrzutowego oraz modernizację układu wody chłodzącej. Trwają prace przygotowawcze budowy gazociągu relacji Tłocznia Rembelszczyzna – EC Żerań. Przygotowano zmiany do umowy przyłączeniowej z Polskie Sieci Energetyczne – uzależnienie rozpoczęcia realizacji prac przez PSE od podpisania przez PGNiG TERMIKA kontraktu na budowę BGP. Trwa opracowywanie materiałów przetargowych na realizację przełączeń urządzeń EC Żerań do nowej rozdzielni.

Planowany termin oddania bloku do eksploatacji to 2018 rok.

Przebudowa kotła K1 wraz z budową instalacji magazynowania biomasy

W dniu 11 października 2013 roku podpisano umowę z firmą Andritz Energy & Environment GmbH (liderem konsorcjum) na przebudowę kotła nr 1 w celu dostosowania do spalania biomasy wraz z budową instalacji rozładunku, magazynowania i podawania biomasy w Elektrociepłowni Siekierki. W wyniku realizacji projektu nastąpi konwersja jednostki wytwórczej do wydajności 185 t/h i mocy w dostarczanym paliwie 146,6 MWt. Zostanie uzyskana dywersyfikacja paliwa przez PGNiG TERMIKA wraz z zapewnieniem pracy źródła wytwórczego w podstawie zapotrzebowania na moc cieplną dostarczaną do aglomeracji warszawskich. Konwersja kotła z paliwa węglowego na biomasę wyeliminuje potrzebę zabudowy instalacji odsiarczania i odazotowania celem dostosowania do wymogów Dyrektywy o Emisjach Przemysłowych (IED). W 2014 roku wykonano projekt budowlany i uzyskano prawomocne pozwolenie na budowę. Zakończono prace związane z rozbiórką urządzeń pomocniczych. Zakończono montaż części ciśnieniowej kotła i wymianę przegrzewacza. Trwają prace związane z montażem urządzeń pomocniczych na kotle. Wykonano fundamenty punktów rozładunkowych biomasy mokrej, budynków separacji, magazynu biomasy mokrej, pod zbiorniki popiołu lotnego i dennego oraz piasku oraz silosy biomasy suchej. Trwają montaże na instalacjach biomasy.

Zakończenie inwestycji planowane jest na trzeci kwartał 2015 roku.

Przebudowa elektrociepłowni Pruszków

W 2013 roku podjęto decyzję o realizacji przebudowy elektrociepłowni Pruszków, której głównym efektem będzie zwiększenie możliwości produkcji w kogeneracji w oparciu o silniki gazowe oraz zmniejszenie zużycia węgla poprzez przebudowę kotłów wodnych, w celu ich dostosowania do przyszłych, zaostrzonych wymagań środowiskowych. W 2013 roku podpisano umowę o przyłączenie do sieci gazowej z Polską Spółką Gazownictwa, zapewniającą dostawy gazu, jak również złożono wniosek o uzyskanie warunków przyłączenia do sieci PGE Dystrybucja niezbędnych do odbioru wyprodukowanej w silnikach energii elektrycznej. W 2014 roku podpisano umowę i rozpoczęto prace związane z budową stacji uzdatniania wody.

Zakończenie realizacji całego projektu przewidziano na rok 2016.

System handlu uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla

W 2014 roku w systemie handlu uprawnieniami do emisji CO₂ (SHUE) uczestniczyły instalacje: PGNiG TERMIKA SA (elektrociepłownie Siekierki, Żerań i Pruszków oraz ciepłownie Kawęczyn i Wola). W 2014 roku emisja CO₂ z powyższych instalacji wyniosła 5,6 mln Mg. W 2014 roku Grupa PGNiG przeprowadziła weryfikację rocznych raportów emisji CO₂ za rok 2013. Emisja CO₂ z instalacji uczestniczących w systemie w 2013 roku wyniosła 6 mln Mg. Po zbilansowaniu wielkości emisji CO₂ z posiadanymi uprawnieniami i umorzeniu wykorzystanych przydziałów z 2013 roku wykazano niedobór 2 055 mln Mg CO₂ wolnych jednostek emisji. Brakującą ilość uprawnień do emisji CO₂ pokryto z rezerwy uprawnień zgromadzonych na rachunkach instalacji należących do Grupy PGNiG (niewykorzystany darmowy przydział z lat ubiegłych) oraz z zakupu na giełdzie ICE Futures Europe (Intercontinental Exchange Futures Europe).

