Enea SA
skrót: ENA
Brak kursu dla wybranej firmy
Nazwa | Komentarz | Akcje | (%) | Prawa głosu | (%) |
---|---|---|---|---|---|
Skarb Państwa | 227 364 428 | 51,50% | 227 364 428 | 51,50% |
- pdf
30.05.2018
BZ WBK, Cyfrowy Polsat, JSW, Lotos, Enea, Ciech, Echo, Eurocash, Medicalgorithmics, Torpol, Berling, Erbud, GetBack, Indykpol, Krezus, Newag, OT Logistics, PBKM, Plast-Box, Projprzem Makrum, Próchnik, Sfinks Polska, Ten Square Games, Vigo System
BZ WBK, Cyfrowy Polsat, JSW, Lotos, Enea, Ciech, Echo, Eurocash, Medicalgorithmics, Torpol, Berling, Erbud, GetBack, Indykpol, Krezus, Newag, OT Logistics, PBKM, Plast-Box, Projprzem Makrum, Próchnik, Sfinks Polska, Ten Square Games, Vigo System
- pdf
12.06.2018
JSW, PGE, Enea, Energa, Tauron, ABC Data, Altus TFI, BSC Drukarnia Opakowań, CCC, Echo Investment, Ferrum, Herkules, Pfleiderer Group, Protektor, Unibep, Artificial Intelligence, The Farm 51
JSW, PGE, Enea, Energa, Tauron, ABC Data, Altus TFI, BSC Drukarnia Opakowań, CCC, Echo Investment, Ferrum, Herkules, Pfleiderer Group, Protektor, Unibep, Artificial Intelligence, The Farm 51
- pdf
12.06.2018
JSW, PGE, Enea, Energa, Tauron, ABC Data, Altus TFI, BSC Drukarnia Opakowań, CCC, Echo Investment, Ferrum, Herkules, Pfleiderer Group, Protektor, Unibep, Artificial Intelligence, The Farm 51
JSW, PGE, Enea, Energa, Tauron, ABC Data, Altus TFI, BSC Drukarnia Opakowań, CCC, Echo Investment, Ferrum, Herkules, Pfleiderer Group, Protektor, Unibep, Artificial Intelligence, The Farm 51
- pdf
26.06.2018
CCC, Enea, KGHM, PKN Orlen, Budimex, Getin Noble Bank, Ferro, Herkules, Idea Bank, Master Pharm, Megaron, PGS Software, Qumak, Vistal
CCC, Enea, KGHM, PKN Orlen, Budimex, Getin Noble Bank, Ferro, Herkules, Idea Bank, Master Pharm, Megaron, PGS Software, Qumak, Vistal
- pdf
26.06.2018
CCC, Enea, KGHM, PKN Orlen, Budimex, Getin Noble Bank, Ferro, Herkules, Idea Bank, Master Pharm, Megaron, PGS Software, Qumak, Vistal
CCC, Enea, KGHM, PKN Orlen, Budimex, Getin Noble Bank, Ferro, Herkules, Idea Bank, Master Pharm, Megaron, PGS Software, Qumak, Vistal
- pdf
03.07.2018
PGNiG, Lotos, Energa, Enea, KGHM, LPP, CCC, LiveChat, Orbis, Polenergia, Forte, GetBack, Vantage Development, Bytom, Mirbud, Work Service, Lokum Deweloper
PGNiG, Lotos, Energa, Enea, KGHM, LPP, CCC, LiveChat, Orbis, Polenergia, Forte, GetBack, Vantage Development, Bytom, Mirbud, Work Service, Lokum Deweloper
- pdf
03.07.2018
PGNiG, Lotos, Energa, Enea, KGHM, LPP, CCC, LiveChat, Orbis, Polenergia, Forte, GetBack, Vantage Development, Bytom, Mirbud, Work Service, Lokum Deweloper
PGNiG, Lotos, Energa, Enea, KGHM, LPP, CCC, LiveChat, Orbis, Polenergia, Forte, GetBack, Vantage Development, Bytom, Mirbud, Work Service, Lokum Deweloper
- pdf
13.07.2018
Energa, Enea, Pekao, 11 bit studios, Bioton, Medicalgorithmics, PBKM, Prochem, Rafako, Torpol, Atrem, Bumech
Energa, Enea, Pekao, 11 bit studios, Bioton, Medicalgorithmics, PBKM, Prochem, Rafako, Torpol, Atrem, Bumech
- pdf
13.07.2018
Energa, Enea, Pekao, 11 bit studios, Bioton, Medicalgorithmics, PBKM, Prochem, Rafako, Torpol, Atrem, Bumech
Energa, Enea, Pekao, 11 bit studios, Bioton, Medicalgorithmics, PBKM, Prochem, Rafako, Torpol, Atrem, Bumech
- pdf
08.08.2018
Pekao, Alior Bank, PGE, CEZ, Emperia Holding, Enea, GetBack, Grupa Azoty, Z.Ch. Police, Grupa Kęty, Herkules, LiveChat, Monnari, Ronson, Asbis, BAH, Braster, Cormay, Murapol, Polmed
Pekao, Alior Bank, PGE, CEZ, Emperia Holding, Enea, GetBack, Grupa Azoty, Z.Ch. Police, Grupa Kęty, Herkules, LiveChat, Monnari, Ronson, Asbis, BAH, Braster, Cormay, Murapol, Polmed
- 18.01.2021 13:21
PGE, Enea i Tauron mają list intencyjny ws. współpracy przy projektach offshore (opis)
18.01.2021 13:21PGE, Enea i Tauron mają list intencyjny ws. współpracy przy projektach offshore (opis)
"List oznacza współpracę trzech naszych grup elektroenergetycznych, które będą realizować projekty w porozumieniu, wspólnie wykorzystując swój potencjał, by szansę - jaką jest morska energetyka wiatrowa - wykorzystać najlepiej jak potrafimy (...)" - powiedział obecny podczas uroczystości wiceminister aktywów państwowych Artur Soboń.
"(...) niezwykle pożądane jest, by działać wspólnie zarówno w zakresie lokalizacji tych inwestycji, ale i w zakresie możliwości ich finansowania" - dodał wiceminister.
Jak poinformował, podmioty założą spółkę celową. Dodał, że planowane wydzielenie aktywów wytwórczych opartych o węgiel z trzech grup energetycznych ułatwi finansowanie inwestycji w morską energetykę wiatrową. Jak powiedział, te inwestycje będą biznesowo rentowne.
Wojciech Dąbrowski, prezes PGE, wyjaśnił, że spółka celowa będzie aplikować o nowe koncesje.
"List intencyjny i idea powołania spółki celowej będzie dotyczyć nowych inwestycji, o które będziemy aplikować wspólnie, o prawo do wznoszenia sztucznych wysp na Bałtyku" - powiedział prezes Dąbrowski, dodając, że spółki będą miały równy udział w nowym podmiocie.
W ocenie prezesa PGE inwestowanie w offshore na Bałtyku to jeden z najważniejszych projektów dla polskich spółek energetycznych z udziałem Skarbu Państwa.
"To ogromna szansa dla nas, by skutecznie przeprowadzić transformację. (...) Naszym zadaniem jest, by jak najwięcej korzyści uzyskały polskie firmy i polska gospodarka, realizując te wielkie inwestycje. Mówimy o skali 140-150 mld zł, by wybudować 11 GW mocy" - powiedział Dąbrowski.
Jak poinformował prezes PGE, produkcja energii z farm morskich, które spółki zamierzają razem realizować, mogłaby się rozpocząć w drugiej połowie lat 30-tych.
PGE jest najbardziej zaawansowana ze spółek SP w realizacji projektów offshore. Spółka obecnie realizuje trzy projekty o łącznej mocy ok. 3,5 GW.
Jak poinformował Dąbrowski, na końcowym etapie są negocjacje PGE dotyczące partnerstwa z duńskim Orsted dla dwóch z tych projektów.
Enea prowadziła w ubiegłym roku negocjacje z hiszpańską Iberdrolą. We wrześniu zdecydowano jednak o zakończeniu prowadzonych na zasadzie wyłączności rozmów i odstąpiono od sporządzania dokumentu term sheet. Enea informowała wtedy, że nadal bada możliwości rozwoju w tym obszarze.
Prezes Enei Paweł Szczeszek poinformował w poniedziałek, że Enea stara się zaostrzyć kurs w kierunku zeroemisyjnym.
"Naszym celem jest stać się zupełnie zieloną jednostką wytwórczą" - powiedział prezes Szczeszek.
Prezes Tauronu Wojciech Ignacok poinformował, że offshore to przyszłość dla grupy Tauron.
"Chcemy wykorzystać kompetencje wszystkich spółek, a transformacja dotycząca wydzielenia aktywów węglowych z naszych zasobów pozwoli nam, by wspólnie zrealizować to szybciej i taniej" - powiedział prezes Ignacok.
Pod koniec 2020 r. Tauron podpisał porozumienie o współpracy w zakresie offshore ze spółką należącą do koncernów: EDP Renovaveis i Engie. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 18.01.2021 12:11
PGE, Enea i Tauron mają list intencyjny ws. współpracy przy projektach offshore
18.01.2021 12:11PGE, Enea i Tauron mają list intencyjny ws. współpracy przy projektach offshore
"List oznacza współpracę trzech naszych grup, które będą realizować projekty w porozumieniu, wspólnie wykorzystując swój potencjał (...)" - powiedział obecny podczas uroczystości wiceminister aktywów państwowych Artur Soboń. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 15.01.2021 16:59
PGE, Enea oraz Tauron chcą współpracować przy projektach offshore
15.01.2021 16:59PGE, Enea oraz Tauron chcą współpracować przy projektach offshore
PGE podało, że konferencja odbędzie się z okazji podpisania listu intencyjnego, dotyczącego przyszłej współpracy w zakresie morskiej energetyki wiatrowej, pomiędzy PGE Polska Grupa Energetyczna, Enea i Tauron Polska Energia. (PAP Biznes)
seb/ osz/
- 12.01.2021 15:35
ENEA SA (5/2021) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% liczby głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENEA S.A. w dniu 7 stycznia 2021 roku
12.01.2021 15:35ENEA SA (5/2021) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% liczby głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENEA S.A. w dniu 7 stycznia 2021 roku
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, że na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki, które odbyło się w dniu 7 stycznia 2021 roku ("NWZ") akcjonariuszami posiadającymi co najmniej 5% głosów na tym NWZ byli:
- Skarb Państwa, który posiadał na NWZ 227.353.628 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 227.353.628 głosów, co stanowiło 78,86% liczby głosów na tym NWZ i odpowiadało 51,50% ogólnej liczby głosów w Spółce,
- Otwarty Fundusz Emerytalny PZU "Złota Jesień", który posiadał na NWZ 22.000.000 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 22.000.000 głosów, co stanowiło 7,63% liczby głosów na tym NWZ i odpowiadało 4,98% ogólnej liczby głosów w Spółce,
- Nationale-Nederlanden Otwarty Fundusz Emerytalny, który posiadał na NWZ 15.320.000 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 15.320.000 głosów, co stanowiło 5,31% liczby głosów na tym NWZ i odpowiadało 3,47% ogólnej liczby głosów w Spółce.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 12.01.2021 08:46
ENEA SA (4/2021) Uzupełnienie informacji nt. Członka Rady Nadzorczej ENEA S.A.
12.01.2021 08:46ENEA SA (4/2021) Uzupełnienie informacji nt. Członka Rady Nadzorczej ENEA S.A.
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 3/2021 z dnia 7 stycznia 2021 roku, Zarząd ENEA S.A. przekazuje uzupełnienie informacji nt. Pani Doroty Szymanek powołanej w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A.
Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pani Dorota Szymanek nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pani Dorota Szymanek nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 12.01.2021 07:10
ANALIZY2021: Inwestorzy pozytywnie nastawieni do energetyki; kluczowe warunki transformacji sektora
12.01.2021 07:10ANALIZY2021: Inwestorzy pozytywnie nastawieni do energetyki; kluczowe warunki transformacji sektora
"Jesteśmy pozytywnie nastawieni do sektora na 2021 rok, naszym faworytem w krótkim terminie jest spółka relatywnie najsłabsza, czyli Tauron" - powiedział PAP Biznes Michał Kozak, analityk Trigon DM.
Analitycy zgodnie wskazują, że rynek czeka na szczegóły zapowiedzianej transformacji sektora energetycznego, w tym wydzielenia ze spółek aktywów węglowych.
"Inwestorzy oczekują na finalną propozycję rządu dotyczącą funkcjonowania notowanych spółek energetycznych, co powinniśmy - według zapewnień Ministerstwa Aktywów Państwowych - poznać w marcu" - dodał Kozak.
Jego zdaniem, wydzielenie wydobycia i elektrowni węglowych jest procesem niezbędnym i ciężko wyobrazić sobie zmianę w innym kierunku w sektorze.
"Rok 2021, zgodnie z zapowiedziami rządu, powinien upłynąć na przygotowaniu i wydzieleniu aktywów węglowych ze spółek energetycznych. Jeśli ten scenariusz uda się zrealizować, to widzimy znaczący potencjał wzrostu akcji spółek z uwagi na to, że w końcu będą mogły one trafić na radary inwestycyjne funduszy, które wcześniej nie mogły się w nie zaangażować z uwagi na ekspozycję na węgiel" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.
Obecnie trwają rozmowy decydentów z doradcą nad wydzieleniem aktywów węglowych do odrębnego podmiotu, roboczo nazwanego NABE - Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego.
Wiceminister aktywów państwowych, pełnomocnik rządu ds. transformacji spółek energetycznych i górnictwa węglowego Artur Soboń nie wykluczał jednocześnie innych scenariuszy, choć zaznaczał, że separacja aktywów węglowych od niewęglowych jest konieczna. Zapowiadał, że strategia transformacji sektora będzie ogłoszona w marcu. Ma być konsultowana ze stroną społeczną.
"Ministerstwo Aktywów Państwowych zapowiada przedstawienie planu w marcu, ale jest to uzależnione od umowy społecznej z górnikami z PGG, która ma być w lutym i wymaga zgody Komisji Europejskiej. Wszystko może się więc przesunąć i zapewne tak będzie. Co najmniej do lutego, marca jest więc pod co grać, póki rynek nie pozna szczegółów planu wydzielenia. Zakładam, że może być to odwlekane, więc dobry sentyment na spółkach może się utrzymywać w miarę przesuwania tego czynnika w czasie" - powiedział PAP Biznes Krystian Brymora z DM BDM.
"Spółki już sporo zdyskontowały, ale dalej mają potencjał do wzrostów kursów, jeśli założyć, że rozegrany zostanie scenariusz po myśli inwestorów, czyli spółki pozbędą się aktywów węglowych łącznie z długiem. Nie wiadomo na razie jak to zostanie rozwiązane technicznie" - dodał analityk DM BDM.
W ciągu ostatnich trzech miesięcy kurs PGE wzrósł o ok. 20 proc. do ok. 7,1 zł. Akcje Tauronu podrożały ponad 40 proc. do ok. 3 zł, a Enei o ponad 30 proc. do 7,3 zł. Indeks WIG zyskał w tym czasie ok. 20 proc.
PO WYDZIELENIU AKTYWÓW WĘGLOWYCH - MOŻLIWA KONSOLIDACJA
Zwolennikiem wydzielenia aktywów węglowych jest prezes Polskiej Grupy Energetycznej Wojciech Dąbrowski. Podkreśla on, że umożliwi to pozyskanie korzystnego finansowania na inwestycje m.in. w energetykę odnawialną. Jak mówił, PGE mogłaby się zadłużyć nawet do 6x EBITDA.
PGE ocenia, że optymalne byłoby wydzielenie aktywów do końca 2021 roku. Prezes grupy wskazywał, że jeśli nie dojdzie do wydzielenia aktywów, to za półtora roku można będzie ogłosić upadłość firmy. Oceniał też, że w kolejnym kroku sensowne byłoby połączenie trzech grup energetycznych oczyszczonych z aktywów węglowych.
"Zakładamy, że największym beneficjentem może być Tauron, ze względu na najsłabszy bilans i negatywny wpływ segmentów wydobycia i elektrowni węglowych na przepływy. Przy względnie niższym udziale Skarbu Państwa w akcjonariacie niż w Enei, nie wykluczamy konsolidacji z PGE już w tym roku, co również może budować sentyment wokół Tauronu" - powiedział Kozak z Trigon DM.
Krystian Brymora, analityk DM BDM również wskazuje, że najbardziej na planach transformacji może skorzystać Tauron.
"Potrzebne byłoby jednak wydzielenie co najmniej dwóch kopalń, a to - z powodu oporu społecznego - jest trudniejsze niż wydzielenie elektrowni opalanych węglem" - powiedział Brymora.
Jak wskazał Kozak, można się zastanawiać, czy konsolidacja spółek wokół PGE będzie procesem kilkuletnim, czy względnie szybkim oraz która spółka może na tym skorzystać najbardziej.
"Istnieje szansa, że w średnim terminie, przy odpowiedniej strukturyzacji transakcji, to w PGE skumuluje się najwięcej korzyści, zwłaszcza gdyby notowania Tauronu i Enei nie zdążyły zdyskontować +spin-offu+ aktywów węglowych" - powiedział Michał Kozak z Trigona.
Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale wskazuje, że konsolidacja "oczyszczonych" spółek w drugim etapie nie byłaby złym pomysłem.
"To byłaby jednak ciągle spółka Skarbu Państwa, więc pewnie nie byłoby dywidendy, a zarządzanie byłoby takie jak teraz" - zauważył analityk.
Jak dodał, grupy energetyczne nie mają - jak dotąd - konkretnych projektów w energetyce odnawialnej, a raczej tylko plany. Tymczasem konkurencja na tym rynku jest duża.
Polska Grupa Energetyczna zakłada w opublikowanej w październiku strategii, że chce do 2050 r. osiągnąć neutralność klimatyczną oraz zapewniać swoim klientom 100 proc. energii z OZE. Do 2030 r. udział źródeł nisko- i zeroemisyjnych w portfelu wytwórczym ma wynieść 85 proc., a OZE stanowić ma 50 proc. energii.
Łączne planowane nakłady inwestycyjne PGE w latach 2021-2030 wynieść mają 75 mld zł. Inwestycje mają się skupiać na energetyce odnawialnej, transformacji ciepłownictwa i infrastrukturze sieciowej.
W trakcie prac nad aktualizacją strategii jest grupa Enea. Przedstawiciele spółki zapowiadają, że coraz większą rolę w inwestycjach będzie odgrywał obszar OZE.
Zaktualizowany dokument strategii może przedstawić też Grupa Tauron. Obecnie spółka zakłada, że za 10 lat będzie wytwarzać ponad 65 proc. energii z OZE, przy jednoczesnym ograniczeniu emisyjności o połowę. Największą inwestycją OZE grupy w 2020 roku był grudniowy zakup projektu farmy wiatrowej o mocy 30 MW w województwie łódzkim.
WYNIKI ZESZŁY NA DALSZY PLAN
Analitycy oceniają, że w związku z perspektywą transformacji sektora, wyniki mają teraz dla rynku mniejsze znaczenie. Tymczasem rynkowe otoczenie nie sprzyja wytwarzaniu energii z węgla, a szacunki zysków idą w dół.
Krystian Brymora ocenia, że prognozy EBITDA dla czterech grup energetycznych na 2021 rok obniżyły się od października o 5-10 proc.
"Spadły głównie oczekiwania w segmencie wytwarzania, gdzie bazowy CDS (cena energii minus cena CO2) cały czas spada, co oznacza, że rekordowe ceny CO2 nie są przenoszone na ceny energii" - powiedział analityk.
Ceny uprawnień do emisji CO2 wzrosły w ciągu 12 miesięcy ponad 40 proc. i wynoszą obecnie ok. 35 euro/t.
Dużym zastrzykiem gotówki dla grup energetycznych będą przychody z rynku mocy. Jak zauważył Bartłomiej Kubicki z Societe Generale to ponad 5 mld zł rocznie, z czego ok. 2,5 mld zł dostanie samo PGE.
Te środki powinny pozwolić w dużym stopniu pokryć niższe wyniki na wytwarzaniu, choć - jak ocenia Krystian Brymora - nie zrekompensują ich w całości.
"Do niedawna myśleliśmy, że spadający CDS zostanie skompensowany rynkiem mocy. Widać teraz, że będzie to trudne przy obecnej cenie CO2 i cenie energii na poziomie 240-250 zł/MWh, a także wygaszeniu dotychczasowych systemów wsparcia" - powiedział Brymora z DM BDM.
W ocenie Roberta Maja z Ipopema Securities pozostałe segmenty działalności poza wytwarzaniem, czyli dystrybucja, energia odnawialna czy sprzedaż powinny poprawić wyniki.
Krystian Brymora zakłada, że wyniki grup w 2021 roku będą porównywalne rok do roku.
"Spadną w Tauronie i Enei, wzrosną w PGE, bo to największy beneficjent rynku mocy" - powiedział analityk.
Grupa PGE informowała w listopadzie, że spodziewa się w 2021 roku wzrostu EBITDA rdr we wszystkich segmentach, z wyjątkiem energetyki konwencjonalnej.
Wiceprezes Tauronu Marek Wadowski informował w wywiadzie dla PAP Biznes, że w 2021 r. EBITDA grupy Tauron, w porównaniu do wyniku za 2020 r. oczyszczonego o one-offy, może być stabilna z lekką tendencją wzrostową.
Z kolei grupa Enea spodziewała się w 2021 roku stabilnej EBITDA w segmencie dystrybucji, poprawy wyniku w wydobyciu i obrocie. Prezes Paweł Szczeszek przewidywał, że EBITDA w wytwarzaniu konwencjonalnym będzie pod dużą presją.
Jak zauważył Krystian Brymora z DM BDM, rynek nie patrzy na perspektywy dla wyników, a wyceny spółek od kilku miesięcy rosną.
"Rynek gra pod inny scenariusz. Kluczowy czynnik to wydzielenie aktywów węglowych" - powiedział analityk DM BDM.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ tj/ ana/
- 08.01.2021 15:37
URE zatwierdził niższe taryfy dystrybucyjne na '21 dla Enei i Tauronu
08.01.2021 15:37URE zatwierdził niższe taryfy dystrybucyjne na '21 dla Enei i Tauronu
"Spadek stawek własnych w taryfie Enea Operator wyniesie średnio 1,7 proc. dla wszystkich grup odbiorców (spadek o 2,2 proc. dla odbiorców w gospodarstwach domowych w grupie G11[1]), natomiast w taryfie Tauron Dystrybucja spadnie średnio o 1,5 proc. (1,7 proc. dla grupy G11)" - podano w komunikacie.
Urząd wskazał, że od 1 stycznia 2021 roku dystrybutorzy energii pobierają od odbiorców także tzw. opłatę mocową.
"Uwzględniając tę opłatę, średni wzrost rachunku w części dystrybucyjnej dla wszystkich grup odbiorców przyłączonych do sieci obu dystrybutorów wyniesie ok. 20 proc. (wzrost o ok. 15 proc. dla odbiorców w gospodarstwach domowych w grupie G11)" - podano w komunikacie.
URE poinformowało, że odbiorcy w najczęściej występującej grupie taryfowej G11[2] zapłacą tym dystrybutorom średnio od ok. 6 do 7 zł więcej miesięcznie, przy czym zmiana ta uwzględnia już stawkę opłaty mocowej.
Jak podano, średni wzrost całego rachunku dla odbiorców posiadających umowy kompleksowe i korzystających z taryfy Enea jak i Tauron Sprzedaż wyniesie około 10 proc., tj. około 8 zł miesięcznie.
Taryfy zostały zatwierdzone do końca 2021 roku i mogą zostać wprowadzone do stosowania najwcześniej po 14 dniach od ich publikacji przez URE. (PAP Biznes)
sar/ ana/
- 07.01.2021 21:15
ENEA SA (3/2021) Powołanie Członka Rady Nadzorczej ENEA S.A.
07.01.2021 21:15ENEA SA (3/2021) Powołanie Członka Rady Nadzorczej ENEA S.A.
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, iż 7 stycznia 2021 roku Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki podjęło uchwałę, na mocy której z tym samym dniem w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A. X kadencji powołana została Pani Dorota Szymanek.
Poniżej Spółka przekazuje informacje nt. wykształcenia, kwalifikacji i zajmowanych wcześniej stanowisk, wraz z opisem przebiegu pracy zawodowej nowego Członka Rady Nadzorczej.
Pani Dorota Szymanek jest absolwentką Katolickiego Uniwersytetu Lubelskiego Jana Pawła II, Wydziału Prawa Kanonicznego i Świeckiego. Ukończyła także studia podyplomowe w zakresie wyceny nieruchomości na Politechnice Warszawskiej. W 2009 roku została wpisana na listę radców prawnych w Okręgowej Izbie Radców Prawnych w Warszawie.
Posiada bogate doświadczenie zawodowe w zakresie prawa finansowego. W latach 1998-2006 pracowała w Ministerstwie Finansów w Departamencie Podatków Pośrednich. Od 2006-2009 zajmowała stanowisko radcy w Prokuratorii Generalnej Skarbu Państwa. W Narodowym Banku Polskim od 2009 roku była zatrudniona na stanowisku Zastępcy Dyrektora Departamentu Prawnego, a od 2016 roku pełni funkcję Dyrektora Departamentu Prawnego.
Od 2010 roku jest Członkiem Komitetu Prawnego działającego w ramach Europejskiego Banku Centralnego, a od 2016 roku - wiceprzewodnicząca Rady Nadzorczej Krajowego Depozytu Papierów Wartościowych S.A. Prowadziła liczne szkolenia dla biegłych rewidentów i księgowych z zakresu prawa podatkowego i finansowego. Uczestniczka wielu szkoleń i konferencji w kraju i zagranicą (Bank Rezerwy Federalnej w Nowym Jorku, FED, Bank Światowy, ISDA) z zakresu prawa finansowego, obrotu instrumentami finansowymi, papierów wartościowych.
Pozostałe wymagane oświadczenia Pani Doroty Szymanek zostaną przekazane do publicznej wiadomości w odrębnym raporcie bieżącym niezwłocznie po ich uzyskaniu przez Spółkę.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 07.01.2021 21:13
ENEA SA (2/2021) Treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 7 stycznia 2021 roku
07.01.2021 21:13ENEA SA (2/2021) Treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 7 stycznia 2021 roku
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") przekazuje w załączeniu treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 7 stycznia 2021 roku. Jednocześnie Spółka informuje, że Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. nie odstąpiło od rozpatrzenia któregokolwiek z punktów planowanego porządku obrad, a do protokołu nie zostały zgłoszone sprzeciwy. Dodatkowo Spółka informuje, że podczas obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. nie było projektów uchwał, które byłyby poddane pod głosowanie, a nie zostały podjęte.
Szczegółowa podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 6 - 9 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 04.01.2021 18:52
Izabela Felczak-Poturnicka rezygnuje z funkcji przewodniczącej RN Enei
04.01.2021 18:52Izabela Felczak-Poturnicka rezygnuje z funkcji przewodniczącej RN Enei
W komunikacie podano, że jako przyczynę rezygnacji podano względy osobiste, związane z nowymi obowiązkami służbowymi. (PAP Biznes)
doa/ ana/
- 04.01.2021 18:43
ENEA SA (1/2021) Informacja o rezygnacji z pełnienia funkcji w Radzie Nadzorczej ENEA S.A.
04.01.2021 18:43ENEA SA (1/2021) Informacja o rezygnacji z pełnienia funkcji w Radzie Nadzorczej ENEA S.A.
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, że w dniu 4 stycznia 2021 roku do Spółki wpłynęła rezygnacja Pani Izabeli Felczak-Poturnickiej z funkcji Przewodniczącej Rady Nadzorczej oraz członkostwa w Radzie Nadzorczej ENEA S.A. z dniem 5 stycznia 2021 roku. Jako przyczynę rezygnacji podano względy osobiste, związane z nowymi obowiązkami służbowymi.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 4 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 22.12.2020 23:52
Orlen, PGNiG i Energa utworzą współną spółkę do budowy bloku energetycznego w Ostrołęce
22.12.2020 23:52Orlen, PGNiG i Energa utworzą współną spółkę do budowy bloku energetycznego w Ostrołęce
Orlen, PGNiG i Energa ustaliły, że powołana zostanie nowa spółka, która przejmie od Elektrowni Ostrołęka wybrane aktywa i pasywa niezbędne dla realizacji projektu gazowego.
W podpisanej umowie inwestycyjnej ustalono, że PKN Orlen oraz Energa będą miały łącznie 51 proc. udziałów w kapitale zakładowym nowej spółki, a PGNiG obejmie pozostałe 49 proc. udziałów.
Nowa spółka ma powstać do 30 czerwca 2021 roku po spełnieniu wszystkich przesłanek umożliwiających jej utworzenie, w tym pozyskania zgody odpowiednich organów antymonopolowych.
Dodatkowo przystąpienie PGNiG do nowej spółki będzie możliwe po przeprowadzeniu badania due dilligence projektu gazowego oraz od pozyskania zgód organów korporacyjnych PGNiG.
Ponadto PKN Orlen zawarł we wtorek z PGNIG aneks do umowy na dostawy gazu do grupy kapitałowej Orlenu do końca 2027 roku (z opcją przedłużenia do końca 2028 roku), z uwzględnieniem przyszłego zapotrzebowania Elektrowni Ostrołęka C na ten surowiec.
Podstawą kalkulacji formuły cenowej w kontrakcie są rynkowe wartości indeksów cen gazu.
Początkowo projekt energetyczny "C" w Ostrołęce był realizowany przez Energę i Eneę w formule bloku opalanego węglem. Po przejęciu Energi przez Orlen projekt węglowy został porzucony. Wspólna spółka celowa Energi i Enei, budująca elektrownię węglową Ostrołęka C, dokonała w maju odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych w łącznej wysokości 1,03 mld zł.
Na początku czerwca PKN Orlen, Energa i Enea podpisały porozumienie dotyczące warunków budowy bloku energetycznego w Ostrołęce opalanego gazem. Spółki zapowiadały wówczas, że Enea zmniejszy swoje zaangażowanie w spółce celowej Elektrownia Ostrołęka i stanie się udziałowcem mniejszościowym. We wtorek Enea ostatecznie wycofała się z projektu gazowego.
Z kolei na początku września PKN Orlen i PGNiG podpisały list intencyjny zakładający analizę możliwości realizacji wspólnych inwestycji, obejmujących m.in. projekt budowy bloku gazowo-parowego CCGT w Ostrołęce.
Spółki podały wtedy, że projekt budowy CCGT w Ostrołęce zakłada wybudowanie do końca 2024 r. bloku gazowo-parowego o projektowanej mocy nominalnej ok. 750 MW netto. (PAP Biznes)
pr/
- 22.12.2020 20:23
ENEA SA (56/2020) Podpisanie porozumień dotyczących projektu Ostrołęka C
22.12.2020 20:23ENEA SA (56/2020) Podpisanie porozumień dotyczących projektu Ostrołęka C
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") informuje, że w dniu 22 grudnia 2020 roku zostały podpisane:
1) porozumienie pomiędzy Spółką, Energa S.A. ("Energa") oraz Elektrownią Ostrołęka Sp. z o.o. (podmiot realizujący budowę Elektrowni Ostrołęka C) ("SPV") w sprawie współpracy przy podziale SPV ("Porozumienie podziałowe"),
2) porozumienie pomiędzy Spółką, a Energa w sprawie współpracy przy rozliczeniu zdefiniowanego poniżej Projektu Węglowego ("Porozumienie rozliczeniowe").
Porozumienia te zostały podpisane w związku z decyzją o zmianie źródła zasilania dla budowanej Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW z węglowego ("Projekt Węglowy") na gazowe ("Projekt Gazowy"), o czym Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 21/2020 z 2 czerwca 2020 roku, oraz decyzją o nieuczestniczeniu w Projekcie Gazowym, o czym Emitent informował w raporcie bieżącym nr 55/2020 z dnia 22 grudnia 2020 roku.
W treści obydwu porozumień Emitent złożył oświadczenie o rezygnacji z udziału w Projekcie Gazowym. Powody rezygnacji z dalszego zaangażowania kapitałowego w budowę bloku gazowego związany są w szczególności z zamiarem intensyfikacji działań inwestycyjnych Emitenta w obszarze odnawialnych źródeł energii, jak również dedykowania nakładów związanych z konwersją zasilania węglowego na gazowe w obszarze wytwarzania dla posiadanych przez Emitenta i istniejących już aktywów wytwórczych, w odniesieniu do których Emitent jest pełnym właścicielem.
Okoliczność uzgodnienia Porozumień potwierdzać będzie również, iż w związku z decyzją Emitenta o rezygnacji z Projektu gazowego pozostałe strony nie będą wywodzić z tej decyzji żadnych roszczeń względem Emitenta.
Zgodnie z postanowieniami Porozumienia podziałowego podział SPV nastąpi poprzez wydzielenie (w rozumieniu przepisów Kodeksu Spółek Handlowych) aktywów i pasywów (praw i obowiązków) oraz innych elementów, składających się na Projekt Gazowy. Zakończenie procesu podziału SPV planowane jest na drugi kwartał 2021 roku.
Porozumienie rozliczeniowe zostało zawarte jako konieczne dla realizacji postanowień Porozumienia podziałowego, wymagającej kooperacji wspólników SPV, w tym niezbędnego rozliczenia kosztów związanych z Projektem Węglowym. Porozumienie rozliczeniowe przewiduje, że koszty związane z Projektem Węglowym będą rozliczane w oparciu o dotychczasowe ustaleniami pomiędzy Spółką, a Energa i zgodnie założeniami, o których Emitent informował w przywołanym raporcie bieżącym nr 55/2020 z 22 grudnia 2020 roku.
Spółka poinformuje o ostatecznym rozliczeniu wszystkich kosztów związanych z Projektem Węglowym w odrębnym raporcie bieżącym.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 22.12.2020 19:51
Enea rezygnuje z zaangażowania kapitałowego w budowę bloku gazowego w ramach projektu Ostrołęka C
22.12.2020 19:51Enea rezygnuje z zaangażowania kapitałowego w budowę bloku gazowego w ramach projektu Ostrołęka C
"Plan rezygnacji z zaangażowania kapitałowego w budowę bloku gazowego związany jest w szczególności z zamiarem intensyfikacji działań inwestycyjnych Grupy Kapitałowej Enea w obszarze odnawialnych źródeł energii, jak również dedykowania nakładów związanych z konwersją zasilania węglowego na gazowe w obszarze wytwarzania dla posiadanych przez emitenta i istniejących już aktywów wytwórczych, w odniesieniu do których emitent jest pełnym właścicielem" - napisano.
Zgodnie z decyzją rady nadzorczej Enei, rozliczenie inwestycji związanej z realizacją bloku węglowego nastąpi, co do zasady w oparciu o dotychczasowe ustalenia pomiędzy spółką, a spółką Energa.
Enea podała, że podjęcie tych decyzji przez radę nadzorczą spółki oraz stron zaangażowanych w projekt Ostrołęka C skutkować będzie wyodrębnieniem w ramach projektu (w tym rachunkowo i organizacyjnie) części przedsiębiorstwa związanego z prowadzeniem projektu gazowego. Od dnia wyodrębnienia koszty inwestycyjne związane z rozliczeniem projektu gazowego nie będą ponoszone przez Eneę.
Na początku czerwca PKN Orlen, Energa i Enea podpisały porozumienie dotyczące warunków budowy bloku energetycznego w Ostrołęce opalanego gazem. Spółki zapowiadały wówczas, że Enea zmniejszy swoje zaangażowanie w spółce celowej Elektrownia Ostrołęka i stanie się udziałowcem mniejszościowym.
Zgodnie z warunkami porozumienia PKN Orlen wyraził wówczas wolę uczestniczenia w inwestycji i weźmie udział w jej finansowaniu oraz po uzyskaniu stosownych zgód korporacyjnych przystąpi do spółki Elektrownia Ostrołęka w charakterze wspólnika. (PAP Biznes)
epo/ gor/
- 22.12.2020 19:27
ENEA SA (55/2020) Aktualizacja informacji nt. realizacji projektu Ostrołęka C
22.12.2020 19:27ENEA SA (55/2020) Aktualizacja informacji nt. realizacji projektu Ostrołęka C
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 21/2020 z dnia 2 czerwca 2020 roku oraz raportów wcześniejszych, określających zasady zaangażowania ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") w realizację projektu budowy elektrowni Ostrołęka C ("Projekt Ostrołęka C"), Zarząd Emitenta informuje, że w dniu 22 grudnia 2020 roku Rada Nadzorcza Emitenta podjęła decyzje w sprawie odpowiednio:
i) rezygnacji Emitenta z zaangażowania kapitałowego w budowę bloku gazowego w ramach Projektu Ostrołęka C, jak również
ii) uzgodnienia z Energa S.A. zasad rozliczenia kosztów realizacji projektu budowy bloku węglowego w ramach Projektu Ostrołęka C.
Plan rezygnacji z zaangażowania kapitałowego w budowę bloku gazowego związany jest w szczególności z zamiarem intensyfikacji działań inwestycyjnych Grupy Kapitałowej ENEA w obszarze odnawialnych źródeł energii, jak również dedykowania nakładów związanych z konwersją zasilania węglowego na gazowe w obszarze wytwarzania dla posiadanych przez Emitenta i istniejących już aktywów wytwórczych, w odniesieniu do których Emitent jest pełnym właścicielem.
Zgodnie z decyzją Rady Nadzorczej Spółki rozliczenie inwestycji związanej z realizacją bloku węglowego nastąpi, co do zasady w oparciu o dotychczasowe ustalenia pomiędzy Spółką a Energa S.A., o których Emitent informował w raportach bieżących nr 68/2018 z 29 grudnia 2018 roku oraz 12/2019 z 30 kwietnia 2019 roku.
Podjęcie decyzji w ww. obszarze przez Radę Nadzorczą Spółki oraz stron zaangażowanych w Projekt Ostrołęka C skutkować będzie wyodrębnieniem w ramach Projektu Ostrołęka C (w tym rachunkowo i organizacyjnie) części przedsiębiorstwa związanego z prowadzeniem projektu gazowego. Od dnia wyodrębnienia koszty inwestycyjne związane z rozliczeniem projektu gazowego nie będą ponoszone przez Spółkę.
Emitent informuje, iż na dzień sporządzenia niniejszego raportu bieżącego analizuje wpływ proponowanego modelu rozliczenia realizacji projektu budowy bloku węglowego w ramach Projektu Ostrołęka C na sprawozdania finansowe właściwego okresu sprawozdawczego.
Intencją Emitenta pozostaje, uregulować z Energa S.A. oraz Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. zasady rozliczenia projektu węglowego oraz podziału projektu na część węglową oraz gazową w formie odpowiednich porozumień.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 17.12.2020 17:37
Aukcja mocowa na rok 2025 zakończyła się przy cenie 172,85 zł/kW/rok - PSE
17.12.2020 17:37Aukcja mocowa na rok 2025 zakończyła się przy cenie 172,85 zł/kW/rok - PSE
Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2025 wynosi 2.367,304 MW, w tym 275,717 MW dotyczy umów mocowych zawartych na okres od 1 stycznia 2025 r. do 30 czerwca 2025 r.
PSE podały, że ostateczne wyniki aukcji głównej zostaną ogłoszone przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. (PAP Biznes)
seb/ asa/
- 17.12.2020 08:22
Rynek może dobrze przyjąć nową strategię Bogdanki (opinia)
17.12.2020 08:22Rynek może dobrze przyjąć nową strategię Bogdanki (opinia)
DM BDM (raport poranny):
"Absolutną nowością w strategii jest chęć produkcji węgla koksującego (34), który jest dużo droższy niż energetyczny i zdecydowanie bardziej perspektywiczny (od hutnictwa stali). Jednocześnie spółka prognozuje mocne wolumeny produkcji węgla energetycznego (9,7 mln ton średnio vs 7,4 mln ton w 2020 i 9,3 mln ton w poprzedniej strategii) zakładając wyraźny wzrost udziałów rynkowych (z poprzednich 25 proc. do 35 proc.).
Spodziewa się przy tym średniej marży EBITDA ok. 33 proc. i chce się dalej dzielić zyskiem (do 50 proc.).
Zwracamy uwagę, że cel produkcji 9,7 mln ton (konsensus 8 mln ton), marży EBITDA 33 proc. (konsensus 25 proc.) czy ROE 6,6 proc. (konsensu 2-3 proc.) są wyraźnie powyżej oczekiwań rynku przy zbliżonym CAPEX (535 vs 450- 500 mln zł w konsensusie Bloomberg).
Tym samym rynek powinien dobrze przyjąć ujawnioną strategię. Kurs akcji spółki w tym roku (YTD) stracił 45 proc. Na konsensusie Bloomberga spółka jest wyceniana <1,0x EBITDA z niskim DY 1-2 proc."
**********************************************
Bogdanka zakłada w nowej strategii średnią produkcję węgla w latach 2021-2025 na poziomie 9,7 mln ton. Od 2026 r. spółka chce też produkować węgiel koksowy - podała Bogdanka w komunikacie dotyczącym strategii do 2030 r. z perspektywą do 2040 r.
Jak podano, spółka przewiduje średnią produkcję w latach 2021-2025 na poziomie 9,7 mln ton - w tym okresie produkowany będzie wyłącznie węgiel energetyczny. Z kolei w latach 2026 - 2040 wydobywany ma być także węgiel koksowy (typ 34). W okresie od roku 2026 wolumen węgla koksowego waha się od 0,7 do 3,1 mln ton rocznie, z wartością przeciętną na poziomie 1,9 mln ton. Średnia produkcja węgla ogółem w okresie do 2040 roku wynosić ma ok. 8,8 mln ton.
Bogdanka poinformowała, że przeciętna wartość nakładów w latach 2021-2025 wyniesie ok. 535 mln zł, w latach 2026-2030 ok. 405 mln zł, w latach 2031-2035 ok. 352 mln zł oraz ok. 307 mln zł w latach 2036-2040. Jak podano, wartości te nie uwzględniają ewentualnych wydatków na udostępnienie pionowe Pola Ostrów (2,1 mld zł).
Spółka będzie dążyła do osiągniecia średnio w latach 2021-2025 wskaźnika rentowności kapitału (ROE) na poziomie 6,6 proc. (6,2 proc. w latach 2026-2030), wskaźnika rentowności aktywów (ROA) na poziomie 6,2 proc. (7,1 proc. w latach 2026-2030) oraz marży EBITDA na poziomie 33 proc. (36 proc. w latach 2026-2030).
Strategia przewiduje, że wskaźnik zużycia na potrzeby własne grupy Enea do 2025 roku wyniesie 85 proc., a następnie od roku 2030 osiągnie 67 proc.
Bogdanka chce osiągnąć w 2030 r. 34 proc. udziału w rynku miałów energetycznych dostarczanych do energetyki zawodowej.
Bogdanka chce pozostać spółką dywidendową w perspektywie średnio- i długoterminowej. Zarząd spółki będzie chciał w przyszłości wnioskować o wypłatę dywidendy na poziomie do 50 proc. jednostkowego zysku netto. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 16.12.2020 22:34
Bogdanka zakłada średnią produkcję węgla w latach 2021-25 na poziomie 9,7 mln ton - strategia (opis)
16.12.2020 22:34Bogdanka zakłada średnią produkcję węgla w latach 2021-25 na poziomie 9,7 mln ton - strategia (opis)
"W oparciu o opracowane prognozy (projekt Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku, Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu na lata 2021-2030), LW Bogdanka będzie dążyć do pozostania najbardziej efektywnym kosztowo producentem węgla energetycznego w Polsce, skutecznie konkurującym z innymi producentami i dostawcami węgla, przy zachowaniu dotychczasowego potencjału produkcyjnego w perspektywie do 2040 roku" - napisano w komunikacie.
Jak podano, spółka przewiduje średnią produkcję w latach 2021-2025 na poziomie 9,7 mln ton - w tym okresie produkowany będzie wyłącznie węgiel energetyczny. Z kolei w latach 2026 - 2040 wydobywany ma być także węgiel koksowy (typ 34).
"W okresie od roku 2026 wolumen węgla koksowego waha się od 0,7 do 3,1 mln ton rocznie, z wartością przeciętną na poziomie 1,9 mln ton. Średnia produkcja węgla ogółem w okresie do 2040 roku wynosić będzie zatem ok. 8,8 mln ton" - napisano.
Bogdanka poinformowała, że przeciętna wartość nakładów w latach 2021-2025 wyniesie ok. 535 mln zł, w latach 2026-2030 ok. 405 mln zł, w latach 2031-2035 ok. 352 mln zł oraz ok. 307 mln zł w latach 2036-2040. Jak podano, wartości te nie uwzględniają ewentualnych wydatków na udostępnienie pionowe Pola Ostrów (2,1 mld zł).
Dzięki wybiegom ścian rzędu 6 – 7 km, spółka zakłada wyższą koncentrację wydobycia i niższe koszty eksploatacji, co ma umożliwić skuteczne konkurowanie, w szczególności z węglem z importu.
Spółka będzie dążyła do osiągniecia średnio w latach 2021-2025 wskaźnika rentowności kapitału (ROE) na poziomie 6,6 proc. (6,2 proc. w latach 2026-2030), wskaźnika rentowności aktywów (ROA) na poziomie 6,2 proc. (7,1 proc. w latach 2026-2030) oraz marży EBITDA na poziomie 33 proc. (36 proc. w latach 2026-2030).
Strategia przewiduje, że wskaźnik zużycia na potrzeby własne grupy Enea do 2025 roku wyniesie 85 proc., a następnie od roku 2030 osiągnie 67 proc.
Bogdanka chce osiągnąć w 2030 r. 34 proc. udziału w rynku miałów energetycznych dostarczanych do energetyki zawodowej.
Spółka zakłada wzrost udziału w przychodach z inicjatyw spoza podstawowego biznesu do 30 proc. w 2040 roku. Jak podano, zmiana struktury przychodów odbywać się będzie etapowo (5 proc. w 2025 roku, 10 proc. w 2030 roku).
Bogdanka chce pozostać spółką dywidendową w perspektywie średnio- i długoterminowej.
Zarząd spółki będzie chciał w przyszłości wnioskować o wypłatę dywidendy na poziomie do 50 proc. jednostkowego zysku netto.
"Priorytetem zarządu jest zapewnienie bezpieczeństwa finansowego i płynnościowego spółki ze względu na dynamiczne zmiany na rynku węgla w Polsce i na świecie" - podała Bogdanka.
Jak podano, wysokość każdorazowo rekomendowanej przez zarząd dywidendy będzie uzależniona od aktualnej sytuacji rynkowej, generowanych przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej, realizacji planowanych inwestycji rozwojowych, możliwości i warunków pozyskania finansowania dłużnego.
"Realizacja strategicznych inicjatyw organizacyjnych i techniczno-technologicznych, których celem jest wzrost efektywności produkcji, może mieć wpływ na wielkość nakładów inwestycyjnych, a w konsekwencji na ukształtowanie w przyszłości polityki dywidendowej spółki" - podała Bogdanka.
Polityka wypłaty dywidendy będzie podlegać okresowej weryfikacji. (PAP Biznes)
pel/
- 16.12.2020 22:20
Bogdanka chce wypłacać na dywidendę do 50 proc. jednostkowego zysku netto
16.12.2020 22:20Bogdanka chce wypłacać na dywidendę do 50 proc. jednostkowego zysku netto
"Priorytetem zarządu jest zapewnienie bezpieczeństwa finansowego i płynnościowego spółki ze względu na dynamiczne zmiany na rynku węgla w Polsce i na świecie" - napisano.
Jak podano, wysokość każdorazowo rekomendowanej przez zarząd dywidendy będzie uzależniona od aktualnej sytuacji rynkowej, generowanych przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej, realizacji planowanych inwestycji rozwojowych, możliwości i warunków pozyskania finansowania dłużnego.
"Realizacja strategicznych inicjatyw organizacyjnych i techniczno-technologicznych, których celem jest wzrost efektywności produkcji, może mieć wpływ na wielkość nakładów inwestycyjnych, a w konsekwencji na ukształtowanie w przyszłości polityki dywidendowej spółki" - podała Bogdanka.
Jak dodano, polityka wypłaty dywidendy będzie podlegać okresowej weryfikacji. (PAP Biznes)
pel/
- 16.12.2020 22:15
Bogdanka zakłada średnią produkcję węgla w latach 2021-25 na poziomie 9,7 mln ton - strategia
16.12.2020 22:15Bogdanka zakłada średnią produkcję węgla w latach 2021-25 na poziomie 9,7 mln ton - strategia
"W oparciu o opracowane prognozy (projekt Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku, Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu na lata 2021-2030), LW Bogdanka będzie dążyć do pozostania najbardziej efektywnym kosztowo producentem węgla energetycznego w Polsce, skutecznie konkurującym z innymi producentami i dostawcami węgla, przy zachowaniu dotychczasowego potencjału produkcyjnego w perspektywie do 2040 roku" - napisano.
Jak podano w komunikacie, spółka przewiduje średnią produkcję w latach 2021-2025 na poziomie 9,7 mln ton - w tym okresie produkowany będzie wyłącznie węgiel energetyczny. Z kolei w latach 2026 - 2040 wydobywany ma być także węgiel koksowy (typ 34).
"W okresie od roku 2026 wolumen węgla koksowego waha się od 0,7 do 3,1 mln ton rocznie, z wartością przeciętną na poziomie 1,9 mln ton. Średnia produkcja węgla ogółem w okresie do 2040 roku wynosić będzie zatem ok. 8,8 mln ton" - napisano.
Bogdanka poinformowała, że przeciętna wartość nakładów w latach 2021-2025 wyniesie ok. 535 mln zł, w latach 2026-2030 ok. 405 mln zł, w latach 2031-2035 ok. 352 mln zł oraz ok. 307 mln zł w latach 2036-2040. Jak podano, wartości te nie uwzględniają ewentualnych wydatków na udostępnienie pionowe Pola Ostrów (2,1 mld zł).
Spółka będzie dążyła do osiągniecia średnio w latach 2021-2025 wskaźnika rentowności kapitału (ROE) na poziomie 6,6 proc. (6,2 proc. w latach 2026-2030), wskaźnika rentowności aktywów (ROA) na poziomie 6,2 proc. (7,1 proc. w latach 2026-2030) oraz marży EBITDA na poziomie 33 proc. (36 proc. w latach 2026-2030).(PAP Biznes)
pel/
- 16.12.2020 12:29
ENEA SA (54/2020) Uzupełnienie informacji nt. Członka Zarządu ENEA S.A.
16.12.2020 12:29ENEA SA (54/2020) Uzupełnienie informacji nt. Członka Zarządu ENEA S.A.
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 53/2020 z dnia 9 grudnia 2020 roku, Zarząd ENEA S.A. przekazuje uzupełnienie informacji nt. Pana Rafała Marka Muchy, powołanego na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Finansowych.
Pan Rafał Marek Mucha jest absolwentem Wydziału Prawa i Administracji oraz Wydziału Ekonomicznego Uniwersytetu Szczecińskiego. Ukończył studia podyplomowe w zakresie zarządzania projektami europejskimi, rachunkowości oraz rynku nieruchomości, kursy i seminaria w zakresie analizy finansowej przedsiębiorstw, ochrony środowiska oraz prawa. Posiada certyfikat księgowy. Ukończył również studia doktoranckie na Wydziale Prawa i Administracji Uniwersytetu Szczecińskiego.
Od 2016 r. do 2020 r. związany był z Grupą Kapitałową PGE. W 2020 r. pełnił funkcję wiceprezesa zarządu ds. finansowych w PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A., w latach 2016-2020 był zastępcą dyrektora oddziału i jednocześnie dyrektorem ekonomiczno-finansowym w PGE GiEK S.A. Zespół Elektrowni Dolna Odra.
W latach 2002-2016 zarządzał Przedsiębiorstwem Usług Komunalnych w Gryfinie, a od sierpnia do grudnia 2012 r. pełnił obowiązki dyrektora Centrum Wodnego Laguna w Gryfinie. Doświadczenie zawodowe zdobywał również w sektorze bankowym, gdzie zajmował się głównie oceną sytuacji ekonomicznej przedsiębiorstw na potrzeby udzielania kredytów, w tym także restrukturyzacją zadłużenia. Prowadził działalność gospodarczą i współpracował zawodowo z kancelarią adwokacką.
W latach 2015-2020 prowadził zajęcia z przedmiotów ekonomicznych w Wyższej Szkole Administracji Publicznej w Szczecinie, dzieląc się swoim doświadczeniem z przyszłymi pracownikami administracji publicznej. Od czerwca do listopada 2019 r. sprawował funkcję posła na Sejm.
Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Rafał Marek Mucha nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pan Rafał Marek Mucha nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 14.12.2020 14:45
Aukcja mocowa na rok 2025 została zakończona w 7. rundzie - PSE
14.12.2020 14:45Aukcja mocowa na rok 2025 została zakończona w 7. rundzie - PSE
Z harmonogramu aukcji wynika, że w 7. rundzie cena wywoławcza wynosiła 207,4 zł/kW/rok, a cena minimalna 172,86 zł/kW/rok.
PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1.000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 3.000 MW.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2025 wynosiło 2.526 MW.
Cena maksymalna aukcji wynosiła 414,70 zł/kW/rok.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.(PAP Biznes)
pel/ osz/
- 10.12.2020 19:29
GPW: w sprawie zmiany liczby akcji przypadających na kontrakt terminowy dla kontraktów terminowych na akcje spółki ENEA SA
10.12.2020 19:29GPW: w sprawie zmiany liczby akcji przypadających na kontrakt terminowy dla kontraktów terminowych na akcje spółki ENEA SA
§ 1
1. Zarząd Giełdy, działając na podstawie § 20 ust. 5 Statutu Giełdy, zgodnie ze Standardem programu kontraktów terminowych na akcje spółek, określonym Uchwałą Nr 978/2007 Zarządu Giełdy z dnia 3 grudnia 2007 r. (z późn. zm.) oraz zgodnie z Warunkami obrotu dla programu kontraktów terminowych na akcje spółek z dnia 16 czerwca 2008 r. (z późn. zm.), zatwierdzonymi przez Komisję Nadzoru Finansowego decyzją z dnia 10 lipca 2008 r., postanawia o zmianie liczby akcji przypadających na jeden kontrakt terminowy dla kontraktów terminowych na akcje spółki ENEA S.A.:
- ze 100 akcji na 1.000 akcji.
2. Zmiana, o której mowa w ust. 1, dotyczyć będzie wyłącznie serii kontraktów terminowych na akcje spółki ENEA S.A. wprowadzanych do obrotu giełdowego począwszy od dnia 21 grudnia 2020 r.
§ 2
Uchwała wchodzi w życie z dniem podjęcia.
kom amp/
- 10.12.2020 10:28
URE zatwierdził taryfy na sprzedaż energii Enei, PGE Obrót oraz Tauronowi (opis)
10.12.2020 10:28URE zatwierdził taryfy na sprzedaż energii Enei, PGE Obrót oraz Tauronowi (opis)
URE podał, że zakończył postępowania i zatwierdził spółkom Enea, PGE Obrót oraz Tauron taryfy na sprzedaż energii elektrycznej dla odbiorców w gospodarstwach domowych korzystających z oferty tzw. sprzedawcy z urzędu.
"W wyniku wnioskowanych przez trzech przedsiębiorców i zatwierdzonych przez Prezesa URE nowych taryf, od nowego roku rachunki odbiorców energii w gospodarstwach domowych o przeciętnym zużyciu energii elektrycznej (grupa G11), w części dotyczącej sprzedaży energii, będą wyższe o ok. 3,5 proc., co odpowiada ok. 1,5 złotego miesięcznie" - napisano w komunikacie.
"W przypadku odbiorców w grupach taryfowych G12, zużywających średnio znacznie więcej energii elektrycznej niż przeciętny odbiorca, nominalny wzrost opłat będzie odpowiednio wyższy" - dodano.
URE podał, że głównym powodem podwyżek był nieznacznie wyższy niż uznany przez regulatora za uzasadniony w taryfach obowiązujących w 2020 r. poziom ceny energii elektrycznej nabywanej przez sprzedawców na potrzeby odbiorców z grup G, a także wzrost kosztów zakupu świadectw pochodzenia energii zielonej oraz efektywności energetycznej.
URE poinformował, że postępowanie w sprawie zatwierdzenia taryfy dla czwartego sprzedawcy, tj. przedsiębiorstwa Energa Obrót, podobnie jak postępowania dotyczące zatwierdzenia taryf na 2021 rok dla dystrybutorów energii, nadal jest prowadzone.
Pod koniec każdego roku w URE prowadzone są postępowania mające na celu zatwierdzenie taryf za energię elektryczną na kolejny rok. Zarówno sprzedawcy (spółki obrotu) jak i dystrybutorzy, kalkulują swoje koszty, a następnie przekładają je na ceny energii oraz stawki za jej dostarczenie do swoich odbiorców końcowych.(PAP Biznes)
seb/ ana/
- 09.12.2020 19:11
Rafał Mucha nowym członkiem zarządu Enei ds. finansowych
09.12.2020 19:11Rafał Mucha nowym członkiem zarządu Enei ds. finansowych
W połowie listopada ze stanowiska odwołano Jarosława Ołowskiego. (PAP Biznes)
kuc/ asa/
- 09.12.2020 18:45
ENEA SA (53/2020) Powołanie Członka Zarządu ENEA S.A.
09.12.2020 18:45ENEA SA (53/2020) Powołanie Członka Zarządu ENEA S.A.
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, iż 9 grudnia 2020 roku Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwałę w przedmiocie powołania z dniem 21 grudnia 2020 roku Pana Rafała Marka Muchę na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Finansowych na wspólną kadencję, rozpoczętą z dniem odbycia Zwyczajnego Zgromadzenia Spółki zatwierdzającego sprawozdanie finansowe za 2018 r.
Pozostałe informacje nt. powołanego Członka Zarządu Spółki zostaną przekazane do publicznej wiadomości w odrębnym raporcie bieżącym po uzyskaniu przez Spółkę stosownych informacji oraz oświadczeń.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 09.12.2020 15:25
ENEA SA (52/2020) Projekty uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. zwołanego na dzień 7 stycznia 2021 roku
09.12.2020 15:25ENEA SA (52/2020) Projekty uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. zwołanego na dzień 7 stycznia 2021 roku
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Działając zgodnie z § 19 ust. 1 pkt 2 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...], Zarząd ENEA S.A. przekazuje w załączeniu treść projektów uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A., które odbędzie się w dniu 7 stycznia 2021 roku.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 09.12.2020 15:22
ENEA SA (51/2020) Zwołanie Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. na dzień 7 stycznia 2021 roku
09.12.2020 15:22ENEA SA (51/2020) Zwołanie Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. na dzień 7 stycznia 2021 roku
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd spółki ENEA S.A. ("Spółka"), działając na podstawie art. 399 § 1 w związku z art. 400 § 1 ustawy z dnia 15.09.2000 r. Kodeks spółek handlowych oraz § 29 ust. 1 Statutu Spółki, zwołuje na dzień 07.01.2021 roku, na godzinę 12.00 Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. z siedzibą w Poznaniu. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. odbędzie się w Dago Centrum, 2 piętro, sala konferencyjna nr I, przy ul. Rondo ONZ 1
w Warszawie.
Pełną treść ogłoszenia Spółka przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 01.12.2020 07:01
Prezes URE nie widzi fundamentalnych czynników dla wzrostu taryf za prąd
01.12.2020 07:01Prezes URE nie widzi fundamentalnych czynników dla wzrostu taryf za prąd
"Nie spodziewam się specjalnie dużych wzrostów w taryfie na obrót energią elektryczną” - powiedział PAP Gawin. „Nie widzę fundamentalnych czynników na rzecz istotnych zmian w stosunku do obecnie obowiązujących taryf. Myślę, że nastąpi pewna korekta w górę, ale raczej na poziomie niewiele wyższym od inflacji” - dodał prezes Urzędu Regulacji Energetyki.
Wyraził jednocześnie nadzieję, że wszystkie przedsiębiorstwa, których wnioskami URE aktualnie się zajmuje, będą w stanie dostosować się do oczekiwań regulatora, tak by taryfy mogły zostać opublikowane 17 grudnia i wejść w życie 1 stycznia.