W obecnym okresie rozliczeniowym (lata 2013-2020) przydziały darmowych uprawnień do emisji CO₂ tylko w części pokrywają rzeczywistą emisję. Przydziały te z roku na rok będą systematycznie maleć, aż do zerowych w roku 2027.

W 2014 zakłady PGNiG TERMIKA wyemitowały:

• 13,4 tys. ton SO2
• 6,8 tys. ton NOX
• 0,8 tys. ton pyłu

W 2014 roku w EC Siekierki i EC Żerań współspalono 41,7 tys. ton biomasy, co ograniczyło emisje CO₂ o 59,9 tys. ton.

Rekultywacja składowiska odpadów paleniskowych

PGNiG TERMIKA prowadzi rekultywację składowiska odpadów paleniskowych „Myśliborska” dla EC Żerań. Projekt rekultywacji zakłada przeznaczenie odzyskanego terenu na obszary zielone (kwatera 1 i 2) i na funkcje mieszkaniowo-usługowe (kwatera nr 3). W 2014 roku zakończono rekultywację techniczną kwatery nr 2 i zwożenie mas ziemnych do wypełnienia kwatery nr 3, prowadzono demontaż infrastruktury technicznej na odcinku łączącym zakład EC Żerań ze składowiskiem oraz rozpoczęto makroniwelację i zagęszczanie gruntu kwatery nr 3. Zakończenie całości prac rekultywacyjnych przewiduje się w 2016 roku.

Wypełnienie wymogów Dyrektywy IED o emisjach przemysłowych

W 2014 roku ramach dostosowania do norm ochrony środowiska zawartych w Dyrektywie 2010/75/UE Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie emisji przemysłowych (IED) PGNiG TERMIKA rozliczyła zakończony w 2013 roku projekt zabudowy instalacji selektywnej katalitycznej redukcji tlenków azotu (SCR) 4 kotłów blokowych w EC Siekierki. Nakłady inwestycyjne na ten projekt wyniosły 180 mln zł, z czego 52 mln zł uzyskano z programu Infrastruktura i Środowisko Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. W wyniku realizacji tej inwestycji roczna emisja NOX z kotłów SCR zostanie zredukowana o 70%, czyli o 2 tys. ton NOX rocznie.

Ponadto spółka rozpoczęła realizację kolejnych projektów inwestycyjnych mających na celu ograniczenie emisji gazów i pyłu do atmosfery, takich jak:

• przebudowa węglowego kotła nr 1 EC Siekierki na kocioł biomasowy; przekazanie do eksploatacji planowane jest w końcu 2015 roku; planowana roczna redukcja emisji zanieczyszczeń do atmosfery to 227 tys. ton CO₂, 780 ton SO2, 260 ton NOX i 20 ton pyłu,
• wyposażenia kotłów fluidalnych w EC Żerań w wysokosprawne odpylacze (filtry workowe) oraz zwiększenie wydajności odsiarczania; zakończenie inwestycji planowane jest w końcu 2015 roku,
• przystosowanie wodnych kotłów mazutowych w EC Siekierki i Ciepłowni Wola do spalania oleju lekkiego, wraz z modernizacją palników; zakończenie inwestycji planowane jest do końca 2015 roku.

Inwestycja z zakresu wyciszeń w EC Siekierki

W 2014 roku została zakończona budowa ekranu wzdłuż wschodniej granicy elektrociepłowni oraz budowa ekranów akustycznych położonych wzdłuż węzłów rozładunku węgla przy górkach rozrządowych na terenie elektrociepłowni. Realizacja tej inwestycji zmniejszyła ryzyko przekroczenia dopuszczalnych poziomów hałasu związanego z przyszłymi inwestycjami na terenie Elektrociepłowni Siekierki. Koszt wykonania inwestycji wyniósł 3,8 mln zł.

Dostawy biomasy

W ramach wypełnienia wymogów Dyrektywy 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych oraz wykorzystania biomasy innej niż leśna, tj. z plantacji i upraw roślin energetycznych w przedsiębiorstwie elektroenergetyki zawodowej (Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 18 października 2012 roku) PGNiG TERMIKA pozyskuje paliwo poprzez zawieranie wieloletnich kontraktów na dostawy biomasy z plantacji wierzby energetycznej. Łączny areał plantacji, którym obecnie spółka dysponuje wynosi około 386 ha. Zastosowanie biomasy jako paliwa do produkcji energii pozwoliło na redukcję CO₂ w 2014 roku o 59,9 tys. Mg.

W 2015 roku w zakresie działalności prowadzonej na dotychczasowych rynkach PGNiG TERMIKA będzie dążyć do rozwoju systemu ciepłowniczego i zwiększenia sprzedaży ciepła.

W 2015 roku zarządzanie portfelem energii elektrycznej oraz bilansowanie handlowe spółki PGNiG TERMIKA prowadzone będą za pośrednictwem PGNiG, która zawiera kontrakty sprzedaży energii elektrycznej na rynku terminowym. Ponadto PGNiG będzie głównym odbiorcą energii elektrycznej wyprodukowanej w zakładach PGNiG TERMIKA.

W kolejnych latach PGNiG TERMIKA planuje rozwijać obszar działalności wytwarzania energii elektrycznej i ciepła na terenie Warszawy i okolic oraz na terenie całego kraju. Projekty będą realizowane samodzielnie lub we współpracy z partnerem biznesowym. Spółka planuje realizację projektów w oparciu o jednostki zasilane gazem lub biomasą, co stopniowo będzie ograniczało wykorzystanie węgla, a zwiększy udział niskoemisyjnych i bezemisyjnych paliw w zakresie CO₂ w miksie energetycznym (tj. strukturze nośników energii używanych do produkcji).

30 kwietnia 2014 roku weszła w życie znowelizowana ustawa Prawo energetyczne, która wznowiła funkcjonowanie systemu wsparcia dla produkcji energii elektrycznej w kogeneracji, tj. przez przywrócenie obowiązku posiadania i umarzania certyfikatów czerwonych (23,2% w portfelu energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom końcowym) i żółtych do końca 2018 roku. Certyfikaty przyznawane są za wyprodukowaną energię elektryczną w kogeneracji wysokosprawnej. Przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia zwiększą przychody PGNiG TERMIKA, które będzie można wykorzystać do dalszej modernizacji istniejącego majątku. Spowoduje to poprawę efektywności wytwarzania w skojarzeniu ciepła i energii elektrycznej, co przełoży się na poprawę konkurencyjności spółki.

5 września 2014 roku weszła w życie ustawa o zmianie ustawy Prawo ochrony środowiska oraz niektórych innych ustaw. W związku z powyższym w PGNiG TERMIKA prowadzone są zaawansowane prace związane z dostosowaniem istniejącego majątku do zaostrzających się norm ochrony środowiska. W EC Siekierki uruchomiono instalację odsiarczania i odazotowania spalin. Z kolei w EC Żerań planowana jest budowa jednostki gazowo-parowej oraz nowej kotłowni gazowo-olejowej. Ciepłownia Wola zostanie dostosowana do spalania oleju opałowego lekkiego o niższej emisyjności substancji szkodliwych, natomiast Ciepłownia Kawęczyn będzie wykorzystywała wysoko gatunkowy węgiel o zawartości siarki poniżej 0,4%.