Zgodnie z prawem, prezes URE zatwierdza taryfy na sprzedaż energii elektrycznej czterem tzw. sprzedawcom zobowiązanym. Z taryf tych korzysta ponad 60 proc. z ok. 15,5 mln gospodarstw domowych.
Na rynku jest widoczny wzrost cen energii elektrycznej na przyszły rok, w stosunku do tego, na czym opierają się aktualne taryfy sprzedawców z urzędu, ale na bardzo umiarkowanym poziomie - wskazał prezes URE. Jak dodał, nie spodziewa się, aby w porównaniu do opłaty mocowej czy OZE, wzrosty cen energii elektrycznej w taryfach były na "istotnym" poziomie.
Jak wskazał Gawin, w taryfach największą wagę mają koszty zakupu energii, a na Towarowej Giełdzie Energii kontrakty z dostawą na 2021 r. zasadniczo niewiele różnią się o tych, zatwierdzonych w taryfach na 2020 r. „W mojej ocenie, największy wpływ na rachunki odbiorców będą miały łącznie opłata mocowa oraz opłata OZE” - ocenił Gawin.
Dla przeciętnego gospodarstwa domowego, które zużywa między 1800 a 2000 kWh energii elektrycznej rocznie, stawka opłaty mocowej wyniesie w 2021 r. 7,47 zł netto miesięcznie. Dodatkowo opłata OZE to 2,20 zł netto za MWh. „I właśnie łącznie opłata mocowa i OZE, w mojej opinii, będą największym czynnikiem wzrostu kosztów dostawy energii elektrycznej” - powiedział Gawin.
Drugim, obok taryfy na sprzedaż energii, najważniejszym składnikiem rachunków jest taryfa dystrybucyjna, która zawiera w sobie także koszty przeniesione z taryfy operatora przesyłowego energii elektrycznej.
Tutaj - jak wskazał prezes URE - sprawa jest bardziej skomplikowana. Ponieważ od 2021 r. wchodzi rynek mocy, konieczna była uzgodniona z KE przebudowa rynku bilansującego. Pociąga ona za sobą zmianę kosztów operatora przesyłowego, którą ten musi uwzględnić w taryfie. Rozporządzenie ws. zmian rynku bilansującego weszło w życie dość późno i regulator jest obecnie na etapie zatwierdzania taryfy przesyłowej. Dopiero gdy ją zatwierdzi, operatorzy systemów dystrybucyjnych będą mogli ostatecznie przedstawić propozycje swoich taryf do zatwierdzenia Prezesowi URE.
„Termin 17 grudnia, wymagany, aby taryfy dystrybucyjne weszły w życie od 1 stycznia jest bardzo mocno zagrożony. Obawiam się, że w tym terminie nie będzie możliwe zakończenie postępowań ws. taryf dystrybucyjnych” - ocenił Rafał Gawin.
W takim przypadku, do czasu wejścia w życie nowych taryf, obowiązywać będą taryfy dotychczasowe. (PAP)
autor: Wojciech Krzyczkowski
wkr/ drag/ pel/
- 27.11.2020 14:41
Enea może w najbliższych dniach poinformować o zaangażowaniu w offshore
27.11.2020 14:41Enea może w najbliższych dniach poinformować o zaangażowaniu w offshore
"Enea aktywnie kontynuuje badanie możliwości rozwoju morskich farm wiatrowych. Pozostajemy otwarci na możliwość współpracy z partnerami w sprawie rozwoju offshore na polskim obszarze Bałtyku i mamy opcje na strategiczne alianse" - powiedział Szczeszek podczas piątkowej wideokonferencji.
"Myślę, że konkretną informację przekażemy w ciągu najbliższych kilku dni" - dodał prezes.
W czerwcu tego roku Enea podpisała list intencyjny z Iberdrola Eólica Marina dotyczący potencjalnej inwestycji w projekty morskich elektrowni wiatrowych o łącznej mocy do około 3,3 GW, które miały być rozwijane w obszarze polskiej strefy ekonomicznej Morza Bałtyckiego. We wrześniu zdecydowano jednak o zakończeniu prowadzonych na zasadzie wyłączności rozmów i odstąpiono od sporządzania dokumentu term sheet. Enea informowała wtedy, że nadal bada możliwości rozwoju w tym obszarze. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 27.11.2020 14:08
Enea zakłada w '21 poprawę EBITDA w wydobyciu i obrocie; wytwarzanie konwencjonalne pod presją (opis)
27.11.2020 14:08Enea zakłada w '21 poprawę EBITDA w wydobyciu i obrocie; wytwarzanie konwencjonalne pod presją (opis)
"W wydobyciu spodziewamy się poprawy EBITDA w stosunku do bardzo trudnego 2020 roku" - powiedział prezes podczas wideokonferencji.
Jak dodał, EBITDA w wytwarzaniu konwencjonalnym będzie po dużą presją.
"Biorąc pod uwagę widoczne w drugiej połowie roku przełamanie korelacji między cenami CO2 a cenami energii elektrycznej (wzrost cen uprawnień i jednocześnie spadek cen hurtowych energii) spodziewamy się wyraźnie niższych CDS-ów w 2021 roku. Spadek ten powinien w znacznym stopniu, choć nie w pełni zostać skompensowany oczekiwanymi wpływami z rynku mocy. Reasumując, uważamy, że w 2021 EBITDA w wytwarzaniu, w energetyce konwencjonalnej, będzie pod bardzo dużą presją, w odróżnieniu od segmentu OZE, gdzie spodziewamy się wzrostu EBITDA" - powiedział Szczeszek.
"W dystrybucji oczekujemy stabilnego poziomu EBITDA, z pewnym ryzykiem wynikającym z możliwych skutków pandemii. W segmencie obrót oczekujemy poprawy EBITDA, przy założeniu, że uzyskamy akceptację wyższych stawek w taryfie G pokrywających nasze koszty prowadzenia działalności w segmencie detalicznym" - dodał prezes.
Wcześniej Szczeszek powiedział, że dla spółki optymalna byłaby podwyżka taryfy G na przyszły rok o kilkanaście procent.
Po trzech kwartałach 2020 roku grupa Enea ma 2,6 mld zł EBITDA (wzrost o 1 proc. rdr).
EBITDA w wydobyciu wyniosła po trzech kwartałach 2020 roku 325 mln zł, w wytwarzaniu 1.209 mln zł, w dystrybucji 994 mln zł, a w obrocie 59 mln zł.(PAP Biznes)
pel/ osz/
- 27.11.2020 13:51
CAPEX Enei w '21 będzie zbliżony lub nieco niższy rdr - prezes
27.11.2020 13:51CAPEX Enei w '21 będzie zbliżony lub nieco niższy rdr - prezes
"Spodziewamy się, że poziom nakładów inwestycyjnych w 2021 roku będzie zbliżony lub nieco niższy od tegorocznego" - powiedział prezes.
"Jesteśmy w trakcie prac nad aktualizacją strategii grupy, więc plan inwestycyjny będzie podlegał rewizji. Zakładamy, że segment OZE będzie odgrywał coraz większą rolę w naszych inwestycjach w 2021 roku" - dodał.
Po trzech kwartałach 2020 roku nakłady inwestycyjne grupy Enea wyniosły ponad 1,6 mld zł wobec 1,5 mld zł przed rokiem. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 27.11.2020 13:44
Enea spodziewa się w '21 poprawy EBITDA w wydobyciu i obrocie; wytwarzanie konwencj. pod presją
27.11.2020 13:44Enea spodziewa się w '21 poprawy EBITDA w wydobyciu i obrocie; wytwarzanie konwencj. pod presją
"W wydobyciu spodziewamy się poprawy EBITDA. (...) Uważamy, że w 2021 EBITDA w wytwarzaniu, w energetyce konwencjonalnej, będzie pod bardzo dużą presją, w odróżnieniu od segmentu OZE, gdzie spodziewamy się wzrostu EBITDA. W dystrybucji oczekujemy stabilnego poziomu EBITDA, z pewnym ryzykiem wynikającym z możliwych skutków pandemii" - powiedział prezes podczas wideokonferencji.
"W segmencie obrót oczekujemy poprawy EBITDA, przy założeniu, że uzyskamy akceptację wyższych stawek w taryfie G pokrywających nasze koszty prowadzenia działalności w segmencie detalicznym" - dodał prezes. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 27.11.2020 13:28
Enea ocenia, że optymalna byłaby podwyżka taryfy G o kilkanaście proc. - prezes
27.11.2020 13:28Enea ocenia, że optymalna byłaby podwyżka taryfy G o kilkanaście proc. - prezes
Prezes pytany o oczekiwania spółki co do taryfy dla gospodarstw domowych na 2021 rok, odpowiedział: "Analizując naszą sytuację handlu energią, optymalnym rozwiązaniem dla Enei byłoby zwiększenie taryfy o kilkanaście proc. Złożyliśmy wniosek do Prezesa URE, jesteśmy w procesie taryfowym, decyzja należy do Prezesa URE".
Przedstawiciele PGE informowali wcześniej, że grupa oczekuje podwyżki cen energii o kilkanaście proc. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 26.11.2020 17:54
Strata netto j.d. grupy Enea po trzech kw. wyniosła 62,4 mln zł, zgodnie z szacunkami
26.11.2020 17:54Strata netto j.d. grupy Enea po trzech kw. wyniosła 62,4 mln zł, zgodnie z szacunkami
EBITDA wyniosła 2.635 mln zł (wzrost rdr o 37 mln zł), zgodnie z szacunkami.
Przychody ze sprzedaży netto oraz inne dochody wyniosły w tym okresie 13.464 mln zł, czyli były zgodne z wcześniejszymi szacunkami. W analogicznym okresie 2019 roku wynosiły 12.169 mln zł.
Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła po trzech kwartałach 2020 roku 325 mln zł, w Wytwarzaniu 1.209 mln zł, w Dystrybucji 994 mln zł, a w Obrocie 59 mln zł. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 26.11.2020 17:44
ENEA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 3/2020 QSr
26.11.2020 17:44ENEA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 3/2020 QSr
WYBRANE DANE FINANSOWE w tys. zł w tys. EUR 3 kwartał(y) narastająco / 2020 okres od 2020-01-01 do 2020-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2019 okres od 2019-01-01 do 2019-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2020 okres od 2020-01-01 do 2020-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2019 okres od 2019-01-01 do 2019-09-30 Skonsolidowane dane finansowe niebadane przekształcone, niebadane niebadane przekształcone,niebadane Przychody ze sprzedaży netto 13 453 720 11 659 345 3 028 753 2 706 063 Rekompensaty - 506 577 - 117 573 Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego 10 178 2 867 2 291 665 Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody 13 463 898 12 168 789 3 031 044 2 824 301 Zysk z działalności operacyjnej 923 309 1 471 409 207 859 341 505 Zysk przed opodatkowaniem 90 412 1 277 110 20 354 296 410 Zysk netto okresu sprawozdawczego (43 704) 989 911 (9 839) 229 752 EBITDA 2 635 107 2 598 382 593 225 603 069 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej 3 994 082 2 967 896 899 163 688 831 Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (1 685 343) (1 788 331) (379 411) (415 061) Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej (1 489 578) 553 487 (335 339) 128 461 Przepływy pieniężne netto, razem 819 161 1 733 052 184 413 402 231 Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk netto na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) (0,14) 2,02 (0,03) 0,47 Rozwodniony zysk na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) (0,14) 2,02 (0,03) 0,47 Stan na dzień 30.09.2020,niebadane 31.12.2019 30.09.2020,niebadane 31.12.2019 Aktywa razem 32 126 295 32 843 854 7 096 911 7 712 541 Zobowiązania razem 16 834 437 17 364 083 3 718 838 4 077 512 Zobowiązania długoterminowe 10 091 816 10 855 419 2 229 349 2 549 118 Zobowiązania krótkoterminowe 6 742 621 6 508 664 1 489 489 1 528 394 Kapitał własny 15 291 858 15 479 771 3 378 072 3 635 029 Kapitał zakładowy 588 018 588 018 129 897 138 081 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 34,64 35,07 7,65 8,23 Rozwodniona wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 34,64 35,07 7,65 8,23 Jednostkowe dane finansowe Przychody ze sprzedaży netto 4 565 706 3 703 384 1 027 849 859 533 Rekompensaty - 506 577 - 117 573 Przychody z tytułu leasingu operacyjnego 244 - 55 - Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody 4 565 950 4 209 961 1 027 904 977 106 Strata z działalności operacyjnej (101 694) (36 050) (22 894) (8 367) Zysk przed opodatkowaniem (485 574) 726 673 (109 314) 168 656 Zysk netto okresu sprawozdawczego (462 129) 699 770 (104 036) 162 412 EBITDA (97 937) (32 091) (22 048) (7 448) Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej (231 310) (300 134) (52 073) (69 659) Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej 495 650 370 520 111 583 85 995 Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej (1 458 132) 593 506 (328 260) 137 749 Przepływy pieniężne netto, razem (1 193 792) 663 892 (268 751) 154 085 Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk/(strata) netto na akcję (w PLN / EUR na jedną akcję) (1,05) 1,59 (0,24) 0,37 Rozwodniony zysk na akcję (w PLN / EUR) (1,05) 1,59 (0,24) 0,37 Stan na dzień 30.09.2020 31.12.2019 30.09.2020 31.12.2019 Aktywa razem 24 619 762 24 696 633 5 438 668 5 799 374 Zobowiązania razem 11 616 679 11 122 454 2 566 201 2 611 824 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 26.11.2020 08:56
Strata netto Bogdanki w trzecim kwartale wyniosła 1,8 mln zł, zgodnie z szacunkami
26.11.2020 08:56Strata netto Bogdanki w trzecim kwartale wyniosła 1,8 mln zł, zgodnie z szacunkami
W trzecim kwartale przychody spadły o 4,4 proc. rok do roku do 504,5 mln zł.
Zysk operacyjny obniżył się do 0,8 mln zł z 77,9 mln zł rok wcześniej. EBITDA była niższa o 45,4 proc. i wyniosła 96,5 mln zł.
Tak jak podawała spółka w szacunkowych danych, zysk netto Bogdanki po trzech kwartałach 2020 roku wyniósł 34,8 mln zł i był o 86,8 proc. niższy niż przed rokiem. Przychody spadły o 16,8 proc. do 1,353 mld zł.
Spółka wydobyła w trzecim kwartale 3,06 mln ton węgla, o 14,1 proc. mniej niż przed rokiem, a produkcja węgla handlowego spadła o 20 proc. do 1,84 mln ton. Sprzedaż węgla zmniejszyła się o 4,9 proc. do 2,18 mln ton.
Wydobycie węgla w ciągu trzech kwartałów 2020 r. spadło rdr o 21,7 proc. do 8,59 mln ton, a produkcja węgla handlowego wyniosła 5,54 mln ton, czyli o 22,3 proc. mniej niż w analogicznym okresie 2019 roku.
W raporcie podano, że przesunięciu uległy terminy rozpoczęcia kolejnych, przewidzianych do eksploatacji w roku bieżącym, ścian.
"W konsekwencji, we wrześniu wystąpiły łącznie czynniki ograniczające zakładane postępy ścian oraz poziomy uzysku. Największy, negatywny skutek, wywołało wystąpienie na jednej ze ścian przyrostu ciśnienia deformacyjnego powodującego ograniczenie funkcjonalności wyrobisk przyścianowych, a tym samym i postępu ścian" - napisano w raporcie. (PAP Biznes)
kuc/ gor/
- 23.11.2020 18:30
ENEA SA (50/2020) Informacja nt. wniesienia powództwa o uchylenie uchwał Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki
23.11.2020 18:30ENEA SA (50/2020) Informacja nt. wniesienia powództwa o uchylenie uchwał Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki
Działając na podstawie § 19 ust. 1 pkt 10 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim, Zarząd ENEA S.A. (Spółka) informuje, iż w nawiązaniu do informacji nt. sprzeciwów zgłoszonych do uchwał podjętych przez Zwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 30 lipca 2020 roku (ZWZ), o których Spółka informowała w raporcie bieżącym 32/2020 z dnia 30 lipca 2020 roku, do Spółki wpłynął doręczony przez Sąd Okręgowy w Poznaniu, IX Wydział Gospodarczy odpis pozwu złożonego przez Międzyzakładowy Związek Zawodowy Synergia Pracowników Grupy Kapitałowej ENEA z siedzibą w Poznaniu przeciwko Spółce o uchylenie uchwał nr 7, 8, 9 oraz 11 ZWZ, w sprawie udzielenia poszczególnym byłym Członkom Zarządu Spółki absolutorium z wykonania obowiązków w 2019 roku.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 18.11.2020 17:43
Enea szacuje EBITDA grupy po trzech kw. na 2.635 mln zł, a stratę netto j.d. na 62 mln zł (opis)
18.11.2020 17:43Enea szacuje EBITDA grupy po trzech kw. na 2.635 mln zł, a stratę netto j.d. na 62 mln zł (opis)
Z wyliczeń PAP Biznes wynika, że w samym trzecim kwartale grupa Enea miała ok. 37 mln zł zysku netto jednostki dominującej i ok. 813 mln zł zysku EBITDA.
Analitycy ankietowani przez PAP Biznes spodziewali się, że w trzecim kwartale EBITDA grupy wyniesie 712 mln zł, a zysk netto jednostki dominującej 213 mln zł.
Pod koniec października Enea informowała jednak, że dokona odpisu aktualizującego wartość posiadanego pakietu akcji w Polskiej Grupie Górniczej, co zmniejszy skonsolidowany zysk przed opodatkowaniem i zysk netto w trzecim kwartale o ok. 129 mln zł. Wpływ na wynik jednostkowy wyniesie ok. 254 mln zł.
Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu po trzech kwartałach wyniosła 325 mln zł, w Wytwarzaniu 1.209 mln zł, w Dystrybucji 994 mln zł, a w Obrocie 59 mln zł.
Grupa podała także szacunkowe dane operacyjne.
Produkcja węgla netto wyniosła po 9 miesiącach 5,5 mln ton, a całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 16,9 TWh.
Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 14,3 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 15,6 TWh.
Ostateczne wyniki grupy Enea za III kwartał 2020 roku zostaną opublikowane 26 listopada 2020 roku.(PAP Biznes)
pel/ gor/ asa/
- 18.11.2020 17:31
Enea szacuje EBITDA grupy po trzech kw. na 2.635 mln zł, a stratę netto j.d. na 62 mln zł
18.11.2020 17:31Enea szacuje EBITDA grupy po trzech kw. na 2.635 mln zł, a stratę netto j.d. na 62 mln zł
Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła 325 mln zł, w Wytwarzaniu 1.209 mln zł, w Dystrybucji 994 mln zł, a w Obrocie 59 mln zł.
Grupa podała także szacunkowe dane operacyjne.
Produkcja węgla netto wyniosła 5,5 mln ton, a całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 16,9 TWh.
Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 14,3 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 15,6 TWh.
Ostateczne wyniki grupy Enea za III kwartał 2020 roku zostaną opublikowane 26 listopada 2020 roku.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 18.11.2020 17:23
ENEA SA (49/2020) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych i operacyjnych za okres I - III kwartał 2020 roku
18.11.2020 17:23ENEA SA (49/2020) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych i operacyjnych za okres I - III kwartał 2020 roku
W związku z przyjęciem przez Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") 18 listopada 2020 roku informacji o wstępnych wynikach finansowych i operacyjnych Grupy Kapitałowej ENEA ("GK ENEA") za I - III kwartał 2020 roku, Spółka przekazuje do publicznej wiadomości wstępne wyniki.
Skonsolidowane wyniki finansowe GK ENEA za okres I - III kwartał 2020 roku:
- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 13 464 mln zł,
- EBITDA: 2 635 mln zł,
- Zysk przed opodatkowaniem: 90 mln zł,
- Zysk/ strata netto okresu sprawozdawczego: -44 mln zł,
- Zysk/ strata netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej: -62 mln zł.
Wynik EBITDA w poszczególnych obszarach działalności:
- Wydobycie: 325 mln zł,
- Wytwarzanie: 1 209 mln zł,
- Dystrybucja: 994 mln zł,
- Obrót: 59 mln zł.
Wybrane dane operacyjne:
- Produkcja węgla netto: 5,5 mln ton,
- Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto: 16,9 TWh,
- Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym: 14,3 TWh,
- Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym: 15,6 TWh.
Wynik EBITDA osiągnięty przez GK ENEA w okresie I - III kwartał 2020 roku jest pochodną, m.in. następujących czynników (w porównaniu do okresu I - III kwartał 2019 roku):
W Obszarze Wydobycie niższy wynik segmentu wynika głównie ze spadku przychodów ze sprzedaży węgla (mniejsza sprzedaż ilościowa przy wyższej cenie) w związku z niekorzystną sytuacją nadpodaży surowca na rynku.
W Obszarze Wytwarzanie pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej (wyższa cena energii) oraz praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów węgla z transportem i praw do emisji CO2.
W Obszarze Dystrybucja wzrost wyniku jest efektem wyższej marży z działalności koncesjonowanej (na którą wpływ miała m.in. wyższa stawka opłaty sieciowej stałej w zatwierdzonej taryfie na 2020 rok) oraz wyższego wyniku na pozostałej działalności operacyjnej (głównie na skutek zmiany rezerw dotyczących majątku sieciowego oraz wyższych przychodów z kar umownych i odszkodowań).
W Obszarze Obrót pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost średniej ceny sprzedaży energii oraz aktualizacja wyceny CO2. Jednocześnie wzrosły koszty zakupu energii (spowodowane głównie wzrostem cen uprawnień do emisji CO2) oraz koszty obowiązków ekologicznych.
Jednostkowe wyniki finansowe ENEA S.A. za okres I - III kwartał 2020 roku:
- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 4 566 mln zł,
- EBITDA: -98 mln zł,
- Zysk/ strata przed opodatkowaniem: -486 mln zł,
- Zysk/ strata netto okresu sprawozdawczego: -462 mln zł.
Wstępne wyniki uwzględniają wpływ odpisu aktualizującego wartość posiadanego przez ENEA S.A. pakietu akcji w Polskiej Grupie Górniczej S.A. na jednostkowe oraz skonsolidowane sprawozdanie finansowe Emitenta za ww. okres w zakresie oraz w kwotach, o których Emitent informował w raporcie bieżącym nr 47/2020 z 27 października 2020 roku.
Ostateczne wyniki zostaną przedstawione w rozszerzonym skonsolidowanym raporcie kwartalnym GK ENEA za III kwartał 2020 roku, którego publikację zaplanowano na 26 listopada 2020 roku.
Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości dla okresu sprawozdawczego). Wskaźnik EBITDA jest standardowym wskaźnikiem miary efektywności działalności gospodarczej w tym w szczególności dla branży, w której działa Grupa Kapitałowa Emitenta. Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama, jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 17.11.2020 20:12
ENEA SA (48/2020) Odwołanie Członka Zarządu ENEA S.A.
17.11.2020 20:12ENEA SA (48/2020) Odwołanie Członka Zarządu ENEA S.A.
Zarząd ENEA S.A. informuje, iż 17 listopada 2020 roku Rada Nadzorcza Emitenta podjęła uchwałę w przedmiocie odwołania Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Finansowych, Pana Jarosława Ołowskiego ze składu Zarządu ENEA S.A.
Uchwała weszła w życie z chwilą podjęcia.
Rada Nadzorcza Emitenta nie podała przyczyn odwołania Pana Jarosława Ołowskiego.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 4 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 16.11.2020 18:27
Do URE trafiły wnioski od czterech sprzedawców z urzędu ws. taryf na energię w 2021 r.
16.11.2020 18:27Do URE trafiły wnioski od czterech sprzedawców z urzędu ws. taryf na energię w 2021 r.
"Wszyscy czterej tzw. sprzedawcy z urzędu złożyli wnioski taryfowe dotyczące wysokości cen energii dla gospodarstw domowych w 2021 roku. Rozpoczynamy z związku z tym skrupulatną analizę złożonych wniosków" - poinformowała PAP Biznes Głośniewska.
Chodzi o spółki z grup PGE, Energa, Tauron i Enea.
Jak dodała, postępowania taryfowe prowadzone co roku o tej porze przez Prezesa URE mają na celu zapewnienie, że ceny energii elektrycznej proponowane odbiorcom końcowym będą miały racjonalne uzasadnienie w kosztach ponoszonych przez przedsiębiorców.
Wiceprezes PGE ds. finansowych Paweł Strączyński informował w poniedziałek w rozmowie z Parkiet TV, że grupa oczekuje podwyżki cen energii o kilkanaście proc. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 12.11.2020 11:52
Fitch nie spodziewa się istotnych problemów z płynnością w spółkach energetycznych w Polsce
12.11.2020 11:52Fitch nie spodziewa się istotnych problemów z płynnością w spółkach energetycznych w Polsce
Jak wskazali autorzy raportu, dzięki umiarkowanej ekspozycji i ograniczonej wrażliwości operacyjnej sektora na pandemiczny szok popytowy spółki energetyczne nie odczuły nagłej presji finansowej. Spółki utrzymały odpowiednią płynność, pokryły potrzeby inwestycyjne i gotówkowe i zrefinansowały zadłużenie.
W ocenie Fitcha, silne profile kredytowe, odpowiednio rozłożone zapadalności długu, zdywersyfikowane źródła finansowania, dostępne linie kredytowe i dostęp do rynku kapitałowego pozwolą spółkom na finansową elastyczność i bezpieczeństwo, nawet w scenariuszu warunków skrajnych.
"Oczekujemy, że profile płynnościowe pozostaną odpowiednie we wszystkich czterech grupach energetycznych, które Fitch ocenia (PGE, Tauron, Enea i Energa - przyp. PAP Biznes)" - napisano.(PAP Biznes)
pel/ osz/
- 09.11.2020 10:44
Enea może w ciągu miesiąca przedstawić aktualizację strategii
09.11.2020 10:44Enea może w ciągu miesiąca przedstawić aktualizację strategii
"Rozpoczęliśmy proces analizy aktualizacji strategii, która będzie odpowiadała nowym uwarunkowaniom zewnętrznym i umożliwi ambitną, odpowiedzialną i efektywną transformację grupy Enea" - powiedział prezes Enei podczas konferencji EkoSfera.
"Aktualizacja nie jest jeszcze zatwierdzona. Myślę, że w ciągu miesiąca będzie ona przedstawiona" - dodał.
Prezes poinformował, że plany grupy będą zbieżne z założeniami rządu.
Jak powiedział, segment OZE będzie odgrywać coraz większą rolę w miksie energetycznym grupy.
Obecnie grupa ma ok. 6,3 GW mocy, z czego 414 MW przypada na źródła odnawialne.
Enea publikowała strategię w grudniu 2019 roku. Zakładała w niej m.in. 22 proc. udziału OZE w produkcji energii elektrycznej do 2025 r., a w perspektywie 2030 r. udział miałby wzrosnąć do 33 proc. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 27.10.2020 17:40
Odpis aktualizujący wartość akcji w PGG pomniejszy skons. zysk netto Enei w III kw. o 129 mln zł
27.10.2020 17:40Odpis aktualizujący wartość akcji w PGG pomniejszy skons. zysk netto Enei w III kw. o 129 mln zł
Spółka podała, że zdarzenie ma charakter niegotówkowy i nie ma wpływu zarówno na skonsolidowany, jak i jednostkowy wynik EBITDA za okres sprawozdawczy.
"Po uwzględnieniu odpisu aktualizującego, wartość inwestycji wycenianych metodą praw własności w odniesieniu do akcji w PGG, zarówno w skonsolidowanym, jak i jednostkowym sprawozdaniu z sytuacji finansowej, wyniesie 0 zł" - napisano.
Enea podała, że wysokość wskazanego odpisu ma charakter szacunkowy i może ulec zmianie, a jego ostateczna wartość oraz jej ostateczny wpływ na pozycje i wskaźnik, zamieszczone w niniejszym raporcie bieżącym, zostanie zaprezentowana w raporcie okresowym za trzeci kwartał 2020 roku. (PAP Biznes)
doa/ osz/
- 27.10.2020 17:23
ENEA SA (47/2020) Informacja o zamiarze ujęcia w sprawozdaniach finansowych za 3 kwartał 2020 roku jednorazowej operacji o charakterze księgowym
27.10.2020 17:23ENEA SA (47/2020) Informacja o zamiarze ujęcia w sprawozdaniach finansowych za 3 kwartał 2020 roku jednorazowej operacji o charakterze księgowym
Zarząd ENEA S.A. (Spółka, Emitent) informuje, że w związku z przygotowaniem sprawozdań finansowych (jednostkowego i skonsolidowanego) za 3 kwartał 2020 roku, w dniu 27 października 2020 roku Spółka zidentyfikowała przesłanki wskazujące na konieczność dokonania odpisu aktualizującego wartość posiadanego przez Spółkę pakietu akcji w Polskiej Grupie Górniczej S.A. (PGG) w szacunkowej wartości ok. 254 mln zł w jednostkowym sprawozdaniu finansowym za 3 kwartał 2020 roku oraz ok. 129 mln zł w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za 3 kwartał 2020 roku.
Po uwzględnieniu odpisu aktualizującego, wartość inwestycji wycenianych metodą praw własności w odniesieniu do akcji w PGG, zarówno w skonsolidowanym, jak i jednostkowym sprawozdaniu z sytuacji finansowej, wyniesie 0 zł.
Powyższe zdarzenie wpłynie na jednostkowe sprawozdanie finansowe ENEA S.A. poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem i zysku netto okresu sprawozdawczego Spółki o ok. 254 mln zł.
Powyższe zdarzenie wpłynie na skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej ENEA poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem i zysku netto okresu sprawozdawczego o ok. 129 mln zł.
Powyższe zdarzenie ma charakter niegotówkowy i nie ma wpływu zarówno na skonsolidowany, jak i jednostkowy wynik EBITDA za okres sprawozdawczy.
Spółka informuje, że wysokość wskazanego odpisu ma charakter szacunkowy i może ulec zmianie, a jego ostateczna wartość oraz jej ostateczny wpływ na pozycje i wskaźnik zamieszczone w niniejszym raporcie bieżącym zostanie zaprezentowana w raporcie okresowym Emitenta za 3 kwartał 2020 roku.
Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości w ujęciu skonsolidowanym dla okresu sprawozdawczego). Wskaźnik EBITDA jest standardowym wskaźnikiem miary efektywności działalności gospodarczej w tym w szczególności dla branży w której działa Grupa Kapitałowa Emitenta. Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 26.10.2020 14:25
ENEA SA (46/2020) Uzupełnienie informacji nt. Członka Zarządu ENEA S.A.
26.10.2020 14:25ENEA SA (46/2020) Uzupełnienie informacji nt. Członka Zarządu ENEA S.A.
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 45/2020 z dnia 23 października 2020 roku, Zarząd ENEA S.A. przekazuje uzupełnienie informacji nt. Pana Marcina Pawlickiego, powołanego na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Operacyjnych.
Pan Marcin Pawlicki posiada wykształcenie bezpośrednio związane z zarządzaniem. Ukończył studia magisterskie w Wyższej Szkole Zarządzania w Warszawie, a także uzyskał tytuł Master of Business Administration Oxford Brookes University. Biegle posługuje się językiem angielskim. Posiada kilkunastoletnie doświadczenie zawodowe na stanowiskach menedżerskich, w tym branży energetycznej. W ramach dotychczasowej pracy zawodowej wykonywał wiele czynności związanych z analizą i oceną sprawozdań finansowych oraz innych dokumentów związanych z rachunkowością i sprawozdawczością finansową spółek handlowych. W swojej karierze zawodowej sprawował m.in. funkcję Zastępcy Prezydenta Szczecina, związaną z pełnieniem nadzoru właścicielskiego nad spółkami, co przełożyło się na rozwinięcie umiejętności w kierowaniu złożonymi i dużymi zespołami pracowników. Nadzór ten obejmował w szczególności zagadnienia racjonalnego wykorzystywania zasobów majątkowych dla zapewnienia prawidłowej realizacji zadań, w tym wynikających z realizacji zadań własnych gminy oraz skuteczne wykonywanie praw właścicielskich do realizacji zadań i celów, dla których zostały powołane ww. spółki. Ponadto Pan Marcin Pawlicki pełni funkcję przewodniczącego Rady Nadzorczej Grupy Azoty S.A. (od 03.2019 roku) i Komitetu Audytu w tej radzie. Nadzorował procesy w sprawie kluczowych inwestycji branży chemicznej. Prace te realizowane były w głównej mierze poprzez analizę sprawozdawczości finansowej i zarządczej nadzorowanych podmiotów. Od 2017 do 2019 roku był również członkiem Rady Nadzorczej Inwestycje Miejskie Stadion Sp. z o.o. Od blisko dwóch lat pracuje jako Doradca Zarządu ENEA Operator Sp. z o.o., dzięki czemu nabył szeroką wiedzę o branży energetycznej i jej funkcjonowaniu.
Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Marcin Pawlicki nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pan Marcin Pawlicki nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 23.10.2020 20:07
ENEA SA (45/2020) Powołanie Członka Zarządu ENEA S.A.
23.10.2020 20:07ENEA SA (45/2020) Powołanie Członka Zarządu ENEA S.A.
Zarząd ENEA S.A. informuje, iż 23 października 2020 roku Rada Nadzorcza Emitenta podjęła uchwałę w przedmiocie powołania Pana Marcina Pawlickiego z dniem 29 października 2020 roku na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Operacyjnych na wspólną kadencję, rozpoczętą z dniem odbycia Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. zatwierdzającego sprawozdanie finansowe za 2018 rok.
Uchwała weszła w życie z chwilą podjęcia.
Pozostałe informacje nt. powołanego Członka Zarządu ENEA S.A. zostaną przekazane do publicznej wiadomości w odrębnym raporcie bieżącym po uzyskaniu przez Emitenta stosownych informacji oraz oświadczeń.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.10.2020 12:05
PGE ocenia, że sensowne byłoby połączenie trzech grup energetycznych bez aktywów węglowych
19.10.2020 12:05PGE ocenia, że sensowne byłoby połączenie trzech grup energetycznych bez aktywów węglowych
"Naszym zdaniem docelowo połączenie trzech grup (PGE, Tauronu i Enei - przyp. PAP Biznes) oszczyszczonych z aktywów węglowych byłoby sensownym rozwiązaniem, ale decyzja nie należy do nas" - powiedział prezes PGE na konferencji.
Dodał, że połączyć można by było m.in. obszary dystrybucji.(PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 14.10.2020 17:52
Zysk netto Bogdanki po trzech kwartałach wyniósł 34,8 mln zł - wstępne wyniki (popr.)
14.10.2020 17:52Zysk netto Bogdanki po trzech kwartałach wyniósł 34,8 mln zł - wstępne wyniki (popr.)
Wynik operacyjny sięgnął 50,7 mln zł, a EBITDA 317,6 mln zł. W analogicznym okresie 2019 roku było to odpowiednio 319,7 mln zł i 611,3 mln zł.
Produkcja węgla handlowego w okresie I-III kw. wyniosła 5,538 mln ton wobec 7,127 mln ton przed rokiem, a sprzedaż 5,7 mln ton wobec 7,061 mln ton rok wcześniej.
"Wpływ na działalność spółki w omawianym okresie miało przede wszystkim zmniejszenie popytu na węgiel energetyczny ze strony energetyki zawodowej i ciepłownictwa w pierwszym półroczu 2020. W pierwszym kwartale wynikało ono z ciepłej i wietrznej zimy, a w drugim - ze zmniejszenia zapotrzebowania na energię w kraju związanego z ograniczeniami wprowadzonymi w związku z pandemią koronawirusa, których skutkiem było spowolnienie procesów gospodarczych" - napisano w raporcie.
"Po okresie spowolnienia nastąpiła normalizacja po stronie popytu na węgiel energetyczny i powrót do poziomów sprzedaży notowanych w poprzednich latach. Niemniej jednak nastąpiły przesunięcia w harmonogramach biegu ścian oraz terminy ich zakończenia, jak również przesunięciu uległy terminy rozpoczęcia kolejnych, przewidzianych do eksploatacji w roku bieżącym, ścian" - dodano.
Bogdanka podała, że w konsekwencji we wrześniu, wystąpiły łącznie czynniki ograniczające zakładane postępy ścian oraz realizowane poziomy uzysku.
"Największy, negatywny skutek, wywołało wystąpienie na jednej ze ścian przyrostu ciśnienia deformacyjnego powodującego ograniczenie funkcjonalności wyrobisk przyścianowych, a tym samym i postępu ściany" - opisano.
Ostateczne wyniki grupy mają zostać podane w raporcie kwartalnym, którego publikacja zaplanowana jest na 26 listopada. (PAP Biznes)
kuc/ asa/
- 14.10.2020 17:43
Zysk netto Bogdanki po trzech kwartałach wyniósł 34,8 mln zł - wstępne wyniki
14.10.2020 17:43Zysk netto Bogdanki po trzech kwartałach wyniósł 34,8 mln zł - wstępne wyniki
Wynik operacyjny sięgnął 50,7 mln zł, a EBITDA 317,6 mln zł. W analogicznym okresie 2019 roku było to odpowiednio 77,9 mln zł i 176,9 mln zł.
Produkcja węgla handlowego w okresie I-III kw. wyniosła 5,538 mln ton wobec 7,127 mln ton przed rokiem, a sprzedaż 5,7 mln ton wobec 7,061 mln ton rok wcześniej.
"Wpływ na działalność spółki w omawianym okresie miało przede wszystkim zmniejszenie popytu na węgiel energetyczny ze strony energetyki zawodowej i ciepłownictwa w pierwszym półroczu 2020. W pierwszym kwartale wynikało ono z ciepłej i wietrznej zimy, a w drugim - ze zmniejszenia zapotrzebowania na energię w kraju związanego z ograniczeniami wprowadzonymi w związku z pandemią koronawirusa, których skutkiem było spowolnienie procesów gospodarczych" - napisano w raporcie.
"Po okresie spowolnienia nastąpiła normalizacja po stronie popytu na węgiel energetyczny i powrót do poziomów sprzedaży notowanych w poprzednich latach. Niemniej jednak nastąpiły przesunięcia w harmonogramach biegu ścian oraz terminy ich zakończenia, jak również przesunięciu uległy terminy rozpoczęcia kolejnych, przewidzianych do eksploatacji w roku bieżącym, ścian" - dodano.
Bogdanka podała, że w konsekwencji we wrześniu, wystąpiły łącznie czynniki ograniczające zakładane postępy ścian oraz realizowane poziomy uzysku.
"Największy, negatywny skutek, wywołało wystąpienie na jednej ze ścian przyrostu ciśnienia deformacyjnego powodującego ograniczenie funkcjonalności wyrobisk przyścianowych, a tym samym i postępu ściany" - opisano.
Ostateczne wyniki grupy mają zostać podane w raporcie kwartalnym, którego publikacja zaplanowana jest na 26 listopada. (PAP Biznes)
kuc/ asa/
- 14.10.2020 09:54
Moody's prognozuje hurtowe ceny energii elektrycznej w Polsce w przedziale 220-260 zł/MWh
14.10.2020 09:54Moody's prognozuje hurtowe ceny energii elektrycznej w Polsce w przedziale 220-260 zł/MWh
Wcześniejsza prognoza Moody's dotycząca cen hurtowych energii elektrycznej w Polsce mówiła o 240-280 zł/MWh.
Analitycy Moody's w datowanym na 14 października raporcie poświęconym polskiej energetyce wskazują, że obecne ceny uprawnień do emisji CO2 utrzymują się powyżej poziomu 25 euro za tonę wywierając silną presję na polskie kopalnie i bloki energetyczne oparte na węglu.
Obecna prognoza cen hurtowych nie jest w stanie pokryć w pełni tych cen uprawnień z powodu rosnącej konkurencji ze strony energii ze źródeł odnawialnych i importu.
Moody's spodziewa się, że do 2025 roku struktura wytwarzania energii w Polsce nie ulegnie większej zmianie. Pierwszych 5 GW z morskich farm wiatrowych analitycy spodziewają się na przełomie lat 2025/2026, o ile do tego czasu powstanie wymagana infrastruktura. (PAP Biznes)
pr/ osz/
- 07.10.2020 23:08
ENEA SA (44/2020) Rejestracja zmian w Statucie Spółki
07.10.2020 23:08ENEA SA (44/2020) Rejestracja zmian w Statucie Spółki
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, iż w dniu 7 października 2020 roku Spółka powzięła informację o dokonaniu w dniu 6 października 2020 r. przez Sąd Rejonowy Poznań-Nowe Miasto i Wilda w Poznaniu, VIII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego ("Sąd") rejestracji zmian Statutu Spółki.
Zgodnie z uzyskanymi przez Spółkę informacjami Sąd dokonał rejestracji Statutu w zakresie: (i) zmiany § 20 ust. 3 pkt 8), § 20 ust. 4, § 20 ust. 3 pkt 3) lit. a), § 20 ust. 2 pkt 5), § 11 ust. 2 pkt 7), § 11 ust. 2 pkt 9), § 11 ust. 2 pkt 10), § 11 ust. 2 pkt 12), § 20 ust. 3 pkt 2), § 20 ust. 3 pkt 4), § 20 ust. 3 pkt 6), § 20 ust. 3 pkt 7), § 20 ust. 3 pkt 10), (ii) uchylenia w całości § 40 ust. 3, (iii) dodania w § 11 po ust. 8 nowego ust. 9, (iv) uchylenia w całości § 20 ust. 5 pkt 4), (v) zmiany § 22 ust. 7, § 27 ust. 1, § 27 ust. 4, § 27 ust. 5, § 29 ust. 4, § 30, § 6 ust. 3, (vi) uchylenia w całości § 7, (vii) zmiany § 11 ust. 4 pkt 2), § 13 ust. 6, § 13 ust. 8 lit. d), § 17 ust. 1, § 20 ust. 2 pkt 10) lit. b, § 20 ust. 5 pkt 5) lit. b, § 24 ust. 1, § 31 ust. 2, § 36 ust. 1, § 36 ust. 3 pkt 1), § 36 ust. 3 pkt 3) lit. d), § 36 ust. 4, (viii) dodania w § 40 Statutu Spółki po ust. 7 nowego ust. 8.
Wskazane powyżej zmiany Statutu Spółki zostały dokonane na mocy uchwał odpowiednio nr 25-27 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. z dnia 30 lipca 2020 roku.
Treść zmienionych lub nowych postanowień Spółka przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego w jednolitym tekście Statutu uwzględniającym ww. zmiany.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 05.10.2020 14:43
KPMG Advisory doradzi MAP przy projekcie przekształceń w sektorze elektroenergetycznym
05.10.2020 14:43KPMG Advisory doradzi MAP przy projekcie przekształceń w sektorze elektroenergetycznym
"Zakończyliśmy proces wyboru doradcy w zakresie przekształceń w sektorze elektroenergetycznym. Wybranym doradcą został KPMG Advisory" - powiedział dziennikarzom wiceminister Soboń w kuluarach Ogólnopolskiego Szczytu Gospodarczego w Lublinie.
"Doradca ma czas do końca roku na przygotowanie projektu transformacji sektora elektroenergetycznego. Od samego początku będziemy z nim współpracować, powołamy zespoły, żeby włączyć w to też stronę społeczną” – dodał.
Soboń powtórzył, że Ministerstwo Aktywów Państwowych nie sugeruje się tym, co wcześniej pojawiało się w przestrzeni publicznej, w tym propozycjami stworzenia na bazie wszystkich państwowych grup energetycznych jednego podmiotu, do którego trafiłyby aktywa górnicze i drugiego z aktywami z obszaru odnawialnych źródeł energii.
Jego zdaniem możliwe są różne warianty strategii przekształceń sektora z jednym koniecznym warunkiem separacji aktywów węglowych od niewęglowych.
„Doradca ma pełną swobodę, żeby samemu złożyć nam propozycję” – powiedział Soboń.
„W zależności od tego, co zaproponuje doradca, zależy harmonogram wdrażania tego projektu. To na pewno nie jest program na kwartał, ale na lata” – dodał. (PAP Biznes)
pr/ pel/ gor/
- 01.10.2020 10:36
Właściciele PGE EJ 1 podpisali list intencyjny ws. sprzedaży udziałów Skarbowi Państwa (opis)
01.10.2020 10:36Właściciele PGE EJ 1 podpisali list intencyjny ws. sprzedaży udziałów Skarbowi Państwa (opis)
Spółka PGE EJ jest odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. PGE posiada obecnie 70 proc. udziałów w PGE EJ 1, a KGHM, Tauron i Enea po 10 proc. udziałów w spółce.
"Branża energetyczna jest obecnie na etapie głębokiej transformacji i tak duża inwestycja w projekt jądrowy przekracza możliwości finansowe spółek energetycznych. Dlatego dziś podpisujemy ze Skarbem Państwa list intencyjny otwierający negocjacje nad możliwością przejęcia przez administrację rządową całości inwestycji w pierwszą elektrownię jądrową w Polsce" – powiedział cytowany w komunikacie prasowym prezes PGE Wojciech Dąbrowski.
"W perspektywie szybkiego rozwoju odnawialnych źródeł energii i stopniowym wygaszaniu energetyki konwencjonalnej, energetyka jądrowa będzie ważnym elementem systemu energetycznego opartego na nisko i zeroemisyjnym wytwarzaniu" - dodał.
Aktualnie działalność spółki PGE EJ 1 koncentruje się na opracowaniu raportu o odziaływaniu przedsięwzięcia na środowisko oraz raportu lokalizacyjnego. Jednocześnie kontynuowane są badania lokalizacyjne i środowiskowe w dwóch rozważanych wariantach lokalizacyjnych: Lubiatowo-Kopalino (gmina Choczewo) oraz Żarnowiec (gmina Krokowa i Gniewino). Zakończenie prac nad raportami planowane jest na drugą połowę 2021 roku.
W komunikatach spółki podały, że strony listu intencyjnego zobowiązały się do przeprowadzenia w dobrej wierze wszelkich działań niezbędnych dla przygotowania i dokonania transakcji polegającej na nabyciu przez Skarb Państwa udziałów w spółce PGE EJ 1.
Intencją stron jest, by Skarb Państwa kupił udziały w spółce PGE EJ 1 do 31 grudnia 2020 r., przy czym nie określono terminu obowiązywania listu. (PAP Biznes)
kuc/ gor/
- 01.10.2020 10:25
Właściciele PGE EJ 1 podpisali list intencyjny ws. sprzedaży udziałów Skarbowi Państwa
01.10.2020 10:25Właściciele PGE EJ 1 podpisali list intencyjny ws. sprzedaży udziałów Skarbowi Państwa
Spółka PGE EJ jest odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej.
PGE posiada obecnie 70 proc. udziałów w PGE EJ 1, a KGHM, Tauron i Enea po 10 proc. udziałów w spółce.
"Podmioty podpisujące list intencyjny zobowiązały się do przeprowadzenia w dobrej wierze wszelkich działań niezbędnych dla przygotowania i dokonania transakcji polegającej na nabyciu przez Skarb Państwa udziałów w spółce PGE EJ 1" - napisano w komunikacie.
"Intencją wyrażoną w liście intencyjnym jest, aby Skarb Państwa nabył udziały w spółce PGE EJ 1 do dnia 31 grudnia 2020 r., przy czym strony nie określiły terminu obowiązywania listu intencyjnego" - dodano. (PAP Biznes)
kuc/ gor/
- 01.10.2020 10:20
ENEA SA (43/2020) Podpisanie listu intencyjnego dotyczącego sprzedaży udziałów w spółce PGE EJ 1 sp. z o.o.
01.10.2020 10:20ENEA SA (43/2020) Podpisanie listu intencyjnego dotyczącego sprzedaży udziałów w spółce PGE EJ 1 sp. z o.o.
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 10/2015 w sprawie podpisania umowy nabycia udziałów w PGE EJ 1 sp. z o.o., Zarząd ENEA S.A. ("Emitent") informuje, że w dniu 1 października 2020 r. podpisał ze Skarbem Państwa ("Skarb Państwa") list intencyjny dotyczący nabycia przez Skarb Państwa 100 proc. udziałów w spółce PGE EJ 1 sp. z o.o. ("List intencyjny").
List intencyjny został podpisany przez wszystkie podmioty posiadające udziały w spółce PGE EJ 1 sp. z o.o. (oprócz Emitenta są to KGHM Polska Miedź S.A., PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. oraz TAURON Polska Energia S.A.), która jest odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Emitent posiada 10 proc. udziałów w PGE EJ1 sp. z o.o.
Podmioty podpisujące List intencyjny zobowiązały się do przeprowadzenia w dobrej wierze wszelkich działań niezbędnych dla przygotowania i dokonania transakcji polegającej na nabyciu przez Skarb Państwa udziałów w spółce PGE EJ 1 sp. z o.o. ("Transakcja"). Intencją wyrażoną w Liście intencyjnym jest, aby Skarb Państwa nabył udziały w spółce PGE EJ 1 sp. z o.o. do dnia 31 grudnia 2020 r., przy czym Strony nie określiły terminu obowiązywania Listu intencyjnego. List intencyjny nie pociąga za sobą zobowiązania stron do dokonania Transakcji. Decyzja o przeprowadzeniu Transakcji uzależniona będzie od wyników negocjacji w tym zakresie oraz spełnienia innych warunków określonych w przepisach prawa lub dokumentach korporacyjnych.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 29.09.2020 19:39
Bogdanka obniża cel produkcji węgla na '20 do ok. 7,4 mln ton z ok. 8,2 mln ton wcześniej (opis)
29.09.2020 19:39Bogdanka obniża cel produkcji węgla na '20 do ok. 7,4 mln ton z ok. 8,2 mln ton wcześniej (opis)
Bogdanka podała, że wpływ na jej działalność w I półroczu 2020 miało przede wszystkim zmniejszenie popytu na węgiel energetyczny ze strony energetyki zawodowej i ciepłownictwa.
"W I kwartale wynikało ono z ciepłej i wietrznej zimy, a w drugim – ze zmniejszenia zapotrzebowania na energię w kraju związanego z ograniczeniami wprowadzonymi w związku z pandemią koronawirusa, których skutkiem było spowolnienie procesów gospodarczych" - napisano w komunikacie.
Jak dodano, po okresie spowolnienia nastąpiła normalizacja po stronie popytu na węgiel energetyczny i powrót do poziomów sprzedaży notowanych w poprzednich latach.
Spółka wskazała jednak, że nastąpiły przesunięcia w harmonogramach biegu ścian oraz terminy ich zakończenia, jak również przesunięciu uległy terminy rozpoczęcia kolejnych, przewidzianych do eksploatacji w roku bieżącym, ścian.
"W konsekwencji, w miesiącu wrześniu, wystąpiły łącznie czynniki ograniczające zakładane postępy ścian oraz realizowane poziomy uzysku. Największy, negatywny skutek, wywołało wystąpienie na jednej ze ścian przyrostu ciśnienia deformacyjnego powodującego ograniczenie funkcjonalności wyrobisk przyścianowych, a tym samym i postępu ściany" - podała Bogdanka.
"Powyższe trudności, w połączeniu z niedoborami kadrowymi, wynikającymi z rosnącej w regionie liczby zachorowań na COVID-19 i koniecznością izolowania pracowników mających kontakt z osobami chorymi, ale również i tzw. +drugiego kręgu+ powodują, że spółka aktualizuje cel produkcyjny na 2020 r. przyjmując go na poziomie ok. 7,4 mln ton" - dodano.
W lipcu spółka zakładała, że w tym roku produkcja węgla handlowego wyniesie ok. 8,2 mln ton.
W I półroczu 2020 roku produkcja węgla wyniosła 3,7 mln ton, a sprzedaż 3,5 mln ton. Rok wcześniej produkcja i sprzedaż wynosiła w tym okresie po 4,8 mln ton.
Jednocześnie spółka podtrzymała we wtorkowym komunikacie przyjęte w ogłoszonej w lutym 2017 r. strategii założenia produkcyjne na kolejne lata przewidujące średnioroczną produkcję w latach 2021-2025 na poziomie ok. 9,3 mln ton i 2026-2030 na poziomie ok. 9,1 mln ton.
Ponadto, Bogdanka poinformowała, iż w związku ze spełnieniem kryteriów uprawniających do skorzystania z Tarczy Antykryzysowej, złożyła wniosek do Wojewódzkiego Urzędu Pracy w Lublinie o dofinansowanie świadczeń na rzecz ochrony miejsc pracy ze środków FGŚP w wysokości ok. 33,7 mln zł. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 29.09.2020 19:28
Bogdanka obniża cel produkcji węgla na '20 do ok. 7,4 mln ton z ok. 8,2 mln ton wcześniej
29.09.2020 19:28Bogdanka obniża cel produkcji węgla na '20 do ok. 7,4 mln ton z ok. 8,2 mln ton wcześniej
Jednocześnie spółka podtrzymała przyjęte w ogłoszonej w lutym 2017 r. strategii założenia produkcyjne na kolejne lata przewidujące średnioroczną produkcję w latach 2021-2025 na poziomie ok. 9,3 mln ton i 2026-2030 na poziomie ok. 9,1 mln ton. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 29.09.2020 07:00
Energetyka po wydzieleniu aktywów węglowych nie będzie mieć problemu z finansowaniem - Moody's (wywiad)
29.09.2020 07:00Energetyka po wydzieleniu aktywów węglowych nie będzie mieć problemu z finansowaniem - Moody's (wywiad)
"Ministerstwo Aktywów Państwowych wskazuje na możliwe zmiany w energetyce, podział sektora na część węglową i odnawialną. (...) Nie wiemy, jaki będzie ostateczny kształt polskiego sektora energetycznego, czy i jak aktywa węglowe będą wydzielone. Jeśli założymy, że w wyniku tego procesu powstanie jedna albo kilka wyłącznie +zielonych+ grup energetycznych, może z sieciami, to nie sądzę, by miały problem ze znalezieniem finansowania z rynków długu" - powiedział PAP Biznes Remshardt.
"Także UE może pomóc w sfinansowaniu części inwestycji. (...) Ponadto, inwestorzy coraz bardziej zwracają uwagę na kryteria ESG (środowiskowe, społeczne i dotyczące ładu korporacyjnego - przyp. PAP Biznes)" - dodał.
Jak wskazał, zainteresowane udzieleniem finansowania na rozwój OZE będą inwestorzy długoterminowi, np. fundusze emerytalne.
"Ciekawsze jednak będzie, jak finansowane i modernizowane będą moce na węglu kamiennym i brunatnym. Większość inwestycji już miała miejsce, ale będzie konieczność pewnych modernizacji źródeł" - powiedział analityk.
Jak zauważył Remshardt, jak na razie polskie grupy energetyczne mają głównie dopiero plany rozwoju w sektorze odnawialnych źródeł energii, które trzeba teraz wdrożyć.
"Tauron zrealizował akwizycje farm wiatrowych, PGE chce budować morskie farmy wiatrowe, Enea myśli o współpracy z sektorem rolniczym przy rozwoju mocy fotowoltaicznych. To wszystko są potrzebne działania, ale - jak się wydaje - wynikają głównie z polityki energetycznej rządu. Ich kontynuacja zależeć będzie od tego, w jakim kształcie będą spółki po restrukturyzacji sektora. Co będzie za rok? Czy PGE, Tauron, Enea będą jeszcze niezależnymi grupami, w obecnym kształcie? Nie sądzę" - powiedział.
"Myślę, że rząd poważnie myśli o restrukturyzacji i podziale sektora na aktywa węglowe i niewęglowe. Dopiero gdy poznamy ostateczny plan przekształceń, będzie można ocenić, czy jest wykonalny pod kątem pomocy publicznej i kwestii konkurencji. Myślę, że za rok czy dwa nie będzie w Polsce grup energetycznych z mieszanym portfelem aktywów, tak jak dzisiaj" - dodał.
Pytany, czy OZE mogą wpłynąć na ratingi firm energetycznych, odpowiedział: "Jak dotąd nie było zmian w ratingach, które by wynikały wyłącznie z odnawialnych źródeł energii, gdyż OZE są w modelach biznesowych częścią miksu. W którymś momencie OZE spowodują zmiany w ratingach, ale to będzie indywidualna sprawa, w zależności od firmy".
Przedstawiciel Moody's wskazał, że polski rząd przyznał, iż nie ma innej drogi niż transformacja energetyczna.
"Polska nie zobowiązała się do osiągnięcia celu neutralności klimatycznej w 2050 roku, ale widać, że rząd po wyborach jest bardziej ugodowy. Wierzę, że jest ta świadomość. Polska podejmie potrzebne kroki, ale pytanie, jak sprawić, by ten proces nie zniszczył zbytnio tkanki społecznej. Jak widać było przy okazji strajków górniczych związków zawodowych, ciągle jest opór przed szybkim porzuceniem węgla. Myślę, że transformacja energetyczna to kwestia czasu i pieniędzy, Polska nie zostanie przy węglu" - powiedział Mark Remshardt.
Jego zdaniem Polska musi przyspieszyć działania związane z dekarbonizacją. W jego opinii sens mają plany rozwoju morskiej energetyki wiatrowej. Spodziewa się też zastępowania mocy węglowych gazem.
Zaktualizowany projekt Polityki energetycznej Polski do 2040 roku zakłada, że w 2030 r. udział OZE w końcowym zużyciu energii brutto wyniesie co najmniej 23 proc., w tym nie mniej niż 32 proc. w elektroenergetyce (głównie energetyka wiatrowa i PV), 28 proc. w ciepłownictwie i 14 proc. w transporcie.
Projekt PEP2040 przewiduje, że w 2030 r. udział węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej ma nie przekraczać 56 proc., a przy podwyższonych cenach uprawnień do emisji CO2 może spaść do poziomu 37,5 proc. W roku 2040 udział węgla ma spaść odpowiednio do 28 proc. lub 11 proc.
"W mojej opinii nowy projekt Polityki energetycznej Polski do 2040 roku przedstawia raczej zamierzenia niż ustalone cele. Poczekajmy na ostateczny kształt dokumentu. Cele założone w projekcie wydają się możliwe do osiągnięcia, ale polski rząd musi podjąć działania" - powiedział Mark Remshardt z Moody's.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 28.09.2020 08:06
Sytuacja w Bogdance z związku z koronawirusem stabilna, nie powoduje ograniczeń w ruchu kopalni
28.09.2020 08:06Sytuacja w Bogdance z związku z koronawirusem stabilna, nie powoduje ograniczeń w ruchu kopalni
"Aktualna sytuacja związana z zakażeniami koronawirusem w LW Bogdanka jest stabilna, a w większości przypadków do zakażenia naszych pracowników dochodzi poza zakładem pracy. W spółce funkcjonuje sztab kryzysowy, który szczegółowo analizuje każdą sytuację i ściśle współpracuje z instytucjami państwowymi" - poinformował PAP Biznes Marcin Kujawiak, główny specjalista ds. komunikacji korporacyjnej w Bogdance.
Jak poinformował, spółka pozostaje w ścisłym kontakcie z Sanepidem.
"Z najwyższą starannością podchodzimy do przestrzegania wdrożonych w spółce procedur, które pozwalają nam zachować ciągłość działania we wszystkich obszarach. Obecna sytuacja nie powoduje ograniczeń w ruchu, a tym bardziej konieczności wstrzymania prac zakładu górniczego" - dodał Kujawiak.
Ognisko koronawirusa w kopalni Bogdanka jest w fazie rozwojowej. Lubelski sanepid podał w niedzielę, że potwierdzono 20 przypadków zakażenia. Kwarantannie poddanych jest 150 osób, przebadanych 89, a 16 osób znajduje się w izolacji domowej.
Według danych z 27 września, łącznie na Lubelszczyźnie stwierdzono dotąd 2.487 przypadków koronawirusa, 611 jest aktywnych. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 23.09.2020 08:32
Projekt ustawy o wypłacie rekompensat za wzrost cen prądu jest ponownie analizowany - Min. Klimatu
23.09.2020 08:32Projekt ustawy o wypłacie rekompensat za wzrost cen prądu jest ponownie analizowany - Min. Klimatu
"Pragnę poinformować również, że na skutek reorganizacji struktur Ministerstwa Aktywów Państwowych i przeniesienia działu energia do Ministerstwa Klimatu projekt ustawy o rekompensatach z tytułu wzrostu cen energii elektrycznej w 2020 roku, który w lutym br. ukazał się na stronie Biuletynu Informacji Publicznej Rządowego Centrum Legislacji, w zakładce Rządowy Proces Legislacyjny, jest poddawany ponownej analizie w zakresie obecnych uwarunkowań prawnych i regulacyjnych" - napisano.
Resort klimatu wyjaśnia, że związane są one między innymi z aktualnymi pracami Ministerstwa Klimatu nad wdrożeniem dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej, w ramach których konieczne jest wprowadzenie systemowego rozwiązania w zakresie ochrony najsłabszych odbiorców energii elektrycznej (w szczególności tzw. odbiorców wrażliwych) przed zjawiskiem ubóstwa energetycznego.
"Planowane rozwiązanie będzie miało charakter systemowy i działać będzie w horyzoncie długoterminowym (wieloletnim). Ostateczne rozwiązania powinny zostać zaprezentowane w tym roku" - napisano.
Ministerstwo Aktywów Państwowych przygotowało w lutym projekt ustawy o rekompensatach z tytułu wzrostu cen energii elektrycznej w 2020 r.
Rekompensaty dla gospodarstw domowych miały być uzależnione od dwóch kryteriów: poziomu zużycia energii elektrycznej w 2020 r. i uzyskanego dochodu w 2019 r.
Rekompensaty miały być udzielane za pośrednictwem przedsiębiorstw obrotu, które 31 grudnia 2020 r. będą miały zawarte umowy sprzedaży energii elektrycznej albo umowy kompleksowe z odbiorcami końcowymi, poprzez korektę kwoty płatności brutto pierwszej faktury za energię elektryczną wystawionej po dniu 15 marca 2021 r. o odpowiednią kwotę. (PAP Biznes)
map/ osz/
- 21.09.2020 18:12
ENEA SA (42/2020) Uzupełnienie informacji nt. osoby powołanej w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A.
21.09.2020 18:12ENEA SA (42/2020) Uzupełnienie informacji nt. osoby powołanej w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A.
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 41/2020 z dnia 17 września 2020 roku, Zarząd ENEA S.A. przekazuje uzupełnienie informacji nt. Pana Rafała Włodarskiego, powołanego w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A.
Pan Rafał Włodarski, radca prawny z ponad 10-letnim doświadczeniem w korporacyjnej oraz regulacyjnej obsłudze prawnej spółek sektora energetycznego polegającej na wsparciu spółek zarówno w ich bieżącej działalności, transakcjach, jak i wdrażaniu innowacyjnych rozwiązań oraz reprezentowaniu spółek w precedensowych postępowaniach.
Posiada wieloletnie doświadczenie transakcyjne związane ze sprzedażą spółek (share deal) oraz aktywów (asset deal), jak również z ustalaniem zasad współpracy wspólników (joint venture) oraz przeprowadzaniu kompleksowych analiz due diligence polegających na identyfikowaniu ryzyk prawnych związanych z prowadzoną przez spółki działalnością.
Do obszaru jego specjalizacji należy również doradztwo prawne na rzecz spółek sektora energetycznego oraz odbiorców energii elektrycznej w zakresie obecnej jak i planowanej legislacji, w szczególności w związku z autoprodukcją z OZE/CHP, Corporate PPA oraz aukcjami OZE.
Pan Rafał Włodarski jest obecnie Zastępcą Dyrektora Departamentu Prawnego w Ministerstwie Aktywów Państwowych, a przed dołączeniem do Ministerstwa Aktywów Państwowych współpracował z czołowymi kancelariami prawniczymi w Polsce, gdzie jako członek zespołów Energy & Natural Resources, Corporate/M&A; oraz Banking&Finance; uczestniczył w szeregu kluczowych transakcji na polskim rynku przekraczających łączną wartość 10 mld PLN.
Jest absolwentem Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego oraz został wpisany na listę radców prawnych w 2013 roku po ukończeniu aplikacji radcowskiej prowadzonej przez Okręgową Izbę Radców Prawnych w Warszawie.
Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Rafał Włodarski nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pan Rafał Włodarski nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 17.09.2020 16:49
ENEA SA (41/2020) Powołanie Członka Rady Nadzorczej dokonane przez Ministra Aktywów Państwowych
17.09.2020 16:49ENEA SA (41/2020) Powołanie Członka Rady Nadzorczej dokonane przez Ministra Aktywów Państwowych
Zarząd ENEA S.A. informuje o wpłynięciu 17 września 2020 roku do Spółki oświadczenia Ministra Aktywów Państwowych z dnia 16 września 2020 roku, o skorzystaniu przez Ministra Aktywów Państwowych z uprawnienia do powołania na podstawie § 24 ust. 1 Statutu Spółki Członka Rady Nadzorczej ENEA S.A.
Zgodnie z ww. uprawnieniem z dniem 16 września 2020 roku do składu Rady Nadzorczej Spółki powołany został Pan Rafał Włodarski.
Pozostałe informacje nt. powołanego Członka Rady Nadzorczej ENEA S.A. zostaną przekazane do publicznej wiadomości w odrębnym raporcie bieżącym niezwłocznie po uzyskaniu przez Spółkę stosownych informacji oraz oświadczeń.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 09.09.2020 11:55
Enea zakończyła rozmowy z Iberdrolą ws. potencjalnej inwestycji w morskie farmy wiatrowe
09.09.2020 11:55Enea zakończyła rozmowy z Iberdrolą ws. potencjalnej inwestycji w morskie farmy wiatrowe
Strony listu intencyjnego - podpisanego 3 czerwca - zdecydowały o zakończeniu prowadzonych na zasadzie wyłączności rozmów o potencjalnej inwestycji w morskie farmy i odstąpiły od sporządzania dokumentu term sheet.
"Jednocześnie strony listu intencyjnego pozostają otwarte na możliwość współpracy w przyszłości. Enea aktywnie kontynuuje badanie możliwości rozwoju morskich farm wiatrowych" - napisano w komunikacie.
Enea podpisała 3 czerwca z Iberdrola Eólica Marina list intencyjny dotyczący potencjalnej inwestycji w projekty morskich elektrowni wiatrowych o łącznej mocy do około 3,3 GW, które miały być rozwijane w obszarze polskiej strefy ekonomicznej Morza Bałtyckiego.
Enea w grudniu 2019 r. zapowiedziała w strategii rozwoju do 2030 r., z perspektywą do 2035 r., rozbudowę aktywów wytwórczych i zmianę struktury wytwarzania. Podano, że projekt farm wiatrowych offshore na Morzu Bałtyckim wpisuje się w te założenia i może mieć istotny wpływ na realizację celu strategicznego grupy, który zakłada osiągnięcia udziału odnawialnych źródeł energii w produkcji energii elektrycznej na poziomie 22 proc. do 2025 roku oraz 33 proc. w 2030 roku (ponad czterokrotny wzrost udziału OZE).(PAP Biznes)
kuc/ gor/
- 09.09.2020 11:42
ENEA SA (40/2020) Aktualizacja informacji nt. potencjalnej inwestycji w projekty morskich elektrowni wiatrowych
09.09.2020 11:42ENEA SA (40/2020) Aktualizacja informacji nt. potencjalnej inwestycji w projekty morskich elektrowni wiatrowych
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 22/2020 z dnia 3 czerwca 2020 roku w sprawie zawarcia Listu intencyjnego, dotyczącego potencjalnej inwestycji w projekty morskich farm wiatrowych (dalej: "LOI"), Zarząd ENEA S.A. informuje, że w dniu 8 września 2020 roku strony LOI podjęły decyzję o zakończeniu prowadzonych na zasadzie wyłączności rozmów w zakresie potencjalnej inwestycji w przedmiotowe projekty oraz odstąpieniu od sporządzania dokumentu term sheet. W związku z powyższym w tym samym dniu strony LOI potwierdziły zakończenie jego obowiązywania. Jednocześnie strony LOI pozostają otwarte na możliwość współpracy w przyszłości. ENEA S.A. aktywnie kontynuuje badanie możliwości rozwoju morskich farm wiatrowych.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 03.09.2020 19:13
Strata netto j.d. grupy Enea w I półr. wyniosła 99,2 mln zł wobec 99 mln zł szacunków
03.09.2020 19:13Strata netto j.d. grupy Enea w I półr. wyniosła 99,2 mln zł wobec 99 mln zł szacunków
EBITDA wyniosła 1.821,7 mln zł wobec wcześniej szacowanych 1.822 mln zł.
Przychody ze sprzedaży netto oraz inne dochody wyniosły w tym okresie 8.949 mln zł, czyli były zgodne z wcześniejszymi szacunkami.
Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła w pierwszej połowie 2020 roku 214,3 mln zł, w Wytwarzaniu 872,1 mln zł, w Dystrybucji 680,6 mln zł, a w Obrocie 40,3 mln zł.
Na poziomie jednostkowym Enea odnotowała 3.051 mln zł przychodów ze sprzedaży netto, stratę EBITDA na poziomie 64 mln zł i 373,7 mln zł straty netto okresu sprawozdawczego. (PAP Biznes)
epo/ osz/
- 03.09.2020 18:54
ENEA SA Raport okresowy półroczny za 2020 PSr
03.09.2020 18:54ENEA SA Raport okresowy półroczny za 2020 PSr
WYBRANE DANE FINANSOWE w tys. zł w tys. EUR półrocze / 2020 półrocze /2019 półrocze / 2020 półrocze /2019 Skonsolidowane dane finansowe niebadane przekształcone, niebadane niebadane przekształcone, niebadane Przychody ze sprzedaży netto 8 941 857 7 586 562 2 013 342 1 769 254 Rekompensaty - 430 401 - 100 373 Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego 7 598 2 613 1 711 609 Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody 8 949 455 8 019 576 2 015 053 1 870 236 Zysk z działalności operacyjnej 528 958 873 442 119 100 203 694 Zysk przed opodatkowaniem (10 337) 742 772 (2 327) 173 221 Zysk netto okresu sprawozdawczego (81 643) 579 445 (18 383) 135 132 EBITDA 1 821 698 1 613 366 410 172 376 251 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej 2 458 385 1 981 762 553 528 462 165 Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (1 207 676) (1 242 709) (271 919) (289 811) Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej (1 367 369) 716 619 (307 876) 167 122 Przepływy pieniężne netto, razem (116 660) 1 455 672 (26 267) 339 476 Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk netto na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) (0,22) 1,15 (0,05) 0,27 Rozwodniony zysk na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) (0,22) 1,15 (0,05) 0,27 Stan na dzień 30.06.2020, niebadane 31.12.2019 30.06.2020, niebadane 31.12.2019 Aktywa razem 31 234 646 32 843 854 6 993 875 7 712 541 Zobowiązania razem 15 988 998 17 364 083 3 580 161 4 077 512 Zobowiązania długoterminowe 10 701 601 10 855 419 2 396 238 2 549 118 Zobowiązania krótkoterminowe 5 287 397 6 508 664 1 183 922 1 528 394 Kapitał własny 15 245 648 15 479 771 3 413 714 3 635 029 Kapitał zakładowy 588 018 588 018 131 665 138 081 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 34,54 35,07 7,73 8,23 Rozwodniona wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 34,54 35,07 7,73 8,23 Jednostkowe dane finansowe niebadane niebadane niebadane niebadane Przychody ze sprzedaży netto 3 051 261 2 381 807 687 020 555 459 Rekompensaty - 430 401 - 100 373 Przychody z tytułu leasingu operacyjnego 153 - 34 - Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody 3 051 414 2 812 208 687 054 655 832 Strata z działalności operacyjnej (66 405) (30 868) (14 952) (7 199) (Strata)/zysk przed opodatkowaniem (410 715) 384 256 (92 476) 89 612 (Strata)/zysk netto okresu sprawozdawczego (373 661) 382 881 (84 133) 89 291 EBITDA (63 943) (28 215) (14 397) (6 580) Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej (210 964) (336 610) (47 501) (78 500) Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (106 410) 10 271 (23 959) 2 395 Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej (1 331 426) 735 186 (299 783) 171 452 Przepływy pieniężne netto, razem (1 648 800) 408 847 (371 243) 95 347 Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 (Strata)/zysk netto na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) (0,85) 0,87 (0,19) 0,20 Rozwodniona (strata)/zysk na akcję (w PLN/EUR) (0,85) 0,87 (0,19) 0,20 Stan na dzień 30.06.2020, niebadane 31.12.2019 30.06.2020, niebadane 31.12.2019 Aktywa razem 24 189 619 24 696 633 5 416 395 5 799 374 Zobowiązania razem 11 106 384 11 122 454 2 486 875 2 611 824 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 03.09.2020 17:21
Zysk netto Bogdanki w I poł. '20 wyniósł 36,67 mln zł, zgodnie z szacunkami
03.09.2020 17:21Zysk netto Bogdanki w I poł. '20 wyniósł 36,67 mln zł, zgodnie z szacunkami
EBIT wyniósł w I półroczu 2020 roku 49,9 mln zł, a przychody 849 mln zł. Wyniki te także okazały się zgodne z szacunkami.(PAP Biznes)
epo/ osz/
- 03.09.2020 16:46
PKN i PGNiG mają list intencyjny ws. analizy realizacji budowy bloku gazowo-parowego w Ostrołęce (opis)
03.09.2020 16:46PKN i PGNiG mają list intencyjny ws. analizy realizacji budowy bloku gazowo-parowego w Ostrołęce (opis)
Spółki podały, że projekt budowy CCGT w Ostrołęce zakłada wybudowanie do końca 2024 r. bloku gazowo-parowego o projektowanej mocy nominalnej ok. 750 MW netto.
Projekt rozwoju biogazowni obejmuje prowadzenie prac analitycznych i rozwojowych w obszarze biogazu, w tym akwizycje i rozbudowę testowych biogazowni oraz uruchomienie pilotażowej produkcji. Docelowo planowana jest budowa bazy technologicznej, naukowej, prawnej i ekonomicznej do stworzenia sieci biogazowni o mocy około 2,0-2,2 MW każda do końca 2025 roku. Zaangażowanie PGNiG i PKN ORLEN w tę inwestycję miałoby charakter wspólnego przedsięwzięcia (joint venture).
"Chcemy maksymalnie wykorzystać potencjały naszych spółek, aby osiągać wymierne korzyści biznesowe. Współpracując możemy efektywniej realizować inwestycje wpisujące się w proces transformacji energetycznej. List intencyjny z PGNiG to kolejny krok PKN Orlen przybliżający nas do budowy elektrowni Ostrołęka w technologii gazowej, a także do zintensyfikowania działań na rzecz powstania sieci biogazowni. To dobry przykład kooperacji polskich spółek ukierunkowany na rozwój ich działalności i wzmacnianie polskiej gospodarki w zgodzie z europejską polityką energetyczną" – powiedział, cytowany w komunikacie, prezes PKN Orlen Daniel Obajtek.
Zgodnie z podpisanym listem, w ramach analizy, strony ustalą najważniejsze zasady potencjalnej współpracy, w tym dotyczące jej warunków prawnych, technicznych i finansowych.
Strony zakładają, że w przypadku pozytywnego wyniku analiz, wiążące projekty umów dotyczących współpracy zostaną opracowane do 30 października 2020 roku.
"Możliwe zaangażowanie PGNiG w budowę bloku gazowo-parowego w Elektrowni Ostrołęka postrzegamy jako szansę na budowę wartości spółki i wzmocnienie jej pozycji na rynku gazu ziemnego oraz w segmencie wytwarzania energii. Połączenie kompetencji i zasobów PGNiG i PKN Orlen może też przyczynić się do zdynamizowania krajowego rynku biogazu i efektywnej transformacji polskiej energetyki w oparciu o alternatywne paliwa gazowe" - powiedział, cytowany w komunikacie, prezes PGNiG Jerzy Kwieciński. (PAP Biznes)
epo/ osz/
- 03.09.2020 16:31
PKN i PGNiG podpisały list intencyjny dot. analizy wspólnej realizacji budowy bloku gazowo-parowego CCGT w Ostrołęce
03.09.2020 16:31PKN i PGNiG podpisały list intencyjny dot. analizy wspólnej realizacji budowy bloku gazowo-parowego CCGT w Ostrołęce
Spółki podały, że projekt budowy CCGT w Ostrołęce zakłada wybudowanie do końca 2024 r. bloku gazowo-parowego o projektowanej mocy nominalnej ok. 750 MW netto.
Projekt rozwoju biogazowni obejmuje prowadzenie prac analitycznych i rozwojowych w obszarze biogazu, w tym akwizycje i rozbudowę testowych biogazowni oraz uruchomienie pilotażowej produkcji. Docelowo planowana jest budowa bazy technologicznej, naukowej, prawnej i ekonomicznej do stworzenia sieci biogazowni o mocy około 2,0-2,2 MW każda do końca 2025 r.(PAP Biznes)
epo/ osz/
- 26.08.2020 08:23
Szacunkowa EBITDA Enei za II kw. lepsza od oczekiwań (opinia)
26.08.2020 08:23Szacunkowa EBITDA Enei za II kw. lepsza od oczekiwań (opinia)
DM BDM (raport poranny):
"Wyniki są lepsze od konsensusu o ok. 14 proc. na poziomie EBITDA. Spółka nie podaje one-offs w EBITDA. Możemy się jedynie domyślać proporcjonalnego rozwiązania rezerw na taryfę G (ok. 24 mln zł) czy jakichś zdarzeń w dystrybucji, gdzie wynik jest nadzwyczaj dobry (+34 proc. rdr adj. przy -15 proc./- 12 proc. rdr w Enerdze/Tauronie), ale nie jesteśmy w stanie tego ocenić.
Po wyeliminowaniu rozwiązanej rezerwy w sprzedaży skorygowana EBITDA rośnie o 5 proc. rdr, co na tle pozostałych spółek energetycznych, które opublikowały już wyniki (spadek oczyszczonej EBITDA w Enerdze i Tauronie o odpowiednio -30 proc./-8 proc. rdr), jest relatywnie mocnym wynikiem.
Na poziomie netto widoczne odpisy (łącznie 879 mln zł, z czego -523 mln zł na Enea Wytwarzanie, a -356 mln zł na projekt w Ostrołęce), o czym spółka informowała w ESPI z 11.08. Tym samym wynik netto obciążyła kwota 779 mln zł, czego nie zakładał konsensus"
******************************
Grupa Enea szacuje, że odnotowała w pierwszej połowie 2020 roku 1.822 mln zł EBITDA i 99 mln zł straty netto przypadającej na akcjonariuszy jednostki dominującej. Przychody ze sprzedaży netto oraz inne dochody wyniosły w tym okresie 8.949 mln zł.
Według wyliczeń PAP Biznes, w samym drugim kwartale 2020 r. Enea miała 909 mln zł EBITDA, 543,6 mln zł straty netto przypadającej na akcjonariuszy jednostki dominującej oraz 4.362 mln zł przychodów, w porównaniu do 867 mln zł EBITDA, 259,6 mln zł zysku netto oraz 3.579,6 mln zł przychodów rok wcześniej.
Konsensus PAP Biznes zakładał zysk EBITDA na poziomie 797,25 mln zł, 4.068,3 mln zł przychodów oraz zysk netto w wysokości 264,95 mln zł.
Dla porównania, w pierwszym półroczu 2019 r. Enea miała 1,666 mld zł EBITDA, 505,8 mln zł zysku netto przypadającego akcjonariuszom jednostki dominującej oraz 7,589 mld zł przychodów ze sprzedaży.
Konsensus nie uwzględniał odpisów, o których grupa informowała w sierpniu.
Ostateczne wyniki Enei zostaną przedstawione 3 września 2020 roku. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 25.08.2020 18:18
Enea szacuje EBITDA grupy w I półr. na 1.822 mln zł, a stratę netto j.d. na 99 mln zł (opis)
25.08.2020 18:18Enea szacuje EBITDA grupy w I półr. na 1.822 mln zł, a stratę netto j.d. na 99 mln zł (opis)
Według wyliczeń PAP Biznes, w samym drugim kwartale 2020 r. Enea miała 909 mln zł EBITDA, 543,6 mln zł straty netto przypadającej na akcjonariuszy jednostki dominującej oraz 4.362 mln zł przychodów, w porównaniu do 867 mln zł EBITDA, 259,6 mln zł zysku netto oraz 3.579,6 mln zł przychodów rok wcześniej.
Konsensus PAP Biznes zakładał zysk EBITDA na poziomie 797,25 mln zł, 4.068,3 mln zł przychodów oraz zysk netto w wysokości 264,95 mln zł.
Dla porównania, w pierwszym półroczu 2019 r. Enea miała 1,666 mld zł EBITDA, 505,8 mln zł zysku netto przypadającego akcjonariuszom jednostki dominującej oraz 7,589 mld zł przychodów ze sprzedaży.
Konsensus nie uwzględniał odpisów, o których grupa informowała w sierpniu.
Grupa podała, że wstępne wyniki uwzględniają wpływ odpisu aktualizującego wartość udziałów w spółce Enea Wytwarzanie oraz odpisu aktualizującego wartość aktywów wytwórczych spółki zależnej Enea Wytwarzanie, a także wpływ odpisów związanych z udzieloną pożyczką, jak również ze zobowiązaniem Enei wobec Energi do zwrotu połowy pożyczek wraz z odsetkami, udzielonych przez ten podmiot do spółki Elektrownia Ostrołęka i utworzenia rezerwy na przyszłe zobowiązania inwestycyjne wobec tej spółki.
"Powyższe zdarzenia miały wpływ na jednostkowe sprawozdanie finansowe Enea poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem i zysku netto okresu sprawozdawczego spółki o ok. 674 mln zł. Powyższe zdarzenia miały wpływ na skonsolidowane sprawozdanie finansowe grupy Kapitałowej Enea poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem o ok. 879 mln zł i zysku netto okresu sprawozdawczego o ok. 779 mln zł" - napisano.
Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła w pierwszej połowie 2020 roku 214 mln zł (434 mln zł rok wcześniej), w Wytwarzaniu 872 mln zł (730 mln zł rok wcześniej), w Dystrybucji 681 mln zł (515 mln zł rok wcześniej), a w Obrocie 40 mln zł (35 mln zł rok wcześniej).
Według komunikatu, niższy wynik segmentu w obszarze Wydobycie wynika głównie ze spadku przychodów ze sprzedaży węgla (mniejsza sprzedaż ilościowa przy wyższej cenie) w związku z niekorzystną sytuacją nadpodaży surowca na rynku.
W obszarze Wytwarzanie - jak podano - pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej (wyższa cena energii) oraz praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów węgla z transportem i praw do emisji CO2.
Wzrost wyniku w obszarze Dystrybucja ma być efektem wyższej marży z działalności koncesjonowanej (na którą wpływ miała m.in. wyższa stawka opłaty sieciowej stałej w zatwierdzonej taryfie na 2020 rok) oraz wyższego wyniku na pozostałej działalności operacyjnej (głównie na skutek: zmiany rezerw dotyczących majątku sieciowego).
"W obszarze Obrót pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost średniej ceny sprzedaży energii oraz aktualizacja wyceny kontraktów CO2. Jednocześnie wzrosły koszty zakupu energii (spowodowane głównie wzrostem cen uprawnień do emisji CO2) oraz koszty obowiązków ekologicznych" - napisano.
Grupa podała także szacunkowe dane operacyjne.
Produkcja węgla netto przez Eneę w pierwszym półroczu wyniosła 3,7 mln ton, a całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 10,4 TWh.
Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 9,5 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 10,5 TWh.
Na poziomie jednostkowym Enea odnotowała 3.051 mln zł przychodów ze sprzedaży netto, stratę EBITDA na poziomie 64 mln zł i 374 mln zł straty netto okresu sprawozdawczego.
Ostateczne wyniki Enei zostaną przedstawione 3 września 2020 roku. (PAP Biznes)
doa/ ana/
- 25.08.2020 17:44
Enea szacuje EBITDA grupy w I półr. na 1.822 mln zł, a stratę netto j.d. na 99 mln zł
25.08.2020 17:44Enea szacuje EBITDA grupy w I półr. na 1.822 mln zł, a stratę netto j.d. na 99 mln zł
Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła w pierwszej połowie 2020 roku 214 mln zł, w Wytwarzaniu 872 mln zł, w Dystrybucji 681 mln zł, a w Obrocie 40 mln zł.
Grupa podała także szacunkowe dane operacyjne.
Produkcja węgla netto przez Eneę w pierwszym półroczu wyniosła 3,7 mln ton, a całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 10,4 TWh.
Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 9,5 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 10,5 TWh.
Na poziomie jednostkowym Enea odnotowała 3.051 mln zł przychodów ze sprzedaży netto, stratę EBITDA na poziomie 64 mln zł i 374 mln zł straty netto okresu sprawozdawczego. (PAP Biznes)
doa/ ana/
- 25.08.2020 17:31
ENEA SA (39/2020) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych i operacyjnych za I półrocze 2020 roku
25.08.2020 17:31ENEA SA (39/2020) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych i operacyjnych za I półrocze 2020 roku
W związku z przyjęciem przez Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") w dniu 25 sierpnia 2020 roku informacji o wstępnych wynikach finansowych i operacyjnych Grupy Kapitałowej ENEA za I półrocze 2020 roku, Spółka przekazuje do publicznej wiadomości wstępne wyniki.
Skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej ENEA za I półrocze 2020 roku:
- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 8 949 mln zł,
- EBITDA: 1 822 mln zł,
- Zysk/ strata przed opodatkowaniem: -10 mln zł,
- Zysk/ strata netto okresu sprawozdawczego: -82 mln zł,
- Zysk/ strata netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej: -99 mln zł.
Wynik EBITDA w poszczególnych obszarach działalności:
- Wydobycie: 214 mln zł,
- Wytwarzanie: 872 mln zł,
- Dystrybucja: 681 mln zł,
- Obrót: 40 mln zł.
Wybrane dane operacyjne:
- Produkcja węgla netto: 3,7 mln ton,
- Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto: 10,4 TWh,
- Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym: 9,5 TWh,
- Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym: 10,5 TWh.
Wynik EBITDA osiągnięty przez Grupę Kapitałową ENEA w I półroczu 2020 roku jest pochodną, m.in. następujących czynników (w porównaniu do I półrocza 2019 roku):
W Obszarze Wydobycie niższy wynik segmentu wynika głównie ze spadku przychodów ze sprzedaży węgla (mniejsza sprzedaż ilościowa przy wyższej cenie) w związku z niekorzystną sytuacją nadpodaży surowca na rynku.
W Obszarze Wytwarzanie pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej (wyższa cena energii) oraz praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów węgla z transportem i praw do emisji CO2.
W Obszarze Dystrybucja wzrost wyniku jest efektem wyższej marży z działalności koncesjonowanej (na którą wpływ miała m.in. wyższa stawka opłaty sieciowej stałej w zatwierdzonej taryfie na 2020 rok) oraz wyższego wyniku na pozostałej działalności operacyjnej (głównie na skutek: zmiany rezerw dotyczących majątku sieciowego).
W Obszarze Obrót pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost średniej ceny sprzedaży energii oraz aktualizacja wyceny kontraktów CO2. Jednocześnie wzrosły koszty zakupu energii (spowodowane głównie wzrostem cen uprawnień do emisji CO2) oraz koszty obowiązków ekologicznych.
Jednostkowe wyniki finansowe ENEA S.A. za I półrocze 2020 roku:
- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 3 051 mln zł,
- EBITDA: -64 mln zł,
- Zysk/ strata przed opodatkowaniem: -411 mln zł,
- Zysk/ strata netto okresu sprawozdawczego: -374 mln zł.
Wstępne wyniki uwzględniają wpływ odpisu aktualizującego wartość udziałów w spółce ENEA Wytwarzanie sp. z o.o. oraz odpisu aktualizującego wartość aktywów wytwórczych spółki zależnej ENEA Wytwarzanie sp. z o.o., a także wpływ odpisów związanych z udzieloną pożyczką, jak również ze zobowiązaniem ENEA S.A. wobec ENERGA S.A. do zwrotu połowy pożyczek wraz z odsetkami, udzielonych przez ten podmiot do Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. i utworzenia rezerwy na przyszłe zobowiązania inwestycyjne wobec Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. oraz ENERGA S.A. w jednostkowym sprawozdaniu ENEA S.A. oraz w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA, zgodnie z raportem bieżącym nr 36/2020 z dnia 11 sierpnia 2020 roku.
Powyższe zdarzenia miały wpływ na jednostkowe sprawozdanie finansowe ENEA S.A. poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem i zysku netto okresu sprawozdawczego Spółki o ok. 674 mln zł.
Powyższe zdarzenia miały wpływ na skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej ENEA poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem o ok. 879 mln zł i zysku netto okresu sprawozdawczego o ok. 779 mln zł.
Powyższe zdarzenia mają charakter niegotówkowy i nie mają wpływu zarówno na skonsolidowany, jak i jednostkowy wynik EBITDA za okres sprawozdawczy.
Ostateczne wyniki zostaną przedstawione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA oraz jednostkowym sprawozdaniu finansowym ENEA S.A. za I półrocze 2020 roku, którego publikację zaplanowano na dzień 3 września 2020 roku.
Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości dla okresu sprawozdawczego). Wskaźnik EBITDA jest standardowym wskaźnikiem miary efektywności działalności gospodarczej w tym w szczególności dla branży w której działa Grupa Kapitałowa Emitenta. Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 18.08.2020 18:32
ENEA SA (38/2020) Uzupełnienie informacji nt. Członków Zarządu ENEA S.A.
18.08.2020 18:32ENEA SA (38/2020) Uzupełnienie informacji nt. Członków Zarządu ENEA S.A.
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 34/2020, Zarząd ENEA S.A. w załączeniu przekazuje uzupełnienie informacji nt. Pana Tomasza Szczegielniaka powołanego na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Korporacyjnych oraz Pana Tomasza Siwaka powołanego z dniem 17 sierpnia 2020 r. na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Handlowych.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 12.08.2020 16:54
ENEA SA (37/2020) Wyrok Sądu Apelacyjnego w sprawie o stwierdzenie nieważności, ewentualnie uchylenie uchwały Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki
12.08.2020 16:54ENEA SA (37/2020) Wyrok Sądu Apelacyjnego w sprawie o stwierdzenie nieważności, ewentualnie uchylenie uchwały Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 6/2019 w sprawie wyroku Sądu Okręgowego w Poznaniu ("Sąd Okręgowy") oddalającego powództwo o stwierdzenie nieważności lub ewentualne uchylenie uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. z 28 maja 2018 roku w sprawie przyjęcia zmian w § 23 Statutu Spółki ("Uchwała") oraz informacji zamieszczonych w tym zakresie m.in. w ostatnim raporcie okresowym, Zarząd ENEA S.A. informuje, iż w dniu 12 sierpnia 2020 roku powziął informację o ogłoszeniu w tym samym dniu przez Sąd Apelacyjny w Poznaniu ("Sąd Apelacyjny") wyroku, którym Sąd Apelacyjny oddalił w całości apelację wniesioną przez Międzyzakładowy Związek Zawodowy Synergia Pracowników Grupy Kapitałowej ENEA ("Powód") od ww. wyroku Sądu Okręgowego.
Jak zostało wskazane w ustnych zasadniczych powodach rozstrzygnięcia, Sąd Apelacyjny w całości podzielił ustalenia Sądu Okręgowego. Sąd Apelacyjny uznał apelację Powoda za pozbawioną podstaw oraz wskazał, że zarzuty apelacji stanowią próbę podważenia zasadności przyznania pracownikom spółek zależnych prawa wyboru i odwołania przedstawicieli pracowników w Radzie Nadzorczej, które zostały przyznane na mocy ustawy o zmianie ustawy o komercjalizacji. W konsekwencji z dniem 12 sierpnia 2020 roku wyrok Sądu Okręgowego oddalający powództwo o stwierdzenie nieważności lub ewentualne uchylenie Uchwały stał się prawomocny.
Szczegółowa podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 10 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 11.08.2020 18:12
Odpisy i rezerwy Enei obniżą w I poł. '20 zysk netto grupy Enea o ok. 779 mln zł
11.08.2020 18:12Odpisy i rezerwy Enei obniżą w I poł. '20 zysk netto grupy Enea o ok. 779 mln zł
Spółka podała, że zidentyfikowała konieczność dokonania odpisu aktualizującego wartość udziałów w spółce Enea Wytwarzanie sp. z o.o. w szacunkowej wartości ok. 318 mln zł w jednostkowym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 roku oraz ok. 523 mln zł w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym.
Ponadto, po dokonaniu 11 sierpnia 2020 roku oceny wpływu decyzji o zamiarze kontynuacji budowy Elektrowni Ostrołęka C z uwzględnieniem zmiany źródła zasilania z węglowego na gazowe, zidentyfikowała konieczność:
- dokonania odpisów związanych z udzieloną pożyczką, jak również ze zobowiązaniem Enea względem Energa do zwrotu połowy pożyczek wraz z odsetkami, udzielonych przez ten podmiot do Elektrowni Ostrołęka sp. z o.o. Odpis aktualizacyjny obejmie pozostałą, nieobjętą do tej pory odpisem aktualizującym i wyniesie ok. 137 mln zł w jednostkowym oraz skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 roku.
- utworzenia w jednostkowym oraz skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 roku rezerwy w kwocie ok. 219 mln zł na przyszłe zobowiązania inwestycyjne wobec Elektrowni Ostrołęka sp. z o.o. oraz Energa, której poziom odzwierciedla możliwe, szacowane na dzień utworzenia rezerwy kwoty finansowania Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. dla celów rozliczenia dotychczasowej realizacji projektu realizowanego przez Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o.
Enea podała, że że wysokość wskazanych odpisów i rezerwy ma charakter szacunkowy i może ulec zmianie, a ich ostateczna wartość zostanie przedstawiona w raporcie za I półrocze 2020 roku. (PAP Biznes)
seb/ asa/
- 11.08.2020 17:48
ENEA SA (36/2020) Informacja o zamiarze ujęcia w sprawozdaniach finansowych za I półrocze 2020 roku jednorazowych operacji o charakterze księgowym
11.08.2020 17:48ENEA SA (36/2020) Informacja o zamiarze ujęcia w sprawozdaniach finansowych za I półrocze 2020 roku jednorazowych operacji o charakterze księgowym
Zarząd ENEA S.A. (Spółka, Emitent) informuje, że w związku z przygotowaniem sprawozdań finansowych (jednostkowego i skonsolidowanego) za I półrocze 2020 roku, Spółka zidentyfikowała konieczność dokonania odpisu aktualizującego wartość udziałów w spółce ENEA Wytwarzanie sp. z o.o. (ENEA Wytwarzanie) w szacunkowej wartości ok. 318 mln zł w jednostkowym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 roku oraz odpisu aktualizującego wartość aktywów wytwórczych spółki zależnej ENEA Wytwarzanie w szacunkowej wartości ok. 523 mln zł w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 roku, co jest związane z zakończeniem 11 sierpnia 2020 roku testów na utratę wartości majątku trwałego obejmującego m.in. udziały w ENEA Wytwarzanie.
Ponadto, po dokonaniu 11 sierpnia 2020 roku oceny wpływu decyzji o zamiarze kontynuacji budowy jednostki wytwórczej - Elektrowni Ostrołęka C z uwzględnieniem zmiany źródła zasilania z węglowego na gazowe, Spółka zidentyfikowała konieczność:
- dokonania odpisów związanych z udzieloną pożyczką, jak również ze zobowiązaniem ENEA względem ENERGA S.A. do zwrotu połowy pożyczek wraz z odsetkami, udzielonych przez ten podmiot do Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. wynikającymi z umów pożyczek zawartych w dniu 30 września 2019 roku oraz w dniu 23 grudnia 2019 roku, o których Emitent informował m.in. w rocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za 2019 rok. Odpis aktualizacyjny obejmie pozostałą, nieobjętą do tej pory odpisem aktualizującym, o którym informowano w raporcie bieżącym nr 18/2020, wartość pożyczek wraz z odsetkami udzielonych spółce Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o., i wyniesie ok. 137 mln zł w jednostkowym oraz skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 roku.
- utworzenia w jednostkowym oraz skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 roku rezerwy w kwocie ok. 219 mln zł na przyszłe zobowiązania inwestycyjne wobec Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. oraz ENERGA S.A., której poziom odzwierciedla możliwe, szacowane na dzień utworzenia rezerwy kwoty finansowania Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. dla celów rozliczenia dotychczasowej realizacji projektu realizowanego przez Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o.
Powyższe zdarzenia wpłyną na jednostkowe sprawozdanie finansowe ENEA S.A. poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem i zysku netto okresu sprawozdawczego Spółki o ok. 674 mln zł.
Powyższe zdarzenia wpłyną na skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej ENEA poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem o ok. 879 mln zł i zysku netto okresu sprawozdawczego o ok. 779 mln zł.
Powyższe zdarzenia mają charakter niegotówkowy i nie mają wpływu zarówno na skonsolidowany, jak i jednostkowy wynik EBITDA za okres sprawozdawczy.
Spółka informuje, że wysokość wskazanych odpisów i rezerwy ma charakter szacunkowy i może ulec zmianie, a ich ostateczna wartość zostanie zaprezentowana w raportach okresowych Spółki oraz Grupy Kapitałowej ENEA za I półrocze 2020 roku.
Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości w ujęciu skonsolidowanym dla okresu sprawozdawczego). Wskaźnik EBITDA jest standardowym wskaźnikiem miary efektywności działalności gospodarczej w tym w szczególności dla branży w której działa Grupa Kapitałowa Emitenta. Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 10.08.2020 14:27
ENEA SA (35/2020) Odpowiedzi na pytania Akcjonariuszy złożone podczas obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A.
10.08.2020 14:27ENEA SA (35/2020) Odpowiedzi na pytania Akcjonariuszy złożone podczas obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A.
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd ENEA S.A. przekazuje w załączeniu odpowiedzi na pytania, złożone przez Akcjonariuszy podczas obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A., które odbyło się 30 lipca 2020 roku.
Szczegółowa podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 12 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 07.08.2020 17:46
ENEA SA (34/2020) Powołanie Członków Zarządu ENEA S.A.
07.08.2020 17:46ENEA SA (34/2020) Powołanie Członków Zarządu ENEA S.A.
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, iż 7 sierpnia 2020 roku Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwały w przedmiocie powołania na wspólną kadencję rozpoczętą z dniem odbycia Zwyczajnego Zgromadzenia Spółki zatwierdzającego sprawozdanie finansowe za 2018 r.:
- Pana Tomasza Szczegielniaka na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Korporacyjnych,
- z dniem 17 sierpnia 2020 r. Pana Tomasza Siwaka na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Handlowych.
Uchwały weszły w życie z dniem podjęcia.
Pozostałe informacje nt. powołanych Członków Zarządu Spółki zostaną przekazane do publicznej wiadomości w odrębnym raporcie bieżącym po uzyskaniu przez Spółkę stosownych informacji oraz oświadczeń.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 04.08.2020 13:37
ENEA SA (33/2020) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% liczby głosów na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENEA S.A. w dniu 30 lipca 2020 roku
04.08.2020 13:37ENEA SA (33/2020) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% liczby głosów na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENEA S.A. w dniu 30 lipca 2020 roku
Zarząd ENEA S.A. informuje, że na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki, które odbyło się w dniu 30 lipca 2020 roku ["ZWZ"] akcjonariuszami posiadającymi ponad 5% głosów na tym ZWZ byli:
- Skarb Państwa, który posiadał na ZWZ 227.353.628 akcji Spółki, z których przysługiwało 227.353.628 głosów, co stanowiło 72,97% liczby głosów na tym ZWZ i odpowiada 51,50% ogólnej liczby głosów w Spółce,
- Otwarty Fundusz Emerytalny PZU "Złota Jesień", który posiadał na ZWZ 22.000.000 akcji Spółki, z których przysługiwało 22.000.000 głosów, co stanowiło 7,06% liczby głosów na tym ZWZ i odpowiada 4,98% ogólnej liczby głosów w Spółce.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.06.2020 13:02
Enea chce stawiać instalacje PV i zwiększyć liczbę instalacji prosumenckich
19.06.2020 13:02Enea chce stawiać instalacje PV i zwiększyć liczbę instalacji prosumenckich
Wiceprezes Enei Jarosław Ołowski poinformował, że grupa zakończyła inwentaryzację potencjalnych nieruchomości, które byłyby odpowiednie dla postawienia wielkoobszarowych farm fotowoltaicznych.
"Potencjał oceniam na poziomie setek MW, natomiast trudno jest ocenić, jak dalece będziemy zaawansowani do końca roku. Ten projekt jest jednym z kluczowych w naszej strategii" - powiedział Ołowski.
Piotr Adamczak, wiceprezes Enei ds. handlowych, poinformował, że w pierwszym kwartale 2020 roku liczba mikroinstalacji prosumenckich w grupie Enea wzrosła do ponad 5000 wobec 1000 rok wcześniej.
"Przyglądamy się tej dynamice, ona jest dość znaczna. Nasze szacunki oscylują na poziomie około 30 tys. mikroinstalacji" - powiedział Adamczak, pytany o liczbę instalacji prosumenckich, które chciałaby docelowo zainstalować Enea.
"Ważnym czynnikiem rozwoju jest też offshore, obecnie prowadzimy rozmowy dotyczące farm na morzu o mocy od około 1,6 do 3,3 GW. W grupie Enea konsekwentnie rośnie udział odnawialnych źródeł energii w produkcji energii. Wzrosła ona rok do roku o 34 proc." - dodał.
"Odnawialne źródła energii są jednym z filarów rozwoju grupy Enea zapisanej w aktualizacji strategii ogłoszonej pod koniec 2019 roku.
Do 2030 roku udział źródeł zero i niskoemisyjnych ma wzrosnąć do 41 proc., natomiast w perspektywie do 2035 roku ma się on zwiększyć do 60 proc.
W efekcie poziom dwutlenku węgla na megawatogodzinę ma zmniejszyć się do 2030 roku do 550 kg, a do 2035 roku spaść poniżej 500 kg. (PAP Biznes)
pr/ osz/
- 19.06.2020 12:46
Enea chce zainwestować w segment dystrybucji około 1,2 mld zł w 2020 roku
19.06.2020 12:46Enea chce zainwestować w segment dystrybucji około 1,2 mld zł w 2020 roku
"Enea Operator w 2019 roku wydała ponad 1 mld zł na inwestycje. W 2020 roku zamierzamy utrzymać ten ambitny plan i wydać około 1,2 mld zł. Ponad 90 proc. tej kwoty to nakłady na budowę i modernizację infrastruktury sieciowej" - powiedział Szczeszek.
W pierwszym kwartale 2020 roku grupa Enea przeznaczyła na inwestycje łącznie 564 mln zł, czyli tyle samo co rok wcześniej. Z tej kwoty 116 mln zł trafiło do segmentu wytwarzania, 173 mln zł do dystrybucji, 266 mln zł wydobycie, a 9 mln to inwestycje pozostałe. (PAP Biznes)
pr/ asa/
- 19.06.2020 10:18
ENEA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 1/2020 QSr
19.06.2020 10:18ENEA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 1/2020 QSr
WYBRANE DANE FINANSOWE w tys. zł w tys. EUR 1 kwartał(y) narastająco / 2020 okres od 2020-01-01 do 2020-03-31 1 kwartał(y) narastająco / 2019 okres od 2019-01-01 do 2019-03-31 1 kwartał(y) narastająco / 2020 okres od 2020-01-01 do 2020-03-31 1 kwartał(y) narastająco / 2019 okres od 2019-01-01 do 2019-03-31 Skonsolidowane dane finansowe dane przekształcone dane przekształcone Przychody ze sprzedaży netto 4 587 041 4 007 047 1 043 387 932 348 Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego 5 041 2 563 1 147 596 Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody 4 592 082 4 009 610 1 044 533 932 944 Zysk z działalności operacyjnej 531 876 441 340 120 983 102 690 Zysk przed opodatkowaniem 555 099 372 785 126 265 86 739 Zysk netto okresu sprawozdawczego 459 047 279 806 104 417 65 104 EBITDA 912 960 798 784 207 666 185 859 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej (85 941) 453 590 (19 548) 105 540 Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (630 180) (832 492) (143 343) (193 702) Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej (1 025 339) (147 848) (233 228) (34 401) Przepływy pieniężne netto, razem (1 741 460) (526 750) (396 119) (122 563) Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk netto na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 1,01 0,56 0,23 0,13 Rozwodniony zysk na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 1,01 0,56 0,23 0,13 Stan na dzień 31.03.2020 31.12.2019 31.03.2020 31.12.2019 Aktywa razem 31 895 019 33 344 779 7 006 353 7 830 170 Zobowiązania razem 16 036 044 17 364 083 3 522 625 4 077 512 Zobowiązania długoterminowe 10 797 494 10 855 419 2 371 877 2 549 118 Zobowiązania krótkoterminowe 5 238 550 6 508 664 1 150 748 1 528 394 Kapitał własny 15 858 975 15 980 696 3 483 728 3 752 658 Kapitał zakładowy 588 018 588 018 129 169 138 081 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 35,93 36,20 7,89 8,50 Rozwodniona wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 35,93 36,20 7,89 8,50 Jednostkowe dane finansowe Przychody ze sprzedaży netto 1 617 272 1 447 209 367 871 336 733 Przychody z tytułu leasingu operacyjnego 67 - 15 - Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody 1 617 339 1 447 209 367 886 336 733 Strata z działalności operacyjnej (15 862) (39 976) (3 608) (9 302) Strata przed opodatkowaniem (36 557) (42 042) (8 315) (9 782) Zysk/(strata) netto okresu sprawozdawczego 13 538 (38 772) 3 079 (9 021) EBITDA (14 667) (39 248) (3 336) (9 132) Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej (367 378) (240 776) (83 565) (56 023) Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej 295 002 (136 105) 67 102 (31 669) Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej (1 016 866) (138 762) (231 300) (32 287) Przepływy pieniężne netto, razem (1 089 242) (515 643) (247 763) (119 978) Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk/(strata) netto na akcję (w PLN / EUR na jedną akcję) 0,03 (0,09) 0,01 (0,02) Rozwodniony zysk na akcję (w PLN / EUR) 0,03 (0,09) 0,01 (0,02) Stan na dzień 31.03.2020 31.12.2019 31.03.2020 31.12.2019 Aktywa razem 23 621 078 24 696 633 5 188 823 5 799 374 Zobowiązania razem 10 114 150 11 122 454 2 221 767 2 611 824 Zobowiązania długoterminowe 7 848 954 7 936 568 1 724 173 1 863 700 Zobowiązania krótkoterminowe 2 265 196 3 185 886 497 594 748 124 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 18.06.2020 18:26
Wyniki operacyjne oraz finansowe grupy Enea w I kw. '20 wg segmentów (tabela)
18.06.2020 18:26Wyniki operacyjne oraz finansowe grupy Enea w I kw. '20 wg segmentów (tabela)
Dane operacyjne za pierwszy kwartał 2020 roku:
1Q2020 1Q2019 różnica Sprzedaż odbiorcom końcowym (GWh) 5 594 5 417 3,3% Liczba odbiorców (tys.) 2 531 2 506 1,0% Dystrybucja (Gwh) 5 025 5 143 -2,3% Liczba klientów (tys.) 2 633 2 598 1,3% Całkowite wytwarzanie (GWh), w tym: 5 431 6 108 -11,1% ze źródeł konwencjonalnych 4 737 5 590 -15,3% z odnawialnych źródeł energii 694 518 34,0% Wytwarzanie ciepła (TJ) 2 261 2 696 -16,1% Sprzedaż energii, w tym: 6 757 7 256 -6,9% ze źródeł konwencjonalnych 4 737 5 590 -15,3% z odnawialnych źródeł energii 694 518 34,0% z zakupu 1 326 1 148 15,5% Sprzedaż ciepła (TJ) 2 056 2 443 -15,8% Produkcja węgla netto (tys. t) 2 066 2 532 -18,4% Sprzedaż węgla (tys. t) 1 918 2 365 -18,9% Zapas na koniec okresu 327 255 28,2% Roboty przygotowawcze (m) 6,7 7,9 -15,2% EBITDA i przychody w obszarach działalności:
EBITDA (tys. zł) 1Q2020 1Q2019 różnica Obrót 7 690 -10 819 171,1% Dystrybucja 307 270 248 834 23,5% Wytwarzanie 472 258 399 767 18,1% Wydobycie 129 385 219 416 -41,0% Pozostała działalność 23 410 26 430 -11,4% Wyłączenia -27 053 -84 844 68,1% RAZEM 912 960 798 784 14,3% Przychody (tys. zł) 1Q2020 1Q2019 różnica Obrót 2 048 280 2 239 456 -8,5% Dystrybucja 793 081 704 502 12,6% Wytwarzanie 2 095 837 1 929 396 8,6% Wydobycie 464 083 540 818 -14,2% Pozostała działalność 149 134 157 700 -5,4% Wyłączenia -958 333 -1 562 262 -38,7% RAZEM 4 592 082 4 009 610 14,5% (PAP Biznes)
seb/
- 18.06.2020 17:48
Zysk netto j.d. Enei w I kw. '20 wyniósł 444,6 mln zł, zgodnie z szacunkami
18.06.2020 17:48Zysk netto j.d. Enei w I kw. '20 wyniósł 444,6 mln zł, zgodnie z szacunkami
Przed rokiem zysk netto grupy wynosił 279,8 mln zł, a zysk przypisany jednostce dominującej 246 mln zł.
Zysk operacyjny grupy Enea wyniósł w pierwszym kwartale 531,9 mln zł wobec 441,3 mln zł zysku rok wcześniej.
EBITDA grupy wynosi po trzech miesiącach tego roku 913 mln zł, a przed rokiem była na poziomie 799 mln zł.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 4,6 mld zł wobec 4 mld zł przed rokiem.
Enea podała wstępne wyniki na początku czerwca. Sześć prognoz dla zysku netto znajdowało się w przedziale 263,1-300,9 mln zł. (PAP Biznes)
seb/ osz/
- 18.06.2020 17:35
ENEA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 1/2020 QSr
18.06.2020 17:35ENEA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 1/2020 QSr
WYBRANE DANE FINANSOWE w tys. zł w tys. EUR 1 kwartał(y) narastająco / 2020 okres od 2020-01-01 do 2020-03-31 1 kwartał(y) narastająco / 2019 okres od 2019-01-01 do 2019-03-31 1 kwartał(y) narastająco / 2020 okres od 2020-01-01 do 2020-03-31 1 kwartał(y) narastająco / 2019 okres od 2019-01-01 do 2019-03-31 Skonsolidowane dane finansowe dane przekształcone dane przekształcone Przychody ze sprzedaży netto 4 587 041 4 007 047 1 043 387 932 348 Przychody z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego 5 041 2 563 1 147 596 Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody 4 592 082 4 009 610 1 044 533 932 944 Zysk z działalności operacyjnej 531 876 441 340 120 983 102 690 Zysk przed opodatkowaniem 555 099 372 785 126 265 86 739 Zysk netto okresu sprawozdawczego 459 047 279 806 104 417 65 104 EBITDA 912 960 798 784 207 666 185 859 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej (85 941) 453 590 (19 548) 105 540 Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (630 180) (832 492) (143 343) (193 702) Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej (1 025 339) (147 848) (233 228) (34 401) Przepływy pieniężne netto, razem (1 741 460) (526 750) (396 119) (122 563) Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk netto na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 1,01 0,56 0,23 0,13 Rozwodniony zysk na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 1,01 0,56 0,23 0,13 Stan na dzień 31.03.2020 31.12.2019 31.03.2020 31.12.2019 Aktywa razem 31 895 019 33 344 779 7 006 353 7 830 170 Zobowiązania razem 16 036 044 17 364 083 3 522 625 4 077 512 Zobowiązania długoterminowe 10 797 494 10 855 419 2 371 877 2 549 118 Zobowiązania krótkoterminowe 5 238 550 6 508 664 1 150 748 1 528 394 Kapitał własny 15 858 975 15 980 696 3 483 728 3 752 658 Kapitał zakładowy 588 018 588 018 129 169 138 081 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 35,93 36,20 7,89 8,50 Rozwodniona wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 35,93 36,20 7,89 8,50 Jednostkowe dane finansowe Przychody ze sprzedaży netto 1 617 272 1 447 209 367 871 336 733 Przychody z tytułu leasingu operacyjnego 67 - 15 - Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody 1 617 339 1 447 209 367 886 336 733 Strata z działalności operacyjnej (15 862) (39 976) (3 608) (9 302) Strata przed opodatkowaniem (36 557) (42 042) (8 315) (9 782) Zysk/(strata) netto okresu sprawozdawczego 13 538 (38 772) 3 079 (9 021) EBITDA (14 667) (39 248) (3 336) (9 132) Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej (367 378) (240 776) (83 565) (56 023) Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej 295 002 (136 105) 67 102 (31 669) Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej (1 016 866) (138 762) (231 300) (32 287) Przepływy pieniężne netto, razem (1 089 242) (515 643) (247 763) (119 978) Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk/(strata) netto na akcję (w PLN / EUR na jedną akcję) 0,03 (0,09) 0,01 (0,02) Rozwodniony zysk na akcję (w PLN / EUR) 0,03 (0,09) 0,01 (0,02) Stan na dzień 31.03.2020 31.12.2019 31.03.2020 31.12.2019 Aktywa razem 23 621 078 24 696 633 5 188 823 5 799 374 Zobowiązania razem 10 114 150 11 122 454 2 221 767 2 611 824 Zobowiązania długoterminowe 7 848 954 7 936 568 1 724 173 1 863 700 Zobowiązania krótkoterminowe 2 265 196 3 185 886 497 594 748 124 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 18.06.2020 16:46
Min. Klimatu przygotowuje mechanizm ochrony wrażliwych odbiorców prądu na bazie projektu MAP o rekompensatach
18.06.2020 16:46Min. Klimatu przygotowuje mechanizm ochrony wrażliwych odbiorców prądu na bazie projektu MAP o rekompensatach
"Ministerstwo Klimatu, w miejsce doraźnych rozwiązań zastosowanych w 2019 r., dąży do wypracowania nowego rozwiązania o charakterze systemowym, działającego w horyzoncie długoterminowym (wieloletnim). Taki mechanizm powinien służyć ochronie najsłabszych odbiorców energii elektrycznej (w szczególności tzw. odbiorców wrażliwych), przed zjawiskiem ubóstwa energetycznego, na co zezwalają przepisy dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE)" - napisano.
Jak wskazał resort klimatu, podstawą do dalszych prac jest projekt ustawy o rekompensatach z tytułu wzrostu cen energii elektrycznej w 2020 r. autorstwa Ministerstwa Aktywów Państwowych z lutego br.
Według tego projektu MAP, rekompensaty dla gospodarstw domowych za wzrost cen prądu miały być uzależnione od dwóch kryteriów: poziomu zużycia energii elektrycznej w 2020 r. i uzyskanego dochodu w 2019 r.
Rekompensaty udzielane byłyby za pośrednictwem przedsiębiorstw obrotu, które 31 grudnia 2020 r. będą miały zawarte umowy sprzedaży energii elektrycznej albo umowy kompleksowe z odbiorcami końcowymi, poprzez korektę kwoty płatności brutto pierwszej faktury za energię elektryczną wystawionej po dniu 15 marca 2021 r. o odpowiednią kwotę.
W 2019 r. zamrożono ceny prądu (na poziomie z 30 czerwca 2018 r.) dla odbiorców z grupy taryfowej G, w tym gospodarstw domowych, mikro- i małych firm, szpitali, jednostek sektora finansów publicznych, w tym samorządów, oraz państwowych jednostek organizacyjnych nieposiadających osobowości prawnej.
W 2020 r. URE zatwierdził taryfy głównych grup energetycznych na sprzedaż energii dla gospodarstw domowych na poziomie kilkanaście proc. wyższym niż wcześniej. (PAP Biznes)
tus/ asa/
- 18.06.2020 13:55
MAP ocenia pozytywnie pomysł wydzielenia aktywów węglowych z grup energetycznych - Sasin (opis)
18.06.2020 13:55MAP ocenia pozytywnie pomysł wydzielenia aktywów węglowych z grup energetycznych - Sasin (opis)
Słowa wicepremiera zostały przyjęte entuzjastycznie przez inwestorów giełdowych. Kursy akcji spółek energetycznych wystrzeliły w górę. Ponad 10 proc. zyskiwały PGE i Tauron, ponad 8 proc. rosną akcje Enei.
"Pracujemy nad takim projektem - on daje szansę z jednej strony na utrzymanie aktywów węglowych korzystając z takich źródeł finansowania jak rynek mocy, a z drugiej strony da wielkie szanse rozwojowe tej części energetyki, która sięga po nowe źródła energii" - powiedział wicepremier Sasin.
Wicepremier poinformował, że ministerstwo aktywów państwowych pracuje nad projektem, który musi być programem na kilka dziesięcioleci.
"To musi być program na kilka dziesięcioleci. Wydaje się, że to jest pomysł dobry, żeby iść w tym kierunku, żeby budować dwie nogi energetyki. Z jednej strony energetykę przyszłości, opartą o odnawialne źródła energii i z drugiej - to, co jest i będzie jeszcze przez wiele lat podstawą polskiej energetyki, czyli aktywa węglowe. Takie elektrownie będą jeszcze przez wiele lat funkcjonowały i dobrze by było, żeby były one w innym podmiocie, który byłby nastawiony już tylko i wyłącznie na węgiel" - powiedział Jacek Sasin.
W opinii wicepremiera, prace nad koncepcją wydzielenia aktywów węglowych ze spółek energetycznych będą trwały długo, prawdopodobnie wiele miesięcy, gdyż jest to skomplikowany proces.
"To nie będzie proces łatwy, będzie wymagał zmian organizacyjnych i znalezienia całej konstrukcji finansowania. Jesteśmy na etapie tworzenia koncepcji, to na pewno będzie trwać wiele miesięcy, a nie tygodni. Ważne, by podjąć decyzję startu i iść konsekwentnie w tym kierunku, bo to daje szansę na niezakłócone funkcjonowanie mimo trudnych warunków, jakie stworzyła polskiej energetyce polityka klimatyczna Unii Europejskiej" - dodał.
Sasin poinformował, że trwają prace nad określeniem, jak ten nowy podmiot skupiający wszystkie energetyczne aktywa węglowe miałby wyglądać.
"Na razie nie chcę mówić o decyzjach, bo decyzje są jeszcze przed nami. Rozważamy bardzo różne formy organizacyjne i prawne - od spółki rynkowej po różne inne rozwiązania. Najważniejsze jest zapewnienie 2-3 dziesięcioleci mocnych podstaw finansowych funkcjonowania węglowej części energetyki" - powiedział.
W przekonaniu Jacka Sasina, górnictwo węgla kamiennego jeszcze przez długi czas będzie ważną częścią gospodarki.
"Musimy myśleć o tym i tak działać, żeby ta część była rentowna, bo nie mamy możliwości dopłacania do górnictwa. Możemy to osiągnąć w drodze pewnego konsensusu społecznego i nie podejmując działań drastycznych, czyli zamykania kopalń. Przygotowujemy pomysł na funkcjonowanie górnictwa w kolejnych latach i będziemy go w najbliższych tygodniach przedstawiać" - powiedział wicepremier i minister aktywów państwowych.
Pomysłodawcą wydzielenia aktywów państwowych ze spółek energetycznych i przeniesienia ich do innej, wydzielonej spółki pod nadzorem Skarbu Państwa jest prezes PGE Wojciech Dąbrowski.
Mówił on kilka dni temu, że trwają nad tą koncepcją prace na szczeblu rządowym. Liczy on, że do jesieni zapadną już jakieś decyzje w tej sprawie.
"Chcielibyśmy wiedzieć, w jakim kierunku mamy myśleć i dalej się rozwijać. Będziemy jesienią ogłaszać strategię grupy na dziesięć lat, ona będzie miała silny związek z tym, jakie będzie stanowisko administracji rządowej i co zostanie ogłoszone w Polityce Energetycznej Polski do 2040 roku, bo będzie musiało być zbieżne z tym, co ogłosimy w strategii" - powiedział prezes Dąbrowski w wywiadzie dla telewizji Parkiet.
Dąbrowski wskazywał, że PGE, mając aktywa węglowe wydzielone do innej spółki, mogłoby korzystać z tańszego finansowania, co w konsekwencji przełożyłoby się na niższy koszt inwestycji i niższą cenę energii.
W opinii prezesa PGE węgiel jest paliwem schodzącym, nie jest też akceptowany przez Unię Europejską. Koszty wydobycia węgla też rosną, gdyż jego zasoby się kończą.
Minister klimatu Michał Kurtyka powiedział kilka dni temu, że ostateczna wersja Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku powinna ujrzeć światło dzienne do końca 2020 roku. Jego zdaniem, trwająca pandemia może wymusić zmianę niektórych jej założeń.
Kurtyka oceniał, że finansowanie transformacji wymaga relokacji aktywów energetycznych. Bez tego spółki będą miały trudności z pozyskiwaniem funduszy na zielone inwestycje. Jego zdaniem rząd musi też na nowo określić rolę elektrowni węglowych w systemie energetycznym. (PAP Biznes)
pr/ gor/
- 18.06.2020 11:44
W ciągu półtora miesiąca dojdzie do podpisania umowy inwestycyjnej z wykonawcą bloku w Ostrołęce - prezes PKN Orlen
18.06.2020 11:44W ciągu półtora miesiąca dojdzie do podpisania umowy inwestycyjnej z wykonawcą bloku w Ostrołęce - prezes PKN Orlen
"Spodziewam się, że w ciągu półtora miesiąca dojdzie do podpisania umowy inwestycyjnej z wykonawcą w sprawie budowy bloku energetycznego w Ostrołęce opalanego gazem" - powiedział Obajtek.
W maju PKN Orlen zadeklarował wstępną gotowość bezpośredniego zaangażowania finansowego w budowę bloku w Elektrowni Ostrołęka, wyłącznie w przypadku zmiany założeń technologicznych dla inwestycji na technologię opartą na paliwie gazowym.
PKN Orlen posiada 80 proc. udziału w kapitale zakładowym Energi, co odpowiada 85 proc. ogólnej liczby głosów na walnym. Energa posiada 50 proc. udziału w kapitale zakładowym spółki Elektrownia Ostrołęka, która realizuje inwestycję budowy energetycznego bloku węglowego.(PAP Biznes)
pr/ gor/
- 18.06.2020 07:12
Rada nadzorcza Enei ogłosiła postępowanie kwalifikacyjne na stanowisko prezesa zarządu
18.06.2020 07:12Rada nadzorcza Enei ogłosiła postępowanie kwalifikacyjne na stanowisko prezesa zarządu
Termin przyjmowania zgłoszeń upływa 24 czerwca o godz. 14. Otwarcie zgłoszeń nastąpi 25 czerwca o godzinie 11. Rozmowy kwalifikacyjne mają odbyć się w dniach 29 czerwca - 1 lipca 2020 r.
Obecnie p.o. prezesa zarządu Enei jest Paweł Szczeszek. 5 czerwca, po złożeniu rezygnacji z funkcji prezesa oraz z członkostwa w zarządzie przez Mirosława Kowalika, rada nadzorcza spółki delegowała Szczeszka, członka RN, do czasowego wykonywania czynności prezesa na okres do trzech miesięcy.
Paweł Szczeszek został powołany do rady nadzorczej Enei 27 maja 2020 roku. Od grudnia 2018 do maja 2020 r. był prezesem Zespołu Elektrociepłowni Wrocławskich Kogeneracja. (PAP Biznes)
doa/
- 10.06.2020 16:14
Firmy energetyczne planują prawie 52 mld zł inwestycji w sieć do 2025 r. - URE
10.06.2020 16:14Firmy energetyczne planują prawie 52 mld zł inwestycji w sieć do 2025 r. - URE
URE podał, że zakończył się tegoroczny proces uzgadniania planów rozwoju dotyczących zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną dla największych elektroenergetycznych przedsiębiorstw sieciowych. Plany te uzgadniają z regulatorem Polskie Sieci Elektroenergetyczne, pełniące funkcję operatora systemu przesyłowego, oraz pięciu największych operatorów systemów dystrybucyjnych - Enea Operator, Energa Operator, PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja oraz innogy Stoen Operator.
W ramach uzgodnień dystrybutorzy ocenili realizację dotychczasowych planów rozwoju uzgodnionych na lata 2015-2019 i opracowali nowe plany na lata 2020-2025. Z kolei operator przesyłowy, Polskie Sieci Elektroenergetyczne, przedłożył Prezesowi URE projekt planu rozwoju dotyczący zaspokojenia zapotrzebowania na energię na lata 2021-2030.
"Z zatwierdzonych dokumentów wynika, że w najbliższych pięciu latach, tj. do 2025 roku, największe przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się dystrybucją i przesyłem energii elektrycznej planują zainwestować prawie 52 mld zł w infrastrukturę sieciową. Zdecydowana większość środków skierowana zostanie na budowę, rozbudowę, modernizację i odtworzenie majątku sieciowego" - napisano w komunikacie prasowym.
Inwestycje w latach 2020-2021 mają wynieść po ok. 8,6 mld zł, a w 2022 roku wzrosnąć do 9,2 mld zł. Na rok 2023 dystrybutorzy oraz operator systemu szacują wydatki na 8,5 mld zł, a w kolejnych dwóch latach mają one wynieść odpowiednio 8,9 mld zł i 8 mld zł.
W komunikacie przypomniano, że uzgadnianie planów rozwoju pozostaje w ścisłym związku z zatwierdzaniem przez Prezesa URE taryf dystrybucyjnych.
"Dlatego rolą regulatora jest także dbałość o to, by plany inwestycyjne uwzględniały długookresową maksymalizację efektywności nakładów i kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwa oraz by nie powodowały w poszczególnych latach nadmiernego wzrostu cen i stawek opłat dla odbiorców jednocześnie zapewniając ciągłość, niezawodność i odpowiednią jakość dostaw energii i gazu" - napisano. (PAP Biznes)
kuc/ osz/
- 09.06.2020 19:46
Enea szacuje, że miała w I kw. 4.592 mln zł przychodów i 913 mln zł EBITDA (opis)
09.06.2020 19:46Enea szacuje, że miała w I kw. 4.592 mln zł przychodów i 913 mln zł EBITDA (opis)
Konsensus PAP Biznes zakładał, że grupa odnotuje w pierwszym kwartale 2020 roku 4.329 mln zł przychodów, 806 mln zł EBITDA i 291 mln zł zysku netto jednostki dominującej. Sześć prognoz dla zysku netto znajdowało się w przedziale 263,1-300,9 mln zł.
Dla porównania, w pierwszym kwartale 2019 roku zysk netto Enei wyniósł 279,8 mln zł, a zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 246 mln zł. EBITDA grupy wyniosła przed rokiem 799 mln zł, a przychody ze sprzedaży netto 4 mld zł.
Wynik EBITDA w pierwszym kwartale 2020 roku wyniósł w segmencie wydobycia 129 mln zł (219,4 mln zł rok wcześniej). EBITDA w wytwarzaniu wyniosła 472 mln zł (399,8 mln zł rok wcześniej), w dystrybucji 307 mln zł (248,8 mln zł rok wcześniej), a w obrocie 8 mln zł (-10,8 mln zł rok wcześniej).
Grupa podała, że w obszarze wydobycia niższy wynik segmentu wynika głównie ze spadku przychodów ze sprzedaży węgla w związku z niekorzystną sytuacją nadpodaży surowca na rynku.
W wytwarzaniu pozytywnie na wynik - jak podano - wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej oraz praw majątkowych.
Enea wskazała, że w obszarze dystrybucji wzrost wyniku jest efektem wyższej marży z działalności koncesjonowanej (na którą wpływ miała m.in. wyższa stawka opłaty sieciowej stałej w zatwierdzonej taryfie na 2020 rok) oraz wyższego wyniku na pozostałej działalności operacyjnej.
"W Obszarze Obrót pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost średniej ceny sprzedaży energii. Jednocześnie wzrosły koszty zakupu energii (spowodowane głównie wzrostem cen uprawnień do emisji CO2) oraz koszty obowiązków ekologicznych" - podała Enea w komunikacie.
Grupa opublikowała także wybrane dane operacyjne. Produkcja węgla netto wyniosła w pierwszym kwartale 2,1 mln ton wobec 2,5 mln ton przed rokiem.
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 5,4 TWh, sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 5 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 5,6 TWh.
Publikacja raportu Enei za pierwszy kwartał 2020 roku zaplanowana jest na 18 czerwca 2020 roku. (PAP Biznes)
sar/ gor/
- 09.06.2020 19:11
EBITDA grupy Enea za I kw. wyniosła 913 mln zł, zysk netto j. d. 445 mln zł - wstępne dane
09.06.2020 19:11EBITDA grupy Enea za I kw. wyniosła 913 mln zł, zysk netto j. d. 445 mln zł - wstępne dane
Wynik EBITDA w segmencie wydobycie wyniósł 129 mln zł, w wytwarzaniu 472 mln zł, w dystrybucji 307 mln zł, a w obrocie 8 mln zł.
Grupa opublikowała także wybrane dane operacyjne. Produkcja węgla netto wyniosła w pierwszym kwartale 2,1 mln ton, całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 5,4 TWh, sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym 5 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 5,6 TWh. (PAP Biznes)
sar/ gor/
- 09.06.2020 18:58
ENEA SA (25/2020) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych i operacyjnych za I kwartał 2020 roku
09.06.2020 18:58ENEA SA (25/2020) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych i operacyjnych za I kwartał 2020 roku
W związku z przyjęciem przez Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") 09 czerwca 2020 roku informacji o wstępnych wynikach finansowych i operacyjnych Grupy Kapitałowej ENEA za I kwartał 2020 roku, Spółka przekazuje do publicznej wiadomości wstępne wyniki.
Skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej ENEA za I kwartał 2020 roku:
- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 4 592 mln zł,
- EBITDA: 913 mln zł,
- Zysk przed opodatkowaniem: 555 mln zł,
- Zysk netto okresu sprawozdawczego: 459 mln zł,
- Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej: 445 mln zł.
Wynik EBITDA w poszczególnych obszarach działalności:
- Wydobycie: 129 mln zł,
- Wytwarzanie: 472 mln zł,
- Dystrybucja: 307 mln zł,
- Obrót: 8 mln zł.
Wybrane dane operacyjne:
- Produkcja węgla netto: 2,1 mln ton,
- Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto: 5,4 TWh,
- Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym: 5,0 TWh,
- Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym: 5,6 TWh.
Wynik EBITDA osiągnięty przez Grupę Kapitałową ENEA w I kwartale 2020 roku jest pochodną, m.in. następujących czynników (w porównaniu do I kwartału 2019 roku):
W Obszarze Wydobycie niższy wynik segmentu wynika głównie ze spadku przychodów ze sprzedaży węgla w związku z niekorzystną sytuacją nadpodaży surowca na rynku.
W Obszarze Wytwarzanie pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej oraz praw majątkowych.
W Obszarze Dystrybucja wzrost wyniku jest efektem wyższej marży z działalności koncesjonowanej (na którą wpływ miała m.in. wyższa stawka opłaty sieciowej stałej w zatwierdzonej taryfie na 2020 rok) oraz wyższego wyniku na pozostałej działalności operacyjnej.
W Obszarze Obrót pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost średniej ceny sprzedaży energii. Jednocześnie wzrosły koszty zakupu energii (spowodowane głównie wzrostem cen uprawnień do emisji CO2) oraz koszty obowiązków ekologicznych.
Jednostkowe wyniki finansowe ENEA S.A. za I kwartał 2020 roku:
- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 1 617 mln zł,
- EBITDA: -15 mln zł,
- Strata przed opodatkowaniem: -37 mln zł,
- Zysk netto okresu sprawozdawczego: 14 mln zł.
Ostateczne wyniki zostaną przedstawione w rozszerzonym skonsolidowanym raporcie kwartalnym Grupy Kapitałowej ENEA za I kwartał 2020 roku, którego publikację zaplanowano na 18 czerwca 2020 roku.
Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości dla okresu sprawozdawczego). Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 05.06.2020 13:29
Enea zakłada na '20 CAPEX w wysokości 2,77 mld zł (opis)
05.06.2020 13:29Enea zakłada na '20 CAPEX w wysokości 2,77 mld zł (opis)
Spółka podała w prezentacji, że CAPEX w wytwarzaniu ma wynieść 752 mln zł (wzrost o 53 proc. rdr), w dystrybucji 1.181 mln zł (wzrost o 17 proc. drr), w wydobyciu 654 mln zł (wzrost o 59 proc.), a w pozostałych obszarach 181 mln zł (spadek o 32 proc.).
"Zwiększamy nakłady o 27 proc. w stosunku do 2019 roku, co jest zgodne z naszą strategią zwiększania inwestycji. Inwestujemy, bo uważamy, że szczególnie w okresie, gdy na rynku mamy pewną stagnację inwestycyjną, przyczyni się to do rozwoju systemu energetycznego, segmentu energetyki w gospodarce i pociągnie za sobą inne segmenty gospodarki" - powiedział podczas telekonferencji Jarosław Ołowski, wiceprezes Enei ds. finansowych.
W 2019 roku grupa Enea wydała na inwestycje 2,18 mld zł.
Wiceprezes Ołowski, pytany o przedstawiony przez PGE pomysł wydzielenia aktywów węglowych, odpowiedział: "Jeśli decyzje właścicieli dotyczące grup energetycznych będą szły w kierunku optymalizacji i bezpieczeństwa energetycznego kraju, to grupa Enea będzie wiązać z tym nadzieje na własną przyszłość".
Jak powiedział, pandemia COVID-19 "w zasadzie nie ma negatywnego wpływu na grupę".
"Być może będzie pozytywny w drugiej części roku" - powiedział.
Prezes Bogdanki Artur Wasil poinformował, że spółka prowadzi skuteczne działania przeciwko koronawirusowi. W kopalni nie ma w tej chwili żadnych przypadków zakażenia.
Jak poinformował wiceprezes Jarosław Ołowski, Enea przewiduje, że ten rok nie będzie dla grupy rekordowy, ale liczy na dodatnie wyniki.
W 2019 roku grupa Enea miała 3,41 mld zł zysku EBITDA (wzrost o 45 proc. rdr) i 541 mln zł zysku netto (spadek o 25 proc. rdr). W samym czwartym kwartale grupa zanotowała 449 mln zł straty netto z powodu odpisu z tytułu utraty wartości udziałów i udzielonych pożyczek spółce Elektrownia Ostrołęka, realizującej projekt budowy nowego bloku energetycznego.
Ołowski poinformował, że zarząd Enei ma nadzieję, że z tego projektu spółka otrzyma w przyszłości zdyskontowane dodatnie przepływy pieniężne i odpis będzie mógł zostać odwrócony.
Wiceprezes Zbigniew Piętka poinformował, że elektrownie grupy są przygotowane na niskie stany wód. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 05.06.2020 12:33
Enea zakłada na '20 CAPEX w wysokości 2,77 mld zł
05.06.2020 12:33Enea zakłada na '20 CAPEX w wysokości 2,77 mld zł
Spółka podała w prezentacji, że CAPEX w wytwarzaniu ma wynieść 752 mln zł, w dystrybucji 1.181 mln zł, w wydobyciu 654 mln zł, a w pozostałych obszarach 181 mln zł.
W 2019 roku grupa Enea wydała na inwestycje 2,18 mld zł. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 03.06.2020 21:54
Enea i Iberdrola chcą wspólnie inwestować w morskie farmy wiatrowe na Bałtyku o mocy do 3,3 GW (opis)
03.06.2020 21:54Enea i Iberdrola chcą wspólnie inwestować w morskie farmy wiatrowe na Bałtyku o mocy do 3,3 GW (opis)
W związku z zawarciem listu intencyjnego Enea i hiszpański koncern energetyczny Iberdrola rozpoczną na zasadzie wyłączności negocjacje dotyczące oceny możliwości realizacji inwestycji kapitałowej we wskazane projekty farm wiatrowych i ich wspólnego przygotowania, budowy i eksploatacji o łącznej mocy do ok. 3,3 GW.
"Podpisany list intencyjny rozpoczyna negocjacje dotyczące wspólnego rozwoju inwestycji w elektrownie wiatrowe offshore o możliwej łącznej mocy do 3,3 GW. Projekt wpisuje się w strategię rozwoju grupy Enea, która zakłada zrównoważoną transformację aktywów wytwórczych w kierunku zastosowania odnawialnych i niskoemisyjnych technologii wytwarzania energii elektrycznej" - napisano w komunikacie.
Enea zakłada obecnie mniejszościowy udział w projektach inwestycyjnych realizowanych z hiszpańskim partnerem. Poziom zaangażowania oraz dalsze szczegóły dotyczące zakresu współpracy będą ustalane na kolejnych etapach negocjacji.
Zgodnie z postanowieniami listu intencyjnego strony zamierzają opracować dokument term sheet określający główne parametry potencjalnej transakcji.
Enea w grudniu 2019 r. zapowiedziała w strategii rozwoju grupy Enea do 2030 r., z perspektywą do 2035 r., rozbudowę aktywów wytwórczych i zmianę struktury wytwarzania. Projekt farm wiatrowych offshore na Morzu Bałtyckim wpisuje się w te założenia i może mieć istotny wpływ na realizację celu strategicznego Grupy, który zakłada osiągnięcia udziału Odnawialnych Źródeł Energii w produkcji energii elektrycznej na poziomie 22 proc. do 2025 roku oraz 33 proc. w 2030 roku (ponad czterokrotny wzrost udziału OZE).
Grupa energetyczna Iberdrola to druga największa europejska grupa energetyczna. Posiada doświadczenie w rozwoju projektów offshore. Koncern dysponuje 964 MW mocy zainstalowanej w morskich farmach wiatrowych oraz planuje w pespektywie najbliższych czterech lat rozwój projektów o szacowanej mocy ok. 1,8 GW. (PAP Biznes)
pr/
- 03.06.2020 21:34
Enea i Iberdrola chcą wspólnie inwestować w morskie farmy wiatrowe na Bałtyku o mocy do 3,3 GW
03.06.2020 21:34Enea i Iberdrola chcą wspólnie inwestować w morskie farmy wiatrowe na Bałtyku o mocy do 3,3 GW
W związku z zawarciem listu intencyjnego Enea i Iberdrola rozpoczną na zasadzie wyłączności negocjacje dotyczące oceny możliwości realizacji inwestycji kapitałowej we wskazane projekty farm wiatrowych i ich wspólnego przygotowania, budowy i eksploatacji o łącznej mocy do ok. 3,3 GW.
Poziom zaangażowania Enei w projektach morskich elektrowni wiatrowych będzie ustalany na dalszym etapie rozmów, przy czym na moment zawarcia listu intencyjnego strony zakładają mniejszościowy udział poznańskiego koncernu.
Zgodnie z postanowieniami listu intencyjnego strony zamierzają opracować dokument term sheet określający główne parametry potencjalnej transakcji.
"Realizacja projektu stanowić będzie istotny etap realizacji celu strategicznego emitenta dotyczącego osiągnięcia udziału Odnawialnych Źródeł Energii w produkcji energii elektrycznej na poziomie 22 proc. do 2025 roku oraz 33 proc. w 2030 roku" - napisano w komunikacie. (PAP Biznes)
pr/
- 03.06.2020 20:55
ENEA SA (22/2020) Zawarcie listu intencyjnego dotyczącego potencjalnej inwestycji w projekty morskich elektrowni wiatrowych
03.06.2020 20:55ENEA SA (22/2020) Zawarcie listu intencyjnego dotyczącego potencjalnej inwestycji w projekty morskich elektrowni wiatrowych
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") informuje, iż w dniu 3 czerwca 2020 roku zawarł z Iberdrola Eólica Marina S.A. ("Iberdrola") list intencyjny ("List Intencyjny") dotyczący potencjalnej inwestycji Emitenta w projekty morskich elektrowni wiatrowych rozwijanych w obszarze polskiej wyłącznej strefy ekonomicznej Morza Bałtyckiego. W związku z zawarciem Listu Intencyjnego strony rozpoczną na zasadzie wyłączności, negocjacje dotyczące oceny możliwości realizacji inwestycji kapitałowej Spółki oraz Iberdrola we wskazane projekty farm wiatrowych i ich wspólnego przygotowania, budowy i eksploatacji o łącznej mocy do ok. 3.3 GW.
Poziom zaangażowania Emitenta w projektach morskich elektrowni wiatrowych będzie ustalany na dalszym etapie rozmów, przy czym na moment zawarcia Listu Intencyjnego strony zakładają mniejszościowy udział Emitenta.
Zgodnie z postanowieniami Listu Intencyjnego strony zamierzają opracować dokument term sheet określający główne parametry potencjalnej transakcji.
Postanowienia Listu Intencyjnego mają niewiążący charakter z zastrzeżeniem w szczególności postanowień odnoszących się do wyłączności negocjacyjnej oraz postanowień dotyczących poufności.
List Intencyjny nie zawiera postanowień odnoszących się do kar umownych, a ewentualna odpowiedzialność stron związanych z realizacją jego postanowień wynika z powszechnie obowiązujących przepisów prawa.
Emitent wskazuje przy tym, iż realizacja powyższego projektu stanowić będzie istotny etap realizacji celu strategicznego Emitenta dotyczącego osiągnięcia udziału Odnawialnych Źródeł Energii w produkcji energii elektrycznej na poziomie 22% do 2025 roku oraz 33% w 2030 roku.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 03.06.2020 13:29
Enea Operator chce ograniczyć w tym roku wydatki o ok. 100-150 mln zł
03.06.2020 13:29Enea Operator chce ograniczyć w tym roku wydatki o ok. 100-150 mln zł
"Nasze wydatki inwestycyjne już dawno przekroczyły 1 mld zł w skali roku i rosną. Aczkolwiek w 2020 r. (...) nieznacznie redukuje się plany inwestycyjne, od kilku do 10 proc., żeby zachować płynność finansową" - powiedział prezes podczas Economic Security Forum Econsec.
"My ograniczamy wydatki, ograniczamy zbędne zakupy, ograniczamy nawet wydatki na szkolenia. (...) Od złotówki do złotówki nasze oszczędności wyniosą 100-150 mln zł" - dodał.
Prezes ocenił, że pandemia nie wpływa zasadniczo na plany rozwoju i inwestycje spółki. Wskazał, że zmniejszone będzie w tym roku zużycie energii i sprzedaż usług dystrybucyjnych. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 02.06.2020 23:16
Enea będzie mniejszościowym udziałowcem Elektrowni Ostrołęka, do spółki dołączy PKN Orlen (opis)
02.06.2020 23:16Enea będzie mniejszościowym udziałowcem Elektrowni Ostrołęka, do spółki dołączy PKN Orlen (opis)
Zawarte we wtorek porozumienie przewiduje kontynuację inwestycji w Ostrołęce ze zmianą założeń z technologii dotychczas realizowanej opartej na węglu na technologię opartą na paliwie gazowym.
Zgodnie z warunkami porozumienia PKN Orlen wyraził wolę uczestniczenia w inwestycji i weźmie udział jej finansowaniu oraz po uzyskaniu stosownych zgód korporacyjnych przystąpi do spółki Elektrownia Ostrołęka w charakterze wspólnika.
"Chcemy aktywnie uczestniczyć w procesie transformacji energetycznej w Polsce. Dlatego w naszej strategii stawiamy na rozwój aktywów energetycznych w kierunku źródeł nisko i zeroemisyjnych. W wielu krajach elektrownie gazowe są preferowanym rozwiązaniem przejściowym, które znacząco zmniejsza poziom emisji, a jednocześnie daje krajom czas na rozwój infrastruktury Odnawialnych Źródeł Energii. Zgodnie z zapowiedziami będziemy realizować inwestycję w Ostrołęce, ale musimy brać przy tym pod uwagę potencjalne korzyści biznesowe i aspekty regulacyjne" - powiedział prezes PKN Orlen Daniel Obajtek, cytowany w komunikacie Orlenu.
PKN Orlen ma 80 proc. akcji Energi. Natomiast Energa i Enea mają obecnie po 50 proc. udziałów w kapitale zakładowym Elektrownia Ostrołęka, realizującym budowę bloku energetycznego C o mocy około 1000 MW.
Porozumienie przewiduje zmiany struktury organizacyjnej spółki Elektrownia Ostrołęka, które będą odzwierciedlać wartość zaangażowania wspólników, w tym ograniczenie udziału Enei jako wspólnika mniejszościowego w inwestycji z ograniczonym kwotowo limitem zaangażowania, w konsekwencji czego Enea nie będzie podmiotem współkontrolującym Elektrownię Ostrołęka.
"Niezależnie od treści porozumienia nie należy też wykluczyć, iż projekt ten będzie realizowany z udziałem innych inwestorów" - napisano w komunikacie PKN Orlen.
"Zarówno wielkość zaangażowania stron porozumienia, jak i idące za tym wielkości uczestnictwa kapitałowego w spółce Elektrownia Ostrołęka oraz uprawnienia wspólników stanowić będą przedmiot dalszych rozmów i negocjacji, prowadzących do zawarcia docelowej umowy wspólników" - napisano w komunikacie PKN Orlen.
Porozumienie zakłada, że PKN Orlen nie będzie uczestniczył w rozliczeniach z dotychczasowymi wykonawcami inwestycji, które to rozliczenia dokonane zostaną wg dotąd określonych zasad, ale jako docelowy wspólnik spółki Elektrownia Ostrołęka zakłada się, że będzie o ich zakresie współdecydował.
Z zakończonych właśnie analiz wynika, że nie ma uzasadnienia dla kontynuowania realizacji projektu Ostrołęka C w dotychczasowej formie, tj. jako projektu budowy elektrowni wytwarzającej energię elektryczną w procesie spalania węgla kamiennego. Na powyższą ocenę wpływ mają m.in. zmiany regulacyjne na poziomie Unii Europejskiej i polityka kredytowa poszczególnych instytucji finansowych, wskazujące na istotnie większą dostępność finansowania dla projektów energetycznych opartych na spalaniu gazu niż projektów węglowych, a także przejęcie kontroli nad Energą przez PKN Orlen, którego strategia nie zakłada inwestycji w wytwarzanie energii elektrycznej w oparciu o spalanie węgla.
Według prognoz Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA) do 2040 r. segment energetyki oparty na gazie będzie rósł w tempie 1,4 proc. r/r.
W komunikacie Orlenu podano, że obecnie w Polsce średnia emisyjność jednostek wytwórczych opartych o gaz ziemny jest ponad dwukrotnie niższa w porównaniu do funkcjonujących bloków węglowych. Dodatkowo przy uwzględnieniu obecnych i prognozowanych cen gazu, emisji i węgla, technologia oparta o gaz ziemny pozwala wytwarzać energię taniej niż rozwiązania bazujące na węglu kamiennym.
"Na rzecz rozwiązania gazowego przemawiają niższe koszty kapitałowe oraz większa elastyczność bloków gazowych, umożliwiająca bilansowanie energii ze źródeł odnawialnych. Nawet w długim horyzoncie, w którym Odnawialne Źródła Energii mogą ogrywać wiodącą rolę, elektrownie gazowe stanowiłyby więc istotne, a czasami niezbędne wsparcie. To powoduje, iż jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej jest wyraźnie niższy dla bloku parowo-gazowego niż węglowego" - napisano. (PAP Biznes)
pr/
- 02.06.2020 21:52
Enea będzie mniejszościowym udziałowcem Elektrowni Ostrołęka, do spółki dołączy PKN Orlen
02.06.2020 21:52Enea będzie mniejszościowym udziałowcem Elektrowni Ostrołęka, do spółki dołączy PKN Orlen
Zawarte we wtorek porozumienie przewiduje kontynuację inwestycji w Ostrołęce ze zmianą założeń z technologii dotychczas realizowanej opartej na węglu na technologię opartą na paliwie gazowym.
Zgodnie z warunkami porozumienia PKN Orlen wyraził wolę uczestniczenia w inwestycji i weźmie udział jej finansowaniu oraz po uzyskaniu stosownych zgód korporacyjnych przystąpi do spółki Elektrownia Ostrołęka w charakterze wspólnika.
PKN Orlen ma 80 proc. akcji Energi. Natomiast Energa i Enea mają obecnie po 50 proc. udziałów w kapitale zakładowym Elektrownia Ostrołęka, realizującym budowę bloku energetycznego C o mocy około 1000 MW.
Porozumienie przewiduje zmiany struktury organizacyjnej spółki Elektrownia Ostrołęka, które będą odzwierciedlać wartość zaangażowania wspólników, w tym ograniczenie udziału Enei jako wspólnika mniejszościowego w inwestycji z ograniczonym kwotowo limitem zaangażowania, w konsekwencji czego Enea nie będzie podmiotem współkontrolującym Elektrownię Ostrołęka.
"Zarówno wielkość zaangażowania stron porozumienia, jak i idące za tym wielkości uczestnictwa kapitałowego w spółce Elektrownia Ostrołęka oraz uprawnienia wspólników stanowić będą przedmiot dalszych rozmów i negocjacji, prowadzących do zawarcia docelowej umowy wspólników" - napisano w komunikacie PKN Orlen.
Porozumienie zakłada, że PKN Orlen nie będzie uczestniczył w rozliczeniach z dotychczasowymi wykonawcami inwestycji, które to rozliczenia dokonane zostaną wg dotąd określonych zasad, ale jako docelowy wspólnik spółki Elektrownia Ostrołęka zakłada się, że będzie o ich zakresie współdecydował.
Z zakończonych właśnie analiz wynika, że nie ma uzasadnienia dla kontynuowania realizacji projektu Ostrołęka C w dotychczasowej formie, tj. jako projektu budowy elektrowni wytwarzającej energię elektryczną w procesie spalania węgla kamiennego. Na powyższą ocenę wpływ mają m.in. zmiany regulacyjne na poziomie Unii Europejskiej i polityka kredytowa poszczególnych instytucji finansowych, wskazujące na istotnie większą dostępność finansowania dla projektów energetycznych opartych na spalaniu gazu niż projektów węglowych, a także przejęcie kontroli nad Energą przez PKN Orlen, którego strategia nie zakłada inwestycji w wytwarzanie energii elektrycznej w oparciu o spalanie węgla. (PAP Biznes)
pr/
- 02.06.2020 21:14
ENEA SA (21/2020) Informacja nt. przeprowadzonych analiz oraz zawarcie dodatkowego trójstronnego porozumienia w związku z realizacją projektu Ostrołęka C
02.06.2020 21:14ENEA SA (21/2020) Informacja nt. przeprowadzonych analiz oraz zawarcie dodatkowego trójstronnego porozumienia w związku z realizacją projektu Ostrołęka C
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 4/2020 z 13 lutego 2020 roku, Zarząd Spółki ENEA S.A. ("Spółka") informuje, że w dniu 2 czerwca 2020 roku przyjął raport końcowy z analiz przeprowadzonych we współpracy z Energa S.A. ("Energa"), w zakresie aspektów techniczno-technologicznych, ekonomicznych i organizacyjno-prawnych oraz dalszego finansowania projektu budowy nowego bloku węglowego - planowanej elektrowni Ostrołęka C w Ostrołęce o mocy ok. 1.000 MW ("Projekt").
Wnioski z przeprowadzonych analiz nie uzasadniają kontynuowania realizacji Projektu w dotychczasowej formie, tj. jako projektu budowy elektrowni wytwarzającej energię elektryczną w procesie spalania węgla kamiennego. Na powyższą ocenę wpływ mają m.in.:
(i) zmiany regulacyjne na poziomie Unii Europejskiej i polityka kredytowa poszczególnych instytucji finansowych, wskazujące na istotnie większą dostępność finansowania dla projektów energetycznych opartych na spalaniu gazu, niż projektów węglowych;
oraz
(ii) przejęcie kontroli nad Energą przez Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A. ("PKN ORLEN"), którego strategia nie zakłada inwestycji w wytwarzanie energii elektrycznej w oparciu o spalanie węgla.
Jednocześnie, analiza techniczna potwierdziła możliwość realizacji wariantu budowy elektrowni wytwarzającej energię elektryczną w procesie spalania gazu ziemnego ("Projekt gazowy") w dotychczasowej lokalizacji budowanego bloku węglowego.
W konsekwencji powyższego, Zarząd Spółki podjął decyzję o zamiarze kontynuacji budowy jednostki wytwórczej w Ostrołęce z uwzględnieniem zmiany źródła zasilania z węglowego na gazowe.
W dniu 2 czerwca 2020 roku zostało zawarte trójstronne porozumienie pomiędzy Spółką, Energa oraz PKN ORLEN, określające następujące główne zasady współpracy w Projekcie gazowym:
- z zastrzeżeniami poczynionymi poniżej, kontynuację współpracy Spółki z Energa w ramach istniejącej spółki celowej, tj. Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. ("Elektrownia Ostrołęka") i dokonanie rozliczenia pomiędzy Spółką i Energa kosztów związanych z Projektem oraz dokonanie rozliczenia z wykonawcami Projektu, według dotychczasowych zasad,
- uwzględnienie ewentualnej roli PKN ORLEN w Projekcie gazowym w charakterze nowego wspólnika,
- udział ENEA S.A. w Projekcie gazowym jako wspólnika mniejszościowego z ograniczonym kwotowo limitem zaangażowania, w konsekwencji czego Spółka nie będzie podmiotem współkontrolującym Elektrownię Ostrołęka,
- z zastrzeżeniem uzyskania niezbędnych zgód korporacyjnych, zawarcie nowej umowy wspólników w sprawie realizacji Projektu gazowego uwzględniającej powyższe zasady współpracy,
- realizację działań dla pozyskania finansowania dla Projektu gazowego przez Energa wspólnie z PKN ORLEN.
O zawarciu nowej umowy wspólników w sprawie realizacji Projektu gazowego, uwzględniającej powyższe zasady współpracy, Spółka poinformuje odrębnym raportem bieżącym.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 02.06.2020 07:30
Sentyment do energetyki się poprawił, ale perspektywy dla wyników w '20 nie są najlepsze (analiza)
02.06.2020 07:30Sentyment do energetyki się poprawił, ale perspektywy dla wyników w '20 nie są najlepsze (analiza)
Kursy spółek energetycznych odbijają od marca. Od marcowego dołka WIG-Energia wzrósł o ok. 50 proc. W poniedziałek wzrosty przyspieszyły. Kurs PGE wzrósł ponad 9 proc. do 5,28 zł. Akcje Tauronu zyskały 4,5 proc., Enei blisko 6 proc. Kurs Energi wzrósł ponad 1 proc.
"Fundamentalnie nic się nie zmieniło, ceny energii są relatywnie niskie, popyt na energię spada. Nie ma wytłumaczenia w fundamentach dla dużego wzrostu kursów. Pojawiły się ostatnio wypowiedzi prezesa PGE, np. dotyczące wydzielenia aktywów węglowych, które mogą sygnalizować zmianę kierunku myślenia i które mogły poprawić trochę sentyment do sektora" - powiedział PAP Biznes Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale.
Prezes PGE Wojciech Dąbrowski ocenia, że wydzielenie wytwarzania opartego na węglu do osobnego podmiotu byłoby rozwiązaniem, które by umożliwiło spółkom energetycznym pozyskiwanie znacznie bardziej konkurencyjnego finansowania na rozwój, w tym energetykę odnawialną. Podkreśla, że pomysł, jeśli zyskałby akceptację polityczną, musiałby być wdrożony w pełnej zgodzie ze stroną społeczną. Koncepcja musiałaby też uzyskać akceptację Komisji Europejskiej.
Krystian Brymora, analityk DM BDM, również ocenia, że inwestorzy pozytywnie odbierają propozycję zarządu PGE, czyli pomysł stworzenia - na wzór niemiecki - rezerwy węglowej.
"Myślę, że przecena sektora, która miała miejsce w 2019 roku i w tym roku miała związek z tym, co się działo w sektorze węgla kamiennego. Rynek obawiał się dokapitalizowania PGG. Wydaje się, że w ostatnim czasie, po zmianie zarządu PGE, jest zmiana retoryki i PGE odcina się od górnictwa węgla kamiennego" - powiedział PAP Biznes Krystian Brymora z DM BDM.
"Wiemy, z jakim dyskontem do zagranicznych podmiotów były handlowane polskie spółki energetyczne, nawet poniżej 3x EBITDA. Zmniejszenie prawdopodobieństwa ryzyka zaangażowania w górnictwo i energetykę węglową powinno skutkować zmniejszeniem tego dyskonta i to właśnie obecnie obserwujemy. Była duża luka w wycenie, teraz sentyment się poprawił, widać odreagowanie" - dodał analityk.
Kubicki z Societe Generale wskazuje, że nie wiadomo, jak wydzielenie aktywów węglowych miałoby wyglądać.
"Gdyby chodziło tylko o wydzielenie aktywów PGE, to pytanie, po jakiej cenie. Gdyby miało dojść do wydzielenia aktywów węglowych wszystkich spółek i wniesienia ich do jednej spółki, to mógłby być problem z urzędem antymonopolowym" - powiedział.
Według Brymory, największym beneficjentem wydzielenia aktywów węglowych mógłby być Tauron.
"Tauron ma relatywnie najwięcej starych elektrowni węglowych, które podobnie jak kopalnie, w naszej ocenie ujemnie kontrybuują do wyceny grupy" - powiedział analityk DM BDM.
Jak zauważa Kubicki, zarząd PGE mówi też, że nie będzie inwestowania w PGG, czy w atom.
"Wydaje się więc, że część ryzyk w PGE zniknęła. Pytanie, czy będzie zgoda polityczna na takie kroki" - powiedział analityk.
W jego ocenie ostatni wzrost zainteresowania spółkami energetycznymi na warszawskiej giełdzie może być też wynikiem zmiany podejścia funduszy inwestycyjnych.
"Możliwe, że nastąpiła też zmiana strategii inwestycyjnej funduszy, które teraz chcą inwestować w wartość i takich aktywów poszukują, a spółki energetyczne w Polsce są przecenione" - powiedział Kubicki.
Krystian Brymora z DM BDM ocenia, że dobry sentyment wokół energetyki trochę potrwa.
"W naszej strategii doważamy sektor energetyczny od kilku miesięcy" - powiedział.
PERSPEKTYWY DLA WYNIKÓW W '20 SĄ NIEZBYT DOBRE
Ten rok może być jednak trudny dla spółek energetycznych pod względem wyników finansowych. Grupa Tauron informowała, że w 2020 r. możliwy jest spadek wyniku EBITDA w dystrybucji i wytwarzaniu. PGE zapowiedziała z kolei, że spodziewa się w tym roku spadku raportowanego wyniku EBITDA rdr we wszystkich segmentach.
"Perspektywy dla tegorocznych wyników finansowych sektora są niezbyt dobre, tak jak i dla innych branż, ale bardziej dotknięte pandemią są banki, handel, turystyka. Energetyka jest relatywnie mniej narażona na skutki kryzysu" - powiedział Krystian Brymora.
"Perspektywy na ten rok dla wyników energetyki są słabe" - ocenił Bartłomiej Kubicki.
"PGE ucierpi z powodu braku darmowych uprawnień do emisji CO2. Spada zyskowność aktywów węglowych, także tych nowych. Bloki w Opolu, Kozienicach nie są wykorzystywane, jak powinny, bo jest niski popyt na energię, do tego mamy import energii i wchodzi więcej wiatru" - dodał.
Analitycy zauważają, że z powodu trwającej pandemii najbardziej ucierpieć mogą segmenty dystrybucja i sprzedaż.
"W segmencie dystrybucji są niższe wolumeny, w sprzedaży wzrost należności" - powiedział Kubicki.
Energa informowała, że w I kwartale tego roku, wpływ pandemii na EBITDA grupy m.in. w postaci zmniejszenia wolumenu sprzedaży i dystrybucji energii oszacowano na około 27 mln zł.
Jak powiedział Brymora z DM BDM najgorszy będzie drugi kwartał.
"W kwietniu zapotrzebowanie na energię spadło o 10 proc., w maju nie widać było dużego odbicia. Według naszych szacunków, po restarcie gospodarki w maju zużycie energii wzrosło o 4 proc. w stosunku do dołka z marca i wciąż jest 5-6 proc. poniżej okresu sprzed pandemii. Na razie więc odmrażanie gospodarki przebiega powoli, co będzie rzutować na segment dystrybucji w drugim kwartale" - powiedział analityk.
Jak dodał, obniżenie stóp procentowych obciąży segment dystrybucji w 2021 r., ale nie powinno mieć znaczenia dla wyceny segmentu.
"Bardziej chodzi o wstrzymanie inwestycji przekładających się na niższą wartość aktywów regulacyjnych. Spółki informowały zresztą, że trwają rozmowy z URE dotyczące zmiany modelu zwrotu z inwestycji w tym obszarze" - powiedział Brymora z DM BDM.
Analitycy wskazują, że w przyszłym roku wyniki energetyki podreperuje rynek mocy.
"Możliwa jest też poprawa wolumenów, jeśli wyjdziemy z kryzysu" - powiedział Bartłomiej Kubicki z Societe Generale.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 29.05.2020 14:37
Bogdanka podpisała z Enea Elektrownia Połaniec aneks do umowy sprzedaży węgla
29.05.2020 14:37Bogdanka podpisała z Enea Elektrownia Połaniec aneks do umowy sprzedaży węgla
Ponadto aneks określa wolumeny ilościowe oraz warunki dostaw (w tym warunki cenowe), na poszczególne lata obowiązywania umowy.
Wartość całej umowy w latach 2013 - 2023 po zawarciu aneksu wynosi szacunkowo 4,203 mld zł netto. Wartość ta zawiera wolumenowe opcje dodatkowe do wykorzystania przez strony w latach 2020 - 2023 o wartości szacunkowej ok. 266 mln zł.
Jak podano, wartość umowy tylko w latach 2020 - 2023 wynosi 1,719 mld zł netto łącznie z powyższą wartością opcji dodatkowych. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 29.05.2020 12:31
Energa robi przegląd swojej strategii; trwają analizy dot. projektu w Ostrołęce
29.05.2020 12:31Energa robi przegląd swojej strategii; trwają analizy dot. projektu w Ostrołęce
"Jesteśmy na etapie przeglądu i analizy naszej strategii. Nasze działania nadal będziemy kierunkować na rozwój dystrybucji, (...) a w zakresie wytwórczym nasze działania, stosownie do deklaracji kierunków wskazywanych przez Orlen, będziemy kierować na aktywa nisko- i zeroemisyjne" - powiedział podczas wideokonferencji wiceprezes Energi Dominik Wadecki.
Jak powiedział, analizy dotyczące projektu budowy bloku w Ostrołęce nadal trwają.
"Sponsorzy projektu Enea i Energa prowadzą analizy dotyczące aspektów technicznych i technologicznych. Uwzględniamy kwestie paliwa, również analizowane są zagadnienia organizacyjno-prawne, ekonomika i kwestie związane z finansowaniem przedsięwzięcia" - powiedział Wadecki.
"W analizach uwzględniamy zadeklarowaną przez Orlen chęć uczestnictwa w projekcie w formule gazowej. Analizy są nadal prowadzone, o wynikach będziemy informować już wkrótce" - dodał wiceprezes.
PKN Orlen, który kupił 80,01 proc. akcji Energi, zadeklarował ostatnio wstępną gotowość bezpośredniego zaangażowania finansowego w budowę bloku w Elektrowni Ostrołęka, wyłącznie w przypadku zmiany założeń technologicznych dla inwestycji na technologię opartą na paliwie gazowym.
Wiceprezes Marek Kasicki poinformował, że trwają też analizy, które mają dać odpowiedź co do dalszego kierunku rozwoju spółki Elektrownia Ostrołęka.
"Ten element zdeterminuje stopień aranżacji istniejącej infrastruktury na terenie inwestycji oraz ewentualne odpisy" - powiedział.
Pytany o plany Energi dotyczące udziałów w PGG, odpowiedział: "Nie przewidujemy na tym etapie dodatkowego zaangażowania w ten podmiot".
Dodał, że Energa rozmawia o konkretnych scenariuszach ze swoim inwestorem strategicznym, grupą PKN Orlen.
Energa nie planuje wypłaty dywidendy za 2019 rok. Zarząd spółki zarekomendował pokrycie straty netto w wysokości 374 mln zł z kapitału zapasowego. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 27.05.2020 18:15
ENEA SA (20/2020) Zmiany w składzie Rady Nadzorczej ENEA S.A. dokonane przez Ministra Aktywów Państwowych
27.05.2020 18:15ENEA SA (20/2020) Zmiany w składzie Rady Nadzorczej ENEA S.A. dokonane przez Ministra Aktywów Państwowych
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") informuje o wpłynięciu do Spółki w dniu 27 maja 2020 roku oświadczeń Ministra Aktywów Państwowych z tego samego dnia o skorzystaniu przez Ministra Aktywów Państwowych z uprawnienia do powołania i odwołania na podstawie § 24 ust. 1 Statutu Spółki członka Rady Nadzorczej ENEA S.A.
Zgodnie z otrzymanymi oświadczeniami Minister Aktywów Państwowych korzystając z ww. uprawnienia z dniem 27 maja 2020 roku odwołał z Rady Nadzorczej Spółki Pana Bartosza Nieściora i jednocześnie powołał z tym samym dniem do Rady Nadzorczej Spółki Pana Pawła Szczeszka.
Poniżej Spółka przekazuje informacje nt. wykształcenia, kwalifikacji i zajmowanych wcześniej stanowisk, wraz z opisem przebiegu pracy zawodowej nowego Członka Rady Nadzorczej.
Pan Paweł Szczeszek jest absolwentem Wydziału Inżynierii Mechanicznej i Informatyki oraz Wydziału Zarządzania Politechniki Częstochowskiej. Ukończył również studia podyplomowe w zakresie dyplomacji.
Od grudnia 2018 do 26 maja 2020 Prezes Zarządu Zespołu Elektrociepłowni Wrocławskich KOGENERACJA SA. W latach 2017-2018 Zastępca Prezesa Zarządu PGNiG Termika Energetyka Przemysłowa S.A. Od 2016 r. do sierpnia 2017 r. Prezes Zarządu Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej S.A. w Jastrzębiu-Zdroju, wcześniej Wiceprezes Zarządu Agencji Rozwoju Regionalnego w Częstochowie, gdzie realizował kilkanaście projektów współfinansowanych z funduszy strukturalnych Unii Europejskiej.
Doświadczenie zawodowe zdobywał także w administracji publicznej oraz Przedsiębiorstwie Państwowym "Porty Lotnicze" Sp. z o.o., gdzie był odpowiedzialny za kontrolę majątku portu lotniczego Warszawa Okęcie. Uczestniczył w licznych konferencjach o tematyce energetycznej i środowiskowej, m.in. w 55 sesji plenarnej ONZ dotyczącej zmiany klimatu.
Uzyskał dyplom Ministra Skarbu Państwa potwierdzający zaliczenie egzaminu dla kandydatów na członków rad nadzorczych spółek Skarbu Państwa. Zasiadał w Radach Nadzorczych następujących spółek: Wojewódzkie Przedsiębiorstwo Robót Drogowych w Katowicach Sp. z o.o., Agencja Rozwoju Regionalnego w Częstochowie S.A., Radomskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej S.A., SEJ-Serwis sp. z o.o., Jelcz sp. z o.o. oraz Geotermia Podhalańska S.A.
Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Paweł Szczeszek nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pan Paweł Szczeszek nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 4 i 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 26.05.2020 20:12
Grupa Enea szacuje 423 mln zł zysku netto j.d. i 3,41 mld zł EBITDA w 2019 r. (opis)
26.05.2020 20:12Grupa Enea szacuje 423 mln zł zysku netto j.d. i 3,41 mld zł EBITDA w 2019 r. (opis)
Szacunkowe przychody ze sprzedaży netto wyniosły 15,796 mld zł, a przychody ze sprzedaży oraz inne dochody (przychody ze sprzedaży netto, z tytułu leasingu oraz otrzymanej rekompensaty): 16,401 mld zł.
Według wstępnych danych zysk przed opodatkowaniem wyniósł 871 mln zł, a zysk netto 541 mln zł.
Wynik EBITDA w segmencie Wydobycie wyniósł 771 mln zł, w segmencie Wytwarzanie 1.594 mln zł, w Dystrybucji 1.090 mln zł, a w Obrocie 23 mln zł.
Produkcja węgla netto wyniosła 9,5 mln ton. Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 25,9 TWh, sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym 19,8 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 20,3 TWh.
Na poziomie jednostkowym Enea miała w 2019 roku 283 mln zł zysku netto.
Wyniki Enei uwzględniają m.in. wpływ odpisów aktualizujących wartość udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka oraz udzielonych jej pożyczek. Ich szacowany wpływ na jednostkowy zysk netto za 2019 rok wyniósł ok. 521,1 mln zł i ok. 500,9 mln zł na skonsolidowany zysk netto.
Ostateczne wyniki za 2019 rok grupa Enea przedstawi 4 czerwca 2020 roku.(PAP Biznes)
pel/ osz/
- 26.05.2020 20:01
Grupa Enea szacuje 423 mln zł zysku netto j.d. i 3,41 mld zł EBITDA w 2019 r.
26.05.2020 20:01Grupa Enea szacuje 423 mln zł zysku netto j.d. i 3,41 mld zł EBITDA w 2019 r.
Szacunkowe przychody ze sprzedaży netto wyniosły 15,796 mld zł, a przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 16,401 mld zł.
Według wstępnych danych zysk przed opodatkowaniem wyniósł 871 mln zł, a zysk netto 541 mln zł.
Wynik EBITDA w segmencie Wydobycie wyniósł 771 mln zł, w segmencie Wytwarzanie 1.594 mln zł, w Dystrybucji 1.090 mln zł, a w Obrocie 23 mln zł. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 26.05.2020 19:51
ENEA SA (19/2020) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych i operacyjnych za 2019 rok
26.05.2020 19:51ENEA SA (19/2020) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych i operacyjnych za 2019 rok
W związku z przyjęciem przez Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") 26 maja 2020 roku informacji
o wstępnych wynikach finansowych i operacyjnych Grupy Kapitałowej ENEA za 2019 rok, Spółka przekazuje do publicznej wiadomości wstępne wyniki.
Skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej ENEA za 2019 rok:
- Przychody ze sprzedaży netto: 15 796 mln zł,
- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 16 401 mln zł,
- EBITDA: 3 410 mln zł,
- Zysk przed opodatkowaniem: 871 mln zł,
- Zysk netto okresu sprawozdawczego: 541 mln zł,
- Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej: 423 mln zł.
Wynik EBITDA w poszczególnych obszarach działalności:
- Wydobycie: 771 mln zł,
- Wytwarzanie: 1 594 mln zł,
- Dystrybucja: 1 090 mln zł,
- Obrót: 23 mln zł.
Wybrane dane operacyjne:
- Produkcja węgla netto: 9,5 mln ton,
- Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto: 25,9 TWh,
- Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym: 19,8 TWh,
- Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym: 20,3 TWh.
Wynik EBITDA osiągnięty przez Grupę Kapitałową ENEA w 2019 roku jest pochodną, m.in. następujących czynników (w porównaniu do 2018 roku):
W Obszarze Wydobycie wyższy wynik segmentu wynika głównie z wyższego poziomu produkcji netto oraz z wyższych przychodów ze sprzedaży węgla.
W Obszarze Wytwarzanie pozytywnie na wynik wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej oraz praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów paliw i praw do emisji CO2. W 2019 roku ujawniono zdarzenie o charakterze jednorazowym: rozwiązanie rezerwy dotyczącej farmy wiatrowej Skoczykłody (w kwocie 129 mln zł).
W Obszarze Dystrybucja nieznacznie niższy wynik roku 2019 w porównaniu z rokiem 2018 jest efektem wzrostu kosztów zakupu energii na potrzeby własne oraz na pokrycie różnicy bilansowej, a także spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej z uwagi na fakt, że w 2018 roku ujawniono zdarzenie
o charakterze jednorazowym: wypłaty odszkodowań z tytułu skutków wichur, które wystąpiły w roku 2017.
W Obszarze Obrót na wzrost wyniku wpłynęła otrzymana rekompensata oraz kwota różnicy ceny, zmiana rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia, a także wzrost średniej ceny sprzedaży energii. Jednocześnie na wynik wpłynęły rosnące koszty zakupu energii (spowodowane głównie wzrostem cen uprawnień do emisji CO2) oraz spadek wolumenu sprzedaży energii.
Jednostkowe wyniki finansowe ENEA S.A. za 2019 rok:
- Przychody ze sprzedaży netto: 5 100 mln zł,
- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 5 697 mln zł,
- EBITDA: -109 mln zł,
- Zysk przed opodatkowaniem: 287 mln zł,
- Zysk netto okresu sprawozdawczego: 283 mln zł,
Różnica między zyskiem netto okresu sprawozdawczego, a stratą operacyjną Spółki wynika
przede wszystkim z przychodów z tytułu dywidend wypłaconych przez spółki zależne.
Ponadto Emitent zwraca uwagę, iż w zaprezentowanych wynikach finansowych Grupy Kapitałowej ENEA oraz ENEA S.A. za 2019 rok został uwzględniony wpływ skutków Ustawy z dnia 28 grudnia 2018 roku o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z późniejszymi zmianami.
Wstępne wyniki uwzględniają wpływ odpisów aktualizujących wartość udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. (Elektrownia Ostrołęka) oraz udzielonych jej pożyczek w jednostkowym sprawozdaniu ENEA S.A. oraz skonsolidowanym sprawozdaniu Grupy Kapitałowej ENEA, zgodnie
z raportem bieżącym nr 18/2020 z dnia 19 maja 2020 roku.
Szacowany wpływ ww. odpisów na jednostkowy zysk netto okresu sprawozdawczego Spółki za 2019 rok wyniósł ok. 521,1 mln zł i ok. 500,9 mln zł na skonsolidowany zysk netto okresu sprawozdawczego Grupy Kapitałowej ENEA za rok 2019. Powyższe zdarzenia mają charakter niegotówkowy i nie mają wpływu zarówno na skonsolidowany, jak i jednostkowy wynik EBITDA za rok 2019.
W celu zachowania porównywalności danych finansowych za 2019 rok do poprzednich okresów, przychody w raporcie bieżącym zostały zaprezentowane w dwóch pozycjach:
-Przychody ze sprzedaży netto oraz
-Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody.
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody stanowią sumę przychodów ze sprzedaży netto, przychodów
z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego oraz otrzymanej rekompensaty.
Ostateczne wyniki zostaną przedstawione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA oraz jednostkowym sprawozdaniu finansowym ENEA S.A. za rok 2019, których publikację zaplanowano na 4 czerwca 2020 roku.
Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości dla okresu sprawozdawczego). Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 20.05.2020 06:35
Odpisy dot. Elektrowni Ostrołęka obniżą wynik netto grupy Enea za '19 o ok. 500,9 mln zł
20.05.2020 06:35Odpisy dot. Elektrowni Ostrołęka obniżą wynik netto grupy Enea za '19 o ok. 500,9 mln zł
Elektrownia Ostrołęka, budująca elektrownię węglową Ostrołęka C, dokonała odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych w łącznej wysokości 1,03 mld zł. Odpisy są efektem przeprowadzonego testu na utratę wartości w związku z aktualizacją założeń biznesowych projektu Ostrołęka C opartego o technologię węglową.
Jak podano, Enea zdecydowała o dokonaniu odpisu aktualizującego wartość udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka w jednostkowym i skonsolidowanym sprawozdaniu. Szacowana wartość odpisu wyniesie ok. 455,3 mln zł w jednostkowym sprawozdaniu Enei za rok 2019 i ok. 435,2 mln zł w skonsolidowanym.
Ponadto, Enea dokona odpisu udzielonych Elektrowni Ostrołęka pożyczek, wraz z odsetkami, w łącznej kwocie ok. 65,8 mln zł.
Szacowany wpływ tych odpisów na jednostkowy zysk netto Enei za 2019 rok wyniesie ok. 521,1 mln zł, a na wynik grupy ok. 500,9 mln zł.
Spółka podała, że zdarzenia mają charakter niegotówkowy i nie mają wpływu zarówno na skonsolidowany, jak i jednostkowy wynik EBITDA za rok 2019.
"Po uwzględnieniu odpisu, wartość inwestycji wycenianych metodą praw własności w odniesieniu do udziałów Elektrowni Ostrołęka, zarówno w skonsolidowanym, jak i jednostkowym sprawozdaniu z sytuacji finansowej, wyniesie 0 zł" - napisano.
O odpisach Elektrowni Ostrołęka wcześniej poinformowała też Energa. Szacowany wpływ na skonsolidowany wynik netto Grupy Energa za 2019 rok wynosi minus 443 mln zł, a na jednostkowy wynik netto Energa za 2019 rok minus 453 mln zł. (PAP Biznes)
pel/
- 19.05.2020 23:44
ENEA SA (18/2020) Informacja o odpisie aktualizującym wartość posiadanego pakietu udziałów w Elektrowni Ostrołęka sp. z o.o. oraz udzielonych tej spółce pożyczek
19.05.2020 23:44ENEA SA (18/2020) Informacja o odpisie aktualizującym wartość posiadanego pakietu udziałów w Elektrowni Ostrołęka sp. z o.o. oraz udzielonych tej spółce pożyczek
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") informuje, że w dniu 19 maja 2020 roku powziął informację od spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. ("Elektrownia Ostrołęka"), realizującej projekt budowy elektrowni Ostrołęka C (" Projekt"), o dokonaniu odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych Elektrowni Ostrołęka, w wysokości 1 027,3 mln zł. Elektrownia Ostrołęka poinformowała, że powyższe odpisy są efektem przeprowadzonego testu na utratę wartości majątku trwałego w związku z aktualizacją założeń biznesowych Projektu opartego o technologię węglową.
W związku z powyższym, Zarząd Emitenta podjął w dniu 19 maja 2020 roku decyzję o dokonaniu odpisu aktualizującego wartość udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka w jednostkowym sprawozdaniu ENEA S.A. oraz skonsolidowanym sprawozdaniu Grupy Kapitałowej ENEA.
Szacowana wartość ww. odpisu wyniesie ok. 455,3 mln zł w jednostkowym sprawozdaniu finansowym Spółki za rok 2019 i ok. 435,2 mln zł w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA ("GK ENEA") za rok 2019.
Ponadto, Emitent podjął również w tym samym dniu decyzję o dokonaniu odpisu udzielonych Elektrowni Ostrołęka pożyczek, wraz z odsetkami, w łącznej kwocie ok. 65,8 mln zł.
Szacowany wpływ ww. odpisów na jednostkowy zysk netto okresu sprawozdawczego Spółki za 2019 rok wyniesie ok. 521,1 mln zł i ok. 500,9 mln zł na skonsolidowany zysk netto okresu sprawozdawczego GK ENEA za rok 2019.
Powyższe zdarzenia mają charakter niegotówkowy i nie mają wpływu zarówno na skonsolidowany, jak i jednostkowy wynik EBITDA za rok 2019.
Po uwzględnieniu odpisu, wartość inwestycji wycenianych metodą praw własności w odniesieniu do udziałów Elektrowni Ostrołęka, zarówno w skonsolidowanym, jak i jednostkowym sprawozdaniu z sytuacji finansowej, wyniesie 0 zł. Jednocześnie Emitent informuje, że wysokość wskazanego odpisu może ulec zmianie, a jego ostateczna wartość oraz jej ostateczny wpływ na pozycje i wskaźnik zamieszczone w niniejszym raporcie bieżącym zostanie zaprezentowana w stosownych raportach okresowych Spółki oraz GK ENEA za rok 2019.
Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości w ujęciu skonsolidowanym dla okresu sprawozdawczego). Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.05.2020 22:31
El. Ostrołęka odpisała 1,03 mld zł, obniży to wynik netto Energi za '19 o 443 mln zł
19.05.2020 22:31El. Ostrołęka odpisała 1,03 mld zł, obniży to wynik netto Energi za '19 o 443 mln zł
Odpisy są efektem przeprowadzonego testu na utratę wartości majątku trwałego w związku z aktualizacją założeń biznesowych projektu budowy bloku C o mocy około 1000 MW opartego o technologię węglową.
Uwzględnienie w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Energa udziału w stracie Elektrowni Ostrołęka spowodowało obniżenie wartości inwestycji w tę spółkę do wartości zero zł.
"Szacowany wpływ powyższych zdarzeń na skonsolidowany wynik netto Grupy Energa za 2019 rok wynosi minus 443 mln zł, a na jednostkowy wynik netto Energa za 2019 rok minus 453 mln zł" - napisano w komunikacie.
W obu przypadkach jest to zdarzenie o charakterze niegotówkowym, pogarszające wynik netto bez wpływu na EBITDA.
PKN Orlen we wtorek zadeklarował wstępną gotowość bezpośredniego zaangażowania finansowego w budowę Elektrowni Ostrołęka, ale wyłącznie w przypadku zmiany założeń technologicznych dla inwestycji na technologię opartą na paliwie gazowym zamiast na węglu.
PKN Orlen zadeklarował także swoją gotowość do rozmów z udziałowcami spółki realizującej inwestycję, czyli z Energą oraz Eneą co do formy, zakresu i sposobu zaangażowania.
PKN Orlen posiada 80 proc. udziału w kapitale zakładowym Energi, co odpowiada 85 proc. głosów na walnym. Energa posiada 50 proc. udziału w kapitale zakładowym spółki Elektrownia Ostrołęka, która realizuje inwestycję. Drugie 50 proc. ma Enea. (PAP Biznes)
pr/
- 19.05.2020 16:37
PKN Orlen gotów zaangażować się finansowo w Ostrołękę C, jeśli paliwem będzie gaz (opis)
19.05.2020 16:37PKN Orlen gotów zaangażować się finansowo w Ostrołękę C, jeśli paliwem będzie gaz (opis)
"Zgodnie z zapowiedziami i porozumieniem ze Skarbem Państwa trwają analizy dotyczące m.in. warunków kluczowych inwestycji Grupy Energa. Widzimy duży potencjał dla budowy nowych źródeł energii w Polsce, które wzmocnią bezpieczeństwo energetyczne kraju i regionu. Nie możemy jednak działać w oderwaniu od trendów rynkowych i polityki regulacyjnej Unii Europejskiej. Wszystkie projekty, które realizujemy w Grupie Orlen muszą mieć mocne uzasadnienie biznesowe i wzmacniać naszą konkurencyjność na wymagającym rynku. Inwestycja w Ostrołęce będzie realizowana, ale musi być oparta na technologii gazowej. Jest to zgodne z naszą strategią, obejmującą rozwój źródeł nisko i zeroemisyjnych" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PKN Orlen Daniel Obajtek.
Finalną decyzję PKN Orlen, dotyczącą inwestycji w Ostrołęce, mają poprzedzić rozmowy ze spółkami Enea i Energa – właścicielami projektu - dotyczące technologii, sposobu finansowania oraz harmonogramu.
Jak podał Orlen w komunikacie prasowym, znaczenie źródeł nisko i zeroemisyjnych będzie rosło w związku z restrykcyjną polityką klimatyczną na świecie.
"Realizacja jej założeń jest procesem długofalowym, który będzie łączył transformację sektora wytwarzania w Unii Europejskiej z koniecznością zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Oznacza to stopniowe zmiany w miksie wytwarzania, w którym nowe źródła mogłyby efektywnie pracować nawet 25 lat, będąc jednocześnie źródłami niskoemisyjnymi" - podał koncern.
"Obecnie w Polsce emisyjność jednostek wytwórczych opartych o gaz ziemny jest ponad dwukrotnie niższa w porównaniu do funkcjonujących bloków węglowych. Dodatkowo przy uwzględnieniu obecnych i prognozowanych cen gazu, emisji i węgla, technologia oparta o gaz ziemny pozwala wytwarzać energię taniej niż rozwiązania bazujące na węglu kamiennym. Dodatkowo na rzecz rozwiązania gazowego przemawiają niższe koszty kapitałowe oraz większa elastyczność bloków gazowych, umożliwiająca bilansowanie energii ze źródeł odnawialnych. To powoduje, iż jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej jest wyraźnie niższy dla bloku parowo-gazowego niż węglowego" - dodano.
Grupa Energa, której od 30 kwietnia większościowym udziałowcem jest PKN Orlen, posiada łącznie ponad 50 aktywów produkujących energię z odnawialnych źródeł, w tym przede wszystkim elektrownie wodne, lądowe farmy wiatrowe i farmy fotowoltaiczne. Ponad 30 proc. produkowanego przez grupę Energa wolumenu energii elektrycznej pochodzi z OZE.
"Jednocześnie koncern planuje dalszy rozwój obszarów, w których Orlen i Energa są już aktywne, np. elektromobilność, ale też wejście w nowe projekty, np. morskie farmy wiatrowe. W tym kontekście kluczowe będzie bilansowanie portfela OZE z wykorzystaniem aktywów konwencjonalnych, w tym na przykład bloków parowo-gazowych w Płocku i Włocławku lub nowych inwestycji opartych o gaz ziemny" - podał Orlen w komunikacie.
PKN Orlen posiada 80 proc. udziału w kapitale zakładowym Energi, co odpowiada 85 proc. ogólnej liczby głosów na walnym. Energa posiada 50 proc. udziału w kapitale zakładowym spółki Elektrownia Ostrołęka, która realizuje inwestycję budowy energetycznego bloku węglowego. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 19.05.2020 16:21
PKN Orlen gotów zaangażować się finansowo w El. Ostrołęka, tylko jeśli paliwem będzie gaz
19.05.2020 16:21PKN Orlen gotów zaangażować się finansowo w El. Ostrołęka, tylko jeśli paliwem będzie gaz
"W ocenie emitenta wynik przeprowadzonych analiz uzasadnia przyjęcie wniosku, że konieczna jest zmiana przedmiotu realizacji inwestycji, jak powyżej" - napisano w komunikacie.
Jak podano, PKN Orlen zadeklarował także swoją gotowość do rozmów z udziałowcami spółki realizującej inwestycję, czyli z Energą oraz Eneą co do formy, zakresu i sposobu zaangażowania.
PKN Orlen posiada 80 proc. udziału w kapitale zakładowym Energi, co odpowiada 85 proc. ogólnej liczby głosów na walnym. Energa posiada 50 proc. udziału w kapitale zakładowym spółki Elektrownia Ostrołęka, która realizuje inwestycję. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 14.05.2020 08:29
MAP przedstawi w ciągu 2-3 tygodni plan restrukturyzacji energetyki - Sasin
14.05.2020 08:29MAP przedstawi w ciągu 2-3 tygodni plan restrukturyzacji energetyki - Sasin
"Program restrukturyzacji energetyki jest przez mój resort przygotowywany. (...) Myślę, że w ciągu 2-3 tygodni będziemy mogli opowiedzieć o nim opinii publicznej, po skonsultowaniu również z partnerami społecznymi" - powiedział Sasin w radiowej Trójce.
Wskazał, że z powodu epidemii spółki energetyczne sprzedają mniej energii i mniej zarabiają.
Powtórzył, że do końca czerwca powinien być gotowy program dla górnictwa. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 08.05.2020 16:41
Enea przesuwa terminy publikacji raportów za '19 i za I kw. '20
08.05.2020 16:41Enea przesuwa terminy publikacji raportów za '19 i za I kw. '20
Wcześniej spółka planowała opublikować wyniki za 2019 rok 14 maja, a za I kwartał 2020 r. 22 maja. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 08.05.2020 16:34
ENEA SA (17/2020) Zmiana terminu publikacji jednostkowego i skonsolidowanego raportu rocznego za 2019 rok oraz skonsolidowanego rozszerzonego raportu kwartalnego za I kwartał 2020 roku
08.05.2020 16:34ENEA SA (17/2020) Zmiana terminu publikacji jednostkowego i skonsolidowanego raportu rocznego za 2019 rok oraz skonsolidowanego rozszerzonego raportu kwartalnego za I kwartał 2020 roku
Zarząd ENEA S.A. ("Emitent") informuje, iż zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Finansów z dnia 7 kwietnia 2020 roku w sprawie określenia innych terminów obowiązków sprawozdawczych i informacyjnych podjął decyzję o zmianie terminu publikacji jednostkowego i skonsolidowanego raportu rocznego za 2019 rok z dnia 14 maja 2020 roku, na dzień 4 czerwca 2020 roku.
Jednocześnie Emitent informuje o zmianie terminu publikacji skonsolidowanego raportu kwartalnego za I kwartał 2020 roku z dnia 22 maja 2020 roku, na dzień 18 czerwca 2020 roku.
Szczegółowa podstawa prawna: § 80 ust. 2 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 07.05.2020 20:33
Enea i Energa przedłużają okres prowadzenia analiz ws. Ostrołęki C o ok. miesiąc
07.05.2020 20:33Enea i Energa przedłużają okres prowadzenia analiz ws. Ostrołęki C o ok. miesiąc
"Energa i Enea (dalej łącznie "Sponsorzy") postanowiły o przedłużeniu okresu prowadzenia analiz dotyczących dalszych działań w projekcie budowy Elektrowni Ostrołęka "C" o mocy ok. 1000 MW, które zgodnie z pierwotnymi założeniami Sponsorów miały zakończyć się do 7 maja 2020 roku. Sponsorzy zakładają, że prace w ramach analiz potrwają jeszcze około miesiąca" - napisano w komunikacie.
13 lutego Enea i Energa zawiesiły finansowanie projektu budowy nowego bloku energetycznego opalanego węglem w Ostrołęce o mocy ok. 1000 MW. Jak wtedy podawano, decyzja jest związana z potrzebą analiz co do dalszych działań w projekcie i jego dalszego finansowania. (PAP Biznes)
ana/
- 28.04.2020 11:18
Wprowadzenie mechanizmu wypłat rekompensat za wzrost cen prądu pogorszy wynik sektora - MF
28.04.2020 11:18Wprowadzenie mechanizmu wypłat rekompensat za wzrost cen prądu pogorszy wynik sektora - MF
"Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny nie jest objęty zakresem stabilizującej reguły wydatkowej (SRW), jednakże jest częścią sektora finansów publicznych zarówno wg metodyki krajowej (określonej w ustawie o finansach publicznych) jak i metodyki unijnej (ESA2010) i dlatego jego wynik ma wpływ na wynik całego sektora" - napisano.
"Wprowadzenie proponowanego mechanizmu wypłaty rekompensat za wzrost cen energii elektrycznej, bez redukcji innych kosztów/wydatków, spowoduje więc pogorszenie wyniku sektora liczonego według metodyki unijnej o ok. 2,4 mld zł w 2021 r" - napisano.
Ministerstwo Aktywów Państwowych przygotowało w lutym projekt ustawy o rekompensatach z tytułu wzrostu cen energii elektrycznej w 2020 r.
Rekompensaty dla gospodarstw domowych uzależnione będą od dwóch kryteriów: poziomu zużycia energii elektrycznej w 2020 r. i uzyskanego dochodu w 2019 r.
Rekompensaty będą udzielone za pośrednictwem przedsiębiorstw obrotu, które 31 grudnia 2020 r. będą miały zawarte umowy sprzedaży energii elektrycznej albo umowy kompleksowe z odbiorcami końcowymi, poprzez korektę kwoty płatności brutto pierwszej faktury za energię elektryczną wystawionej po dniu 15 marca 2021 r. o odpowiednią kwotę. (PAP Biznes)
map/ asa/
- 28.04.2020 10:44
Nieplanowane spadki zapotrzebowania na energię zagrożeniem dla płynności spółek energetycznych - rząd
28.04.2020 10:44Nieplanowane spadki zapotrzebowania na energię zagrożeniem dla płynności spółek energetycznych - rząd
"Z uwagi na obecną sytuację wywołaną rozprzestrzenianiem się na niespotykaną skalę choroby zakaźnej COVID-19, podmioty gospodarcze, które znacząco ograniczyły działalność lub zdecydowały się na jej zawieszenie, powodują duży spadek zapotrzebowania na energię elektryczną. Podmiotami tymi są nie tylko małe i średnie przedsiębiorstwa, ale także duzi odbiorcy końcowi energii, których ograniczenie działalności powoduje pogłębienie spadku cen. Nieplanowane ubytki zapotrzebowania na energię elektryczną wzmacniają zagrożenie dla utrzymania płynności finansowej podmiotów zajmujących się sprzedażą energii elektrycznej" - napisano.
"Z punktu widzenia działań zabezpieczających transakcje zakupu energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii różnica w cenie (w okresie do dostawy) musi być pokryta przez depozyt uzupełniający w niespotykanej dotąd skali. Przedkładanie tak dużych zabezpieczeń do Izby Rozliczeniowej Giełd Towarowych ogranicza możliwość dalszego prowadzenia działalności spółek w sposób bezpieczny i między innymi ogranicza bieżące, niełatwe rozliczenia z klientami, jak i możliwości inwestycyjne, tak potrzebne w obecnych czasach" - dodano.
W uzasadnieniu napisano, że w chwili obecnej spółki w ramach wnoszonych zabezpieczeń zamroziły w Izbie Rozliczeniowej Giełd Towarowych kilka miliardów złotych.
Proponowane rozwiązania pozwalają ograniczyć zakres wnoszenia zabezpieczeń w formie pieniężnej, obejmując:
- podniesienie limitu dla możliwych do przedstawienia świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii z odnawialnych źródeł energii (bez współczynnika redukcji i limitów na poziomie danego członka izby oraz całej izby);
- zniesienie współczynnika redukcji dla zabezpieczenia niepieniężnego w postaci uprawnień do emisji (EUA) oraz zniesienie limitów na poziomie danego członka izby oraz całej izby;
- wprowadzenie możliwości przedstawienia, jako zabezpieczenie niepieniężne, poręczenia spółki matki;
- zwolnienie z obowiązku ustanowienia zabezpieczenia finansowego w stosunku do części wymaganych depozytów w przypadku wykazania odpowiedniego ratingu inwestycyjnego. (PAP Biznes)
map/ osz/
- 27.04.2020 14:39
Enea Operator przyłączyła w I kw. do sieci ponad 5,5 tys. źródeł OZE
27.04.2020 14:39Enea Operator przyłączyła w I kw. do sieci ponad 5,5 tys. źródeł OZE
Enea Operator w I kwartale przyłączyła do swojej sieci 58 odnawialnych źródeł powyżej 50 kW, o łącznej mocy ponad 135 MW. Rok temu było ich 22, a łączna moc przekroczyła wówczas 18,5 MW.
Łączna moc zainstalowanych ponad 5,5 tys. mikroinstalacji to ponad 41,5 MW. Dla porównania w pierwszym kwartale 2019 roku moc przyłączonych mikroinstalacji wyniosła nieco ponad 8 MW.
Jak podano, Enea Operator, mimo różnego rodzaju ograniczeń wprowadzanych ze względu na stan epidemii w Polsce, cały czas realizuje przyłączenia do sieci odnawialnych źródeł w ustawowych terminach. Jedynymi przypadkami, w których mogą nastąpić ograniczenia, są sytuacje, gdy licznik trzeba zainstalować na terenie obiektów, w których przebywają osoby objęte kwarantanną. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 17.04.2020 17:39
ENEA SA (16/2020) Zmiana terminu publikacji jednostkowego i skonsolidowanego raportu rocznego za 2019 rok
17.04.2020 17:39ENEA SA (16/2020) Zmiana terminu publikacji jednostkowego i skonsolidowanego raportu rocznego za 2019 rok
Zarząd ENEA S.A. informuje, iż zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Finansów z dnia 7 kwietnia 2020 roku w sprawie określenia innych terminów obowiązków sprawozdawczych i informacyjnych podjął decyzję o zmianie terminu publikacji jednostkowego i skonsolidowanego raportu rocznego za 2019 rok z dnia 23 kwietnia 2020 roku, na dzień 14 maja 2020 roku.
Szczegółowa podstawa prawna: § 80 ust. 2 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 06.04.2020 08:04
MAP powoła Pełnomocnika ds. rozwoju firm energetycznych - zarządzenia
06.04.2020 08:04MAP powoła Pełnomocnika ds. rozwoju firm energetycznych - zarządzenia
"Ustanawia się Pełnomocnika do spraw funkcjonowania i rozwoju przedsiębiorstw energetycznych. Pełnomocnika powołuje i odwołuje Minister Aktywów Państwowych" - napisano.
W zarządzeniu podano, że do zadań pełnomocnika należy koordynacja działań podejmowanych w celu wzmocnienia bezpieczeństwa funkcjonowania i zapewnienia rozwoju przedsiębiorstw
energetycznych objętych nadzorem właścicielskim Ministra Aktywów Państwowych.
W szczególności do zadań Pełnomocnika należeć będzie:
- koordynacja działań w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa funkcjonowania sieci dystrybucyjnych i jednostek wytwórczych energii elektrycznej objętych nadzorem właścicielskim Ministra Aktywów Państwowych;
- koordynowanie współpracy pomiędzy podmiotami nadzorowanymi;
- analiza kierunków rozwoju przedsiębiorstw energetycznych z uwzględnieniem kierunków określonych w rządowych dokumentach strategicznych z zakresu energetyki. (PAP Biznes)
map/ asa/
- 31.03.2020 23:43
Zdarzenia jednorazowe powiększą EBITDA grupy Enea za '19 o 129 mln zł, a zysk netto o 43,7 mln zł
31.03.2020 23:43Zdarzenia jednorazowe powiększą EBITDA grupy Enea za '19 o 129 mln zł, a zysk netto o 43,7 mln zł
W obszarze Wytwarzanie Enei wyniki przeprowadzonych testów wskazały na wzrost bilansowej wartości aktywów, która ujęta będzie w drodze odwrócenia odpisów dokonanych w 2016 r. w jednostkowym sprawozdaniu finansowym ENEA Wytwarzanie na 11,6 mln zł. Ponadto w obszarze Odnawialnych Źródeł Energii CGU Biogaz rozpoznano utratę wartości aktywów na 1,3 mln zł.
W obszarze Ciepło w wyniku przeprowadzonych testów zidentyfikowano konieczność odpisu wartości bilansowej aktywów w jednostkowym sprawozdaniu finansowym Enea Ciepło na kwotę 20,4 mln zł.
Zarząd Enei podjął teżź decyzję o ujęciu w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym odpisu z tytułu utraty wartości akcji Polskiej Grupy Górniczej w kwocie 52,7 mln zł.
Ujęcie powyższych zdarzeń wpłynie na zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem grupy kapitałowej Enea o 62,8 mln zł oraz zysku netto o 60,8 mln zł, nie wpłynie natomiast na skonsolidowany wynik EBITDA.
Jednocześnie na skonsolidowane wyniki 2019 roku wpływ będzie miało również rozwiązanie rezerwy na kwotę 129 mln zł dotyczącej sporu sądowego dotyczącego nabycia udziałów spółki Eco-Power. Wpłynie to odpowiednio na zysk przed opodatkowaniem w kwocie 129 mln zł oraz na zysk netto w wysokości 104,5 mln zł na skonsolidowany wynik EBITDA w kwocie 129 mln zł. (PAP Biznes)
pr/
- 31.03.2020 23:27
ENEA SA (15/2020) Informacja o zamiarze ujęcia w sprawozdaniach finansowych za 2019 rok jednorazowych operacji o charakterze księgowym
31.03.2020 23:27ENEA SA (15/2020) Informacja o zamiarze ujęcia w sprawozdaniach finansowych za 2019 rok jednorazowych operacji o charakterze księgowym
Zarząd ENEA S.A. ("Emitent", "Spółka") informuje, że w dniu 31 marca 2020 r. podjęta została decyzja o dokonaniu ujęć aktualizujących bilansową wartość aktywów.
Wpływ na skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej ENEA ("GK ENEA")
W Obszarze Wytwarzanie wyniki przeprowadzonych testów wskazują na wzrost bilansowej wartości aktywów, która ujęta będzie w drodze odwrócenia odpisów dokonanych w roku 2016 (o czym Emitent informował raportem bieżącym nr 10/2016), w Jednostkowym Sprawozdaniu Finansowym ENEA Wytwarzanie sp. z o.o. na łączną kwotę 11,6 mln zł. Ponadto, w Obszarze Odnawialnych Źródeł Energii CGU (z ang. Cash Generation Unit) Biogaz rozpoznano utratę wartości aktywów na kwotę 1,3 mln zł.
W Obszarze Ciepło, w wyniku przeprowadzonych testów zidentyfikowano konieczność odpisu wartości bilansowej aktywów w jednostkowym sprawozdaniu finansowym ENEA Ciepło sp. z o.o. na kwotę 20,4 mln zł.
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 6/2020 z 14 lutego 2020 r. Emitent informuje, iż w dniu 31 marca 2020 r. podjęta została decyzja o ujęciu w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym GK ENEA odpisu z tytułu utraty wartości akcji Polskiej Grupy Górniczej S.A. w kwocie 52,7 mln zł.
Ujęcie powyższych zdarzeń wpłynie na zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem GK ENEA o 62,8 mln zł oraz zysku netto okresu sprawozdawczego GK ENEA o 60,8 mln zł, nie wpłynie natomiast na skonsolidowany wynik EBITDA.
Jednocześnie, w nawiązaniu do raportu bieżącego nr 9/2020 z 21 lutego 2020 r. Emitent wskazuje, iż na skonsolidowane wyniki 2019 roku wpływ będzie miało również rozwiązanie rezerwy na kwotę 129 mln zł, dotyczącej sporu opisanego w przywołanym raporcie bieżącym. Wpłynie to odpowiednio na zysk przed opodatkowaniem w kwocie 129 mln zł oraz 104,5 mln zł na zysk netto okresu sprawozdawczego na poziomie skonsolidowanym oraz w kwocie 129 mln zł na wynik EBITDA na poziomie skonsolidowanym.
Łącznie opisane wyżej operacje wpłyną na poprawę zysku przed opodatkowaniem GK ENEA o 66,2 mln zł oraz 43,7 mln zł na zysk netto okresu sprawozdawczego, a także na poprawę o 129 mln zł skonsolidowanego wyniku EBITDA GK ENEA.
Wpływ na jednostkowe sprawozdanie finansowe ENEA S.A.
W związku zakończeniem opisanych powyżej testów na utratę wartości aktywów ENEA Wytwarzanie sp. z o.o. podjęta została decyzja o konieczności ujęcia w księgach Emitenta kwoty 238,4 mln zł z tytułu odwrócenia dokonanych w latach ubiegłych odpisów aktualizujących bilansową wartość udziałów w ENEA Wytwarzanie sp. z o.o., o których Emitent informował w szczególności w raporcie bieżącym nr 10/2016 z 4 marca 2016 r.
Ponadto, w toku prac zidentyfikowano konieczność ujęcia odpisu aktualizującego wartość udziałów w ENEA Ciepło sp. z o.o. w kwocie 28,8 mln zł.
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 6/2020 z 14 lutego 2020 r. Emitent informuje, iż w dniu 31 marca 2020 r. podjęta została decyzja o konieczności ujęcia w księgach Emitenta odpisu wartości akcji Polskiej Grupy Górniczej S.A. w kwocie 47,7 mln zł, w jednostkowym sprawozdaniu finansowym Spółki.
Łączny wpływ powyższych ujęć wpłynie na zwiększenie zysku przed opodatkowaniem i zysku netto okresu sprawozdawczego Spółki o 161,9 mln zł.
Jednocześnie Emitent zwraca uwagę, iż powyższe operacje mają charakter księgowy i nie wpływają na sytuację płynnościową Spółki. Spółka zastrzega, że prezentowane powyżej wartości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Ostateczne efekty opisanych powyżej jednorazowych operacji o charakterze księgowym zostaną przedstawione w sprawozdaniach finansowych ENEA S.A. i Grupy Kapitałowej ENEA za rok 2019, których publikację zaplanowano na 23 kwietnia 2020 roku.
Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości dla okresu sprawozdawczego). Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 30.03.2020 14:04
Bogdanka może ograniczyć CAPEX w przypadku rozwoju epidemii
30.03.2020 14:04Bogdanka może ograniczyć CAPEX w przypadku rozwoju epidemii
Pytany, czy wydarzenia związane z koronawirusem mogą w jakikolwiek sposób wpłynąć na planowany na ten rok CAPEX, odpowiedział: "Tak. W przypadku rozwoju epidemii liczymy się z możliwością jego ograniczenia".
CAPEX grupy Bogdanka na 2020 rok zaplanowany został na ok. 654 mln zł, z czego ponad 290 mln zł spółka zamierza wydać na nowe wyrobiska i modernizacje istniejących, blisko 170 mln zł na kompleksy ścianowe, a blisko 130 mln zł na utrzymanie parku maszynowego. W 2019 roku grupa wydała na inwestycje 410,4 mln zł, ok. 80 proc. planu rocznego.
Prezes Wasil poinformował, że ze względu na zagrożenie koronawirusem spółka zmieniła sposób organizacji pracy, by realizować założone cele produkcyjne.
"Spółka wdrożyła szereg procedur mających na celu ograniczenia potencjalnego ryzyka zakażenia. Do najważniejszych rozwiązań należy ograniczenie skupisk ludzi pracujących pod ziemią. Nasze zdolności produkcyjne nie uległy zmianie, widzimy natomiast ograniczenia popytu na energię elektryczną, które pośrednio wpływa na zapotrzebowanie na nasz produkt" - powiedział prezes Bogdanki.
Jak dodał, w przypadku zmniejszenia zapotrzebowania na węgiel, spółka może ograniczyć koszty poprzez rezygnację ze zlecania prac w weekendy.
W 2019 r. spółka zrealizowała plan produkcyjny na poziomie 9,45 mln ton węgla oraz plan sprzedażowy na poziomie 9,36 mln ton. Średni uzysk wyniósł 64,1 proc. wobec 60,5 proc. rok wcześniej.
Prezes poinformował, że w tym roku spółkę satysfakcjonowałby uzysk na poziomie 65 proc.
Pytany, czy Bogdanka wypłaci dywidendę za 2019 roku, odpowiedział: "Jak co roku zarząd ogłosi swoją rekomendację przed ZWZA zatwierdzającym sprawozdania roczne za 2019 r. uwzględniając aktualną i przewidywaną sytuację. Polityka dywidendowa określona w strategii jest aktualna i przewiduje wypłatę do 50 proc. zysku netto".(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 24.03.2020 11:28
ENEA SA (14/2020) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% liczby głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENEA S.A. w dniu 19 marca 2020 roku
24.03.2020 11:28ENEA SA (14/2020) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% liczby głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENEA S.A. w dniu 19 marca 2020 roku
Zarząd ENEA S.A. (Spółka) informuje, że na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki, które odbyło się w dniu 19 marca 2020 roku (NWZ) akcjonariuszami posiadającymi ponad 5% głosów na tym NWZ byli:
- Skarb Państwa, który posiadał na NWZ 227.353.628 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 227.353.628 głosów, co stanowiło 82,87% liczby głosów na tym NWZ i odpowiadało 51,50% ogólnej liczby głosów w Spółce,
- Otwarty Fundusz Emerytalny PZU "Złota Jesień", który posiadał na NWZ 22.000.000 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 22.000.000 głosów, co stanowiło 8,02% liczby głosów na tym NWZ i odpowiadało 4,98% ogólnej liczby głosów w Spółce.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 20.03.2020 13:16
ENEA SA (13/2020) Zmiany w składzie Rady Nadzorczej ENEA S.A.
20.03.2020 13:16ENEA SA (13/2020) Zmiany w składzie Rady Nadzorczej ENEA S.A.
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, iż 19 marca 2020 roku Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki podjęło uchwały, na mocy których z tym samym dniem w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A. X kadencji powołani zostali:
- Pani Izabela Felczak-Poturnicka, jednocześnie została jej powierzona funkcja Przewodniczącej Rady Nadzorczej Spółki;
- Pan Mariusz Fistek.
Poniżej Spółka przekazuje informacje nt. wykształcenia, kwalifikacji i zajmowanych wcześniej stanowisk, wraz z opisem przebiegu pracy zawodowej ww. osób.
Pani Izabela Felczak-Poturnicka jest absolwentką ekonomii Wyższej Szkoły Handlu i Prawa im. Ryszarda Łazarskiego w Warszawie. Ukończyła także studia doktoranckie z zakresu zarządzania i finansów oraz studia podyplomowe z zakresu metod wyceny spółek kapitałowych w Szkole Głównej Handlowej w Warszawie.
Posiada 15-letnie doświadczenie zawodowe związane, m.in. z nadzorem korporacyjnym nad spółkami z udziałem Skarbu Państwa oraz transakcjami na rynku kapitałowym. Obecnie pełni funkcje Dyrektora Departamentu Nadzoru Właścicielskiego w Ministerstwie Aktywów Państwowych. Wcześniej piastowała funkcję Zastępcy Dyrektora w Kancelarii Prezesa Rady Ministrów. W 2016 i 2018 roku oddelegowana do pełnienia funkcji Prezesa Zarządu Polskiego Holdingu Nieruchomości S.A.
Jest Przewodniczącą Rady Nadzorczej Polskiego Holdingu Nieruchomości S.A. Ponadto zasiadała w radach nadzorczych następujących spółek: PKN ORLEN S.A., Jastrzębska Spółka Węglowa S.A., ZEW Niedzica S.A., MERAZET S.A., Z.Ch. ZACHEM S.A. oraz MERITUM BANK ICB S.A.
Członek Centrum Informacji i Organizacji Badań Finansów Publicznych i Prawa Podatkowego Krajów Europy Środkowej i Wschodniej przy Wydziale Prawa Uniwersytetu w Białymstoku, a także członek dwóch zespołów eksperckich przy Komisji ds. Reformy Nadzoru Właścicielskiego. Wiceprzewodnicząca Komisji Rozpatrującej Wnioski o Wyrażenie Zgody na Zatrudnianie Osób, które Pełniły Funkcje Publiczne. Laureatka konkursu Brylanty Łazarskiego.
Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pani Izabela Felczak-Poturnicka nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pani Izabela Felczak-Poturnicka nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.
Pan Mariusz Fistek jest radcą prawnym, członkiem Okręgowej Izby Radców Prawnych w Warszawie; Komisji ds. Wykonywania Zawodu Okręgowej Izby Radców Prawnych w Warszawie. Mec. Fistek uzyskał tytuł Executive Master of Business Administration (MBA) w Apsley Business School of London i Wyższej Szkole Menedżerskiej w Warszawie. Jest absolwentem Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego. Ukończył Centrum Prawa Amerykańskiego, które jest wspólną inicjatywą Wydziału Prawa stanowego Uniwersytetu Floryda i Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego. W 2011 roku ukończył studia prawnicze (Master in Law and IT) na Uniwersytecie w Sztokholmie z prawa międzynarodowego i technologii informatycznych uzyskując stopień naukowy LL.M. Mec. Fistek jest wpisany na listę arbitrów Sądu Arbitrażowego przy Stowarzyszeniu Inżynierów Doradców Rzeczoznawców (SIDiR) oraz na listę mediatorów SIDiR. Prowadzi szkolenia jako trener oraz zajęcia edukacyjne dla studentów studiów podyplomowych, środowisk prawniczych oraz kadry zarządzającej.
Mec. Mariusz Fistek od 2014 roku jest zatrudniony na stanowisku radcy prawnego w Biurze Prawnym i Nadzoru Właścicielskiego Poczty Polskiej S.A. Nadto, reprezentuje podmioty gospodarcze oraz osoby fizyczne w postępowaniach cywilnych i administracyjnych przed sądami i organami państwowymi, doradza w zakresie prawa budowlanego, energetycznego, odpowiedzialności odszkodowawczej. Posiada doświadczenie procesowe przed Sądem Arbitrażowym przy Krajowej Izbie Gospodarczej. Specjalizuje się w sporach z zakresu szeroko rozumianego prawa gospodarczego oraz cywilnego. Jest uczestnikiem wielu konferencji krajowych i międzynarodowych (m.in. brał udział w Grupie Roboczej UNCITRAL przy Organizacji Narodów Zjednoczonych w Nowym Jorku).
Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Mariusz Fistek nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pan Mariusz Fistek nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.03.2020 22:59
ENEA SA (12/2020) Potwierdzenie oceny ratingowej ENEA S.A. przez Fitch Ratings
19.03.2020 22:59ENEA SA (12/2020) Potwierdzenie oceny ratingowej ENEA S.A. przez Fitch Ratings
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, iż w wydanym dnia 19 marca 2020 roku komunikacie agencja ratingowa Fitch Ratings ("Agencja") potwierdziła dla Spółki długoterminowe ratingi w walucie krajowej i zagranicznej na poziomie "BBB" z perspektywą stabilną.
Potwierdzenie ratingów odzwierciedla profil biznesowy Spółki jako zintegrowanego przedsiębiorstwa energetycznego z dużymi segmentami wytwarzania i dystrybucji energii elektrycznej oraz umiarkowaną dźwignią finansową. Ratingi Spółki wspiera wysoki udział w wynikach działalności regulowanej i quasi-regulowanej, odpowiednio z dystrybucji energii elektrycznej oraz płatności z tytułu rynku mocy. Główne czynniki ryzyka to prawie całkowite uzależnienie od węgla w segmencie wytwarzania energii elektrycznej, a także ekspozycja na bardziej ryzykowne segmenty górnictwa i obrotu.
Pełna treść komunikatu w języku angielskim dostępna jest na stronie internetowej Agencji https://www.fitchratings.com/site/pr/10114857.
Zgodnie z objaśnieniami opublikowanymi na stronie internetowej Agencji (https://www.fitchratings.com/site/poland/definitions), rating krajowy "BBB" oznacza, że dany emitent lub emisja reprezentuje średnie ryzyko w porównaniu z innymi występującymi w Polsce. Jednak, istnieje większe prawdopodobieństwo, że zmiany czynników lub warunków ekonomicznych mogą mieć wpływ na zdolność do terminowego wywiązania się z danych zobowiązań finansowych niż w przypadku zdolności do obsługi zobowiązań finansowych zaliczonych do wyższych kategorii ratingu.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.03.2020 17:55
ENEA SA (11/2020) Treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 19 marca 2020 roku
19.03.2020 17:55ENEA SA (11/2020) Treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 19 marca 2020 roku
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd ENEA S.A. (Spółka) przekazuje w załączeniu treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 19 marca 2020 roku. Jednocześnie Spółka informuje, że Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. nie odstąpiło od rozpatrzenia któregokolwiek z punktów planowanego porządku obrad, a do protokołu nie zostały zgłoszone sprzeciwy. Dodatkowo Spółka informuje, że podczas obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. nie było projektów uchwał, które byłyby poddane pod głosowanie, a nie zostały podjęte.
Szczegółowa podstawa prawna § 19 ust. 1 pkt 6 - 9 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.03.2020 17:23
Fitch potwierdził rating Enei na poziomie "BBB"
19.03.2020 17:23Fitch potwierdził rating Enei na poziomie "BBB"
pel/ ana/
- 12.03.2020 09:18
Na koniec 2019 r. liczba prosumentów wzrosła do ok. 149 tys. - URE
12.03.2020 09:18Na koniec 2019 r. liczba prosumentów wzrosła do ok. 149 tys. - URE
Największa część mikroinstalacji prosumenckich została przyłączona do sieci PGE Dystrybucja (55,1 tys.), na drugim miejscu znalazł się Tauron Dystrybucja (45,2 tys.) Trzecie miejsce przypadło Enerdze – Operator (26,7 tys.), a czwarte Enei Operator (18,6 tys.).
Na koniec 2019 roku liczba mikroinstalacji wyniosła 6,3 tys. (wobec 4,3 tys. rok wcześniej), a łączna ilość energii elektrycznej sprzedanej sprzedawcy zobowiązanemu wyniosła 12.732,810 MWh. Łączna ilość energii wprowadzonej przez mikroinstalacje do sieci wyniosła 47.896,048 MWh.
Jak podał URE, ubiegły rok był rekordowy pod względem przyrostu mocy zainstalowanej w mikroinstalacjach fotowoltaicznych. W 2018 r. moc zainstalowana w źródłach PV wynosiła 344 MW, a na koniec 2019 r. przekroczyła już 900 MW. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 06.03.2020 15:19
Enea przesuwa termin publikacji wyników za 2019 r. na 23 kwietnia
06.03.2020 15:19Enea przesuwa termin publikacji wyników za 2019 r. na 23 kwietnia
pel/ asa/
- 06.03.2020 15:05
ENEA SA (10/2020) Zmiana terminu publikacji jednostkowego i skonsolidowanego raportu rocznego za 2019 rok
06.03.2020 15:05ENEA SA (10/2020) Zmiana terminu publikacji jednostkowego i skonsolidowanego raportu rocznego za 2019 rok
Zarząd ENEA S.A. informuje, iż podjął decyzję o zmianie terminu publikacji jednostkowego i skonsolidowanego raportu rocznego za 2019 rok z 26 marca 2020 roku, na 23 kwietnia 2020 roku.
Szczegółowa podstawa prawna: § 80 ust. 2 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 27.02.2020 08:38
BM mBanku zawiesza rekomendacje dla spółek energetycznych
27.02.2020 08:38BM mBanku zawiesza rekomendacje dla spółek energetycznych
"Dotychczas skupialiśmy się przede wszystkim na wycenie dochodowej, podkreślając perspektywę zakończenia cyklu inwestycyjnego i poprawy wyników (nowe moce, normalizacja w obrocie, rynek mocy), co miało przełożyć się na FCF i powrót do wypłaty dywidend. Wiele wskazuje na to, że nasz bazowy scenariusz dla wysokości nakładów inwestycyjnych i przepływów dla akcjonariuszy jest już nieaktualny" - napisano w raporcie.
"Do czasu opublikowania zaktualizowanych strategii spółek i ostatecznej wersji polityki energetycznej państwa (PEP40), nie jesteśmy jednak w stanie rzetelnie zrewidować naszych prognoz i modeli wyceny, a co za tym idzie odnieść się w rekomendacjach do bieżących kursów akcji w sektorze" - dodano.
Biuro Maklerskie mBanku utrzymuje bieżący monitoring spółek energetycznych i będzie publikować prognozy wyników dla poszczególnych spółek.
Jako najważniejsze determinanty wycen - których uszczegółowienia BM mBanku spodziewa się w strategiach spółek oraz polityce energetycznej państwa - broker wskazuje: kształt miksu energetycznego kraju w średnim terminie, ścieżkę planowanych wydatków inwestycyjnych (wraz z oczekiwaniami co do ich rentowności), ewentualne zaangażowanie w restrukturyzację PGG, plany konsolidacji sektora, zaadresowanie kwestii dekarbonizacji (projekt Złoczew, zgazowanie węgla, projekt Ostrołęka C) oraz politykę dywidendową (szczególnie w kontekście ostatniej wypowiedzi Ministra Aktywów Państwowych w tym temacie). (PAP Biznes)
kuc/ asa/
- 24.02.2020 11:36
MAP przeciwny "ogałacaniu" spółek Skarbu Państwa przez dywidendy - Sasin
24.02.2020 11:36MAP przeciwny "ogałacaniu" spółek Skarbu Państwa przez dywidendy - Sasin
"Nie jestem zwolennikiem, żeby dywidendy ogałacały spółki Skarbu Państwa; chcemy, żeby one przede wszystkim inwestowały, gdyż nie ma rozwoju bez inwestycji. Jeśli jakieś spółki będą chciały wypłacić dywidendy, to tak, ale będę je zachęcał do tego, by nie było to realizowane w taki sposób, żeby dywidendy ograniczały rozwój i inwestycje" - powiedział dziennikarzom wicepremier Sasin.
"Chciałbym, by spółki posiadały środki na inwestycje, bo wyzwania są ogromne" - dodał.(PAP Biznes)
pr/ pel/ ana/
- 24.02.2020 11:23
MAP chce do połowy roku mieć jasność co do modelu polskiej energetyki - Sasin (opis)
24.02.2020 11:23MAP chce do połowy roku mieć jasność co do modelu polskiej energetyki - Sasin (opis)
"Będziemy bardzo poważnie rozważać przyszły model energetyki. Trudno też uciec od pytania o rolę górnictwa, ponieważ mamy w dalszym ciągu znaczący udział energetyki opartej o węgiel. Nasze analizy będą zmierzały do tego, jak ten model powinien wyglądać w sytuacji, gdy wchodzi coraz mocniej energetyka odnawialna. Czy ten model organizacji rynku, w którym funkcjonują cztery podmioty energetyczne i niezależnie od niego również spółki węglowe, to model właściwy do wyzwań, które przed nami stoją" - powiedział dziennikarzom Sasin.
Poinformował, że analizy są na bardzo wczesnym etapie.
"Trudno więc mówić, jaki to będzie model" - powiedział wicepremier.
"Chciałbym do połowy roku mieć jasność, jak powinien docelowo wyglądać model polskiej energetyki" - dodał.
Powtórzył, że jest zwolennikiem konsolidacji w branży, ale zaznaczył, że jest za wcześnie na szczegóły w tej sprawie.
Pytany, czy PGE mogłoby być centrum konsolidacji sektora, odpowiedział, że za wcześnie na takie wnioski.(PAP Biznes)
pr/ pel/ ana/
- 24.02.2020 11:04
MAP chce do połowy roku mieć jasność co do modelu polskiej energetyki - Sasin
24.02.2020 11:04MAP chce do połowy roku mieć jasność co do modelu polskiej energetyki - Sasin
"Chciałbym do połowy roku mieć jasność, jak powinien docelowo wyglądać model polskiej energetyki" - powiedział dziennikarzom Sasin.
Dodał, że cały czas trwają analizy w resorcie aktywów państwowych.
"Będziemy bardzo poważnie rozważać model energetyki i to, jak ująć rolę górnictwa w energetyce" - powiedział wicepremier.
Powtórzył, że jest zwolennikiem konsolidacji w branży, ale zaznaczył, że jest za wcześnie na szczegóły w tej sprawie.
Pytany, czy PGE mogłoby być centrum konsolidacji sektora, odpowiedział, że za wcześnie na takie wnioski. (PAP Biznes)
pr/ pel/ asa/
- 24.02.2020 10:05
Koszt rekompensat wzrostu cen energii w '20 oszacowano na 2,43 mld zł - osr
24.02.2020 10:05Koszt rekompensat wzrostu cen energii w '20 oszacowano na 2,43 mld zł - osr
"Maksymalne koszty programu rekompensat wzrostu cen energii elektrycznej w 2020 r. wyniosą 2.431,8 mln zł. Poza kosztami wynikającymi z wypłacanych rekompensat mechanizm wygeneruje koszty obsługi Funduszu Wypłat Różnicy Ceny, które wniosą ok. 0,1 proc. całkowitych kosztów mechanizmu, tzn. ok. 2,5 mln zł" - napisano.
W osr podano, że na realizację celu ustawy przeznaczony zostanie dochód ze sprzedaży 25.000.000 uprawnień do emisji, które stanowią część krajowej puli aukcyjnej w ramach nowego okresu rozliczeniowego EU ETS rozpoczynającego się od dnia 1 stycznia 2021 r. Środki te zostaną zgromadzone na specjalnym subkoncie w ramach Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny.
Przygotowując projekt ustawy założono, że 15,1 mln odbiorców końcowych to gospodarstwa domowe objęte prawem do rekompensaty.
Założono średni wzrost opłat w taryfie dystrybucyjnej w stosunku do 2019 r. o 3,1 proc. oraz średni wzrost cen energii elektrycznej o 48 zł/MWh netto.
Twórcy projektu wyznaczyli kwoty rekompensat w podziale na przedziały zużycia, tak aby kwota ta rekompensowała poniesione większe koszty na zakup energii elektrycznej w 2020 r. w porównaniu do roku 2019.
"W tym celu do wyliczenia rekompensaty przyjęto największe zużycie w danym przedziale tzn. 0,5 MWh, 1,2 MWh i 2,8 MWh. Dla ostatniego przedziału, który jest przedziałem niezamkniętym, przyjęto do wyliczeń kwoty rekompensaty zużycie roczne na poziomie 4,5 MWh" - napisano.
W projekcie napisano, że rekompensata za wzrost cen energii elektrycznej będzie uzależniona od zużycia energii elektrycznej w 2020 roku.
W celu uproszczenia całego mechanizmu przyjęto cztery przedziały zużycia energii elektrycznej:
· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 zużyje od 63 kWh do 500 kWh energii elektrycznej otrzyma 34,08 zł;
· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 zużyje od 500 kWh do 1200 kWh energii elektrycznej otrzyma 82,80 zł;
· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 powyżej 1200 kWh do 2800 kWh energii elektrycznej otrzyma 190,86 zł;
· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 zużyje powyżej 2800 kWh, otrzyma 306,75 zł.
"Ponadto w celu wyeliminowania sytuacji, w której dofinasowanie otrzymają zamożni odbiorcy końcowi, rekompensata nie będzie przysługiwała odbiorcy końcowemu, którego dochód w 2019 r. przekroczy kwotę wskazaną w art. 27 ust. 1 ustawy z dnia 26 lipca 1991 r. o podatku dochodowym od osób fizycznych, tj. kwotę 85 528 zł" - napisano. (PAP Biznes)
map/ pel/ asa/
- 24.02.2020 06:32
Enea i Energa chcą zakończyć analizy ws. Ostrołęki C do 7 maja
24.02.2020 06:32Enea i Energa chcą zakończyć analizy ws. Ostrołęki C do 7 maja
"Uzgodnienie określa szczegółowy zakres i harmonogram analiz aspektów techniczno – technologicznych, ekonomicznych, organizacyjno-prawnych oraz finansowych projektu. Zgodnie z założeniami sponsorów, wieloetapowy proces analiz zostanie ukończony do dnia 7 maja 2020 roku" - napisano w komunikacie.
13 lutego Enea i Energa zawiesiły finansowanie projektu budowy nowego bloku energetycznego opalanego węglem w Ostrołęce o mocy ok. 1000 MW. Jak wtedy podawano, decyzja jest związana z potrzebą analiz co do dalszych działań w projekcie i jego dalszego finansowania. (PAP Biznes)
pel/
- 21.02.2020 14:36
Enea może rozwiązać rezerwę na kwotę 129 mln zł w związku z ugodą dot. nabycia Eco-Power
21.02.2020 14:36Enea może rozwiązać rezerwę na kwotę 129 mln zł w związku z ugodą dot. nabycia Eco-Power
Jak podano, strony łączyła warunkowa umowa przedwstępna dotycząca nabycia przez Enea Wytwarzanie od Fen Wind 100 proc. udziałów spółki Eco-Power, a Wento gwarantowała wykonanie zobowiązań Fen Wind wynikających z umowy przedwstępnej.
Na mocy ugody strony oświadczyły m.in., że rozwiązują umowę przedwstępną ze skutkiem na dzień zawarcia ugody oraz bezwarunkowo i nieodwołalnie zrzekają się wzajemnie wobec siebie roszczeń wynikających z tej umowy.
W związku ze sporem dotyczącym nabycia udziałów spółki Eco-Power, zgodnie z oszacowaniem wartości tych udziałów, utworzona została rezerwa na kwotę 129 mln zł.
"Wejście w życie ugody umożliwi emitentowi rozwiązanie tej rezerwy, co może mieć wpływ na wyniki finansowe Grupy Kapitałowej Enea. Spółka analizuje przewidywany zakres wpływu tego zdarzenia na wyniki finansowe 2019 roku oraz bieżącego okresu sprawozdawczego" - napisano w komunikacie Enei. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 21.02.2020 14:24
ENEA SA (9/2020) Zawarcie przez ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. ugody pozasądowej w związku ze sporem sądowym dotyczącym nabycia udziałów spółki Eco-Power Sp. z o.o.
21.02.2020 14:24ENEA SA (9/2020) Zawarcie przez ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. ugody pozasądowej w związku ze sporem sądowym dotyczącym nabycia udziałów spółki Eco-Power Sp. z o.o.
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") informuje, że w dniu 21 lutego 2020 roku spółka zależna ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. ("ENEA Wytwarzanie") zawarła ze spółkami Fen Wind Farm B.V. z siedzibą w Amsterdamie ("Fen Wind") oraz Wento Holdings S.à r.l. z siedzibą w Luksemburgu ("Wento") (łącznie jako "Strony") ugodę pozasądową w związku ze sporem sądowym dotyczącym nabycia przez ENEA Wytwarzanie udziałów spółki Eco-Power Sp. z o.o., która to jest właścicielem farmy wiatrowej Skoczykłody ("Ugoda").
Strony łączyła warunkowa umowa przedwstępna dotycząca nabycia przez ENEA Wytwarzanie od Fen Wind 100% udziałów spółki Eco-Power, a Wento gwarantowała wykonanie zobowiązań Fen Wind wynikających z umowy przedwstępnej.
Na mocy Ugody Strony oświadczyły, że rozwiązują ww. umowę przedwstępną ze skutkiem na dzień zawarcia ugody oraz bezwarunkowo i nieodwołalnie zrzekają się wzajemnie wobec siebie roszczeń wynikających z tej umowy. Jednocześnie Strony potwierdziły, że w związku z rozwiązaniem umowy przedwstępnej nie mają względem siebie żadnych roszczeń bezpośrednio lub pośrednio związanych z zamierzoną sprzedażą na rzecz ENEA Wytwarzanie udziałów Eco-Power Sp. z o.o.
Zgodnie z Ugodą Strony zobowiązały się również do podjęcia niezbędnych czynności procesowych zmierzających do zakończenia postępowania sądowego w przedmiocie umowy sprzedaży udziałów spółki Eco-Power Sp. z o. o. jakie zostało wszczęte przed właściwym Sądem.
Spółka informuje, że zgodnie z informacjami zamieszczonymi w opublikowanych przez Emitenta sprawozdaniach finansowych w związku ze sporem dotyczącym nabycia udziałów spółki Eco-Power Sp. z o. o. zgodnie z oszacowaniem wartości tych udziałów utworzona została rezerwa na kwotę 129 mln zł. Dodatkowo o utworzeniu rezerwy związanej z oszacowaniem wartości udziałów spółki Eco-Power Sp. z o. o. Spółka informowała raportem bieżącym nr 9/2017 w sprawie wstępnych wyników finansowych za 2016 rok. Wejście w życie Ugody umożliwi Emitentowi rozwiązanie tej rezerwy, co może mieć wpływ na wyniki finansowe Grupy Kapitałowej ENEA. Spółka analizuje przewidywany zakresu wpływu tego zdarzenia na wyniki finansowe 2019 roku oraz bieżącego okresu sprawozdawczego.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.02.2020 13:04
MAP chce zmian w radzie nadzorczej Enei
21.02.2020 13:04MAP chce zmian w radzie nadzorczej Enei
"W ww. piśmie Ministra Aktywów Państwowych wskazano, że umieszczenie ww. punktu w porządku obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia uzasadnione jest koniecznością wzmocnienia nadzoru właścicielskiego nad działalnością spółki" - napisano w uzasadnieniu do projektów uchwał.
NWZ Enei odbędzie się 19 marca. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 21.02.2020 12:49
ENEA SA (8/2020) Projekty uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. zwołanego na dzień 19 marca 2020 roku
21.02.2020 12:49ENEA SA (8/2020) Projekty uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. zwołanego na dzień 19 marca 2020 roku
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Działając zgodnie z § 19 ust. 1 pkt 2 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...], Zarząd ENEA S.A. przekazuje w załączeniu treść projektów uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A., które odbędzie się w dniu 19 marca 2020 roku.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.02.2020 12:46
ENEA SA (7/2020) Zwołanie Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. na dzień 19 marca 2020 roku
21.02.2020 12:46ENEA SA (7/2020) Zwołanie Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. na dzień 19 marca 2020 roku
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd spółki ENEA S.A. ("Spółka"), działając na podstawie art. 399 § 1 w związku z art. 400 § 1 Kodeksu spółek handlowych i § 29 ust. 1 Statutu Spółki, zwołuje na dzień 19.03.2020 roku, na godzinę 11:00 Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. z siedzibą w Poznaniu. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. odbędzie się w Dago Centrum, 2 piętro, sala konferencyjna nr I, przy ul. Rondo ONZ 1 w Warszawie.
Pełną treść ogłoszenia Spółka przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.02.2020 09:53
Bogdanka ogranicza czasowo wydobycie, kurs spada ponad 15 proc. (opinia)
19.02.2020 09:53Bogdanka ogranicza czasowo wydobycie, kurs spada ponad 15 proc. (opinia)
"Jeśli zmniejszenie wydobycia trwałoby do końca lutego, to wolumen zmniejszy się o 50-60 tys. ton. Tyle można potem nadrobić w trakcie roku, ale pytanie dlaczego miałoby się coś poprawić po lutym. Import raczej nie ustanie, pogoda się nie zmieni, bo zimniej już raczej nie będzie, zużycie węgla dynamicznie spada, produkcja energii z węgla ciągle spada, rosną zapasy, jest duża presja płacowa na Śląsku" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.
Ocenia, że Bogdanka odczuwa skutki negatywnej sytuacji rynkowej, chociaż jest najlepszą i najbardziej efektywną kopalnią.
"To wszystko powoduje, że byłbym pesymistyczny, jeśli chodzi o kolejne miesiące i kwartały" - powiedział analityk.
Prezes Bogdanki Artur Wasil poinformował PAP Biznes, że spółka zmniejsza o ok. 25 proc. (do około 24 tys. ton) dobową produkcję węgla, dostosowując się do aktualnej sytuacji na rynku węgla. Ograniczenia będą do końca lutego, z możliwością ich ewentualnego wydłużenia.
Prezes Bogdanki wskazywał, że utrzymujące się tej zimy stale wysokie temperatury zmniejszyły zużycie energii elektrycznej, a wysoka wietrzność dodatkowo zwiększyła generację z odnawialnych źródeł energii. Efektem, widocznym w skali całego kraju, jest znaczne zmniejszenie produkcji energii z węgla i wzrost zapasów surowca.
Jak powiedział Wasil, klienci Bogdanki nie mają możliwości odbioru takiej ilości węgla, jaką zwykle spółka produkuje. Dodał, że podjęte decyzje są uzgodnione z głównymi odbiorcami, tj. z elektrowniami Grupy Enea, a wdrożone ograniczenia nie wpływają na zakładany w strategii średnioroczny poziom produkcji.
Bogdanka nie opublikowała jeszcze tegorocznego celu produkcyjnego. W 2019 roku produkcja węgla w Bogdance wyniosła ok. 9,4 mln ton. (PAP Biznes)
pel/ pr/
- 18.02.2020 16:43
Bogdanka zmniejsza o ok. 25 proc. dobową produkcję węgla do końca lutego
18.02.2020 16:43Bogdanka zmniejsza o ok. 25 proc. dobową produkcję węgla do końca lutego
"Podjęliśmy decyzje, które w sposób elastyczny i racjonalny dostosowują naszą bieżącą produkcję do aktualnej sytuacji na rynku węgla. W ich efekcie zmniejszyliśmy dobową produkcję do około 24 tys. ton, tj. ograniczyliśmy ją o ok. 25 proc. w perspektywie do końca miesiąca" - poinformował prezes Bogdanki, w odpowiedzi na pytanie PAP Biznes.
Jak zauważył, utrzymujące się tej zimy stale wysokie temperatury zmniejszyły zużycie energii elektrycznej, a wysoka wietrzność dodatkowo zwiększyła generację z odnawialnych źródeł energii.
"Efektem tych zjawisk, widocznym w skali całego kraju jest znaczne zmniejszenie produkcji energii z węgla i wzrost zapasów surowca. Obecnie nasi klienci nie mają możliwości odbioru takiej ilości węgla, jaką zwykle produkujemy. Podjęte przez nas decyzje są uzgodnione z naszymi głównymi odbiorcami, tj. z elektrowniami Grupy Enea" - powiedział prezes Wasil.
"W naszej ocenie, obecna sytuacja na rynku ma charakter przejściowy" - dodał.
Prezes poinformował, że wdrożone ograniczenia w produkcji będą funkcjonować do końca lutego, z możliwością ich ewentualnego wydłużenia.
"Jako efektywna, dobrze zarządzana organizacja, nie pierwszy raz dostosowujemy się do warunków otoczenia w optymalny sposób. Wdrożone ograniczenia nie wpływają na zakładany przez nas w strategii średnioroczny poziom produkcji" - powiedział prezes Bogdanki.
Bogdanka nie opublikowała jeszcze tegorocznego celu produkcyjnego. Na początku stycznia prezes Bogdanki informował PAP Biznes, że spółka chce, by w tym roku produkcja była zbliżona rdr. W 2019 roku produkcja węgla w Bogdance wyniosła ok. 9,4 mln ton. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 17.02.2020 14:01
PGG wypracowała 86 mln zł zysku na działalności, ale strata księgowa z powodu odpisu sięgnęła 427 mln zł
17.02.2020 14:01PGG wypracowała 86 mln zł zysku na działalności, ale strata księgowa z powodu odpisu sięgnęła 427 mln zł
"Z informacji, które posiadam, wynika, że po stronie przepływów spółka w ubiegłym roku wygenerowała zysk, chociaż bardzo niewielki - 86 mln zł. Natomiast dokonano odpisu nadzwyczajnego, który spowodował księgową stratę" - powiedział wiceminister podczas poniedziałkowej konferencji prasowej w Katowicach.
Rok wcześniej Polska Grupa Górnicza wypracowała ok. 493 mln zł zysku netto.
O tym, że Polska Grupa Górnicza utworzyła odpis aktualizujący wartość posiadanych aktywów trwałych, poinformowały w piątkowych komunikatach spółki energetyczne, będące akcjonariuszami PGG: Polska Grupa Energetyczna, Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, Energa i Enea. Spółki wskazały w swoich raportach, jak odpis dokonany przez Grup odbije się na ich wynikach finansowych za miniony rok.
"Główne przesłanki odpisu aktualizacyjnego wynikają z polityki klimatycznej i dekarbonizacyjnej Unii Europejskiej. Zostały odzwierciedlone w zaprezentowanym 11 grudnia 2019 r. dokumencie pt. Europejski Zielony Ład, który ma całkowicie przeobrazić politykę klimatyczną i gospodarkę UE" - tłumaczą przedstawiciele PGG, wskazując, iż "w zderzeniu z polityką klimatyczną Komisji Europejskiej spółka taka jak PGG musi na bieżąco zarządzać ryzykiem, kiedy wdrażane są regulacje podrażające drastycznie funkcjonowanie przemysłu".
"Jeżeli cena opłat za emisję CO2 w krótkim czasie wzrosła w UE aż pięciokrotnie, z 5 do 25 euro za tonę, to znaczy, że nagle pojawiła się ogromna presja cenowa na energię wytwarzaną z węgla, co natychmiast odbija się na popycie. W gospodarczym systemie naczyń połączonych, gdy zakontraktowany wcześniej węgiel nie zostaje odebrany przez energetykę, kopalnie wpadają w poważne kłopoty" - tłumaczą przedstawiciele spółki.
Firma wskazuje, iż ponieważ podatek od śladu węglowego (którego zadaniem miało być kompensowanie niższej konkurencyjności producentów unijnych w porównaniu z np. rosyjskimi) nie został ciągle wprowadzony na granicach UE, ratunkiem może być tylko uwzględnianie przez polskie górnictwo groźnych, niepomyślnych trendów w prognozach i planach operacyjnych.
Polska Grupa Górnicza potwierdziła w poniedziałek, że w 2019 roku wypracowała zysk na poziomie 86 mln zł, a w związku z przeprowadzeniem testu na trwałą utratę wartości aktywów w grudniu dokonano odpisu aktualizacyjnego. W rezultacie wynik finansowy netto po weryfikacji sprawozdania finansowego wykaże w zapisach księgowych stratę w wysokości 427 mln zł.
Jak wynika z danych PGG, po dwunastu miesiącach 2019 r. spółka wypracowała dodatni wynik na działalności operacyjnej (tzw. EBITDA znormalizowana) w wysokości prawie 2,5 mld zł. Rekordowo wysoki był też wskaźnik inwestycyjny CAPEX na poziomie 3 mld zł, który - w ocenie zarządu firmy - w pewnym zakresie przygotował spółkę na okres dekoniunktury. Dynamika wzrostu zakupów nowych maszyn i urządzeń w PGG wyniosła w minionym roku 79 proc.
PGG podkreśla także wzrost efektywności działania. "Wydajność produkcji w kopalniach PGG w przeliczeniu na statystycznego pracownika systematycznie rośnie - w pięcioleciu od 2014 r. do 2019 r. poprawiła się o 15 proc. Pomiędzy 2018 a 2019 rokiem wydajność per capita (na jednego zatrudnionego) wzrosła w PGG o 3 proc." - podała spółka.
Za miarodajny punkt odniesienia przedstawiciele PGG uważają dynamikę kosztów jednostkowych w latach 2017–2019, wskazując, iż na tle innych spółek branży koszty jednostkowe PGG po 11 miesiącach 2019 r. były niższe o 44 proc. w zakresie usług, o 26 proc. w zakresie materiałów i 21 proc. niższe w zakresie energii.
"Dynamika wzrostu kosztów w PGG w tym okresie, w wyniku wieloletniej polityki ograniczania kosztów, wyniosła w zakresie usług 6 proc. wobec 33 proc. w pozostałych podmiotach, a w zakresie materiałów 5 proc. wobec 28 proc. w pozostałych podmiotach" - wynika z informacji spółki. Podniesienie efektywności energetycznej spowodowało ponadto obniżenie kosztów jednostkowych energii o 5 proc., wobec wzrostu w pozostałych podmiotach o 23 proc.
Przedstawiciele spółki podkreślają, że kluczem do stabilności PGG są umowy długookresowe na dostawy węgla podpisane z głównymi odbiorcami.
"Obecne kontrakty długoterminowe, które chronią PGG w dłuższej perspektywie są korzystne dla każdej ze stron" - ocenia firma.
Wśród symptomów niekorzystnych dla branży zmian w otoczeniu górnictwa przedstawiciele PGG wymieniają obserwowany w 2019 roku istotny spadek produkcji energii z węgla kamiennego w Europie, który na przestrzeni 2019 roku wyniósł ok. 32 proc., a w Polsce ponad 5 proc. "Ma to wpływ na wycenę prowadzonego biznesu" - ocenia PGG. (PAP)
mab/ mtb/ amac/ pr/
- 17.02.2020 12:34
PGG nie stać na 12 proc. podwyżki wynagrodzeń - Sasin, MAP
17.02.2020 12:34PGG nie stać na 12 proc. podwyżki wynagrodzeń - Sasin, MAP
"Część oczekiwań (związków zawodowych w PGG - przyp. PAP Biznes) zostało spełnionych. Te dotyczące tzw. 14 pensji udało się ustalić, uzgodnić i zrealizować. Pozostaje oczekiwanie 12 proc. podwyżki wynagrodzeń. PGG na takie podwyżki nie stać. Mówimy o firmie, która w tej chwili nie przynosi zysków. Zysk nominalny jest bardzo niewielki, a po odpisach spółka będzie wykazywała straty za 2019 r. Trudno w tej sytuacji szukać dodatkowych pieniędzy w budżecie PGG na tak wysokie oczekiwania płacowe" - powiedział w poniedziałek Sasin w telewizji wPolsce. pl.
"Będziemy dalej rozmawiać, będziemy szukać kompromisu, bo myślę, że ani nam jako stronie rządowej, ministerstwu aktywów państwowych, reprezentującemu właściciela PGG, ani - mam nadzieję - stronie związkowej nie zależy na eskalacji protestu, bo to tylko pogorszy sytuację grupy" - dodał minister.
Jak ocenił, górnictwo dziś jest w bardzo trudnej sytuacji z powodu polityki klimatycznej UE.
"Jeśli mamy nie iść w kierunku likwidacji kopalń, szczególnie tych nierentownych, to powinniśmy się wszyscy zastanowić jak to wspólnie spowodować. (...) To wymaga odpowiedzialności wszystkich stron, zrozumienia sytuacji i na pewno niestawiania dziś nierealistycznych oczekiwań płacowych" - powiedział wicepremier Sasin.
W poniedziałek rano w kopalniach Polskiej Grupy Górniczej (PGG), największej górniczej spółki, odbył się dwugodzinny strajk ostrzegawczy. Związkowcy domagają się podwyżki płac o 12 proc. oraz działań na rzecz poprawy sytuacji górnictwa: zapewnienia zbytu węgla do krajowej energetyki i zmniejszenia importu tego surowca. Sprzeciwiają się też - jak mówią - planom "cichej likwidacji kopalń".(PAP Biznes)
pel/ asa/
- 17.02.2020 11:58
Elektrownia w Ostrołęce powstanie; trwają analizy dotyczące paliwa - Sasin, MAP
17.02.2020 11:58Elektrownia w Ostrołęce powstanie; trwają analizy dotyczące paliwa - Sasin, MAP
"Chciałbym wyraźnie powiedzieć, że elektrownia powstanie. Nie dyskutujemy dziś czy kontynuować inwestycję, czy ją zarzucić. Dyskutujemy tylko, jakie powinno być źródło energii w tej elektrowni: czy to powinien być węgiel - jak założono na początku, czy może powinniśmy w obliczu zmieniającej się sytuacji w Europie, polityki klimatycznej i bardzo wysokich kosztów CO2 szukać alternatywnych źródeł energii" - powiedział w poniedziałek Sasin w telewizji wPolsce.
W ubiegłym tygodniu Enea i Energa zawiesiły finansowanie projektu budowy nowego bloku energetycznego opalanego węglem w Ostrołęce o mocy ok. 1000 MW. Decyzja jest związana z potrzebą analiz co do dalszych działań w projekcie i jego dalszego finansowania. Jak podano, analizy będą w szczególności dotyczyć parametrów technicznych, technologicznych, ekonomicznych i organizacyjnych projektu.
Elektrownia Ostrołęka przekazała generalnemu wykonawcy elektrowni Ostrołęka C, czyli konsorcjum spółek GE Power i Alstom Power Systems, polecenie zawieszenia wykonywania całości prac związanych z kontraktem.
Kontrakt zawarty przez spółkę celową przewiduje możliwość czasowego zawieszenia wykonywania, części lub całości, wynikających z niego obowiązków. Maksymalny łączny okres zawieszeń w trakcie realizacji projektu wynosi 90 dni.
Jak zauważył Jacek Sasin, prawo do zabrania głosu w sprawie kształtu inwestycji będzie mieć też PKN Orlen, jeśli miałoby dojść do transakcji przejęcia przez koncern gdańskiej Energi.
"Jesteśmy w okresie analiz, po którym będziemy w stanie powiedzieć z jakiego paliwa elektrownia będzie korzystać" - powiedział wicepremier i minister aktywów państwowych.
Zaawansowanie realizacji inwestycji w Ostrołęce w ujęciu procentowym na 31 stycznia 2020 r. wynosi 5 proc. i jest to mierzone relacją zrealizowanych i opłaconych zadań w stosunku do łącznej wartości projektu.
Na dzień 31 stycznia 2020 roku rozliczono 5 proc. umowy z generalnym wykonawcą. Łączna wartość umowy to 5,05 mld zł netto.
Dotychczas inwestor - spółka Elektrownia Ostrołęka - otrzymała 912,5 mln zł jako kapitał własny (przy czym po 50 proc. udziałów spółki posiadają Energa i Enea) oraz pożyczkę w wysokości 58 mln zł, wypłaconą spółce na mocy umowy z 17 lipca 2019 roku (prawo do wierzytelności z tytułu umowy pożyczki przysługuje po połowie Enerdze i Enei).
Ponadto 23 grudnia 2019 roku, Elektrownia Ostrołęka zawarła z Energą umowę pożyczki na maksymalną kwotę 340 mln zł, wypłacaną w transzach. Na podstawie umowy udzielono dwie transze pożyczki na łączną kwotę 177 mln zł. (PAP Biznes)
pel/ pr/
- 13.02.2020 20:58
ENEA SA (4/2020) Zawarcie porozumienia w sprawie zawieszenia finasowania projektu Ostrołęka C
13.02.2020 20:58ENEA SA (4/2020) Zawarcie porozumienia w sprawie zawieszenia finasowania projektu Ostrołęka C
Zarząd ENEA S.A. ("Emitent"), informuje iż 13 lutego 2020 roku Emitent zawarł porozumienie ("Porozumienie") z Energa S.A. ("Energa") (dalej łącznie "Sponsorzy") dotyczące zawieszenia przez Energa i Emitenta finansowania projektu budowy nowego bloku węglowego - planowanej elektrowni Ostrołęka C w Ostrołęce o mocy ok. 1.000 MW ("Projekt").
W ostatnim czasie wystąpiło ponadto szereg okoliczności, mogących mieć w ocenie Sponsorów wpływ na Projekt, co skutkuje koniecznością kompleksowego przeanalizowania kwestii dalszych działań w Projekcie,
w tym jego dalszego finansowania. Sponsorzy wskazali tu w szczególności:
(i) planowane zmiany polityki Unii Europejskiej w odniesieniu do sektora energii elektrycznej oraz nową politykę kredytową Europejskiego Banku Inwestycyjnego wobec sektora elektroenergetycznego (Energy Lending Policy) wraz z powiązaną z nią inicjatywą Komisji Europejskiej w zakresie tzw. Zielonego Ładu, czyli planu działań zmierzających do zapewnienia neutralności klimatycznej Unii Europejskiej do 2050 roku;
(ii) ogłoszenie przez Polski Koncern Naftowy Orlen S.A w dniu 5 grudnia 2019 roku publicznego wezwania na sprzedaż 100% akcji Energi.
Powyższe czynniki stanowiące nadzwyczajną zmianę okoliczności w połączeniu z trudnością w pozyskaniu zewnętrznego finansowania dla Projektu uzasadniają wstrzymanie finasowania Projektu przez Energa
i Emitenta, a w konsekwencji mogą spowodować skorzystanie przez spółkę Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o.
("Spółka") z uprawnienia do zawieszenia budowy Projektu. W Porozumieniu Emitent oraz Energa zobowiązały się dokonać analiz w szczególności dotyczących parametrów technicznych, technologicznych, ekonomicznych i organizacyjnych oraz dalszego finasowania Projektu, a szczegółowy przedmiot, harmonogram i sposób przeprowadzenia tych analiz zostanie uzgodniony przez strony Porozumienia w terminie 10 dni od jego zawarcia.
Sponsorzy przyjęli, że wstrzymanie finansowania Projektu będzie powodowało konieczność zawieszenia przez Spółkę wykonywania zawartego 12 lipca 2018 roku Kontraktu na Budowę Elektrowni Ostrołęka "C" o mocy ok. 1000 MW, a także Umowy na przebudowę infrastruktury kolejowej dla obsługi Elektrowni Ostrołęka C z dnia 4 października 2019 roku. Porozumienie nie wpływa na moc obowiązującą dotychczasowych porozumień, w szczególności nie wpływa na dotychczasowe ustalenia odnośnie do zasad finansowania Projektu oraz formuły rozliczeń między Sponsorami przyjętych na podstawie dotychczasowych porozumień, o których Emitent informował w raporcie bieżącym nr 12/2019 z 30 kwietnia 2019 roku oraz nr 68/2018 z 29 grudnia 2018 roku, a porozumienie, o którym Emitent informował w raporcie bieżącym nr 12/2019 z 30 kwietnia 2019 roku będzie stosowane do rozliczenia ewentualnych dodatkowych kosztów mogących wyniknąć w przypadku zawieszenia przez Spółkę budowy Projektu.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 13.02.2020 20:52
Zawieszenie finansowania projektu Ostrołęka C słuszną decyzją biznesową - prezes Obajtek
13.02.2020 20:52Zawieszenie finansowania projektu Ostrołęka C słuszną decyzją biznesową - prezes Obajtek
"Spółki Energa i Enea podjęły słuszną decyzję biznesową. Przyjmujemy ją z zadowoleniem. Jako podmiot, który ogłosił wezwanie na zakup akcji Grupy Energa, nie mamy wątpliwości, że inwestycja w Ostrołęce będzie realizowana. Analizujemy jednak różne warianty tego projektu, tak aby wpisywały się w strategię Orlenu" - poinformował PAP Biznes prezes Orlenu Daniel Obajtek.
Enea i Energa zawiesiły w środę finansowanie projektu budowy nowego bloku energetycznego opalanego węglem w Ostrołęce. Zawieszenie finansowania jest związane z potrzebą analiz co do dalszych działań w projekcie i jego dalszego finansowania. Analizy będą w szczególności dotyczyć parametrów technicznych, technologicznych, ekonomicznych i organizacyjnych projektu.
W komunikacie Energi podano, że Energa i Enea biorą udział w poszukiwaniu finansowania zewnętrznego, jednakże dotychczasowy przebieg działań zmierzających do pozyskania inwestora dla projektu nie przyniósł oczekiwanych rezultatów.
"W ostatnim czasie wystąpił ponadto szereg okoliczności mogących mieć w ocenie sponsorów wpływ na projekt, co skutkuje koniecznością kompleksowego przeanalizowania kwestii dalszych działań w projekcie, w tym jego dalszego finansowania" - napisano w komunikacie.
Energa i Enea wskazują na planowane zmiany polityki Unii Europejskiej w odniesieniu do sektora energii elektrycznej oraz nową politykę kredytową Europejskiego Banku Inwestycyjnego wobec sektora elektroenergetycznego wraz z powiązaną z nią inicjatywą Komisji Europejskiej z 11 grudnia 2019 r. w zakresie tzw. Zielonego Ładu, czyli planu działań zmierzających do zapewnienia neutralności klimatycznej UE do 2050 roku, a także wezwanie ogłoszone przez PKN orlen do sprzedaży 100 proc. akcji Energi.
Zapisy w wezwaniu PKN Orlen na akcje Energi trwają od 31 stycznia do 9 kwietnia. Za jedną akcję gdańskiej spółki energetycznej PKN Orlen zaoferował 7 zł.
Zarząd PKN Orlen zapowiadał wcześniej, że po przejęciu Energi przejrzy wszystkie projekty inwestycyjne gdańskiego koncernu energetycznego, w tym budowę bloku energetycznego w Elektrowni Ostrołęka. Sugerował jednak, że bliższe jest mu paliwo gazowe, a strategia Orlenu nie przewiduje zaangażowania w aktywa węglowe. Energa, oprócz bloków węglowych w Ostrołęce, ma też udziały w Polskiej Grupie Górniczej. (PAP Biznes)
pr/
- 13.02.2020 20:29
Enea i Energa zawiesiły finansowanie projektu Ostrołęka C na czas dalszych analiz
13.02.2020 20:29Enea i Energa zawiesiły finansowanie projektu Ostrołęka C na czas dalszych analiz
Analizy będą w szczególności dotyczyć parametrów technicznych, technologicznych, ekonomicznych i organizacyjnych projektu.
W komunikacie podano, że Energa i Enea biorą udział w poszukiwaniu finansowania zewnętrznego, jednakże dotychczasowy przebieg działań zmierzających do pozyskania inwestora dla projektu nie przyniósł oczekiwanych rezultatów.
"W ostatnim czasie wystąpił ponadto szereg okoliczności mogących mieć w ocenie sponsorów wpływ na projekt, co skutkuje koniecznością kompleksowego przeanalizowania kwestii dalszych działań w projekcie, w tym jego dalszego finansowania" - napisano w komunikacie.
Energa i Enea wskazują planowane zmiany polityki Unii Europejskiej w odniesieniu do sektora energii elektrycznej oraz nową politykę kredytową Europejskiego Banku Inwestycyjnego wobec sektora elektroenergetycznego wraz z powiązaną z nią inicjatywą Komisji Europejskiej z 11 grudnia 2019 r. w zakresie tzw. Zielonego Ładu, czyli planu działań zmierzających do zapewnienia neutralności klimatycznej UE do 2050 roku. a także wezwanie ogłoszone przez PKN orlen do sprzedaży 100 proc. akcji Energi. (PAP Biznes)
pr/
- 11.02.2020 16:54
Rada nadzorcza Mennicy Polskiej przeciwna zwiększeniu zaangażowania w akcje Enei
11.02.2020 16:54Rada nadzorcza Mennicy Polskiej przeciwna zwiększeniu zaangażowania w akcje Enei
Jak podano w komunikacie, dotychczasowe zaangażowanie Mennicy Polskiej w akcje Enei wynosi 75,65 mln zł. W marcu 2019 roku rada nadzorcza Mennicy Polskiej zgodziła się na zakup akcji Enei za maksymalnie 80 mln zł. Inwestycja miała być realizowana do końca 2019 roku.
Mennica Polska podawała wcześniej, że zakup akcji Enei nie stanowi inwestycji o charakterze strategicznym, a jest jedynie "alternatywą wobec innych możliwych lokat nadwyżki środków pieniężnych". (PAP Biznes)
kuc/ gor/
- 11.02.2020 14:42
Enea Wytwarzanie i Gaz-System mają porozumienie ws. przyłączenia Kozienic do sieci gazowej (opis)
11.02.2020 14:42Enea Wytwarzanie i Gaz-System mają porozumienie ws. przyłączenia Kozienic do sieci gazowej (opis)
Porozumienie obejmuje wykonanie dokumentacji technicznej wraz z pozwoleniami administracyjnymi. Gaz do elektrowni będzie dostarczony z gazociągu Gustorzyn-Wronów, którego realizacja jest na etapie uzyskiwania pozwoleń administracyjnych.
Zgodnie z porozumieniem podpisanie umowy o przyłączenie z Enea Wytwarzanie nastąpi do 2023 r.
„Gaz, który będzie doprowadzony do Elektrowni Kozienice (…) to będzie gaz, który zastąpi wyeksploatowane, stare, nieefektywne bloki na węgiel kamienny w Kozienicach. Kozienice w całości staną się bardzo nowoczesne, bo funkcjonuje tam nowoczesny blok węglowy, a jednocześnie +stara część+ Kozienic będzie przestawiana na gaz” – powiedział Piotr Naimski, pełnomocnik ds. strategicznej infrastruktury energetycznej.
Wiceprezes Enei Wytwarzanie Tomasz Siwak poinformował, że docelowo w Elektrowni Kozienice osiem bloków węglowych o mocy 200 MW każdy miałoby zostać przestawionych na gaz.
"Zakładamy, że pierwszy z tych bloków węglowych wypadnie z systemu w 2029 r., ale to może być szybciej w zależności od jego stanu eksploatacji. Proces przestawiania się z węgla na gaz może więc przyśpieszyć" - powiedział dziennikarzom wiceprezes Siwak.
Wiceprezes Gaz-Systemu Artur Zawartko poinformował, że w przypadku przyłączenia Kozienic do gazociągu Gustorzyn-Wronów szacuje się, że w trybie specustawy potrzeba 42 miesięcy na prace przygotowawcze, projektowanie i dwa lata na samą budowę.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 11.02.2020 14:40
Konsolidacja branży energetycznej ma sens, będą analizowane jej kierunki - Sasin (opis)
11.02.2020 14:40Konsolidacja branży energetycznej ma sens, będą analizowane jej kierunki - Sasin (opis)
"To jest pytanie, przed którym stoimy: czy korzystna dla gospodarki byłaby konsolidacja spółek energetycznych. Dzisiaj mamy cztery główne spółki energetyczne kontrolowane przez Skarb Państwa. W stosunku do jednej z nich, czyli Energi, zostało ogłoszone wezwanie przez Orlen. W przypadku pozostałych trzech spółek musimy sobie odpowiedzieć na pytanie, czy one powinny funkcjonować w dotychczasowej strukturze, czy być może właśnie działania konsolidacyjne byłyby uzasadnione i przyniosłyby dobre efekty dla gospodarki" - powiedział dziennikarzom Sasin.
Dodał, że również sam sektor energetyczny, w związku z polityką klimatyczną Unii Europejskiej i wynikającymi z niej wyzwaniami, muszą na nie skutecznie odpowiedzieć.
"Co do samego pomysłu konsolidowania spółek Skarbu Państwa to wielokrotnie deklarowałem przekonanie, że jest to kierunek właściwy, żeby tworzyć duże podmioty, które po skonsolidowaniu swoich budżetów inwestycyjnych byłyby w stanie nie tylko dokonywać większych inwestycji, ale i dużo skuteczniej rywalizować z innymi podmiotami działającymi w danych branżach, w tym również z podmiotami zagranicznymi, które działają na polskim rynku" - powiedział wicepremier.
"Takie duże spółki mogłyby wychodzić poza Polskę i podejmować rywalizację również na rynkach innych krajów, stawać się spółkami o wymiarze europejskim, a w przyszłości również o wymiarze globalnym" - dodał. (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 11.02.2020 14:26
Kwestia paliwa dla Ostrołęki C jest dyskutowana, decyzja wkrótce - Naimski (opis)
11.02.2020 14:26Kwestia paliwa dla Ostrołęki C jest dyskutowana, decyzja wkrótce - Naimski (opis)
"Kwestia paliwa dla Ostrołęki jest dyskutowana. Ostateczna decyzja nie została jeszcze podjęta" - powiedział Naimski dziennikarzom.
Pytany, kiedy takiej decyzji można się spodziewać, odpowiedział, że "wkrótce".
"Są prowadzone konsultacje i rozmowy ze wszystkimi interesariuszami" - powiedział.
"Niewątpliwie potrzebujemy tam źródła energii, które by pracowało w tzw. podstawie. (...) Pytanie nie brzmi, czy w Ostrołęce powinno być nowe źródło, ale jakie będzie paliwo" - dodał Naimski.
Pytany, czy ewentualna zmiana paliwa na gaz opóźniłaby projekt odpowiedział, że "istnieje takie niebezpieczeństwo, ale prawdą jest też, że elektrownię gazową buduje się szybciej niż węglową".
Wiceprezes Gaz-Systemu Artur Zawartko poinformował dziennikarzy, że do spółki nie wpłynął dotychczas żaden wniosek związany z ewentualnym przyłączeniem bloku w Ostrołęce do sieci gazowej.
"Budujemy gazociąg GIPL (interkonektor gazowy Polska-Litwa - przyp. PAP Biznes), więc będzie on szybciej niż gazociąg Gustorzyn-Wronów (od którego poprowadzone ma być planowane przyłącze do Elektrowni Kozienice - przyp. PAP Biznes). Północny odcinek jest już po fazie przetargowej, umowa z wykonawcą powinna być szybko podpisana, a na południowy odcinek niewiele później. Sam cykl budowy przyłącza musi potrwać tyle samo" - powiedział Zawartko.
Jak wyjaśnił, w przypadku przyłączenia Kozienic do gazociągu Gustorzyn-Wronów szacuje się, że potrzeba 42 miesiące do uzyskania pozwolenia na budowę i dwa lata na samą budowę.
"Potrzeba minimum pięć lat, nie da się szybciej" - powiedział wiceprezes Gaz-Systemu.
Wicepremier i minister aktywów państwowych Jacek Sasin poinformował we wtorek, że zarządy Enei i Energi prowadzą analizy w kwestii wyboru paliwa dla nowego bloku energetycznego w Ostrołęce. Wskazał, że zmieniło się otoczenie, w tym podejście np. w kwestii polityki klimatycznej. Jak powiedział, decyzja o wyborze paliwa do bloku C w Ostrołęce zapadnie przed końcem wezwania Orlenu na Energę.
Zapisy w wezwaniu PKN Orlen na akcje Energi trwają od 31 stycznia do 9 kwietnia.
Zarząd PKN Orlen zapowiadał, że po przejęciu Energi przejrzy wszystkie projekty inwestycyjne gdańskiego koncernu energetycznego, w tym budowę bloku energetycznego w Elektrowni Ostrołęka. Sugerował jednak, że bliższe jest mu paliwo gazowe, a strategia Orlenu nie przewiduje zaangażowania w aktywa węglowe. Energa, oprócz bloków węglowych w Ostrołęce, ma też udziały w Polskiej Grupie Górniczej.(PAP Biznes)
pel/ doa/ ana/
- 11.02.2020 14:02
Konsolidacja branży energetycznej ma sens, będą analizowane jej kierunki - Sasin
11.02.2020 14:02Konsolidacja branży energetycznej ma sens, będą analizowane jej kierunki - Sasin
"Pomysły konsolidacyjne w sektorze energetycznym mają sens. Mamy 4 duże grupy energetyczne. Jedna z tych spółek (Energa) jest obecnie przedmiotem wezwania ogłoszonego przez Orlen. Musimy się zastanowić, co zrobić z pozostałymi trzema spółkami" - powiedział dziennikarzom Sasin.
"Musimy zadać sobie pytanie, czy mają one działać w dotychczasowej strukturze. Będzie to przedmiotem analiz, za wcześnie jeszcze na decyzje" - dodał.(PAP Biznes)
pr/ ana/
- 11.02.2020 13:06
Decyzja ws. zmiany paliwa zasilającego dla Ostrołęki C powinna zostać podjęta wkrótce - Naimski
11.02.2020 13:06Decyzja ws. zmiany paliwa zasilającego dla Ostrołęki C powinna zostać podjęta wkrótce - Naimski
"Kwestia paliwa dla Ostrołęki jest dyskutowana. Ostateczna decyzja nie została podjęta" - powiedział Naimski dziennikarzom.
Pytany, kiedy takiej decyzji można się spodziewać, odpowiedział, że "wkrótce".
"Są prowadzone konsultacje i rozmowy ze wszystkimi interesariuszami" - powiedział.
"Niewątpliwie potrzebujemy tam źródła energii, które by pracowało w podstawie. Pytanie nie brzmi, czy w Ostrołęce powinno być nowe źródło, ale jakie będzie paliwo" - dodał Naimski.
Pytany, czy ewentualna zmiana paliwa na gaz opóźniłaby projekt odpowiedział, że "istnieje takie niebezpieczeństwo, ale prawdą jest też, że elektrownię gazową buduje się szybciej". (PAP Biznes)
pel/ doa/ ana/
- 11.02.2020 12:31
Enea Wytwarzanie i Gaz-System mają porozumienie ws. przyłączenia Elektrowni Kozienice do sieci przesyłowej
11.02.2020 12:31Enea Wytwarzanie i Gaz-System mają porozumienie ws. przyłączenia Elektrowni Kozienice do sieci przesyłowej
Porozumienie obejmuje wykonanie dokumentacji technicznej wraz z pozwoleniami administracyjnymi. Gaz do elektrowni będzie dostarczony z gazociągu Gustorzyn-Wronów, którego realizacja jest na etapie uzyskiwania pozwoleń administracyjnych.
Zgodnie z porozumieniem podpisanie umowy o przyłączenie z Enea Wytwarzanie nastąpi do 2023 r.
„Gaz, który będzie doprowadzony do Elektrowni Kozienice (…) to będzie gaz, który zastąpi wyeksploatowane, stare, nieefektywne bloki na węgiel kamienny w Kozienicach. Kozienice w całości staną się bardzo nowoczesne, bo funkcjonuje tam nowoczesny blok węglowy, a jednocześnie +stara część+ Kozienic będzie przestawiana na gaz” – powiedział Piotr Naimski, pełnomocnik ds. strategicznej infrastruktury energetycznej. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 11.02.2020 08:29
Zarząd Mennicy Polskiej chce, by spółka zwiększyła zaangażowanie w akcje Enei
11.02.2020 08:29Zarząd Mennicy Polskiej chce, by spółka zwiększyła zaangażowanie w akcje Enei
Dotychczasowe zaangażowanie kapitałowe Mennicy w akcje Enea wynosi 75.652.900,28 zł i nie przekroczyło znaczącego progu względem ilości akcji spółki.
"Nabycie akcji nie stanowi dla spółki inwestycji o charakterze strategicznym. Lokata w akcje będzie stanowić dla spółki alternatywną, wobec innych możliwych lokat, inwestycję z wykorzystaniem nadwyżki środków pieniężnych" - napisano w komunikacie.
Mennica podała, że na dzień publikacji wtorkowego raportu nie przewiduje dalszego zwiększania limitu inwestycyjnego na inwestycję w akcje Enei i dopuszcza możliwość sprzedaży akcji spółki.
Realizacja inwestycji wymaga zgody rady nadzorczej Mennicy. (PAP Biznes)
doa/ ana/
- 06.02.2020 19:07
ENEA SA (3/2020) Informacja o rezygnacji z pełnienia funkcji w Radzie Nadzorczej ENEA S.A.
06.02.2020 19:07ENEA SA (3/2020) Informacja o rezygnacji z pełnienia funkcji w Radzie Nadzorczej ENEA S.A.
Zarząd ENEA S.A. (Spółka) informuje, że w dniu 6 lutego 2020 roku do Spółki wpłynęła datowana na ten sam dzień rezygnacja Przewodniczącego Rady Nadzorczej Pana Stanisława Hebdy z członkostwa w Radzie Nadzorczej ENEA S.A. Jako przyczynę rezygnacji podano względy osobiste.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 4 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 04.02.2020 10:32
Projekt ustawy o rekompensatach za podwyżki cen prądu jest gotowy - Sasin
04.02.2020 10:32Projekt ustawy o rekompensatach za podwyżki cen prądu jest gotowy - Sasin
W projekcie ustawy znalazł się zapis o pełnym zrekompensowaniu tegorocznych 12-procentowych podwyżek rachunków za prąd do domów.
Z projektu ustawy wynika, że rekompensaty mają być wypłacane dopiero w przyszłym roku.
"Rekompensaty będą wypłacane w następnym roku, czyli wraz z pierwszym rachunkiem wystawianym za przyszły rok" - powiedział wicepremier.
Będzie to obejmowało nie tylko klientów spółek państwowych: PGE, Energa, Enea i Tauron, ale także prywatnych, jak działające w Warszawie Innogy.
Z rekompensaty skorzystają tylko ci klienci, których miesięczne zarobki nie przekraczają 7 tysięcy brutto, czyli mniej więcej 5100 złotych na rękę.
"Tak jak zapowiadałem, będzie ograniczenie polegające na tym, że rekompensaty będą skierowane do osób mieszczących się w pierwszym progu podatkowym. Oczywiście chodzi o osobę, na którą rachunek jest wystawiany" - powiedział Jacek Sasin.
Budżet państwa ma na to wydać maksymalnie około 3 mld zł. (PAP Biznes)
pr/ gor/
- 03.02.2020 19:53
ENEA SA (2/2020) Powołanie Członka Rady Nadzorczej dokonane przez Ministra Aktywów Państwowych
03.02.2020 19:53ENEA SA (2/2020) Powołanie Członka Rady Nadzorczej dokonane przez Ministra Aktywów Państwowych
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") informuje o wpłynięciu w dniu dzisiejszym do Spółki oświadczenia Ministra Aktywów Państwowych z dnia 3 lutego 2020 roku, o skorzystaniu przez Ministra Aktywów Państwowych z uprawnienia do powołania na podstawie § 24 ust. 1 Statutu Spółki członka Rady Nadzorczej ENEA S.A.
Zgodnie z ww. uprawnieniem z dniem 3 lutego 2020 roku do składu Rady Nadzorczej Spółki powołany został Pan Bartosz Nieścior.
Pan Bartosz Nieścior jest absolwentem wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego na kierunku prawo. Ukończył studia doktoranckie w zakresie nauk prawnych.
Ukończył podyplomowe studia w zakresie Administracji Rządowej i Samorządowej na Wydziale Nauk Politycznych i Studiów Międzynarodowych Uniwersytetu Warszawskiego oraz studia w języku angielskim LLM in International Commercial Law na Akademii Leona Koźmińskiego w Warszawie. Uzyskał certyfikat Executive Master of Business Administration (MBA).
Odbył szereg kursów biznesowych - Introduction to Global Business Leadership na New York University w Stanach Zjednoczonych oraz Business, International Relations and the Political Economy Certificate Course na London School of Economics.
Posiada szerokie doświadczenie w administracji rządowej. Pracował jako asystent i doradca członka Rady Ministrów w Kancelarii Prezesa Rady Ministrów, następnie jako wicedyrektor w Departamencie Oceny Skutków Regulacji w Kancelarii Prezesa Rady Ministrów oraz Dyrektor Biura Ministra w Ministerstwie Środowiska. Obecnie pełni funkcję zastępcy dyrektora w Departamencie Nadzoru Właścicielskiego I w Ministerstwie Aktywów Państwowych.
Pracował jako wykładowca akademicki na Uniwersytecie Warszawskim. Autor kilkunastu publikacji naukowych w czasopismach polskich i zagranicznych oraz prelegent wielu konferencji w Polsce i za granicą.
Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Bartosz Nieścior nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pan Bartosz Nieścior nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 31.01.2020 19:34
GPW: wyznaczenie pierwszego dnia notowania na Catalyst obligacji serii ENEB0624 spółki ENEA SA
31.01.2020 19:34GPW: wyznaczenie pierwszego dnia notowania na Catalyst obligacji serii ENEB0624 spółki ENEA SA
§ 1
Na podstawie § 7 ust. 1, 2 i 5 Regulaminu Alternatywnego Systemu Obrotu oraz § 2 ust. 1 Załącznika Nr 2 do Regulaminu Alternatywnego Systemu Obrotu, Zarząd Giełdy postanawia:
1) określić dzień 7 lutego 2020 r. jako dzień pierwszego notowania w alternatywnym systemie obrotu na Catalyst 10.000 (dziesięć tysięcy) obligacji na okaziciela serii ENEB0624 spółki ENEA S.A., o wartości nominalnej 100.000 zł (sto tysięcy złotych) każda, oznaczonych przez Krajowy Depozyt Papierów Wartościowych S.A. kodem "PLO129600014", pod warunkiem dokonania przez Krajowy Depozyt Papierów Wartościowych S.A. w dniu 7 lutego 2020 r. ich asymilacji z obligacjami tej spółki notowanymi w alternatywnym systemie obrotu na Catalyst, oznaczonymi kodem "PLENEA000096";
2) notować obligacje, o których mowa w pkt 1), w systemie notowań ciągłych pod nazwą skróconą "ENA0624".
§ 2
Uchwała wchodzi w życie z dniem podjęcia.
kom amp/
- 24.01.2020 13:27
ENEA SA (1/2020) Terminy przekazywania raportów okresowych w 2020 roku
24.01.2020 13:27ENEA SA (1/2020) Terminy przekazywania raportów okresowych w 2020 roku
Zarząd ENEA S.A. (Emitent) działając zgodnie z § 80 ust. 1 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych [...] (dalej: "Rozporządzenie"), podaje terminy przekazywania do publicznej wiadomości raportów okresowych w 2020 roku.
Skonsolidowane rozszerzone raporty kwartalne, zawierające jednostkowe kwartalne sprawozdania finansowe:
QSr za I kwartał 2020 r. - 22 maja 2020 r.
QSr za III kwartał 2020 r. - 26 listopada 2020 r.
Skonsolidowany rozszerzony raport półroczny, zawierający skrócone jednostkowe półroczne sprawozdanie finansowe:
PSr za I półrocze 2020 r. - 3 września 2020 r.
Raport roczny:
R - raport jednostkowy roczny za 2019 r. - 26 marca 2020 r.
RS - raport skonsolidowany roczny za 2019 r. - 26 marca 2020 r.
Jednocześnie Emitent oświadcza o zamiarze kontynuacji przekazywania rozszerzonych skonsolidowanych raportów kwartalnych zawierających skrócone kwartalne sprawozdanie finansowe, o którym mowa w § 62 ust. 1 Rozporządzenia oraz rozszerzonego skonsolidowanego raportu półrocznego zawierającego skrócone półroczne sprawozdanie finansowe, o którym mowa w § 62 ust. 3 Rozporządzenia.
Emitent informuje, że działając odpowiednio zgodnie z § 79 ust. 2 Rozporządzenia, Spółka nie będzie przekazywała rozszerzonych skonsolidowanych raportów kwartalnych (QSr) za IV kwartał 2019 roku oraz II kwartał 2020 roku.
Ponadto Emitent informuje, iż skonsolidowane sprawozdanie z płatności na rzecz administracji publicznej, o którym mowa w §61 ust. 4 Rozporządzenia zostanie przekazane wraz ze skonsolidowanym raportem rocznym tj. w dniu 26 marca 2020 r.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.01.2020 13:51
Nie jest obecnie opracowywany plan alternatywny dla Ostrołęki C - Sasin
21.01.2020 13:51Nie jest obecnie opracowywany plan alternatywny dla Ostrołęki C - Sasin
"Aktualnie nie jest opracowywany plan alternatywny, w którym nastąpiłaby zmiana paliwa zasilającego Elektrownię Ostrołęka C z węgla kamiennego na gaz ziemny. Wszystkie decyzje i pozwolenia administracyjne, na podstawie których jest realizowany projekt Ostrołęka C, zostały wydane dla bloku klasy 1000 MW opalanego węglem kamiennym" - napisał minister w odpowiedzi na interpelację poselską.
Poinformował, że projekt Elektrownia Ostrołęka C znajduje się na początkowym etapie budowy.
"Prace realizowane obecnie na terenie budowy dotyczą przede wszystkim posadowienia głównych obiektów elektrowni (maszynownia, kotłownia, chłodnia kominowa) oraz budowy dwóch pylonów (obszar kotłowni). Równolegle realizowane są prace projektowe oraz kontraktowanie podwykonawców. Harmonogram realizacji inwestycji uwzględnia kontraktowy termin oddania bloku do eksploatacji tj. sierpień 2023 roku" - napisał Sasin.
Na pytanie, czy rząd posiada prognozy dotyczące rentowności bloku, odpowiedział: "Zgodnie z regulacjami zawartymi w Kodeksie spółek handlowych i statutach spółek bezpośrednio zaangażowanych w realizację projektu Ostrołęka C, wszystkie kluczowe decyzje były podejmowane i akceptowane przez właściwe ograny spółek. Każdorazowo przed przejściem do kolejnych etapów inwestycji, spółka weryfikowała zasadność biznesową i rentowność projektu". (PAP Biznes)
pel/ tus/ asa/
- 17.01.2020 13:37
Decyzja ws. ewentualnej zmiany projektu w Ostrołęce musi być jak najszybciej - Gawęda, MAP
17.01.2020 13:37Decyzja ws. ewentualnej zmiany projektu w Ostrołęce musi być jak najszybciej - Gawęda, MAP
"Czy nastąpią zmiany, to się okaże po uzgodnieniach inwestorów” - powiedział dziennikarzom Gawęda.
"Inwestycja jest realizowana. Ewentualna zmiana projektu, jeśli miałaby nastąpić warunkowana jest tym, że inwestycja trwa. W związku z tym decyzja musiałaby być podjęta jak najszybciej" – dodał wiceminister.
Pytany, czy trwają uzgodnienia z wykonawcą inwestycji, odpowiedział, że takie rozmowy prowadzi inwestor. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 14.01.2020 18:52
ENEA SA (36/2019) Uzupełnienie informacji w zakresie wybranych definicji alternatywnych pomiarów wyników użytych w raporcie bieżącym nr 36/2019
14.01.2020 18:52ENEA SA (36/2019) Uzupełnienie informacji w zakresie wybranych definicji alternatywnych pomiarów wyników użytych w raporcie bieżącym nr 36/2019
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent"), w nawiązaniu do raportu bieżącego nr 36/2019 z 12 grudnia 2019 roku dotyczącego zatwierdzenia Strategii Rozwoju Grupy Kapitałowej ENEA do 2030 roku z perspektywą 2035 roku ("Strategia"), przekazuje poniżej uzupełnienie informacji w zakresie definicji alternatywnych pomiarów wyników użytych w Strategii, podanych następnie do publicznej wiadomości ww. raporcie bieżącym. Użyte w raporcie bieżącym nr 36/2019 z 12 grudnia 2019 roku pojęcia oznaczają:
1. ROE - rentowność kapitału własnego, rozumiana jako wartość skonsolidowanego zysku (straty) netto okresu sprawozdawczego podzielonego przez wartość skonsolidowanego kapitału własnego na koniec okresu sprawozdawczego;
2. ROA - rentowność aktywów, rozumiana jako wartość skonsolidowanego zysku (straty) netto okresu sprawozdawczego podzielonego przez wartość skonsolidowanych aktywów całkowitych na koniec okresu sprawozdawczego;
3. EBITDA - wartości odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości w ujęciu skonsolidowanym dla okresu sprawozdawczego).
Ponadto, Emitent wskazuje, że powyższe definicje alternatywnych pomiarów wyników oraz metodologie ich obliczania są takie same jak definicje oraz metodologie obliczania tych samych wskaźników w raportach okresowych Grupy Kapitałowej ENEA. Powyższe definicje można również znaleźć w słowniku pojęć
i skrótów dostępnym na stronie internetowej Emitenta (https://ir.enea.pl/slownik).
Informacja nt. wskaźników ROE, ROA i EBITDA obliczanych dla poszczególnych okresów sprawozdawczych jest cyklicznie monitorowana oraz prezentowana w ramach kolejnych raportów okresowych Emitenta. Emitent wskazuje przy tym, iż niezależnie od dołożenia należytej staranności, mając na względzie okres obowiązywania Strategii oraz możliwość wystąpienia czynników o charakterze zewnętrznym, jak również wynikająca z powyższego nieprzewidywalność czynników mogących wpływać na przedstawione w Strategii wskaźniki i ich wartości, nie mogą być one traktowane jako prognozy operacyjne lub finansowe a jedynie jako mierniki realizacji Strategii, do których dążyć będzie Spółka w okresie jej obowiązywania.
Dodatkowo Spółka wyjaśnia inne pojęcia użyte w Strategii, podane następnie do publicznej wiadomości w raporcie bieżącym nr 36/2019 z 12 grudnia 2019 roku:
1. Nowa Linia Biznesowa - produkty lub usługi inne niż dostarczane / świadczone przez spółki Grupy Kapitałowej ENEA na dzień zatwierdzenia Strategii;
2. B+R+I - działalność badawczo-rozwojowa i innowacyjna.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 10.01.2020 15:26
Mitsubishi Hitachi Power Systems i Enea wnioskują do UOKiK ws. utworzenia wspólnego przedsiębiorcy
10.01.2020 15:26Mitsubishi Hitachi Power Systems i Enea wnioskują do UOKiK ws. utworzenia wspólnego przedsiębiorcy
"Działalność gospodarcza wspólnego przedsiębiorcy może obejmować rozwój, konstrukcje i eksploatację elektrowni w Polsce opartej na technologii bloku gazowo-parowego ze zintegrowanym obiegiem gazyfikacji węgla (ang. Integrated Coal Gasification Combined Cycle technology)" - napisano.
Mitsubishi Hitachi Power Systems należy do grupy kapitałowej kontrolowanej przez Mitsubishi Heavy Industries, która jest międzynarodowym dostawcą ciężkich maszyn przemysłowych. Grupa ta prowadzi działalność produkcyjną w obszarze przemysłu stoczniowego i morskiego, urządzeń energetycznych, urządzeń energii jądrowej, sprężarek, turbin, maszyn i stali. (PAP Biznes)
doa/ asa/
- 31.12.2019 13:39
GPW: wprowadzenie do obrotu obligacji spółki ENEA S.A.
31.12.2019 13:39GPW: wprowadzenie do obrotu obligacji spółki ENEA S.A.
§ 1
Na podstawie § 3 ust. 1 i 2 oraz § 5 ust. 1 Regulaminu Alternatywnego Systemu Obrotu, Zarząd Giełdy postanawia wprowadzić
do alternatywnego systemu obrotu na Catalyst 10.000 (dziesięć tysięcy) obligacji na okaziciela serii ENEB0624 spółki ENEA S.A., o wartości nominalnej 100.000 zł (sto tysięcy złotych) każda.
§ 2
Uchwała wchodzi w życie z dniem podjęcia.
kom mra
- 31.12.2019 12:50
Wartość umowy między Bogdanką i Eneą Wytwarzanie wyższa o 4,8 proc.
31.12.2019 12:50Wartość umowy między Bogdanką i Eneą Wytwarzanie wyższa o 4,8 proc.
Bogdanka podała, że w okresie 2020 – 2036 wartość umowy wieloletniej wyniesie 14,04 mld zł netto.
"Przedmiotowy aneks określa warunki dostaw węgla energetycznego, w tym zaktualizowane wolumeny ilościowe dla lat 2020 - 2025 oraz cenę sprzedaży węgla w roku 2020 do Enea Wytwarzanie sp. z o. o. – źródło wytwórcze Elektrownia Kozienice" - napisano w komunikacie. (PAP Biznes)
seb/ ana/
- 31.12.2019 11:33
Bogdanka planuje w I etapie wydobycie z K-6 i K-7 w oparciu o istniejącą infrastrukturę
31.12.2019 11:33Bogdanka planuje w I etapie wydobycie z K-6 i K-7 w oparciu o istniejącą infrastrukturę
Bogdanka otrzymała od Ministra Klimatu koncesję na wydobycie węgla kamiennego ze złoża "K-6 i K-7" w obszarze górniczym "Cyców", o zasobach operatywnych na poziomie ok. 66 mln ton. Spółka zawarła już także umowę o użytkowanie górnicze złoża.
Złoże „K-6 i K-7” graniczy bezpośrednio z obszarem „Puchaczów V”, eksploatowanym obecnie przez Bogdankę.
"Otrzymanie koncesji na wydobycie węgla kamiennego ze złoża +K-6 i K-7+ zwiększa bazę zasobową Bogdanki oraz daje nam możliwość lepszego długoterminowego planowania produkcji" – powiedział, cytowany w komunikacie, prezes Bogdanki Artur Wasil.
Bogdanka prowadzi obecnie eksploatację w trzech polach – Bogdanka, Stefanów, Nadrybie. Skrajne ściany w Stefanowie znajdują się w odległości ok. 400-500 metrów od złoża „K-6 i K-7”.
"Pozyskanie do eksploatacji tego obszaru oznacza synergie przekładające się wprost na efektywność wydobycia Bogdanki. W pierwszej fazie, czyli w perspektywie kilku lat, planujemy rozpocząć wydobycie w oparciu o istniejącą infrastrukturę w Polu Stefanów" – dodał prezes Wasil.
Prairie Mining, które planuje budowę na Lubelszczyźnie kopalni Jan Karski wskazało w swoim komunikacie we wtorek, że złoże K6 i K7 stanowi "integralną część" planowanej przez Prairie kopalni, a przyznanie koncesji Bogdance to kolejny "dowód dyskryminacji doświadczanej przez Prairie jako zagranicznego inwestora w Polsce". (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 30.12.2019 20:10
Enea utworzy w IV kw. rezerwę o wartości 70-147 mln zł na umowy w segmencie obrotu
30.12.2019 20:10Enea utworzy w IV kw. rezerwę o wartości 70-147 mln zł na umowy w segmencie obrotu
Spółka podała, że wysokość rezerwy może ulec zmianie, a jej ostateczna wartość zostanie zaprezentowana w raporcie rocznym grupy.
Prezes URE zatwierdził w poniedziałek taryfy na sprzedaż energii dwóm sprzedawcom z urzędu - Enea i Energa Obrót. Łączne rachunki odbiorców energii w gospodarstwach domowych (grupa G11) będą wyższe średnio o odpowiednio: 12,2 i 11,3 proc.
W połowie grudnia prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził taryfę pięciu dystrybutorów energii elektrycznej: PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja, Enea Operator, Energa Operator, innogy Stoen Operator (wzrost stawek dystrybucji dla grup G wyniósł średnio 3,1 proc.) oraz taryfę na sprzedaż energii sprzedawcy z urzędu – Tauron Sprzedaż.
Taryfy te przedsiębiorcy mogą stosować od 1 stycznia 2020 roku. (PAP Biznes)
kuc/ osz/
- 30.12.2019 19:56
ENEA SA (41/2019) Informacja nt. zatwierdzenia taryfy dla energii elektrycznej dla zespołu grup taryfowych G
30.12.2019 19:56ENEA SA (41/2019) Informacja nt. zatwierdzenia taryfy dla energii elektrycznej dla zespołu grup taryfowych G
Zarząd ENEA S.A. ("Emitent", "Spółka") informuje, iż 30 grudnia 2019 roku na mocy zatwierdzonej tego samego dnia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki ("Prezes URE") taryfy dla energii elektrycznej dla zespołu grup taryfowych G na okres od dnia 14 stycznia do dnia 31 marca 2020 roku ("Taryfa") dokonał oceny wpływu Taryfy na oczekiwane wyniki finansowe Spółki oraz Grupy Kapitałowej ENEA dla 2020 roku.
Prezes URE zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla ENEA S.A., na poziomie średnio 289,37 zł za MWh.
Mając powyższe na uwadze oraz działając zgodnie z MSR 37, Spółka zidentyfikowała konieczność utworzenia w IV kwartale 2019 roku rezerwy na umowy rodzące obciążenia w segmencie obrotu, która została wstępnie oszacowana na poziomie od 70 do 147 mln zł. Jednocześnie Spółka informuje, że wysokość wskazanej rezerwy może ulec zmianie, a jej ostateczna wartość zostanie zaprezentowana w raporcie okresowym Emitenta za 2019 rok.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 30.12.2019 15:53
URE zatwierdził taryfy na sprzedaż energii Enei i Energi Obrót (opis)
30.12.2019 15:53URE zatwierdził taryfy na sprzedaż energii Enei i Energi Obrót (opis)
"W wyniku wnioskowanych przez przedsiębiorców, a zatwierdzonych w grudniu br. przez Prezesa URE nowych taryf rachunki odbiorców energii w gospodarstwach domowych (grupa G11) będą wyższe o ok. 9 złotych miesięcznie. W przypadku odbiorców w grupach taryfowych G12, zużywających średnio znacznie więcej energii elektrycznej niż przeciętny odbiorca, nominalny wzrost opłat za energię będzie odpowiednio wyższy" - napisano w komunikacie.
Enea i Energa Obrót mogą zmienić ceny za energię elektryczną w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych, w stosunku do których będą stosowali taryfę zatwierdzaną przez prezesa URE, najwcześniej po 14 dniach od ich zatwierdzenia przez regulatora, czyli od 13 stycznia 2020 roku.
Taryfy zostały zatwierdzone na okres wnioskowany przez przedsiębiorstwa, tj. taryfa Enei - do 31 marca 2020 r., natomiast taryfy Energa Obrót i Tauron Sprzedaż – do końca 2020 roku.
W połowie grudnia prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził już taryfę Operatora Systemu Przesyłowego (PSE), pięciu dystrybutorów energii elektrycznej: PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja, Enea Operator, Energa Operator, innogy Stoen Operator (wzrost stawek dystrybucji dla grup G wyniósł średnio 3,1 proc.) oraz taryfę na sprzedaż energii sprzedawcy z urzędu – Tauron Sprzedaż. Te taryfy przedsiębiorcy mogą stosować od 1 stycznia 2020 roku.
Zestawienia zmiany płatności dla odbiorców w gospodarstwach domowych:
OSD/Sprzedawca z urzędu Wzrost rachunku odbiorców Wzrost rachunku odbiorców średnio średnio w grupie G11 w grupie G11 (łącznie sprzedaż i dystrybucja) (łącznie sprzedaż i dystrybucja) % zł/miesiąc ENEA Operator/ Enea 12,2 8,3 Energa Operator/ Energa Obrót 11,3 8,6 Tauron Dystrybucja/ Tauron Sprzedaż* 11,4-12,9 7,8-8,6 * Dla Tauronu łączne skutki dla obiorców podano w przedziałach ze względu na istniejące jeszcze zróżnicowanie stawek opłat w poszczególnych obszarach. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 30.12.2019 14:30
Bogdanka uzyskała koncesję na wydobycie węgla z obszaru K-6 i K-7
30.12.2019 14:30Bogdanka uzyskała koncesję na wydobycie węgla z obszaru K-6 i K-7
"Otrzymanie ww. koncesji stanowi kolejny etap zwiększania bazy zasobowej, co daje możliwość długoterminowego planowania produkcji i zabezpiecza rozwój kopalni oraz zapewnienia jej stabilne zaplecze surowcowe" - napisano. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 23.12.2019 17:13
Energa pożyczy Elektrowni Ostrołęka maksymalnie 340 mln zł
23.12.2019 17:13Energa pożyczy Elektrowni Ostrołęka maksymalnie 340 mln zł
Udzielenie pożyczki stanowi częściowe wykonanie przez Energę swoich zobowiązań z porozumienia z kwietnia 2019 r. zawartego pomiędzy Energą i Eneą w sprawie finansowania budowy Elektrowni Ostrołęka C.
Kwota pożyczki zaciągniętej przez Elektrownię Ostrołęka wynosi maksymalnie 340 mln zł i będzie wypłacana w transzach, na uzasadniony wniosek związany z realizacją projektu. Pierwsza transza w kwocie 160 mln zł zostanie wypłacona 23 grudnia 2019 r.
Odsetki od udzielonej pożyczki mają być wyliczane w oparciu o stopę procentową odzwierciedlającą koszt kapitału w sektorze elektroenergetycznym, która będzie aktualizowana na koniec I, II oraz III kwartału 2020 r.
Spłata pożyczki ma nastąpić jednorazowo wraz z odsetkami w terminie do 26 lutego 2021 r.
Ponadto, na podstawie umowy pożyczki Energa dokonała warunkowej sprzedaży połowy wierzytelności przysługującej jej z umowy wobec pożyczkobiorcy na rzecz Enei.
Zbywane wierzytelności przejdą na Eneę po spełnieniu warunków zawieszających określonych w porozumieniu z kwietnia 2019 r. w późniejszej z dat: 31 stycznia 2021 r. lub w dacie zapłaty przez Eneę na rzecz Energi pełnej kwoty ceny.
Wierzytelności mogą być, po dniu 31 stycznia 2021 r., skonwertowane przez Energę oraz Eneę na kapitał Elektrowni Ostrołęka.
Ostrołęka C to 1000 MW blok na węgiel kamienny, którego budowa ma kosztować ok. 6 mld zł brutto. Inwestorem jest spółka Elektrownia Ostrołęka, w której po połowie udziałów mają Energa i Enea. Nowy blok ma zostać oddany do eksploatacji w 2023 roku. (PAP Biznes)
sar/ ana/
- 20.12.2019 17:25
ENEA SA (40/2019) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% liczby głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENEA S.A. w dniu 19 grudnia 2019 roku
20.12.2019 17:25ENEA SA (40/2019) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% liczby głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENEA S.A. w dniu 19 grudnia 2019 roku
Zarząd ENEA S.A. (Spółka) informuje, że na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki, które odbyło się 19 grudnia 2019 roku (NWZ) akcjonariuszami posiadającymi co najmniej 5% głosów na tym NWZ byli:
- Skarb Państwa, który posiadał na NWZ 227.353.628 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 227.353.628 głosów, co stanowiło 77,44% liczby głosów na tym NWZ i odpowiadało 51,50% ogólnej liczby głosów w Spółce,
- Otwarty Fundusz Emerytalny PZU "Złota Jesień", który posiadał na NWZ 22.000.000 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 22.000.000 głosów, co stanowiło 7,49% liczby głosów na tym NWZ i odpowiadało 4,98% ogólnej liczby głosów w Spółce,
- Nationale-Nederlanden Otwarty Fundusz Emerytalny, który posiadał na NWZ 15.000.000 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 15.000.000 głosów, co stanowiło 5,11% liczby głosów na tym NWZ i odpowiadało 3,40% ogólnej liczby głosów w Spółce.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.12.2019 19:43
ENEA SA (39/2019) Treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 19 grudnia 2019 roku
19.12.2019 19:43ENEA SA (39/2019) Treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 19 grudnia 2019 roku
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd ENEA S.A. (Spółka) przekazuje w załączeniu treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 19 grudnia 2019 roku. Jednocześnie Spółka informuje, że Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. nie odstąpiło od rozpatrzenia któregokolwiek z punktów planowanego porządku obrad, natomiast do protokołu został zgłoszony sprzeciw dotyczący uchwały nr 3. Dodatkowo Spółka informuje, że podczas obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia nie było projektów uchwał, które byłyby poddane pod głosowanie, a nie zostały podjęte.
Szczegółowa podstawa prawna § 19 ust. 1 pkt 6 - 9 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.12.2019 09:43
URE prawdopodobnie zaakceptowałby wzrost rachunku na energię o ok. 12 proc. - Gawin
19.12.2019 09:43URE prawdopodobnie zaakceptowałby wzrost rachunku na energię o ok. 12 proc. - Gawin
"To kwestia indywidualnego podejścia, ale jeśli chcielibyśmy uśrednić i powiedzieć coś o skali podwyżek, to gdyby wniosek oscylował wokół 12 proc. łącznego rachunku, to prawdopodobnie byśmy go zaakceptowali" - powiedział prezes Gawin w radiu Tok FM.
Pytany, czy to oznacza, że podwyżka rachunku o 12 proc. byłaby uzasadniona, odpowiedział: "Tak oceniliśmy w przypadku Tauronu Sprzedaż".
Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla jednego sprzedawcy z urzędu – Tauron Sprzedaż, na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc.
W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. URE nie zdecydowało jednak o zatwierdzeniu ich taryf. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż nie dostosowały się do wezwań regulatora i przedstawiły w kalkulacji taryfy koszty, które - w ocenie URE - nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i koszty zakupu energii.
Brak pozytywnej oceny wniosków taryfowych oznacza, że PGE, Enea oraz Energa nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki z taryfy na rok 2018.
Spółki mają teraz prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą np. skorygować swój wniosek taryfowy lub przedstawić nowy.
"Dialog jest otwarty i czekam na reakcje spółek" - powiedział prezes Gawin.
Pytany, czy zmiana taryf jest możliwa od lutego, odpowiedział: "Jeśli spółki przyjdą z wnioskami i będziemy w stanie skończyć postępowanie choćby do połowy stycznia, to przedsiębiorcy będą mieć prawo wprowadzić nowe taryfy choćby od 1 lutego".
Prezes URE poinformował, że jak dotąd nie był konsultowany w sprawie ewentualnego programu rekompensat dla odbiorców energii.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 18.12.2019 16:13
ENEA SA (38/2019) Projekt uchwały przesłany przez Akcjonariusza na Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. zwołane na dzień 19 grudnia 2019 r.
18.12.2019 16:13ENEA SA (38/2019) Projekt uchwały przesłany przez Akcjonariusza na Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. zwołane na dzień 19 grudnia 2019 r.
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
W nawiązaniu do raportów bieżących nr 32/2019, 33/2019 z dnia 19 listopada 2019 r. oraz 37/2019 z dnia 17 grudnia 2019 r w sprawie odpowiednio zwołania Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia (NWZ), projektów uchwał na NWZ oraz projektu uchwały przesłanego przez Akcjonariusza, Zarząd ENEA S.A. (Spółka) informuje, iż w dniu 18 grudnia 2019 r. wpłynęło do Spółki kolejne pismo Akcjonariusza zawierające nowy projekt uchwały do punktu 6 planowanego porządku obrad NWZ.
Treść projektu uchwały otrzymanego od Akcjonariusza Spółka przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego.
Szczegółowa podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 4 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 18.12.2019 09:36
Taryfa na sprzedaż energii nie zrekompensuje kosztów, ale mogło być gorzej (opinia, aktl.)
18.12.2019 09:36Taryfa na sprzedaż energii nie zrekompensuje kosztów, ale mogło być gorzej (opinia, aktl.)
PAWEŁ PUCHALSKI, ANALITYK SANTANDER BM:
"Tauron poinformował o konieczności zawiązania rezerwy w związku z zatwierdzeniem taryfy na 2020 rok. W mojej ocenie Spółka tym samym sama się przyznaje, że zawnioskowała o zbyt mało. Wpływ decyzji URE jest więc negatywny dla Tauronu, ale mogłem sobie wyobrazić dużo gorsze scenariusze, bo pojawiały się informacje, że nie będzie wzrostu cen, potem że wzrost wyniesie 5-10 proc.
Zakładam, że pozostałe spółki za tydzień-dwa skorygują swoje wnioski, by być tam, gdzie Tauron i wówczas należy mieć nadzieję, że wnioski zostaną zaakceptowane. Gdyby spółki miały stosować taryfę z 2018 roku przez cały przyszły rok, to straty na poziomie EBITDA wyniosłyby wiele setek milionów złotych. Zakładam więc, że stosowanie maksymalnie niekorzystnej taryfy z 2018 roku potrwa maksymalnie przez styczeń"
DM BDM (raport poranny):
"Ceny energii elektrycznej w jedynej zatwierdzonej taryfie Taurona wzrosną o ok. 20 proc. r/r, a ceny dystrybucji (średnio dla wszystkich OSD) wzrosną średnio o 3,1 proc. r/r. Cały rachunek w G podniesie się o ok. 12 proc. r/r. Oczywiście wzrost cen e.e. nawet na takim poziomie nie zrekompensuje wszystkich kosztów spółek obrotu, wynikających głównie ze wzrostu kosztów tzw. czarnej energii elektrycznej na TGE. Niemniej, po wypowiedziach ministra Sasina (brak wzrostu cen) czy Emilewicz (najpierw 5-7 proc., potem 7-10 proc. r/r) rynek mógł mieć obawy przed głębszym zamrożeniem cen.
Tylko Tauron uzyskał akceptację taryfy na sprzedaż energii elektrycznej. Pozostałe trzy spółki mają 14 dni na skorygowanie wniosków, a taryfa wejdzie w życie po kolejnych 14 dniach. Niemniej nawet 20 proc. r/r wzrost taryfy na sprzedaż energii nie zrekompensuje kosztów spółek obrotu, co Tauron potwierdził w ESPI z 17.12.2019 zawiązując 230-280 mln zł rezerw na +umowy rodzące obciążenia+ w 4Q’19. Efektywnie strata wyniesie więc ok. 48 zł/MWh.
Pozostałe spółki będą od stycznia stosować taryfy z 2018 roku (strata ok. 95 zł/MWh). W relacji do EBITDA czy kapitalizacji najwięcej straci oczywiście Energa (17 proc. EBITDA, 12 proc. kapitalizacji), a najmniej PGE (10 proc. EBITDA, 4 proc. kapitalizacji)"
MICHAŁ KOZAK, ANALITYK TRIGON DM:
"Spółki oczekiwały wyższych podwyżek, nie zgodziły się na propozycje URE i prawdopodobnie będą składać nowy wniosek taryfowy. Zakładają, że uda im się coś więcej zyskać niż to co zaproponował URE, a na co zgodził się Tauron. Pytanie, jak rynek to dyskontował, było wiele wypowiedzi polityków w ostatnim czasie"
*********************
Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla jednego sprzedawcy z urzędu – Tauron Sprzedaż, na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc.
W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. URE nie zdecydowało jednak o zatwierdzeniu ich taryf. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż nie dostosowały się do wezwań regulatora i przedstawiły w kalkulacji taryfy koszty, które - w ocenie URE - nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i koszty zakupu energii.
Brak pozytywnej oceny wniosków taryfowych oznacza, że PGE, Enea oraz Energa nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki, które Prezes URE zatwierdził w ostatnim postępowaniu – tj. w taryfie na rok 2018.
Spółki mają teraz prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą np. skorygować swój wniosek taryfowy lub przedstawić nowy.
Prezes URE zatwierdził także taryfę Operatora Systemu Przesyłowego (PSE) oraz pięciu dystrybutorów energii elektrycznej. Jak podał URE, wzrost stawek dystrybucji dla grup G wyniósł średnio 3,1 proc. Oznacza to, że rachunki gospodarstw domowych (grupa G11) mogą wzrosnąć od 56 gr do 1,82 zł miesięcznie.
Od 1 stycznia 2020 roku łączny średni wzrost na rachunku klientów detalicznych obsługiwanych kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja) przez Tauron wyniesie ok. 12 proc. w stosunku do roku 2019, czyli nie więcej niż 9 zł miesięcznie.
Po sesji Tauron podał w komunikacie, że biorąc pod uwagę zatwierdzoną taryfę zidentyfikował konieczność utworzenia w czwartym kwartale 2019 r. rezerwy na umowy rodzące obciążenia w segmencie sprzedaży, która została wstępnie oszacowana na poziomie od 230 mln zł do 280 mln zł. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 18.12.2019 08:55
Taryfa na sprzedaż energii nie zrekompensuje kosztów, ale mogło być gorzej (opinia)
18.12.2019 08:55Taryfa na sprzedaż energii nie zrekompensuje kosztów, ale mogło być gorzej (opinia)
DM BDM (raport poranny):
"Ceny energii elektrycznej w jedynej zatwierdzonej taryfie Taurona wzrosną o ok. 20 proc. r/r, a ceny dystrybucji (średnio dla wszystkich OSD) wzrosną średnio o 3,1 proc. r/r. Cały rachunek w G podniesie się o ok. 12 proc. r/r. Oczywiście wzrost cen e.e. nawet na takim poziomie nie zrekompensuje wszystkich kosztów spółek obrotu, wynikających głównie ze wzrostu kosztów tzw. czarnej energii elektrycznej na TGE. Niemniej, po wypowiedziach ministra Sasina (brak wzrostu cen) czy Emilewicz (najpierw 5-7 proc., potem 7-10 proc. r/r) rynek mógł mieć obawy przed głębszym zamrożeniem cen.
Tylko Tauron uzyskał akceptację taryfy na sprzedaż energii elektrycznej. Pozostałe trzy spółki mają 14 dni na skorygowanie wniosków, a taryfa wejdzie w życie po kolejnych 14 dniach. Niemniej nawet 20 proc. r/r wzrost taryfy na sprzedaż energii nie zrekompensuje kosztów spółek obrotu, co Tauron potwierdził w ESPI z 17.12.2019 zawiązując 230-280 mln zł rezerw na +umowy rodzące obciążenia+ w 4Q’19. Efektywnie strata wyniesie więc ok. 48 zł/MWh.
Pozostałe spółki będą od stycznia stosować taryfy z 2018 roku (strata ok. 95 zł/MWh). W relacji do EBITDA czy kapitalizacji najwięcej straci oczywiście Energa (17 proc. EBITDA, 12 proc. kapitalizacji), a najmniej PGE (10 proc. EBITDA, 4 proc. kapitalizacji)"
MICHAŁ KOZAK, ANALITYK TRIGON DM:
"Spółki oczekiwały wyższych podwyżek, nie zgodziły się na propozycje URE i prawdopodobnie będą składać nowy wniosek taryfowy. Zakładają, że uda im się coś więcej zyskać niż to co zaproponował URE, a na co zgodził się Tauron. Pytanie, jak rynek to dyskontował, było wiele wypowiedzi polityków w ostatnim czasie"
*********************
Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla jednego sprzedawcy z urzędu – Tauron Sprzedaż, na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc.
W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. URE nie zdecydowało jednak o zatwierdzeniu ich taryf. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż nie dostosowały się do wezwań regulatora i przedstawiły w kalkulacji taryfy koszty, które - w ocenie URE - nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i koszty zakupu energii.
Brak pozytywnej oceny wniosków taryfowych oznacza, że PGE, Enea oraz Energa nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki, które Prezes URE zatwierdził w ostatnim postępowaniu – tj. w taryfie na rok 2018.
Spółki mają teraz prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą np. skorygować swój wniosek taryfowy lub przedstawić nowy.
Prezes URE zatwierdził także taryfę Operatora Systemu Przesyłowego (PSE) oraz pięciu dystrybutorów energii elektrycznej. Jak podał URE, wzrost stawek dystrybucji dla grup G wyniósł średnio 3,1 proc. Oznacza to, że rachunki gospodarstw domowych (grupa G11) mogą wzrosnąć od 56 gr do 1,82 zł miesięcznie.
Od 1 stycznia 2020 roku łączny średni wzrost na rachunku klientów detalicznych obsługiwanych kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja) przez Tauron wyniesie ok. 12 proc. w stosunku do roku 2019, czyli nie więcej niż 9 zł miesięcznie.
Po sesji Tauron podał w komunikacie, że biorąc pod uwagę zatwierdzoną taryfę zidentyfikował konieczność utworzenia w czwartym kwartale 2019 r. rezerwy na umowy rodzące obciążenia w segmencie sprzedaży, która została wstępnie oszacowana na poziomie od 230 mln zł do 280 mln zł. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 17.12.2019 20:43
ENEA SA (37/2019) Projekt uchwały przesłany przez Akcjonariusza na Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. zwołane na dzień 19 grudnia 2019 r.
17.12.2019 20:43ENEA SA (37/2019) Projekt uchwały przesłany przez Akcjonariusza na Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. zwołane na dzień 19 grudnia 2019 r.
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
W nawiązaniu do raportów bieżących nr 32/2019 oraz 33/2019 z dnia 19 listopada 2019 r. w sprawie odpowiednio zwołania Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia (NWZ) oraz projektów uchwał na NWZ, Zarząd ENEA S.A. (Spółka) informuje, iż w dniu 17 grudnia 2019 r. wpłynęło do Spółki pismo Akcjonariusza zawierające projekt uchwały do punktu 5 planowanego porządku obrad NWZ. Zgodnie z informacją od Akcjonariusza projekt uchwały w porównaniu z opublikowanym poprzednio projektem, uzupełnia treść § 3 ust. 2 (cele zarządcze) tego projektu uchwały.
Treść projektu uchwały otrzymanego od Akcjonariusza Spółka przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego.
Szczegółowa podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 4 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 17.12.2019 17:56
URE zatwierdził taryfę dystrybucyjną dla PSE i 5 dystrybutorów, sprzedażową jedynie dla Tauron Sprzedaż (opis2)
17.12.2019 17:56URE zatwierdził taryfę dystrybucyjną dla PSE i 5 dystrybutorów, sprzedażową jedynie dla Tauron Sprzedaż (opis2)
Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc. - wynika ze słów Adama Dobrowolskiego, dyrektora departamentu rynków energii elektrycznej i ciepła Urzędu Regulacji Energetyki.
W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż przedstawiły w kalkulacji taryfy koszty, które - w ocenie URE - nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i ceny energii.
Niedostosowanie się do wezwań regulatora w toku prowadzonych postępowań administracyjnych powoduje brak pozytywnej oceny wniosku przedsiębiorstwa przez Prezesa URE, a w konsekwencji brak decyzji zatwierdzającej taryfę.
"W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (PGE, Enea, Energa) nie wydaliśmy jeszcze ostatecznej decyzji, decyzji odmownej. Poinformowaliśmy przedsiębiorstwa o zakończeniu postępowań dowodowych. Przedsiębiorcy mają prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą skorygować swój wniosek taryfowy, przedstawić nowy. Nie mogłem przychylić się do wniosków przedsiębiorstw, które pomimo kilku rund negocjacji nie zdecydowały się przystać na poziom taryf akceptowalny z punktu widzenia nadrzędnych celów regulacji" – powiedział prezes URE Rafał Gawin.
"Przekazane przez sprzedawców informacje oraz porównanie warunków funkcjonowania rynku energii elektrycznej w roku 2019 z przewidywaniami na rok 2020, nie uzasadniają, w naszej ocenie, oczekiwanego przez przedsiębiorstwa wzrostu przychodu" – dodał.
Prezes nie chciał powiedzieć, jakiej skali wzrostu taryfy sprzedażowej spółki oczekiwały. Poinformował, że oczekiwania były wyższe niż zatwierdzony w przypadku Tauronu Sprzedaż wzrost o 20 proc., a sam Tauron w trakcie postępowania skorygował swój wniosek, obniżając oczekiwania.
Brak pozytywnej oceny wniosków taryfowych oznacza, że PGE, Enea oraz Energa nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki, które Prezes URE zatwierdził w ostatnim postępowaniu – tj. w taryfie na rok 2018 (na 2019 nie było zatwierdzanych taryf z uwagi na decyzję rządu o zamrożeniu cen tzw. ustawą prądową). Zmiany w rozliczeniach od 1 stycznia 2020 r. mogą zatem wynikać jedynie ze zmiany taryfy dystrybutora energii elektrycznej.
"Analizując konsekwencje niezatwierdzenia taryf dla trzech z czterech sprzedawców, uważam, że skoro to przedsiębiorca – a więc profesjonalny uczestnik rynku, który najlepiej zna realia prowadzenia działalności gospodarczej – podejmuje decyzję o de facto zamrożeniu cen dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych i funkcjonowaniu w warunkach zwiększonego ryzyka, to pozostaje mi bacznie obserwować konsekwencje takiej decyzji dla przedsiębiorcy i funkcjonowania rynku" - powiedział prezes Rafał Gawin.
Pytany, czy jeśli spółki zdecydują się na korektę wniosków, jaki może być w ich przypadku wzrost taryf, odpowiedział: "Jeśli chodzi o wnioski taryfowe, to staramy się traktować wszystkich w taki sam sposób. Mogą być indywidualne uwarunkowania, ale w zasadzie nie powinny one mieć wpływu na wysokość taryfy. Nie spodziewałbym się tu specjalnych różnic, jeśli chodzi o poziom kosztów uzasadnionych. W konsekwencji taryfa powinna być na zbliżonym poziomie".
Zaznaczył, że decyzja o korekcie wniosku, czy złożeniu nowego należy do spółek.
"Jeśli sytuacja będzie się przedłużać, będziemy obserwować sytuację ekonomiczną przedsiębiorstw i może się zdarzyć, że wezwiemy do zatwierdzenia taryfy, ale to przede wszystkim decyzja przedsiębiorstw" - powiedział prezes Gawin.
Wskazał, że ewentualny wniosek URE będzie oceniać w świetle sytuacji na czas procedowania.
"Na dzień dzisiejszy nasza ocena jest taka, jak wynika z taryfy zatwierdzonej dla Tauron Sprzedaż. Jeśli będziemy analizować wnioski za miesiąc, czy dwa, ocena może być inna. Będziemy patrzeć na sytuację rynkową" - powiedział prezes URE.
Na całkowity koszt energii elektrycznej składają się koszty sprzedaży oraz koszty dystrybucji (transportu). Prezes URE akceptuje taryfy zarówno dla sprzedaży (tylko do odbiorców w gospodarstwach domowych korzystających z taryfy tzw. sprzedawcy z urzędu), jak i dystrybucji energii elektrycznej (dla wszystkich grup odbiorców).
W wyniku zmiany taryfy na obrót energią elektryczną odbiorcy energii w tzw. grupach G, dla których sprzedawcą z urzędu jest Tauron Sprzedaż, zapłacą za energię ok. 7 zł miesięcznie więcej (grupa G11).
Natomiast, jak podał URE, wzrost stawek dystrybucji dla grup G wyniósł średnio 3,1 proc. Oznacza to, że rachunki gospodarstw domowych (grupa G11) mogą wzrosnąć od 56 gr do 1,82 zł miesięcznie.
Natomiast w przypadku odbiorców w grupach taryfowych G12, zużywających średnio znacznie więcej energii elektrycznej niż przeciętny odbiorca, nominalny wzrost opłat za energię elektryczną będzie odpowiednio wyższy.
Oznacza to, że od 1 stycznia 2020 roku łączny średni wzrost na rachunku klientów detalicznych obsługiwanych kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja) przez Tauron wyniesie ok. 12 proc. w stosunku do roku 2019, czyli nie więcej niż 9 zł miesięcznie.
Operator Systemu Dystrybucyjnego Zmiana Zmiana Wzrost rachunku Wzrost rachunku średniej stawki śr. stawki w dystr. w dystrybucji w dystrybucji w dystrybucji ogółem w grupach G % w grupie G11 w grupie G12 % zł/miesiąc zł/miesiąc ENEA Operator 4,6 4 1,27 2,1 Energa Operator 4,4 4,3 1,82 2,8 PGE Dystrybucja 2,1 2,3 0,81 – 1,02* 1,31 – 3,93* Tauron Dystrybucja 2,7 2,8 0,65 – 1,45 1,24 – 1,46 innogy Stoen Operator 2,2 2 0,56 0,83 średnio 3,1 3,1 * Dla PGE i Tauron łączne skutki dla odbiorców podano w przedziałach ze względu na istniejące jeszcze zróżnicowanie stawek opłat w poszczególnych obszarach.
(PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 17.12.2019 16:26
URE zatwierdził taryfę dystrybucyjną dla PSE i 5 dystrybutorów, sprzedażową jedynie dla Tauron Sprzedaż (opis)
17.12.2019 16:26URE zatwierdził taryfę dystrybucyjną dla PSE i 5 dystrybutorów, sprzedażową jedynie dla Tauron Sprzedaż (opis)
Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc. - wynika ze słów Adama Dobrowolskiego, dyrektora departamentu rynków energii elektrycznej i ciepła Urzędu Regulacji Energetyki.
W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż przedstawiły koszty, które nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i koszty energii.
Niedostosowanie się do wezwań regulatora w toku prowadzonych postępowań administracyjnych powoduje brak pozytywnej oceny wniosku przedsiębiorstwa przez Prezesa URE, a w konsekwencji brak decyzji zatwierdzającej taryfę.
"W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (PGE, Enea, Energa) nie wydaliśmy jeszcze ostatecznej decyzji, decyzji odmownej. Poinformowaliśmy przedsiębiorstwa o zakończeniu postępowań dowodowych. Przedsiębiorcy mają prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą skorygować swój wniosek taryfowy, przedstawić nowy. Nie mogłem przychylić się do wniosków przedsiębiorstw, które pomimo kilku rund negocjacji nie zdecydowały się przystać na poziom taryf akceptowalny z punktu widzenia nadrzędnych celów regulacji" – powiedział prezes URE Rafał Gawin.
"Przekazane przez sprzedawców informacje oraz porównanie warunków funkcjonowania rynku energii elektrycznej w roku 2019 z przewidywaniami na rok 2020, nie uzasadniają, w naszej ocenie, oczekiwanego przez przedsiębiorstwa wzrostu przychodu" – dodał.
Prezes nie chciał powiedzieć, jakiej skali wzrostu taryfy sprzedażowej spółki oczekiwały. Poinformował, że oczekiwania były wyższe niż zatwierdzony w przypadku Tauronu Sprzedaż wzrost o 20 proc.
Oznacza to, że przedsiębiorcy ci nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki, które Prezes URE zatwierdził w ostatnim postępowaniu – tj. w taryfie na rok 2018 (na 2019 nie było zatwierdzanych taryf z uwagi na decyzję rządu o zamrożeniu cen tzw. ustawą prądową). Zmiany w rozliczeniach od 1 stycznia 2020 r. mogą zatem wynikać jedynie ze zmiany taryfy dystrybutora energii elektrycznej.
Na całkowity koszt energii elektrycznej składają się koszty sprzedaży oraz koszty dystrybucji (transportu). Prezes URE akceptuje taryfy zarówno dla sprzedaży (tylko do odbiorców w gospodarstwach domowych korzystających z taryfy tzw. sprzedawcy z urzędu), jak i dystrybucji energii elektrycznej (dla wszystkich grup odbiorców).
W wyniku zmiany taryfy na obrót energią elektryczną odbiorcy energii w tzw. grupach G, dla których sprzedawcą z urzędu jest Tauron Sprzedaż, zapłacą za energię ok. 7 zł miesięcznie więcej (grupa G11).
Natomiast wzrost stawek dystrybucji dla grup G wyniósł średnio 3,1 proc. Oznacza to, że rachunki gospodarstw domowych (grupa G11) mogą wzrosnąć od 56 gr do 1,82 zł miesięcznie.
Natomiast w przypadku odbiorców w grupach taryfowych G12, zużywających średnio znacznie więcej energii elektrycznej niż przeciętny odbiorca, nominalny wzrost opłat za energię elektryczną będzie odpowiednio wyższy.
Oznacza to, że od 1 stycznia 2020 roku łączny średni wzrost na rachunku klientów detalicznych obsługiwanych kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja) przez Tauron wyniesie ok. 12 proc. w stosunku do roku 2019, czyli nie więcej niż 9 zł miesięcznie.
Operator Systemu Dystrybucyjnego Zmiana Zmiana Wzrost rachunku Wzrost rachunku średniej stawki śr. stawki w dystr. w dystrybucji w dystrybucji w dystrybucji ogółem w grupach G % w grupie G11 w grupie G12 % zł/miesiąc zł/miesiąc ENEA Operator 4,6 4 1,27 2,1 Energa Operator 4,4 4,3 1,82 2,8 PGE Dystrybucja 2,1 2,3 0,81 – 1,02* 1,31 – 3,93* Tauron Dystrybucja 2,7 2,8 0,65 – 1,45 1,24 – 1,46 innogy Stoen Operator 2,2 2 0,56 0,83 średnio 3,1 3,1 * Dla PGE i Tauron łączne skutki dla odbiorców podano w przedziałach ze względu na istniejące jeszcze zróżnicowanie stawek opłat w poszczególnych obszarach.
(PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 16.12.2019 16:25
Enea rozważa wyjście na rynki sąsiednie – prezes (opis)
16.12.2019 16:25Enea rozważa wyjście na rynki sąsiednie – prezes (opis)
"W segmencie obrotu chcemy zwiększyć sprzedaż na rynku polskim, ale nie tylko na krajowym rynku będziemy się koncentrować. Mamy w zamiarze mapowanie rynków sąsiednich” - powiedział Kowalik na konferencji.
Dodał, że rozważana ekspansja miałaby się odbywać „krok po kroku, racjonalnie, w sposób zrównoważony”.
Nowa strategia grupy Enea zakłada, że jej udział w rynku krajowym sprzedaży energii elektrycznej wyniesie 14 proc. w 2025 roku oraz 15 proc. w 2030 roku wobec 13,5 proc. dotychczas.
Prezes poinformował też, że w segmencie wydobycia grupa chce zwiększać udziały w rynku. Strategia przewiduje wzrost udziału w rynku sprzedaży węgla do energetyki zawodowej do 25 proc. w 2025 roku oraz do 30 proc. w 2030 roku wobec 24,7 proc. w 2018 r.
"Bogdanka musi szukać efektywności i rynków zbytu, by była postrzegana nie tylko jako gracz krajowy, ale i gracz na rynkach międzynarodowych" - powiedział.
Enea podała w strategii, że udział wydatków na działania innowacyjne i badawczo-rozwojowe w grupie w 2030 r. będzie stanowił 2 proc. budżetu inwestycyjnego. Grupa chce być aktywna w segmencie sprzedaży usług operatorskich, w tym dla mikrosieci, rozwoju mikro- i makroklastrów energetycznych, elektromobilności czy instalacji prosumenckich.
EBITDA z nowych linii biznesowych w 2030 r. szacowana jest na 360 mln zł i będzie to 7-12 proc. EBITDA grupy.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 16.12.2019 16:16
Enea planuje zrealizować część z planowanych inwestycji w formule project finance (opis2)
16.12.2019 16:16Enea planuje zrealizować część z planowanych inwestycji w formule project finance (opis2)
Grupa Enea zakłada w strategii nakłady inwestycyjne w perspektywie 2035 roku na ponad 64 mld zł. Inwestycje w nowe moce wytwórcze, wspierające transformację w kierunku koncernu niskoemisyjnego, będą wymagały nakładów finansowych na poziomie 22 mld zł, z czego 14,7 mld zł w segmencie odnawialnych źródeł energii.
Spółka podała, że racjonalna ekonomicznie transformacja źródeł wytwórczych ma przebiegać przy zachowaniu stabilności i bezpieczeństwa finansowego.
"Te wydatki na poziomie 64 mld zł to maksymalna wartość. Część z inwestycji planujemy zrobić w formule project finance z partnerami, by zachować bezpieczeństwo finansowe” - powiedział prezes.
"Źródła i strukturę finansowania będziemy dostosowywać do indywidualnych projektów w sposób optymalny ekonomicznie” - dodał.
Poinformował, że spółka chce też wykorzystywać m.in. fundusze unijne.
"Co do zasady, nie chcielibyśmy nadmiernie obciążać bilansu, tak aby zachować stabilizację finansową, utrzymać kowenanty" - powiedział Kowalik.
"Nie ma mowy, żebyśmy przeinwestowali kosztem pewnych wskaźników, np. długu netto/EBITDA" - dodał prezes.
Strategia grupy zakłada wzrost wartości EBITDA w stosunku do 2018 r. o 35 proc. w 2025 r. i 39 proc. w 2030 r.
Enea zakłada w strategii rozbudowę aktywów wytwórczych i zmianę struktury wytwarzania.
Według założeń, w 2030 r. 41 proc. produkcji energii elektrycznej w grupie będzie pochodziło ze źródeł gazowych i OZE. Celem Enei jest, by ten wskaźnik osiągnął wartość 60 proc. w perspektywie do 2035 r. Projektowany udział OZE w całkowitej produkcji energii elektrycznej ma wynieść 33 proc. w 2030 r. i 2035 r. Grupa będzie skoncentrowana przede wszystkim na projektach: fotowoltaicznych, biomasowych i biogazowych oraz farmach wiatrowych.
Jak powiedział Kowalik, spółka chce obniżyć wartość wskaźnika jednostkowej emisji CO2 do 550 kg CO2/MWh w 2030 roku z 781 kg CO2/MWh w 2018 r.
Poinformował, że wstępnie spółka zakłada w strategii 1,5 GW nowych mocy w fotowoltaice, 700 MW w morskiej energetyce wiatrowej i 200 MW w lądowej energetyce wiatrowej.
Łączna moc zainstalowana grupy będzie sukcesywnie wzrastać i wyniesie 8.287 MW w 2030 r. wobec 6.257 MW w 2018 r. W 2035 r. grupa miałaby dysponować 9.672 MW mocy zainstalowanych.
Szacowane do osiągnięcia wskaźniki mocy zainstalowanej, udziału zero- i niskoemisyjnych źródeł wytwórczych w produkcji energii oraz jednostkowej emisji CO2 w grupie zostały wyzna czone przy założeniu zastąpienia bloków 1-8 klasy 200 MW w Elektrowni Kozienice jednostkami wytwórczymi niskoemisyjnymi oraz modernizacji bloków 2-7 klasy 200 MW w Elektrowni Połaniec.
Kowalik poinformował, że projekt zgazowania węgla jest opcją strategiczną, a obecnie jest w fazie optymalizacji i strukturyzacji.
Prezes powiedział, że strategia grupy Enea nie zakłada udziału w konsolidacji sektora. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 16.12.2019 14:24
Potrzeba trochę czasu na ustrukturyzowanie projektu Ostrołęka w nowych warunkach – prezes Enei
16.12.2019 14:24Potrzeba trochę czasu na ustrukturyzowanie projektu Ostrołęka w nowych warunkach – prezes Enei
„Jeśli chcemy racjonalnie podejść do tego trudnego z punktu widzenia polityki klimatycznej Unii Europejskiej tematu, to chwila dla nowej konfiguracji jest potrzebna, by to wyzwanie poukładać” - powiedział prezes Kowalik dziennikarzom.
Z jego słów wynika, że pewne rozstrzygnięcia są możliwe w najbliższych tygodniach.
„Chwilę trzeba się skupić, jak optymalnie podejść do tego w nowych warunkach tzw. zielonego ładu. Ostrołęka miała być ostatnim blokiem węglowym (…), ale Energa jest właścicielem i powinna być zainteresowana, aby ten projekt ustrukturyzować i zobaczyć, co się opłaca w nowym środowisku” - powiedział prezes Enei.
Wskazał, że PKN Orlen, który chce przejąć Energę może mieć też swoją koncepcję.
Jak poinformował Kowalik, Enea realizuje porozumienie zawarte z Energą dotyczące projektu Ostrołęka C i to porozumienie jest uwzględnione w wydatkach inwestycyjnych założonych w nowej strategii grupy. Powiedział, że inwestycja jest realizowana zgodnie z harmonogramem. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 16.12.2019 13:52
Enea może w I kwartale ‘20 zdecydować o udziale w projekcie offshore
16.12.2019 13:52Enea może w I kwartale ‘20 zdecydować o udziale w projekcie offshore
„W pierwszym kwartale będziemy informować, czy wchodzimy w offshore - powiedział dziennikarzom prezes Kowalik.
Enea zakłada w nowej strategii posiadanie 700 MW w morskiej energetyce wiatrowej.
Ze słów prezesa wynika, że spółka prowadzi obecnie rozmowy z potencjalnymi partnerami w sprawie dwóch projektów offshore, w tym jednego z koncesją. Toczą się także rozmowy z instytucją finansową. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 16.12.2019 13:21
Enea chce zastępować bloki węglowe w Elektrowni Kozienice blokami gazowymi
16.12.2019 13:21Enea chce zastępować bloki węglowe w Elektrowni Kozienice blokami gazowymi
"Chcemy paliwem gazowym zastępować w Elektrowni Kozienice bloki od 1 do 8. Zakładamy, że pierwszy blok gazowy miałby być w 2029 r.” - powiedział prezes na konferencji.
Nowa strategia grupy zakłada, że w 2030 r. źródła gazowe stanowić mają 8 proc. udziału w produkcji elektrycznej, a w 2035 r. 27 proc. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 16.12.2019 13:01
Enea nie zamierza zmieniać polityki dywidendowej – prezes
16.12.2019 13:01Enea nie zamierza zmieniać polityki dywidendowej – prezes
"Nie zamierzamy zmieniać polityki dywidendowej, ale będziemy balansować pewnymi okazjami. Chodzi o inwestycje. (…) Zamierzamy się dzielić zyskami w perspektywie 2030 r., 2035 roku. Decyzja zależna będzie od otoczenia rynkowego, wyników finansowych" - powiedział prezes Mirosław Kowalik. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 16.12.2019 12:54
Enea rozważa wyjście na rynki sąsiednie – prezes
16.12.2019 12:54Enea rozważa wyjście na rynki sąsiednie – prezes
"W segmencie obrotu chcemy zwiększyć sprzedaż na rynku polskim, ale nie tylko. Mamy w zamiarze mapowanie rynków sąsiednich” - powiedział Kowalik na konferencji.
Dodał, że rozważana ekspansja miałaby się odbywać „krok po kroku, racjonalnie, w sposób zrównoważony”. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 16.12.2019 12:47
Enea planuje zrealizować część z planowanych inwestycji w formule project finance (opis)
16.12.2019 12:47Enea planuje zrealizować część z planowanych inwestycji w formule project finance (opis)
Grupa Enea zakłada w strategii nakłady inwestycyjne w perspektywie 2035 roku na ponad 64 mld zł.
„Te wydatki na poziomie 64 mld zł to maksymalna wartość. Część z tych wydatków planujemy wydać w formule project finance z partnerami, by zachować bezpieczeństwo finansowe” - powiedział prezes.
„Źródła i strukturę finansowania będziemy dostosowywać do indywidualnych projektów w sposób optymalny ekonomicznie” - dodał.
Jak powiedział Kowalik, spółka chce obniżyć wartość wskaźnika jednostkowej emisji CO2 do 550 kg CO2/MWh w 2030 roku.
Poinformował, że wstępnie spółka chce mieć do tego czasu 1,5 GW nowych mocy w fotowoltaice, 700 MW w morskiej energetyce wiatrowej i 200 MW w lądowej energetyce wiatrowej. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 16.12.2019 12:42
Enea planuje zrealizować część z planowanych inwestycji w formule project finance
16.12.2019 12:42Enea planuje zrealizować część z planowanych inwestycji w formule project finance
Grupa Enea zakłada w strategii nakłady inwestycyjne w perspektywie 2035 roku na ponad 64 mld zł.
„Te wydatki na poziomie 64 mld zł to maksymalna wartość. Część z tych wydatków planujemy wydać w formule project finance z partnerami, by zachować bezpieczeństwo finansowe” - powiedział prezes.
„Źródła i strukturę finansowania będziemy dostosowywać do indywidualnych projektów w sposób optymalny ekonomicznie” - dodał. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 13.12.2019 09:08
Enea pokazała w nowej strategii dość wysoki CAPEX (opinia, aktl.)
13.12.2019 09:08Enea pokazała w nowej strategii dość wysoki CAPEX (opinia, aktl.)
Po otwarciu notowań kurs Enei spada o 3,8 proc.
ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA SECURITIES:
"Zakładany CAPEX na poziomie 64 mld zł do 2035 r. jest dość duży, większy niż to co spółka wydaje teraz. Powstaje pytanie, jak miałyby się zmieścić jeszcze dywidendy, bo nie ma o tym słowa. Nie ma też słowa o Ostrołęce C, choć jest zakładany pokaźny wzrost mocy.
Strategia może być postrzegana przez rynek raczej neutralnie. Strategie spółek państwowych nie są traktowane poważnie, a tym bardziej strategie spółek energetycznych m.in. z uwagi na dużą rotację w zarządach".
BARTŁOMIEJ KUBICKI, ANALITYK SOCIETE GENERALE:
"Spółka sugerowała wcześniej więcej inwestycji w segmencie dystrybucji i w segmencie odnawialnych źródeł energii, więc zaskoczeń w nowej strategii nie ma. Nie zostało jednak doprecyzowane w co spółka chciałaby inwestować, w jakiego typu źródła.
Zakładany CAPEX, średnio 3,6 mld zł rocznie, to dość dużo. Zastanawiałbym się, czy da się to wydać. W samej dystrybucji jest skok wydatków z ok. 1 mld zł do 1,6 mld zł rocznie. Pytanie, czy regulator na to pozwoli.
Wzrost EBITDA w 2025 r. o 35 proc. jest trochę powyżej moich oczekiwań, ale może być to związane z nowymi mocami i nowymi biznesami, o którym spółka wspomina, nie podając szczegółów. W 2030 r. ten wzrost wydaje się mały, ale trzeba pamiętać, że spółka będzie od 2026 r. dostawać mniej z rynku mocy.
Kierunek inwestycji Enei wydaje się właściwy. Myślę jednak, że rynek przyjmie to neutralnie".
****************
Rada nadzorcza zatwierdziła w czwartek strategię grupy Enea do 2030 roku z perspektywą do 2035 roku.
Strategia zakłada wzrost wartości EBITDA w stosunku do 2018 roku o 35 proc. w 2025 roku oraz o 39 proc. w 2030 roku i wartość EBITDA z nowych linii biznesowych w wysokości 360 mln zł w 2030 roku.
Grupa szacuje nakłady inwestycyjne na utrzymanie ciągłości funkcjonowania oraz na nowe moce wytwórcze w wysokości ponad 64 mld zł w perspektywie 2035 roku, w tym 26,9 mld zł w obszarze dystrybucji, 9,2 mld zł w wydobyciu, 12,5 mld zł w wytwarzaniu, 14,7 mld zł w OZE.
Nakłady inwestycyjne na realizację inwestycji w nowe moce wytwórcze, wspierające transformację koncernu w kierunku niskoemisyjnego, zostały oszacowane na poziomie około 22 mld zł.
Spółka podała, że do 2025 r. udział OZE w produkcji energii elektrycznej miałby wynieść 22 proc., a w 2030 r. 33 proc.
Strategia przewiduje udział zero- i niskoemisyjnych źródeł wytwórczych na poziomie 22 proc. w 2025 roku oraz 41 proc. w 2030 roku w całkowitej produkcji energii elektrycznej grupy, z dążeniem do osiągnięcia wskaźnika na poziomie 60 proc. w perspektywie 2035 roku.
Poziom mocy zainstalowanej ma wynieść 7.447 MW w 2025 roku oraz 8.287 MW w 2030 roku, z dążeniem do osiągnięcia wskaźnika na poziomie 9.672 MW w perspektywie 2035 roku.
Enea zakłada redukcję wartości wskaźnika jednostkowej emisji CO2 do 550 kg CO2/MWh w 2030 roku, z dążeniem do osiągnięcia wskaźnika na poziomie 434 kg CO2/MWh w perspektywie 2035 r.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 13.12.2019 08:42
Strategia Enei neutralna, ale kierunek rozwoju słuszny (opinia)
13.12.2019 08:42Strategia Enei neutralna, ale kierunek rozwoju słuszny (opinia)
Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale:
"Spółka sugerowała wcześniej więcej inwestycji w segmencie dystrybucji i w segmencie odnawialnych źródeł energii, więc zaskoczeń w nowej strategii nie ma. Nie zostało jednak doprecyzowane w co spółka chciałaby inwestować, w jakiego typu źródła.
Zakładany CAPEX, średnio 3,6 mld zł rocznie, to dość dużo. Zastanawiałbym się, czy da się to wydać. W samej dystrybucji jest skok wydatków z ok. 1 mld zł do 1,6 mld zł rocznie. Pytanie, czy regulator na to pozwoli.
Wzrost EBITDA w 2025 r. o 35 proc. jest trochę powyżej moich oczekiwań, ale może być to związane z nowymi mocami i nowymi biznesami, o którym spółka wspomina, nie podając szczegółów. W 2030 r. ten wzrost wydaje się mały, ale trzeba pamiętać, że spółka będzie od 2026 r. dostawać mniej z rynku mocy.
Kierunek inwestycji Enei wydaje się właściwy. Myślę jednak, że rynek przyjmie to neutralnie".
****************
Rada nadzorcza zatwierdziła w czwartek strategię grupy Enea do 2030 roku z perspektywą do 2035 roku.
Strategia zakłada wzrost wartości EBITDA w stosunku do 2018 roku o 35 proc. w 2025 roku oraz o 39 proc. w 2030 roku i wartość EBITDA z nowych linii biznesowych w wysokości 360 mln zł w 2030 roku.
Grupa szacuje nakłady inwestycyjne na utrzymanie ciągłości funkcjonowania oraz na nowe moce wytwórcze w wysokości ponad 64 mld zł w perspektywie 2035 roku, w tym 26,9 mld zł w obszarze dystrybucji, 9,2 mld zł w wydobyciu, 12,5 mld zł w wytwarzaniu, 14,7 mld zł w OZE.
Nakłady inwestycyjne na realizację inwestycji w nowe moce wytwórcze, wspierające transformację koncernu w kierunku niskoemisyjnego, zostały oszacowane na poziomie około 22 mld zł.
Spółka podała, że do 2025 r. udział OZE w produkcji energii elektrycznej miałby wynieść 22 proc., a w 2030 r. 33 proc.
Strategia przewiduje udział zero- i niskoemisyjnych źródeł wytwórczych na poziomie 22 proc. w 2025 roku oraz 41 proc. w 2030 roku w całkowitej produkcji energii elektrycznej grupy, z dążeniem do osiągnięcia wskaźnika na poziomie 60 proc. w perspektywie 2035 roku.
Poziom mocy zainstalowanej ma wynieść 7.447 MW w 2025 roku oraz 8.287 MW w 2030 roku, z dążeniem do osiągnięcia wskaźnika na poziomie 9.672 MW w perspektywie 2035 roku.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 12.12.2019 23:10
Rada Nadzorcza Enei zatwierdziła strategię grupy kapitałowej do 2030 roku z perspektywą do 2035 roku (opis)
12.12.2019 23:10Rada Nadzorcza Enei zatwierdziła strategię grupy kapitałowej do 2030 roku z perspektywą do 2035 roku (opis)
Enea zakłada w strategii udział zero- i niskoemisyjnych źródeł wytwórczych na poziomie 22 proc. w 2025 roku oraz 41 proc. w 2030 roku w całkowitej produkcji energii elektrycznej grupy Enea, z dążeniem do osiągnięcia wskaźnika na poziomie 60 proc. w perspektywie 2035 roku.
Rozwój zero- i niskoemisyjnych źródeł wytwórczych ma doprowadzić do redukcji wartości wskaźnika jednostkowej emisji CO2 do 550 kg CO2/MWh w 2030 roku. Celem, do którego Enea będzie dążyć w 2035 roku, jest spadek wskaźnika do 434 kg CO2/MWh.
Poziom mocy zainstalowanej ma wynieść 7 447 MW w 2025 roku oraz 8 287 MW w 2030 roku, z dążeniem do osiągnięcia wskaźnika na poziomie 9 672 MW w perspektywie 2035 roku.
Stopa zwrotu z kapitału własnego (ROE) ma wynieść 10 proc. w 2025 roku i 2030 roku, a stopa zwrotu z aktywów (ROA) 5 proc. w 2025 roku i 2030 roku.
Grupa Enea szacuje nakłady inwestycyjne na utrzymanie ciągłości funkcjonowania oraz na nowe moce wytwórcze w wysokości ponad 64 mld zł w perspektywie 2035 roku, w tym:
obszar dystrybucji – 26,9 mld zł;
obszar wydobycia – 9,2 mld zł;
obszar wytwarzania – 12,5 mld zł;
odnawialne źródła energii – 14,7 mld zł
pozostała działalność – 1,2 mld zł.
Nakłady na realizację inwestycji w nowe moce wytwórcze, wspierające transformację koncernu w kierunku niskoemisyjnego, zostały oszacowane na około 22 mld zł.
Zgodnie ze strategią udział EBITDA z nowych linii biznesowych ma wynieść 7÷12% w 2030 roku (360 mln zł), natomiast wydatki na badania, rozwój i innowacje stanowić mają 2 proc. łącznych inwestycji grupy Enea.
Pozostałe założenia:
wartość wskaźnika SAIDI na poziomie 105 minut w 2025 roku oraz 100 minut w 2030 roku
wartość wskaźnika SAIFI na poziomie 2,14 w 2025 roku oraz 2,03 w 2030 roku;
wartość wskaźnika strat sieciowych w dystrybucji na poziomie 5,4 proc. w 2025 roku oraz 5,3 proc. w 2030 roku;
wzrost udziału w rynku sprzedaży węgla do energetyki zawodowej do 25 proc. w 2025 roku oraz do 30 proc. w 2030 roku;
Szacowane do osiągnięcia miary realizacji celów strategicznych w perspektywie 2035 roku (60-proc. udział zero- i niskoemisyjnych źródeł wytwórczych, zainstalowana moc na poziomie 9 672 MW) Enea wyznaczyła przy założeniu zastąpienia bloków 1-8 klasy 200 MW w Elektrowni Kozienice jednostkami wytwórczymi niskoemisyjnymi oraz modernizacji bloków 2-7 klasy 200 MW w Elektrowni Połaniec.
"Grupa Kapitałowa Enea, jako odpowiedzialny koncern surowcowo-energetyczny, chcąc sprostać globalnym wyzwaniom zakłada prowadzenie swojej działalności w sposób zrównoważony przy jednoczesnym minimalizowaniu oddziaływania na środowisko naturalne" - napisano w komunikacie.
"Zgodnie z nową misją: +Enea dostarcza niezawodne produkty i usługi dla Klientów budując trwałe relacje oparte na poszanowaniu środowiska naturalnego oraz wzajemnych wartości+" - dodano.(PAP Biznes)
tj/
- 12.12.2019 22:19
Rada Nadzorcza Enei zatwierdziła strategię grupy kapitałowej do 2030 roku z perspektywą do 2035 roku
12.12.2019 22:19Rada Nadzorcza Enei zatwierdziła strategię grupy kapitałowej do 2030 roku z perspektywą do 2035 roku
Enea zakłada w strategii udział zero- i niskoemisyjnych źródeł wytwórczych na poziomie 22 proc. w 2025 roku oraz 41 proc. w 2030 roku w całkowitej produkcji energii elektrycznej grupy Enea, z dążeniem do osiągnięcia wskaźnika na poziomie 60 proc. w perspektywie 2035 roku.
Rozwój zero- i niskoemisyjnych źródeł wytwórczych ma doprowadzić do redukcji wartości wskaźnika jednostkowej emisji CO2 do 550 kg CO2/MWh w 2030 roku. Celem, do którego Enea będzie dążyć w 2035 roku, jest spadek wskaźnika do 434 kg CO2/MWh.
Stopa zwrotu z kapitału własnego (ROE) ma wynieść 10 proc. w 2025 roku i 2030 roku, a stopa zwrotu z aktywów (ROA) 5 proc. w 2025 roku i 2030 roku.
Poziom mocy zainstalowanej ma wynieść 7 447 MW w 2025 roku oraz 8 287 MW w 2030 roku, z dążeniem do osiągnięcia wskaźnika na poziomie 9 672 MW w perspektywie 2035 roku.
"Grupa Kapitałowa ENEA, jako odpowiedzialny koncern surowcowo-energetyczny, chcąc sprostać globalnym wyzwaniom zakłada prowadzenie swojej działalności w sposób zrównoważony przy jednoczesnym minimalizowaniu oddziaływania na środowisko naturalne" - napisano w komunikacie.
"Zgodnie z nową misją: +ENEA dostarcza niezawodne produkty i usługi dla Klientów budując trwałe relacje oparte na poszanowaniu środowiska naturalnego oraz wzajemnych wartości+" - dodano.(PAP Biznes)
tj/
- 12.12.2019 21:43
ENEA SA (36/2019) Zatwierdzenie Strategii Rozwoju Grupy Kapitałowej ENEA do 2030 roku z perspektywą 2035 roku
12.12.2019 21:43ENEA SA (36/2019) Zatwierdzenie Strategii Rozwoju Grupy Kapitałowej ENEA do 2030 roku z perspektywą 2035 roku
Zarząd ENEA S.A. (Spółka, ENEA) informuje, iż na mocy uchwały Rady Nadzorczej ENEA S.A. z dnia 12 grudnia 2019 r. w sprawie zatwierdzenia dokumentu pn.: "Strategia Rozwoju Grupy Kapitałowej ENEA do 2030 roku z perspektywą 2035 roku" (Strategia) Spółka przyjęła w tym samym dniu do realizacji Strategię.
Grupa Kapitałowa ENEA, jako odpowiedzialny koncern surowcowo-energetyczny, chcąc sprostać globalnym wyzwaniom zakłada prowadzenie swojej działalności w sposób zrównoważony przy jednoczesnym minimalizowaniu oddziaływania na środowisko naturalne.
Zgodnie z nową misją: "ENEA dostarcza niezawodne produkty i usługi dla Klientów budując trwałe relacje oparte na poszanowaniu środowiska naturalnego oraz wzajemnych wartości".
Biorąc pod uwagę: (i) istotne zmiany w otoczeniu bliższym i dalszym funkcjonowania firmy oraz sektora paliwowo-energetycznego zarówno w zakresie regulacyjnym jak i rynkowym, (ii) szybki postęp technologiczny we wszystkich obszarach łańcucha wartości, głównie rozwiązań dla energetyki odnawialnej i rozproszonej, (iii) poszanowanie środowiska naturalnego i wsparcie celów klimatycznych Unii Europejskiej, GK ENEA zaktualizowała kierunki rozwoju. Kluczowe z nich to:
1) Transformacja aktywów wytwórczych w oparciu o źródła zero- i niskoemisyjne;
2) Innowacyjne usługi dla Klientów ENEI;
3) Nowoczesna komunikacja i modele współpracy z Klientem;
4) Elektromobilność, technologie wodorowe;
5) Smart Grid - inteligentne rozwiązania dla Klientów;
6) Automatyzacja, robotyzacja i digitalizacja procesów;
7) Internet Rzeczy, sztuczna inteligencja, blockchain;
8) Magazynowanie energii;
9) Pozyskanie paliw zgodnie z najlepszymi praktykami i poszanowaniem środowiska.
ENEA zakłada transformację w kierunku innowacyjnego koncernu niskoemisyjnego, oferującego nie tylko energię elektryczną, lecz kompleksowe pakiety produktów i usług oczekiwanych przez Klientów.
Kierunki rozwoju stanowią fundament do określenia celów strategicznych dla Grupy. ENEA identyfikuje pięć najważniejszych celów strategicznych wspierających transformację GK ENEA w kierunku koncernu niskoemisyjnego:
1) Dywersyfikacja portfela wytwórczego GK ENEA;
2) Niezawodność i ciągłość dostaw energii elektrycznej;
3) Odpowiedzialny partner w zrównoważonym zarządzaniu relacjami ze społecznościami lokalnymi, środowiskiem i Klientami;
4) Zachowanie bezpieczeństwa finansowego GK ENEA;
5) Innowacyjność we wszystkich aspektach działalności GK ENEA.
Jednocześnie Spółka uznała, że w ramach nadrzędnego celu Grupy istotą będzie również jej zrównoważony rozwój. W związku z powyższym celem nadrzędnym GK ENEA jest "Systematycznie rosnąca wartość Grupy Kapitałowej ENEA przy zachowaniu zrównoważonego rozwoju".
Mapa celów obejmuje, obok celu nadrzędnego, niżej wskazane cele:
W Perspektywie Właściciela:
- Trwałe relacje z Klientami, systematycznie spadające koszty dotarcia i utrzymania Klienta;
- Zachowanie bezpieczeństwa finansowego GK ENEA;
- Wysoki, kontrolowany udział w wybranych segmentach rynków;
- Niezawodność i ciągłość dostaw energii elektrycznej;
- Wysoka marżowość pakietowanych usług i produktów;
- Innowacyjność we wszystkich aspektach działalności GK ENEA;
- Dywersyfikacja portfela wytwórczego GK ENEA.
W Perspektywie Klienta:
- Zdolność do zaspokajania kompleksowych potrzeb;
- Dostarczanie w stosownym momencie tego, co jest potrzebne;
- Atrakcyjna relacja ceny do jakości oferowanych pakietów produktów i usług;
- Niski koszt uogólniony zakupu, wsparcie w finansowaniu zakupów z oferty GK ENEA;
- Etyczny, rzetelny i innowacyjny dostawca;
- Odpowiedzialny partner w zrównoważonym zarządzaniu relacjami ze społecznościami lokalnymi, środowiskiem i Klientami.
W Perspektywie Procesów:
- Wytwarzanie optymalnego i zrównoważonego miksu produktów i usług dla dobrze zidentyfikowanych Klientów we współpracy z Partnerami biznesowymi i społecznymi;
- Sprawne docieranie do Klientów i dostarczanie obiecanych wartości, na czas, we właściwej cenie oraz jakości z uwzględnieniem odpowiedzialnego i etycznego marketingu oraz rzetelnej informacji;
- Sprawne, zintegrowane i zrównoważone zarządzanie elastycznymi, otwartymi grupami kompetencyjnymi w jasno zdefiniowanych liniach biznesowych, w preferowanej roli Operatorów Biznesu na powierzonym majątku.
W Perspektywie Rozwoju:
- Nowoczesny, transparentny i etyczny Ład Organizacyjny na wszystkich szczeblach w całej GK ENEA;
- Zrównoważone inwestycje w aktywa niematerialne i materialne.
ENEA zakłada, że w wyniku realizacji Strategii osiągnie:
1. redukcję wartości wskaźnika jednostkowej emisji CO2 do 550 kg CO2/MWh w 2030 roku, z dążeniem do osiągnięcia wskaźnika na poziomie 434 kg CO2/MWh w perspektywie 2035 roku;
2. udział OZE w produkcji energii elektrycznej na poziomie 22% do 2025 roku oraz 33% w 2030 roku;
3. udział zero- i niskoemisyjnych źródeł wytwórczych na poziomie 22% w 2025 roku oraz 41% w 2030 roku w całkowitej produkcji energii elektrycznej GK ENEA, z dążeniem do osiągnięcia wskaźnika na poziomie 60% w perspektywie 2035 roku;
4. wolumen sprzedaży energii elektrycznej na poziomie 24,8 TWh w 2030 roku;
5. udział ENEA w rynku sprzedaży energii elektrycznej na poziomie 14% w 2025 roku oraz 15% w 2030 roku;
6. poziom mocy zainstalowanej w wysokości 7 447 MW w 2025 roku oraz 8 287 MW w 2030 roku, z dążeniem do osiągnięcia wskaźnika na poziomie 9 672 MW w perspektywie 2035 roku;
7. wartość wskaźnika SAIDI na poziomie 105 minut w 2025 roku oraz 100 minut w 2030 roku;
8. wartość wskaźnika SAIFI na poziomie 2,14 w 2025 roku oraz 2,03 w 2030 roku;
9. wartość wskaźnika strat sieciowych w dystrybucji na poziomie 5,4% w 2025 roku oraz 5,3% w 2030 roku;
10. wzrost udziału w rynku sprzedaży węgla do energetyki zawodowej do 25% w 2025 roku oraz do 30% w 2030 roku;
11. wskaźnik ROE na poziomie 10% w 2025 roku i 2030 roku;
12. wskaźnik ROA na poziomie 5% w 2025 roku i 2030 roku;
13. wzrost wartości EBITDA w stosunku do 2018 roku o 35% w 2025 roku oraz o 39% w 2030 roku;
14. udział EBITDA z Nowych Linii Biznesowych na poziomie 7÷12% w 2030 roku;
15. wartość EBITDA z Nowych Linii Biznesowych w wysokości 360 mln zł w 2030 roku;
16. udział wydatków na B+R+I w łącznych nakładach inwestycyjnych GK ENEA na poziomie 2% w 2030 roku.
Szacowane do osiągnięcia miary realizacji celów strategicznych w perspektywie 2035 roku, o których mowa w punktach 3.÷6. powyżej zostały wyznaczone przy założeniu zastąpienia bloków 1-8 klasy 200 MW w Elektrowni Kozienice jednostkami wytwórczymi niskoemisyjnymi oraz modernizacji bloków 2-7 klasy 200 MW w Elektrowni Połaniec.
Grupa szacuje nakłady inwestycyjne na utrzymanie ciągłości funkcjonowania oraz na nowe moce wytwórcze w wysokości ponad 64 mld zł w perspektywie 2035 roku, w tym:
1. Obszar Dystrybucji - 26,9 mld zł;
2. Obszar Wydobycia - 9,2 mld zł;
3. Obszar Wytwarzania - 12,5 mld zł;
4. Odnawialne Źródła Energii - 14,7 mld zł;
5. Pozostała działalność - 1,2 mld zł.
Nakłady inwestycyjne na realizację inwestycji w nowe moce wytwórcze, wspierające transformację koncernu w kierunku niskoemisyjnego, zostały oszacowane na poziomie około 22 mld zł.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 10.12.2019 17:19
Cena zamknięcia w aukcji rynku mocy na rok dostaw 2024 wyniosła 259,87 zł/kW/rok - PSE
10.12.2019 17:19Cena zamknięcia w aukcji rynku mocy na rok dostaw 2024 wyniosła 259,87 zł/kW/rok - PSE
Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2024 wynosi 8 671,154 MW. (PAP Biznes)
epo/ ana/
- 09.12.2019 08:00
Następnym celem przejęć może być Tauron, wśród kandydatów Enea, KGHM i PGNiG (opinia)
09.12.2019 08:00Następnym celem przejęć może być Tauron, wśród kandydatów Enea, KGHM i PGNiG (opinia)
Analitycy Santander BM Paweł Puchalski i Michał Sopiel są zdania, że pomysł "narodowych wielosektorowych czempionów", jak określił je minister aktywów państwowych Jacek Sasin, może być rozszerzony i wezwanie na akcje Energi może być dopiero pierwszym krokiem w jego realizacji.
"Uważamy, że następnym celem akwizycyjnym może być zadłużony Tauron i widzimy trzech kandydatów do takiego przejęcia - Enea, KGHM i PGNiG" - napisali analitycy Santander BM w raporcie.
W ich opinii najbardziej prawdopodobnym scenariuszem mogłoby być przejęcie Tauronu przez PGNiG.
"Uważamy, że wezwanie ze strony Enei nie gwarantowałoby długoterminowego bezpieczeństwa, gdyż nowa grupa byłaby nadal narażona na te same czynniki ryzyka segmentu energetycznego. Wezwanie na Tauron ze strony KGHM, choć realistyczne w związku ze wspólnym dla obu spółek celem rozwoju segmentu OZE, oznaczałoby powstanie nowej grupy ze wskaźnikiem dług netto/EBITDA na poziomie niewiele niższym niż 3,0x" - napisali.
"W tej sytuacji Ministerstwo Aktywów Państwowych może próbować rozwiązać problem wysokiego zadłużenia Tauronu przez przejęcie go przez PGNiG" - dodali.
Do zalet ewentualnego przejęcia Tauronu przez PGNiG Paweł Puchalski i Michał Sopiel zaliczają znaczącą redukcję wskaźnika dług netto/EBITDA w nowej grupie (wobec obecnych wskaźników Tauronu), co rozwiązałoby problem kowenantów Tauronu w krótkim i długim terminie oraz pozytywny wpływ akwizycji na wskaźniki P/E i EV/EBITDA dla PGNIG po transakcji.
Z kolei wśród wad analitycy Santander BM wyróżniają znaczną zmianę strategii PGNiG i odejście od podstawowego biznesu dla gazowej spółki w momencie ważnych zmian w strukturze geograficznej dostaw surowca.
W czwartek po sesji PKN Orlen niespodziewanie ogłosił wezwanie do sprzedaży 100 proc. akcji gdańskiego koncernu energetycznego Energa. Za jedną akcję spółki zaoferował 7 zł.
Prezes PKN Orlen Daniel Obajtek poinformował, że planowana transakcja przejęcia Energi wpisuje się w obowiązującą strategię Orlenu, zakładającą budowę silnego multienergetycznego koncernu. Dodał, że Orlen może rozważyć w przyszłości kolejne akwizycje po Grupie Lotos i Enerdze, ale zapewnił, że jakiekolwiek plany fuzji nie zmienią polityki dywidendowej płockiej grupy.
Akcjonariusze mniejszościowi negatywnie odebrali zamiar przejęcia Energi, gdyż obawiają się zaangażowania Orlenu w sektor górniczy, a także w budowę opalanego węglem bloku energetycznego w Ostrołęce. Co prawda przedstawiciele Orlenu przekonywali w piątek, że strategia koncernu nie zakłada wejścia w sektor górniczy, a technologia węglowa nie jest ich ulubiona, ale akcje płockiej spółki straciły w piątek ponad 6 proc.
Wicepremier i minister aktywów państowych Jacek Sasin ocenia, że tworzenie wielosektorowych, narodowych czempionów wpisuje się w politykę gospodarczą rządu. Wskazał, że jednym z celów powstania Ministerstwa Aktywów Państwowych było pełne wykorzystanie potencjału spółek Skarbu Państwa, między innymi poprzez stworzenie warunków do ich komplementarnej konsolidacji. Jacek Sasin zapowiedział, że MAP przeanalizuje wezwanie PKN Orlen na akcje Energi pod kątem korzyści dla Skarbu Państwa.
Zamiary konsolidacji aktywów państowowych zaskoczyły giełdowych inwestorów. Podczas piątkowej sesji mocno zniżkowały akcje większości największych koncernów z udziałem Skarbu Państwa. Po kilka procent wartości straciły m.in. PGE, PGNiG i KGHM. Zyskiwały na wartości koncerny energetyczne Energa, Enea i Tauron, a także Grupa Azoty. (PAP Biznes)
pr/
- 06.12.2019 12:59
Aukcja mocowa na rok 2024 została zakończona w 5. rundzie - PSE (opis)
06.12.2019 12:59Aukcja mocowa na rok 2024 została zakończona w 5. rundzie - PSE (opis)
Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia.
Z harmonogramu aukcji wynika, że w 5. rundzie cena wywoławcza wynosiła 269,58 zł/kW/rok, a cena minimalna 235,91 zł/kW/rok. Łączna wielkość oferowanych obowiązków mocowych wyniosła 10.000 MW.
PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 12.000 MW.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2024 wynosiło 9.088 MW.
Cena maksymalna aukcji wynosiła 404,30 zł/kW/rok.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.
Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane. (PAP Biznes)
doa/ pel/ asa/
- 06.12.2019 12:49
Aukcja mocowa na rok 2024 została zakończona w 5 rundzie - PSE
06.12.2019 12:49Aukcja mocowa na rok 2024 została zakończona w 5 rundzie - PSE
Z harmonogramu aukcji wynika, że w 5 rundzie cena wywoławcza wynosiła 269,58 zł/kW/rok, a cena minimalna 235,91 zł/kW/rok.
PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 12.000 MW.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2024 wynosiło 9.088 MW.
Cena maksymalna aukcji wynosiła 404,30 zł/kW/rok. (PAP Biznes)
doa/ ana/
- 05.12.2019 09:09
DZIEŃ NA GPW: Kurs akcji BoomBit rośnie po szacunku wyników za listopad
05.12.2019 09:09DZIEŃ NA GPW: Kurs akcji BoomBit rośnie po szacunku wyników za listopad
Po środowej sesji spółka poinformowała, że według jej szacunków miała w listopadzie 3,66 mln zł skonsolidowanych przychodów wobec 3,38 mln zł w październiku, co oznacza wzrost mdm o ok. 8 proc.
W listopadzie 2,9 mln zł przychodów dotyczyło gier wydawanych w formule GaaS, a 0,76 mln zł gier w formule GaaP. Dla porównania, w październiku było to odpowiednio: 2,55 mln zł i 0,83 mln zł.
Spółka podała, że 21 listopada miał miejsce globalny launch nowej gry Archery Club. W tym miesiącu zadebiutowała także gra Idle Monster Factory. W minionym miesiącu nastąpił też soft launch gry Cooking Festival oraz debiut na platformie Nintendo Switch gry Tiny Gladiators. (PAP Biznes)
kk/ ana/
- 04.12.2019 14:39
Inwestycja w Elektrowni Ostrołęka C jest kontynuowana - Sasin
04.12.2019 14:39Inwestycja w Elektrowni Ostrołęka C jest kontynuowana - Sasin
Odniósł się w ten sposób do informacji portalu BiznesAlert.pl jakoby zapadła polityczna decyzja o tym, że nie będzie budowy nowego bloku węglowego w elektrowni Ostrołęka C.
"To jest kompletna bzdura, chcę to absolutnie zdementować. Nie ma takiej decyzji. Ta inwestycja jest kontynuowana zgodnie z harmonogramem” – powiedział Sasin.
"Nic tu się nie zmieniało. Ta inwestycja jest w dalszym ciągu aktualna” – dodał.
Ostrołęka C to 1000 MW blok na węgiel kamienny, którego budowa ma kosztować ok. 6 mld zł brutto. Inwestorem jest spółka Elektrownia Ostrołęka, w której po połowie udziałów mają Energa i Enea. Nowy blok ma zostać oddany do eksploatacji w 2023 roku. (PAP)
ren/ dym/ osz/
- 04.12.2019 09:11
DZIEŃ NA GPW: Kursy Enei i Energi rosną w reakcji na spekulacje dot. rezygnacji z projektu Ostrołęka C
04.12.2019 09:11DZIEŃ NA GPW: Kursy Enei i Energi rosną w reakcji na spekulacje dot. rezygnacji z projektu Ostrołęka C
Portal Biznesalert. pl podał nieoficjalnie, że zapadła polityczna decyzja o porzuceniu budowy bloku energetycznego Ostrołęka C.
Jak napisano, problem stanowi jednak fakt, że w tym regionie Polski nowy blok jest niezbędny, blok ma zakontraktowany rynek mocy, w projekt zainwestowano już kilkaset milionów złotych, a wykonawcą jest amerykański koncern GE, który po zerwaniu kontraktu domagałby się odszkodowania.
W poniedziałek minister rozwoju Jadwiga Emilewicz informowała w rozmowie z Gazeta. pl, że projekt budowy bloku energetycznego Ostrołęka C może wymagać korekty w związku z unijną polityką klimatyczną, a decyzje w tej sprawie trzeba podjąć w ciągu pół roku.
Jak poinformowała, koszt projektu może być wyższy niż 6 mld zł i można go szacować - według ekspertów - na 8-9 mld zł. (PAP Biznes)
doa/ pel/ osz/
- 02.12.2019 22:00
Enea przydzieliła jednemu podmiotowi obligacje o wartości 1 mld zł
02.12.2019 22:00Enea przydzieliła jednemu podmiotowi obligacje o wartości 1 mld zł
Datą wykupu obligacji jest 26 czerwca 2024 roku. Oprocentowanie obligacji jest zmienne, płatne w okresach półrocznych i oparte o sześciomiesięczny WIBOR powiększony o marżę.
Środki z emisji obligacji zostaną przeznaczone na cele ogólnokorporacyjne oraz na refinansowanie zadłużenia spółki.
Enea będzie ubiegać się o wprowadzenie Obligacji do alternatywnego systemu obrotu Catalyst.
Enea do tej pory w ramach programu wyemitowała obligacje o łącznej wartości 2,5 mld zł. (PAP Biznes)
pr/
- 02.12.2019 21:55
ENEA SA (35/2019) Emisja obligacji w ramach umowy programowej dotyczącej programu emisji obligacji ENEA S.A.
02.12.2019 21:55ENEA SA (35/2019) Emisja obligacji w ramach umowy programowej dotyczącej programu emisji obligacji ENEA S.A.
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 27/2014 w sprawie zawarcia przez ENEA S.A. "Umowy dotyczącej programu emisji obligacji do maksymalnej kwoty 5 mld zł" (Program), Zarząd ENEA S.A. (Spółka, Emitent) informuje, że w dniu 2 grudnia 2019 r . Spółka dokonała alokacji na rzecz jednego podmiotu 10.000 szt. obligacji serii ENEB0624 o łącznej wartości nominalnej 1 mld zł (Obligacje). Obligacje zostały zaoferowane w trybie określonym w art. 33 pkt 2 Ustawy o obligacjach.
Wartość nominalna jednej obligacji wynosi 100 tys. zł. Cena emisyjna równa jest wartości nominalnej Obligacji. Wykup Obligacji zostanie dokonany przez zapłatę kwoty pieniężnej równej wartości nominalnej Obligacji. Datą wykupu Obligacji jest 26 czerwca 2024 r. Oprocentowanie obligacji jest zmienne, płatne w okresach półrocznych i oparte o sześciomiesięczny WIBOR, powiększony o marżę.
Środki z emisji Obligacji zostaną przeznaczone na cele ogólnokorporacyjne oraz na refinansowanie zadłużenia Spółki przy czym nie będzie to cel emisji w rozumieniu Ustawy o obligacjach.
Emitent będzie ubiegać się o wprowadzenie Obligacji do alternatywnego systemu obrotu Catalyst.
Do dnia sporządzenia niniejszego raportu bieżącego Emitent w ramach Programu wyemitował obligacje o łącznej wartości 2,5 mld zł.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 02.12.2019 15:03
ENEA SA (34/2019) Informacja o rezygnacji z pełnienia funkcji w Radzie Nadzorczej ENEA S.A.
02.12.2019 15:03ENEA SA (34/2019) Informacja o rezygnacji z pełnienia funkcji w Radzie Nadzorczej ENEA S.A.
Zarząd ENEA S.A. (Spółka) informuje, że 2 grudnia 2019 roku do Spółki wpłynęła datowana na 27 listopada 2019 roku rezygnacja Pana Pawła Jabłońskiego z pełnienia funkcji członka Rady Nadzorczej ENEA S.A, a także z funkcji wiceprzewodniczącego Rady Nadzorczej oraz Przewodniczącego Komitetu ds. Nominacji i Wynagrodzeń. Przyczyna rezygnacji nie została wskazana.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 4 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 02.12.2019 09:27
Projekt Ostrołęka C może wymagać korekty - Emilewicz
02.12.2019 09:27Projekt Ostrołęka C może wymagać korekty - Emilewicz
"W tamtej części Polski potrzebujemy dużego bloku energetycznego. To, że kiedyś podjęto decyzję, jest decyzją racjonalną. Plan inwestycyjny, który już się rozpoczął w zakresie turbiny i generatora na węgiel rozpoczął się na początku tego roku. Czy my dokończymy ten projekt w takim kształcie, czy to nie będzie wymagało korekty z racji polityki klimatycznej Unii Europejskiej, to jest decyzja, która jest do podjęcia w ciągu najbliższego pół roku" - powiedziała Emilewicz w rozmowie z Gazeta. pl.
"Będziemy o tym rozmawiać. Duża generacja energii w tamtej części Polski jest potrzebna ze względu na bezpieczeństwo energetyczne państwa" - dodała.
Jak poinformowała, koszt projektu może być wyższy niż 6 mld zł.
"Eksperci wskazują, że na 6 mld zł się zapewne nie skończy. Trzeba to szacować dziś na 8-9 mld zł" - powiedziała.
Zaznaczyła jednocześnie, że Polska jest w trudnym położeniu w związku z decyzją Europejskiego Banku Inwestycyjnego o zaprzestaniu finansowania projektów opartych na paliwach kopalnych, w tym gazie. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 02.12.2019 07:10
Rozwój OZE kluczowy w UE, polskie firmy energetyczne muszą się dostosować - Fitch (wywiad)
02.12.2019 07:10Rozwój OZE kluczowy w UE, polskie firmy energetyczne muszą się dostosować - Fitch (wywiad)
"Perspektywa dla sektora energetycznego w Europie jest stabilna. Coraz więcej spółek w regionie aktywnie zmienia strategie w kierunku dekarbonizacji. To podmioty niemieckie, południowoeuropejskie, czy np. Orsted, który całkowicie skoncentrował się na morskiej energetyce wiatrowej. Dodatkowo spółki mocno inwestują w sieci energetyczne" - powiedział PAP Biznes Josef Pospisil, szef działu energetycznego EMEA Fitch Ratings.
Agencja Fitch pozytywnie ocenia przejście spółek energetycznych z regionu Europy Środkowo-Wschodniej, w tym Polski, w stronę niskoemisyjną, przy założeniu, że projekty energetyki odnawialnej korzystają ze wsparcia czy ustalonych stałych cen energii w wyniku aukcji.
"To pozwala na większą przewidywalność cash flow w porównaniu z energetyką konwencjonalną, która ma większą ekspozycję na ceny energii na rynku hurtowym" - powiedział Arkadiusz Wicik, dyrektor Fitch Ratings.
"Rozwój energetyki odnawialnej to kluczowy temat w Unii Europejskiej i nie widzimy powodów, by Polskę miał ominąć ten trend, zwłaszcza po kilku latach dużych nakładów inwestycyjnych w energetyce opartej na węglu. To zgodne z unijną polityką dekarbonizacji, odzwierciedla też podejście inwestorów. Banki, instytucje finansowe coraz więcej uwagi poświęcają czynnikom ESG (środowisko, społeczna odpowiedzialność, ład korporacyjny). Spółki muszą dostosować swoje strategie, zmienić miks, by móc w dalszym ciągu uzyskiwać finansowanie po rozsądnej cenie" - dodał.
W ocenie agencji Fitch, perspektywa dla sektora energetycznego w Polsce na 2020 rok jest stabilna.
Fitch zakłada, że łączne zadłużenie 6 spółek paliwowo-energetycznych: PGE, Enei, Tauronu, Energi, PKN Orlen i PGNiG wzrośnie w 2020 roku do 60 mld zł z 53 mld zł na koniec września.
W ocenie analityków agencji CAPEX spółek pozostanie wysoki w latach 2020-21.
Polska Grupa Energetyczna, której rating wynosi BBB+ z perspektywą stabilną, jest mniej zadłużona niż pozostałe polskie koncerny energetyczne i - zdaniem Fitcha - ma miejsce do zwiększenia dźwigni.
"W 2019 roku jej dźwignia finansowa netto oparta na przepływach środków z działalności operacyjnej FFO wynosi ok. 2,5x, wzrośnie do blisko 3x, a potem spadnie dzięki przychodom z rynku mocy w 2021 roku. W PGE jest jeszcze trochę miejsca na zwiększenie zadłużenia w ciągu najbliższych pięciu lat" - powiedział dyrektor Wicik.
Jak zauważył, spółka zakończyła duże inwestycje w węglu kamiennym, ma przestrzeń do inwestycji w inne technologie, np. gaz, wiatr offshore i fotowoltaikę.
"Pozytywnie oceniamy zaangażowanie PGE w morską energetykę wiatrową we współpracy z partnerem. Ewentualne porozumienie z Orsted i sprzedaż 50 proc. udziałów w projekcie obniży zapotrzebowanie na dodatkowe zadłużenie" - ocenił Wicik.
Artur Galbarczyk, dyrektor Fitch Ratings, wskazał, że uruchomienie nowych bloków w elektrowni Opole oraz przychody z tytułu rynku mocy od 2021 roku poprawią komfort PGE w ramach wskaźnika dźwigni finansowej netto i powinny umożliwić spółce wypłatę dywidend.
Fitch zakłada, że wskaźnik dźwigni finansowej netto Tauronu (rating BBB) będzie powyżej 3,5x w 2019 i 2020 r., co ma związek z finalizacją budowy bloku w Jaworznie.
"Blok będzie uruchomiony w 2020 roku, podobnie jak blok parowo-gazowy w Stalowej Woli, co wpłynie pozytywnie na wynik EBITDA grupy, a od 2021 roku spółka będzie mieć wpływy z rynku mocy. Sytuację poprawić mogą planowane dezinwestycje. Mogłyby dać spółce większą przestrzeń w ramach obecnego ratingu" - powiedział dyrektor Galbarczyk.
Fitch zakłada, że nowy blok energetyczny Ostrołęka C zostanie wybudowany. Przewiduje w bazowym scenariuszu, że w projekcie, poza Eneą i Energą (obecnie z ratingami BBB), wezmą udział inwestorzy zewnętrzni.
"Zakładamy, że Enea zaangażuje się w projekt Ostrołęka C na poziomie maksymalnym 1 mld zł (w tym 0,8 mld zł w 2021 roku), a Energa 1,3 mld zł. Gdyby Energa miała zwiększyć zaangażowanie w Ostrołękę C, byłoby to negatywne dla jej ratingu" - powiedział Artur Galbarczyk.
Jego zdaniem spółki mogą zmitygować wpływ Ostrołęki C, przesuwając inne inwestycje na okres od 2023 r., po uruchomieniu nowego bloku. Wsparciem będzie też rynek mocy.
Fitch wskazuje jednocześnie, że problemem jest fakt, iż finansowanie projektu nie zostało jeszcze zamknięte.
"Zakładaliśmy, że finansowanie będzie zamknięte do końca roku, a jeśli tak się nie stanie, może być to negatywne dla ratingu" - powiedział Arkadiusz Wicik.
"Jest pytanie o dostępność środków. Coraz więcej instytucji finansowych nie chce inwestować w projekty wytwórcze oparte na węglu" - dodał dyrektor Fitch Ratings.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/
- 01.12.2019 17:41
Mniejsze wydobycie węgla i zyski kopalń w Polsce (analiza)
01.12.2019 17:41Mniejsze wydobycie węgla i zyski kopalń w Polsce (analiza)
Tegoroczną Barbórkę – przypadający 4 grudnia Dzień Górnika – pracownicy kopalń obchodzą już od kilku dni. Uroczyste akademie zorganizowały m.in. Wyższy Urząd Górniczy, Centralna Stacja Ratownictwa Górniczego i Główny Instytut Górnictwa. W sobotę, ze spodziewanym udziałem przedstawicieli władz państwowych, świętowała Polska Grupa Górnicza (PGG).
Zatrudniająca blisko 42 tys. osób PGG to największy w UE producent węgla kamiennego. Powołana 3,5 roku temu spółka, która przejęła aktywa dawnej Kompanii Węglowej, a później także Katowickiego Holdingu Węglowego, ma do spłacenia warte 2,2 mld zł obligacje. W tym roku spółka inwestuje w nowe fronty wydobywcze i sprzęt rekordowe ok. 3 mld zł, ale też zmniejsza zyski – z 493 mln zł przed rokiem do – według nieoficjalnych prognoz – ok. 100-200 mln zł obecnie. Udział w zyskach chce mieć załoga – związkowcy z PGG domagają się 12-proc. wzrostu płac w przyszłym roku.
Tegoroczne wydobycie węgla w PGG ma być zbliżone do ubiegłorocznego, poniżej 30 mln ton. Spółka zapewnia, że dzięki długoterminowym kontraktom z odbiorcami zachowuje stabilną sprzedaż oraz ceny węgla – niezależnie od rynkowych cen międzynarodowych, które w ciągu ostatniego roku systematycznie spadały – z ponad 100 dol. za tonę węgla energetycznego w europejskich portach w połowie ub. roku do niespełna 60 dol. za tonę obecnie.
W Polsce po trzech kwartałach średnia cena sprzedaży węgla (uwzględniająca zarówno węgiel energetyczny jak i znacznie droższy, koksowy) to ponad 360 zł za tonę (ponad 90 dol.).
Natomiast polskie wrześniowe indeksy cenowe samego węgla energetycznego w przeliczeniu na warunki portów ARA (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpia) wyniosły 76,89 dol. za tonę dla węgla przeznaczonego do energetyki oraz 81,81 dol. za tonę dla węgla na rynek ciepłowniczy – a więc znacząco więcej od obecnych cen międzynarodowych. We wrześniu br. polski węgiel dla energetyki był o 7,3 proc. droższy niż w tym samym miesiącu rok wcześniej, a węgiel dla ciepłownictwa - o 0,4 proc. tańszy niż przed rokiem.
Płynące z międzynarodowego rynku sygnały spowolnienia na rynku węgla, stali i koksu odbiera Jastrzębska Spółka Węglowa, wyspecjalizowana w produkcji osiągającego z reguły wysokie ceny węgla koksowego. Zysk grupy JSW po trzech kwartałach tego roku przekroczył 700 mln zł i był ponad dwukrotnie niższy niż w porównywalnym okresie przed rokiem. Spółka zgromadziła ponad 1,8 mld zł w specjalnym funduszu stabilizacyjnym na wypadek dekoniunktury. JSW koncentruje się na strategicznych inwestycjach – jedną z nich jest budowa nowej kopalni węgla koksowego Bzie-Dębina. W sumie spółka wydaje w tym roku na inwestycje blisko 2 mld zł.
W niepewnej sytuacji jest trzecia ze śląskich spółek węglowych – Tauron Wydobycie, należąca do grupy energetycznej Tauron. W połowie roku przedstawiciele grupy oraz ówczesnego resortu energii potwierdzili, że firma jest w nienajlepszej kondycji – ma problemy z wydobyciem oraz finansowaniem kluczowych inwestycji; rozważano sprzedaż kopalni Janina – jednego z trzech zakładów spółki. W listopadzie kopalnie Tauron Wydobycie uruchomiły trzy nowe ściany wydobywcze, przygotowywany jest też plan naprawczy.
Jak wynika z danych monitorującego rynek węgla i sytuację w górnictwie katowickiego oddziału Agencji Rozwoju Przemysłu, w ciągu trzech kwartałów tego roku polskie kopalnie wydobyły ponad 1,1 mln ton węgla kamiennego mniej niż w tym samym okresie przed rokiem. Wielkość sprzedaży węgla spadła w tym czasie o ponad 3,4 mln ton.
Tegoroczna produkcja węgla od stycznia do września o ponad 2,6 mln ton przekroczyła wielkość sprzedaży wydobytego surowca w tym okresie. W efekcie stan zapasów węgla wzrósł w końcu września br. do ponad 4,7 mln ton wobec niespełna 2 mln ton rok wcześniej. Zapasy węgla są wyższe, choć spada nie tylko krajowe wydobycie tego surowca, ale też jego import. Z danych katowickiego Węglokoksu wynika, iż po trzech kwartałach tego roku było on o ok. 2 mln ton mniejszy niż rok wcześniej. W całym 2018 r. do Polski napłynęła rekordowa ilość węgla - 19,7 mln ton, głównie z Rosji.
Od początku tego roku do końca września kopalnie wydobyły ponad 46,1 mln ton węgla wobec niespełna 47,3 mln ton wobec porównywalnego okresu 2018 r. (spadek o ponad 1,1 mln ton) oraz ok. 48,8 mln ton w ciągu trzech kwartałów 2017. Wielkość sprzedaży węgla między styczniem a wrześniem br. przekroczyła 43,4 mln ton wobec ponad 46,9 mln ton w trzech kwartałach 2018 r. (spadek o ponad 3,4 mln ton) oraz ok. 49,2 mln ton w ciągu dziewięciu miesięcy 2017.
W tym roku, od marca do sierpnia, kopalnie wydobywały miesięcznie więcej węgla niż znajdowało w tym czasie nabywców. Rekordowy pod tym względem był maj, kiedy nadwyżka produkcji nad sprzedażą sięgnęła prawie 1 mln ton. Wrzesień przyniósł odwrócenie tej tendencji (sprzedaż była wyższa od wydobycia o ok. 100 tys. ton), co wynika m.in. z przygotowań do sezonu grzewczego. Jednak łącznie w ciągu trzech kwartałów br. sprzedaż była niższa od wielkości wydobycia o ponad 2,6 mln ton.
Dane po trzech kwartałach wskazują, że 2019 r. będzie kolejnym rokiem spadku wydobycia i sprzedaży węgla kamiennego. Spodziewane jest także pogorszenie wyników finansowych sektora węglowego. Ubiegłoroczny zysk górnictwa węgla kamiennego wyniósł 881,9 mln zł wobec prawie 2,9 mld zł rok wcześniej. ARP nie opublikowała danych finansowych górnictwa po trzech kwartałach tego roku.
Pod względem bezpieczeństwa w górnictwie kończący się rok był podobny do poprzedniego. Od początku roku praca górnicza pochłonęła 22 ofiary śmiertelne, wobec 21 w całym zeszłym roku. W kopalniach węgla kamiennego zginęło dotąd 16 osób - również o jedną więcej niż w całym roku 2018. Najwięcej, pięciu górników, zginęło w katowickiej kopalni Murcki-Staszic – trzech w wyniku silnego wstrząsu, dwóch w efekcie wejścia do wyrobiska z atmosferą niezdatną do oddychania.
Górnicy zginęli również w kopalniach PGG: Rydułtowy, Piast, Bielszowice i Mysłowice-Wesoła, a także w należących do Jastrzębskiej Spółki Węglowej kopalniach Pniówek i Knurów-Szczygłowice, kopalniach Janina i Sobieski należących do Tauronu Wydobycie oraz w prywatnej kopalni Silesia. W kopalniach KGHM: Lubin, Rudna i Polkowice-Sieroszowice w zagłębiu miedziowym zginęło w sumie czterech pracowników. Dwie osoby straciły życie w odkrywkowych kopalniach kruszyw.
Ogółem od początku tego roku do końca października w polskim górnictwie doszło do 1920 rozmaitych wypadków, z czego 1570 w kopalniach węgla kamiennego. 10 górników odniosło poważne obrażenia, w tym ośmiu w kopalniach węgla.
Marek Błoński (PAP)
mab/ amac/ drag/ pr/
- 29.11.2019 22:03
Zarząd i związkowcy z Polskiej Grupy Górniczej podpisali protokół rozbieżności
29.11.2019 22:03Zarząd i związkowcy z Polskiej Grupy Górniczej podpisali protokół rozbieżności
Zarząd PGG zgodził się na postulowane przez związki zawodowe włączenie tzw. dodatków gwarantowanych do sumy, na podstawie której naliczana będzie nagroda roczna, tzw. czternastka. Dzięki temu świadczenie to powinno być o kilkaset złotych większe, w zależności od stanowiska pracy. Według związkowców, ma to kosztować spółkę ok. 42 mln zł.
Zgodnie z wcześniejszymi porozumieniami, za każdy przepracowany dzień górnicy otrzymują dodatek w wysokości od 18 do 32 zł, w zależności od stanowiska. Dzięki temu, jeżeli górnik przepracuje cały miesiąc, jego wynagrodzenie jest wyższe o kilkaset złotych. Włączenie tej sumy do podstawy naliczania nagrody spowoduje, że również ona będzie odpowiednio wyższa.
Związkowcy postulowali, aby dodatki wliczyć także do podstawy naliczania wypłacanej na początku grudnia nagrody barbórkowej, ale postulat ten nie został zrealizowany.
Strony nie porozumiały się w piątek co do głównego związkowego postulatu, jakim jest podwyżka wynagrodzeń górników w przyszłym roku o 12 proc. Po podpisaniu protokołu rozbieżności, dalsze rozmowy mają być prowadzone przy udziale mediatora. Strony mają spotkać się ponownie za kilka dni, a na mediacje byłby kolejny miesiąc. PGG ma przedstawić swoje propozycje płacowe ok. 10 grudnia.
Podpisanie protokołu zakończyło trwającą od środy akcję protestacyjną, w ramach której grupa ok. 30-40 związkowców stale przebywała w katowickiej siedzibie PGG.
W toku prowadzonych od środy rozmów przedstawiciele PGG proponowali - o czym jedynie nieoficjalnie informowali związkowcy - zmiany strukturalne w spółce, polegające m.in. na połączeniu w jedną kopalnię zespoloną dawnych kopalń Katowickiego Holdingu Węglowego oraz połączeniu kopalń Ruda w Rudzie Śląskiej i Sośnica w Gliwicach. Miałoby to dać firmie oszczędności, które można byłoby przeznaczyć m.in. na podwyżki wynagrodzeń. Związkowcy nie zgodzili się na uzależnianie wzrostu płac od zmian organizacyjnych.
Szef górniczej Solidarności Bogusław Hutek ocenił po podpisaniu protokołu, że część związkowych postulatów udało się spełnić dzięki determinacji protestujących. „Najprawdopodobniej w przyszłym tygodniu wyznaczymy razem z zarządem mediatora, no i będziemy walczyć o dalsze podwyżki, rokować z zarządem przy mediatorze” – wskazał. Pytany, czy podpisanie protokołu rozbieżności to dobra wiadomość dla górników tuż przed barbórką, odpowiedział, że każdy może to przyjąć inaczej. Ocenił, że negocjacje były bardzo trudne i ciężko było cokolwiek wywalczyć.
Prezes PGG Tomasz Rogala przypomniał, że jego firma planując najbliższą przyszłość musi z jednej strony zadbać o inwestycje, np. zakup niezbędnych maszyn i urządzeń, a z drugiej – o zakontraktowanie pracy. To wszystko składa się na budowanie biznesplanu i planu techniczno-ekonomicznego na przyszły rok, bo dotyczy kosztów. - wskazał.
10 grudnia, na podstawie porozumienia z września, załoga PGG otrzyma 860 zł brutto jednorazowej premii, co będzie kosztowało spółkę ok. 44 mln zł. We wrześniowym porozumieniu zarząd PGG zagwarantował także, że górnicy utrzymają w przyszłym roku przysługujące im obecnie dopłaty do przepracowanych dniówek. Teraz zgodził się także, by były one wliczane do podstawy ustalania wysokości "czternastki".
Wśród akcjonariuszy Polskiej Grupy Górniczej są m.in. PGNiG Termika, Węglokoks, PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, Enea, Energa Kogeneracja i TF Silesia.(PAP)
mab/ kon/ skr/ pr/
- 28.11.2019 13:19
Fitch zakłada, że Ostrołęka C zostanie wybudowana
28.11.2019 13:19Fitch zakłada, że Ostrołęka C zostanie wybudowana
„Zakładamy, że Ostrołęka C zostanie wybudowana” - powiedział Galbarczyk na konferencji „Credit Outlook 2020: European Energy, Oil&Gas; and Utilities”.
Dodał, że pojawiły się dodatkowe ryzyka, których nie było przy podejmowaniu decyzji o realizacji projektu, ale spółki: Enea i Energa mają możliwość je mitygować, utrzymując obecne ratingi.
Jak poinformował, pozytywne dla inwestycji będą przychody z rynku mocy. Problemem jest fakt, że finansowanie projektu nie zostało jeszcze zamknięte.
„Informowaliśmy wcześniej, że korzystne dla ratingów byłoby, gdyby finansowanie było gotowe do końca tego roku” - powiedział dyrektor.
„Analizowaliśmy scenariusz większego zaangażowania w ten projekt Energi, ale nasz bazowy scenariusz zakłada, że w projekcie wezmą udział inwestorzy zewnętrzni” - dodał. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 28.11.2019 13:17
Fitch zakłada, że łączne zadłużenie 6 spółek paliwowo-energetycznych wzrośnie do 60 mld zł w ‘20
28.11.2019 13:17Fitch zakłada, że łączne zadłużenie 6 spółek paliwowo-energetycznych wzrośnie do 60 mld zł w ‘20
"Spodziewamy się, że łączne zadłużenie sześciu polskich spółek przekroczy 60 mld zł w 2020 roku i pozostanie na tym poziomie w 2021 roku” - powiedział Galbarczyk na konferencji „Credit Outlook 2020: European Energy, Oil&Gas; and Utilities”.
Na koniec września zadłużenie spółek wynosiło 53 mld zł, z czego 63 proc. to dług bankowy.
Fitch przewiduje, że dywidendy będą niewysokie. Zakłada, że zyskami dzielić będą się PKN Orlen i PGNiG, a wśród czterech spółek energetycznych jedynie PGE może wypłacić niedużą dywidendę od 2020 roku. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 21.11.2019 13:24
Enea bierze pod uwagę pozyskanie finansowania dla elektrowni Ostrołęka spoza Europy
21.11.2019 13:24Enea bierze pod uwagę pozyskanie finansowania dla elektrowni Ostrołęka spoza Europy
"Rozmawiamy w sprawie zamknięcia finansowania elektrowni Ostrołęka. Bierzemy pod uwagę pozyskanie finansowania spoza Europy" - powiedział dziennikarzom Kowalik.
Odmówił podania nazw krajów, z których może pochodzić finansowanie, odmówił również odpowiedzi na pytanie, czy może chodzić o instytucje z Chin.
Kowalik dodał, że w grę nie wchodzi sprzedaż udziałów w spółce powołanej do realizacji budowy bloku C w elektrowni w Ostrołęce.
Zapowiedział, że w ciągu kilku tygodni może pojawić się w tej sprawie komunikat.
Inwestorem w projekcie Ostrołęka C jest spółka Elektrownia Ostrołęka, w której po połowie udziałów mają Enea i Energa.
W kwietniu Enea zobowiązała się zapewnić spółce Elektrownia Ostrołęka nakłady finansowe na realizację projektu w kwocie 819 mln złotych od stycznia 2021 roku. Energa podała wówczas, że będzie finansowała projekt w latach 2019-2020 i przeznaczy na to kwotę nie mniejszą niż 819 mln zł.
Od dłuższego czasu Enea i Energa poszukują partnerów i instytucji chętnych do sfinansowania budowy bloku w Ostrołęce. Dwa dni temu o odstąpieniu od rozmów poinformowała PGE. (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 21.11.2019 12:57
Enea rozmawia z partnerami o udziale w morskich farmach wiatrowych
21.11.2019 12:57Enea rozmawia z partnerami o udziale w morskich farmach wiatrowych
"Rozmawiamy z potencjalnymi partnerami. Chcemy być aktywni w tym źródle pozyskiwania energii, czy to samodzielnie czy w partnerstwie" - powiedział Kowalik podczas czwartkowej konferencji prasowej.
Prezes poinformował, że w przygotowywanej aktualizacji strategii Enea chce zawrzeć obecność nie tylko w morskiej, ale i w lądowej energetyce wiatrowej oraz w fotowoltaice.
"Nie odchodzimy od energetyki wiatrowej na lądzie, jest kilka projektów, które rozważamy. Chcemy stawiać też na fotowoltaikę, pośrednio być może też na biogazownie. Dużą rolę przykładamy do modelu biznesowego, chcemy elastycznie reagować na trendy, które są na rynku" - powiedział Kowalik.
Aktualizacja strategii grupy kapitałowej Enea ma być przedstawiona w ciągu kilku najbliższych tygodni. (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 21.11.2019 12:53
Budowa Elektrowni Ostrołęka zgodnie z harmonogramem, PGE było tylko jedną z alternatyw
21.11.2019 12:53Budowa Elektrowni Ostrołęka zgodnie z harmonogramem, PGE było tylko jedną z alternatyw
"Sprawa finansowania jest w toku, biorąc pod uwagę otoczenie i pewne trendy, wymaga to dużej staranności i doprecyzowania. Rozmawiamy w tej sprawie" - powiedział Kowalik podczas czwartkowej konferencji prasowej.
"Nie zamykamy się. Jeden z partnerów się wycofał, ale PGE było jedną z alternatyw, nie był to jedyny partner" - dodał.
Polska Grupa Energetyczna poinformowała dwa dni temu o odstąpieniu od rozmów mogących skutkować zaangażowaniem grupy w projekt budowy bloku o mocy 1.000 MW w Ostrołęce.
Prezes Enei poinformował, że prace na placu budowy bloku energetycznego C przebiegają zgodnie z harmonogramem.
"Prace przebiegają zgodnie z harmonogramem. Skończyły się głębokie wykopy, część fundamentów jest wylana" - powiedział Kowalik.
Inwestorem w projekcie Ostrołęka C jest spółka Elektrownia Ostrołęka, w której po połowie udziałów mają Enea i Energa.
W kwietniu Enea zobowiązała się zapewnić spółce Elektrownia Ostrołęka nakłady finansowe na realizację projektu w kwocie 819 mln złotych od stycznia 2021 roku. Energa podała wówczas, że będzie finansowała projekt w latach 2019-2020 i przeznaczy na to kwotę nie mniejszą niż 819 mln zł. (PAP Biznes)
pr/ gor/
- 21.11.2019 12:38
Grupa Enei przeznaczy na inwestycje w IV kw. 1 mld zł, wkrótce aktualizacja strategii
21.11.2019 12:38Grupa Enei przeznaczy na inwestycje w IV kw. 1 mld zł, wkrótce aktualizacja strategii
"Nasz cel w 2019 roku to nakłady inwestycyjne w wysokości 2,5 mld zł. Po trzech kwartałach CAPEX grupy wynosi około 1,5 mld zł, co oznacza, że w czwartym kwartale powinniśmy zainwestować kwotę około 1 mld zł" - powiedział Kowalik podczas czwartkowej konferencji prasowej.
Zgodnie z planem, struktura wydatków inwestycyjnych grupy kapitałowej Enea w 2019 roku zakłada przeznaczenie 40,5 proc. środków na dystrybucję, 24,5 proc. na wytwarzanie, 20,5 proc. na wydobycie, 8,7 proc. inwestycje kapitałowe, a 5,8 proc. to wsparcie i inne obszary.
Kowalik poinformował też, że Enea jest na ukończeniu prac związanych z aktualizacją strategii na kolejne lata. Ma być ona przedstawiona w ciągu kilku najbliższych tygodni. Dodał, że aktualizacja będzie zawierała m.in. nowe kierunki inwestycyjne grupy.
Obecna strategia Enei do 2025 roku (z perspektywą do 2030 roku) zakłada m.in. wskaźnik ROE na poziomie 10 proc. i ROA 5,0 proc. na koniec 2025 roku.
Po trzech kwartałach grupa Enea ma 12 mld zł przychodów, 2,56 mld zł EBITDA i 990 mln zł zysku netto. Rentowność kapitału własnego ROE na koniec września wzrosła do 8,3 proc. (PAP Biznes)
pr/ asa/
- 21.11.2019 08:51
Wyniki Enei za III kw. zgodne z szacunkami, ich jakość jest wysoka (opinia)
21.11.2019 08:51Wyniki Enei za III kw. zgodne z szacunkami, ich jakość jest wysoka (opinia)
"Spółka pokazała mocny cash flow i obniżenie długu. Jakość wyników jest wysoka. Raportowane wyniki obniżały zdarzenia jednorazowe. Generalnie po finalnych wynikach wrażenie jest lekko pozytywne" - powiedział PAP Biznes Kamil Kliszcz, analityk DM mBanku.
Zysk netto Enei przypisany jednostce dominującej wyniósł w III kwartale 2019 r. 385,7 mln zł wobec 152,9 mln zł zysku rok wcześniej - podała spółka w raporcie kwartalnym. Wynik jest zgodny z wcześniejszymi szacunkami spółki.
Zysk operacyjny wyniósł 502,8 mln zł wobec 287,4 mln zł rok wcześniej, a przychody ze sprzedaży netto wyniosły ok. 4,1 mld zł wobec 3,3 mld zł przed rokiem.
EBITDA wzrosła o 32,9 proc. rdr do 889,8 mln zł.
Narastająco, po trzech kwartałach 2019 roku zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł 891,5 mln zł, a w analogicznym okresie rok wcześniej wynosił 584,1 mln zł.
Zysk operacyjny wyniósł 1,43 mld zł wobec 920,2 mln zł zysku rok wcześniej. EBITDA grupy wyniosła 2,55 mld zł wobec 1,97 mld zł rok wcześniej.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 11,7 mld zł wobec 9,4 mld zł przed rokiem. Rekompensaty wyniosły po 9 miesiącach 506,6 mln zł.
Na początku listopada Enea podała wstępne szacunki wyników. Ostateczne rezultaty okazały się z nimi zgodne.(PAP Biznes)
pel/ asa/
- 21.11.2019 07:51
Zysk netto j.d. Enei w III kw. '19 wyniósł 385,7 mln zł, zgodnie z szacunkami (opis)
21.11.2019 07:51Zysk netto j.d. Enei w III kw. '19 wyniósł 385,7 mln zł, zgodnie z szacunkami (opis)
Zysk operacyjny wyniósł 502,8 mln zł wobec 287,4 mln zł rok wcześniej, a przychody ze sprzedaży netto wyniosły ok. 4,1 mld zł wobec 3,3 mld zł przed rokiem.
EBITDA wzrosła o 32,9 proc. rdr do 889,8 mln zł.
Narastająco, po trzech kwartałach 2019 roku zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł 891,5 mln zł, a w analogicznym okresie rok wcześniej wynosił 584,1 mln zł.
Zysk operacyjny wyniósł 1,43 mld zł wobec 920,2 mln zł zysku rok wcześniej. EBITDA grupy wyniosła 2,55 mld zł wobec 1,97 mld zł rok wcześniej.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 11,7 mld zł wobec 9,4 mld zł przed rokiem. Rekompensaty wyniosły po 9 miesiącach 506,6 mln zł.
Na początku listopada Enea podała wstępne szacunki wyników. Ostateczne rezultaty okazały się z nimi zgodne.
Poniżej wynik EBITDA w poszczególnych segmentach działalności grupy
EBITDA (tys. zł) 3Q2019 3Q2018 różnica YTD2019 YTD2018 różnica Obrót -17 858 8 724 -304,7% 17 059 37 822 -54,9% Dystrybucja 289 436 291 907 -0,8% 804 290 871 717 -7,7% Wytwarzanie 421 769 226 878 85,9% 1 151 443 663 494 73,5% Wydobycie 177 647 126 300 40,7% 612 128 399 849 53,1% Pozostała działalność 31 266 26 721 17,0% 91 649 61 807 48,3% Wyłączenia -12 461 -11 255 10,7% -120 953 -61 350 97,2% RAZEM 889 799 669 275 32,9% 2 555 616 1 973 339 29,5% Po trzech kwartałach najwyższa EBITDA, 1.151 mln zł, zrealizowana została w obszarze Wytwarzania (wzrost rdr o 488 mln zł, czyli 73,5 proc. rdr). Spółka podała, że na wynik obszaru pozytywnie wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów paliw i praw do emisji CO2.
Obszar Wydobycia odnotował wynik EBITDA na poziomie 612 mln zł, co oznacza wzrost rdr o 53 proc. Wyższy wynik segmentu to rezultat wyższego poziomu produkcji i sprzedaży w porównaniu do analogicznego okresu poprzedniego roku oraz wyższej ceny sprzedaży węgla.
W obszarze Dystrybucji osiągnięta została EBITDA na poziomie 804,3 mln zł, co oznacza spadek o 7,7 proc. rdr. Wysokie średnie ceny energii elektrycznej przyczyniły się do wzrostu kosztów zakupu energii na potrzeby własne oraz na pokrycie różnicy bilansowej. Ponadto, w obszarze tym odnotowano spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej, głównie na skutek zmiany stanu rezerw dot. majątku sieciowego oraz efektu wyższych przychodów od ubezpieczyciela w analogicznym okresie roku poprzedniego (wypłaty odszkodowań z tytułu skutków wichur, które wystąpiły w roku 2017).
Obszar Obrotu odnotował po trzech kwartałach wynik EBITDA na poziomie 17 mln zł (spadek rdr o 21 mln zł, czyli 55 proc.). Jak podała Enea, obrót detaliczny charakteryzował się wzrostem przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych, łącznie z szacowanymi przychodami z tytułu kwoty różnicy ceny. Poziom wzrostu nie pokrył rosnących kosztów zakupu energii oraz obowiązków ekologicznych.
Po trzech kwartałach 2019 roku grupa Enea wydała na inwestycje 1,49 mld zł wobec 1,45 mld zł rok wcześniej (wzrost o 2,5 proc. rdr).
Wskaźnik dług netto / EBITDA na koniec III kwartału wyniósł 1,7x, bez zmian rdr.
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej po trzech kwartałach wzrosły o 4,7 proc. rdr do 2,97 mld zł.(PAP Biznes)
pel/
- 21.11.2019 07:34
Wyniki operacyjne oraz finansowe grupy Enea w III kw.'19 wg segmentów (tabela)
21.11.2019 07:34Wyniki operacyjne oraz finansowe grupy Enea w III kw.'19 wg segmentów (tabela)
Dane operacyjne za trzeci kwartał 2019 roku:
3Q2019 3Q2018 różnica YTD2019 YTD2018 różnica Sprzedaż odbiorcom końcowym (GWh) 4 881 5 207 -6,3% 15 096 15 862 -4,8% Liczba odbiorców (tys.) 2 524 2 471 2,1% 2 524 2 471 2,1% Dystrybucja (Gwh) 4 811 4 888 -1,6% 14 778 14 935 -1,1% Liczba klientów (tys.) 2 616 2 579 1,4% 2 616 2 579 1,4% Całkowite wytwarzanie (GWh), w tym: 7 193 7 147 0,6% 19 878 19 940 -0,3% ze źródeł konwencjonalnych 6 584 6 599 -0,2% 18 263 18 490 -1,2% z odnawialnych źródeł energii 608 548 10,9% 1 615 1 450 11,4% Wytwarzanie ciepła (TJ) 1 063 1 015 4,7% 5 084 5 226 -2,7% Sprzedaż energii, w tym: 7 997 9 520 -16,0% 22 921 26 962 -15,0% ze źródeł konwencjonalnych 6 584 6 599 -0,2% 18 263 18 490 -1,2% z odnawialnych źródeł energii 608 548 10,9% 1 615 1 450 11,4% z zakupu 805 2 373 -66,1% 3 043 7 022 -56,7% Sprzedaż ciepła (TJ) 935 879 6,4% 4 575 4 703 -2,7% Produkcja węgla netto (tys. t) 2 301 2 302 0,0% 7 127 6 820 4,5% Sprzedaż węgla (tys. t) 2 292 2 447 -6,3% 7 061 6 788 4,0% Zapas na koniec okresu 153 57 168,4% 153 57 168,4% Roboty przygotowawcze (m) 7,5 8,9 -15,7% 21,7 28,6 -24,1% EBITDA i przychody w obszarach działalności:
EBITDA (tys. zł) 3Q2019 3Q2018 różnica YTD2019 YTD2018 różnica Obrót -17 858 8 724 - 17 059 37 822 -54,9% Dystrybucja 289 436 291 907 -0,8% 804 290 871 717 -7,7% Wytwarzanie 421 769 226 878 85,9% 1 151 443 663 494 73,5% Wydobycie 177 647 126 300 40,7% 612 128 399 849 53,1% Pozostała działalność 31 266 26 721 17,0% 91 649 61 807 48,3% Wyłączenia -12 461 -11 255 - -120 953 -61 350 - RAZEM 889 799 669 275 32,9% 2 555 616 1 973 339 29,5% (PAP Biznes)
pel/
- 21.11.2019 07:19
Zysk netto j.d. Enei w III kw. '19 wyniósł 385,7 mln zł, zgodnie z szacunkami
21.11.2019 07:19Zysk netto j.d. Enei w III kw. '19 wyniósł 385,7 mln zł, zgodnie z szacunkami
Zysk operacyjny wyniósł 502,8 mln zł wobec 287,4 mln zł rok wcześniej, a przychody ze sprzedaży netto wyniosły ok. 4,1 mld zł wobec 3,3 mld zł przed rokiem.
EBITDA wzrosła o 32,9 proc. rdr do 889,8 mln zł.
Narastająco, po trzech kwartałach 2019 roku zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł 891,5 mln zł, a w analogicznym okresie rok wcześniej wynosił 584,1 mln zł.
Zysk operacyjny wyniósł 1,43 mld zł wobec 920,2 mln zł zysku rok wcześniej. EBITDA grupy wyniosła 2,55 mld zł wobec 1,97 mld zł rok wcześniej.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 11,7 mld zł wobec 9,4 mld zł przed rokiem. Rekompensaty wyniosły po 9 miesiącach 506,6 mln zł.
Na początku listopada Enea podała wstępne szacunki wyników. Ostateczne rezultaty okazały się z nimi zgodne.(PAP Biznes)
pel/
- 21.11.2019 07:09
ENEA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 3/2019 QSr
21.11.2019 07:09ENEA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 3/2019 QSr
WYBRANE DANE FINANSOWE w tys. zł w tys. EUR 3 kwartał(y) narastająco / 2019 okres od 2019-01-01 do 2019-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2018 okres od 2018-01-01 do 2018-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2019 okres od 2019-01-01 do 2019-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2018 okres od 2018-01-01 do 2018-09-30 Skonsolidowane dane finansowe Przychody ze sprzedaży netto 11 662 212 9 384 198 2 706 729 2 206 230 Rekompensaty 506 577 - 117 573 - Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody 12 168 789 9 384 198 2 824 302 2 206 230 Zysk z działalności operacyjnej 1 428 643 920 248 331 579 216 351 Zysk przed opodatkowaniem 1 277 110 763 780 296 410 179 565 Zysk netto okresu sprawozdawczego 989 911 620 289 229 752 145 830 EBITDA 2 555 616 1 973 339 593 143 463 933 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej 2 967 896 2 834 248 688 831 666 333 Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (1 788 331) (1 754 164) (415 061) (412 405) Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej 553 487 (454 223) 128 461 (106 788) Przepływy pieniężne netto, razem 1 733 052 625 861 402 231 147 140 Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk netto przypadający na akcjonariuszy Jednostki Dominującej na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 2,02 1,32 0,47 0,31 Rozwodniony zysk na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 2,02 1,32 0,47 0,31 Stan na dzień 30.09.2019 31.12.2018 30.09.2019 31.12.2018 Aktywa razem 32 249 814 29 965 625 7 373 746 6 968 750 Zobowiązania razem 16 259 212 14 916 463 3 717 581 3 468 945 Zobowiązania długoterminowe 10 032 733 10 109 857 2 293 930 2 351 130 Zobowiązania krótkoterminowe 6 226 479 4 806 606 1 423 651 1 117 815 Kapitał własny 15 990 602 15 049 162 3 656 165 3 499 805 Kapitał zakładowy 588 018 588 018 134 447 136 748 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 36,22 34,09 8,28 7,93 Rozwodniona wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 36,22 34,09 8,28 7,93 Jednostkowe dane finansowe Przychody ze sprzedaży netto 3 703 384 3 422 516 859 533 804 635 Rekompensaty 506 577 - 117 573 - Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody 4 209 961 3 422 516 977 106 804 635 Strata z działalności operacyjnej (36 050) (19 473) (8 367) (4 578) Zysk przed opodatkowaniem 726 673 680 998 168 656 160 103 Zysk netto okresu sprawozdawczego 699 770 712 318 162 412 167 466 EBITDA (32 091) (17 785) (7 448) (4 181) Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej (300 134) (239 992) (69 659) (56 422) Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej 370 520 292 585 85 995 68 787 Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej 593 506 (299 070) 137 749 (70 312) Przepływy pieniężne netto, razem 663 892 (246 477) 154 085 (57 947) Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk netto na akcję (w PLN / EUR na jedną akcję) 1,59 1,61 0,37 0,38 Rozwodniony zysk na akcję (w PLN / EUR) 1,59 1,61 0,37 0,38 Stan na dzień 30.09.2019 31.12.2018 30.09.2019 31.12.2018 Aktywa razem 25 614 138 22 943 794 5 856 534 5 335 766 Zobowiązania razem 11 625 106 9 647 948 2 658 018 2 243 709 Zobowiązania długoterminowe 7 631 876 7 976 020 1 744 987 1 854 888 Zobowiązania krótkoterminowe 3 993 230 1 671 928 913 030 388 820 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.11.2019 07:09
Bogdanka miała w III kw. 66 mln zł zysku netto, zgodnie z szacunkami
21.11.2019 07:09Bogdanka miała w III kw. 66 mln zł zysku netto, zgodnie z szacunkami
Zysk operacyjny wyniósł 77,9 mln zł wobec 14,6 mln zł zysku rok wcześniej.
EBITDA wyniosła 176,9 mln zł, również zgodnie z wcześniejszymi zapowiedziami. Przed rokiem EBITDA sięgnęła 120,8 mln zł
Przychody Bogdanki wyniosły 527,8 mln zł wobec 479,7 mln zł przed rokiem. (PAP Biznes)
pel/
- 19.11.2019 14:16
PGE odstąpiła od rozmów ws. zaangażowania w budowę bloku 1.000 MW w Ostrołęce
19.11.2019 14:16PGE odstąpiła od rozmów ws. zaangażowania w budowę bloku 1.000 MW w Ostrołęce
"Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej deklaruje, że działania strategiczne grupy PGE w obszarze wytwarzania energii elektrycznej w najbliższych latach koncentrować się będą na realizacji własnych projektów inwestycyjnych i programów strategicznych" - napisano w komunikacie.
W styczniu tego roku Polska Grupa Energetyczna, w odpowiedzi na zaproszenie Energi i Enei, rozpoczęła rozmowy w sprawie zaangażowania w budowę bloku o mocy 1.000 MW w Ostrołęce.
Inwestorem w projekcie Ostrołęka C jest spółka Elektrownia Ostrołęka, w której po połowie udziałów mają Enea i Energa.
W kwietniu Enea zobowiązała się zapewnić spółce Elektrownia Ostrołęka nakłady finansowe na realizację projektu w kwocie 819 mln złotych od stycznia 2021 roku. Energa podała wówczas, że będzie finansowała projekt w latach 2019-2020 i przeznaczy na to kwotę nie mniejszą niż 819 mln zł. (PAP Biznes)
sar/ osz/
- 19.11.2019 12:13
ENEA SA (33/2019) Projekty uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. zwołanego na dzień 19 grudnia 2019 roku
19.11.2019 12:13ENEA SA (33/2019) Projekty uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. zwołanego na dzień 19 grudnia 2019 roku
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Działając zgodnie z § 19 ust. 1 pkt 2 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...], Zarząd ENEA S.A. przekazuje w załączeniu treść projektów uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A., które odbędzie się w dniu 19 grudnia 2019 roku.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.11.2019 12:11
ENEA SA (32/2019) Zwołanie Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. na dzień 19 grudnia 2019 roku
19.11.2019 12:11ENEA SA (32/2019) Zwołanie Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. na dzień 19 grudnia 2019 roku
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd spółki ENEA S.A. ("Spółka"), działając na podstawie art. 399 § 1 w związku z art. 400 § 1 Kodeksu spółek handlowych i § 29 ust. 1 Statutu Spółki, zwołuje na dzień 19 grudnia 2019 roku, godz. 11:00 Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A., które odbędzie się w Dago Centrum, 2 piętro, sala konferencyjna nr I, przy ul. Rondo ONZ 1 w Warszawie.
Pełną treść ogłoszenia Spółka przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.11.2019 08:27
Państwowe spółki energetyczne postulują dwucyfrowe podwyżki cen prądu - media
19.11.2019 08:27Państwowe spółki energetyczne postulują dwucyfrowe podwyżki cen prądu - media
W poniedziałek rzecznik prasowy URE Agnieszka Głośniewska poinformowała PAP Biznes, że urząd otrzymał wnioski taryfowe na sprzedaż energii na przyszły rok od wszystkich czterech sprzedawców z urzędu.
Jacek Sasin, wicepremier i minister aktywów państwowych, mówił w poniedziałek w RMF FM, że rząd zrobi wszystko, by nie było podwyżek cen prądu dla indywidualnych odbiorców. Dodał, że podmioty gospodarcze muszą liczyć się z tym, że będą musiały płacić za prąd tyle, ile wynika z rynkowych cen wytwarzania energii.(PAP Biznes)
epo/ ana/
- 18.11.2019 15:43
Do URE trafiły wnioski od czterech sprzedawców z urzędu ws. taryf na energię w 2020 r.
18.11.2019 15:43Do URE trafiły wnioski od czterech sprzedawców z urzędu ws. taryf na energię w 2020 r.
"Wpłynęły wnioski od wszystkich czterech sprzedawców z urzędu. Analizujemy je" - poinformowała PAP Biznes Głośniewska.
Chodzi o spółki z grup PGE, Energa, Tauron i Enea.
Jacek Sasin, wicepremier i minister aktywów państwowych, mówił w poniedziałek w RMF FM, że rząd zrobi wszystko, by nie było podwyżek cen prądu dla indywidualnych odbiorców. Dodał, że podmioty gospodarcze muszą liczyć się z tym, że będą musiały płacić za prąd tyle, ile wynika z rynkowych cen wytwarzania energii.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 05.11.2019 19:50
Enea szacuje, że miała w III kw. 890 mln zł EBITDA, powyżej konsensusu (opis)
05.11.2019 19:50Enea szacuje, że miała w III kw. 890 mln zł EBITDA, powyżej konsensusu (opis)
Prognozy analityków dla EBITDA na III kwartał znajdowały się w przedziale 660-822 mln zł.
Z wyliczeń PAP Biznes wynika, że grupa odnotowała w trzecim kwartale ok. 386 mln zł zysku netto jednostki dominującej, ok. 503 mln zł zysku operacyjnego przy przychodach na poziomie 4.073 mln zł. Konsensus PAP Biznes zakładał, że zysk netto j.d. wyniesie 220,4 mln zł, EBIT 391,7 mln zł, a przychody 3.880,4 mln zł.
Narastająco, po trzech kwartałach 2019 roku Enea wypracowała 2.556 mln zł EBITDA i 892 mln zł zysku netto jednostki dominującej. EBIT wyniósł w tym okresie 1.429 mln zł, a zysk netto 990 mln zł.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 11.662 mln zł, a przychody ze sprzedaży oraz inne dochody (suma przychodów ze sprzedaży netto oraz kalkulacji kwoty różnicy cen): 12.169 mln zł.
Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła w okresie I - III kwartał 2019 roku 612 mln zł (399,8 mln zł rok wcześniej), w Wytwarzaniu 1.151 mln zł (663,5 mln zł rok wcześniej), w Dystrybucji 804 mln zł (871,7 mln zł przed rokiem), a w Obrocie 17 mln zł (37,8 mln zł rok wcześniej).
Enea poinformowała, że w obszarze Wydobycie wyższy wynik segmentu wynika głównie z wyższego poziomu produkcji oraz z wyższych przychodów ze sprzedaży węgla.
W obszarze Wytwarzanie pozytywnie na wynik wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej oraz praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów paliw i praw do emisji CO2.
W Dystrybucji niższy wynik rdr jest efektem wzrostu kosztów zakupu energii na potrzeby własne oraz na pokrycie różnicy bilansowej oraz ujemnego odchylenia na pozostałej działalności operacyjnej z uwagi na fakt, że w 2018 roku ujawniono zdarzenie o charakterze jednorazowym: wypłaty odszkodowań z tytułu skutków wichur, które wystąpiły w roku 2017.
Spółka poinformowała, że segment Obrotu charakteryzował się wzrostem przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych, łącznie z szacowanymi przychodami z tytułu kwoty różnicy w cenie. Poziom wzrostu nie pokrył rosnących kosztów zakupu energii oraz obowiązków ekologicznych.
W okresie 9 miesięcy 2019 roku produkcja węgla netto w grupie Enea wyniosła 7,1 mln ton. Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto było na poziomie 19,9 TWh, sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym: 14,8 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym: 15,1 TWh.
Ostateczne wyniki grupy Enea zostaną przedstawione 21 listopada.
Poniżej przedstawiamy szacunkowe wyniki Grupy Enea w trzecim kwartale 2019 roku (wg wyliczeń PAP Biznes) i ich odniesienie do konsensusu PAP Biznes (dane w mln zł).
3Q2019 wyniki kons. różnica r/r q/q YTD 2019 rdr Przychody 4072,8 3880,4 5,0% 21,8% 13,8% 11662,0 24,3% EBITDA 890,2 765,3 16,3% 33,1% 2,7% 2556,0 29,5% EBIT 503,1 391,7 28,4% 75,3% 3,8% 1429,0 55,3% zysk netto j.d. 386,2 220,4 75,3% 152,4% 28,9% 892,0 52,7% marża EBITDA 21,9% 19,7% 2,11 1,85 -2,36 21,92% 0,89 marża EBIT 12,4% 10,1% 2,27 3,77 -1,18 12,25% 2,45 marża netto 9,5% 5,7% 3,83 4,91 1,11 7,65% 1,37 (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 05.11.2019 19:22
Szacunkowe wyniki Enei w III kw. 2019 roku vs. konsensus PAP (tabela)
05.11.2019 19:22Szacunkowe wyniki Enei w III kw. 2019 roku vs. konsensus PAP (tabela)
Dane w mln zł
3Q2019 wyniki kons. różnica r/r q/q YTD 2019 rdr Przychody 4072,8 3880,4 5,0% 21,8% 13,8% 11662,0 24,3% EBITDA 890,2 765,3 16,3% 33,1% 2,7% 2556,0 29,5% EBIT 503,1 391,7 28,4% 75,3% 3,8% 1429,0 55,3% zysk netto j.d. 386,2 220,4 75,3% 152,4% 28,9% 892,0 51,4% marża EBITDA 21,9% 19,7% 2,11 1,85 -2,36 21,92% 0,89 marża EBIT 12,4% 10,1% 2,27 3,77 -1,18 12,25% 2,45 marża netto 9,5% 5,7% 3,83 4,91 1,11 7,65% 1,37 ***Prognozy roczne i kwartalne dla ponad 200 spółek notowanych na GPW znajdują się w bazie Konsensusy, dostępnej dla abonentów w Serwisie Ekonomicznym PAP Biznes. http://biznes.pap.pl/nse-2/pl/consensus/main/newWindow/?referer=nse2. (PAP Biznes)
pel/
- 05.11.2019 19:05
Enea szacuje, że miała w okresie I - III kw. 892 mln zł zysku netto j. d. i 2.556 mln zł EBITDA
05.11.2019 19:05Enea szacuje, że miała w okresie I - III kw. 892 mln zł zysku netto j. d. i 2.556 mln zł EBITDA
Szacunkowy EBIT wyniósł w tym okresie 1.429 mln zł, a przychody netto sięgnęły 11.662 mln zł.
Enea podała, że według szacunków EBITDA w segmencie obrót wyniosła: 17 mln zł, w dystrybucji było to 804 mln zł, w wytwarzaniu 1.151 mln zł, a w wydobyciu 612 mln zł. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 05.11.2019 18:59
ENEA SA (31/2019) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych i operacyjnych za okres I - III kwartał 2019 roku
05.11.2019 18:59ENEA SA (31/2019) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych i operacyjnych za okres I - III kwartał 2019 roku
W związku z przyjęciem przez Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") 5 listopada 2019 roku informacji o wstępnych wynikach finansowych i operacyjnych Grupy Kapitałowej ENEA za I - III kwartał 2019 roku, Spółka przekazuje do publicznej wiadomości wstępne wyniki.
Skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej ENEA za okres I - III kwartał 2019 roku:
- Przychody ze sprzedaży netto: 11 662 mln zł
- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 12 169 mln zł,
- EBITDA: 2 556 mln zł,
- EBIT: 1 429 mln zł,
- Zysk netto: 990 mln zł,
- Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej: 892 mln zł.
Wynik EBITDA w poszczególnych obszarach działalności:
- Wydobycie: 612 mln zł,
- Wytwarzanie: 1 151 mln zł,
- Dystrybucja: 804 mln zł,
- Obrót: 17 mln zł.
Wybrane dane operacyjne:
- Produkcja węgla netto: 7,1 mln ton,
- Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto: 19,9 TWh,
- Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym: 14,8 TWh,
- Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym: 15,1 TWh.
Wynik EBITDA osiągnięty przez Grupę Kapitałową ENEA w okresie I - III kwartał 2019 roku jest pochodną, m.in. następujących czynników (w porównaniu do okresu I - III kwartał 2018 roku):
W Obszarze Wydobycie wyższy wynik segmentu wynika głównie z wyższego poziomu produkcji oraz z wyższych przychodów ze sprzedaży węgla.
W Obszarze Wytwarzanie pozytywnie na wynik wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej oraz praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów paliw i praw do emisji CO2.
W Obszarze Dystrybucja niższy wynik roku 2019 w porównaniu z rokiem 2018 jest efektem wzrostu kosztów zakupu energii na potrzeby własne oraz na pokrycie różnicy bilansowej; oraz ujemnego odchylenia na pozostałej działalności operacyjnej z uwagi na fakt, że w 2018 roku ujawniono zdarzenie o charakterze jednorazowym: wypłaty odszkodowań z tytułu skutków wichur, które wystąpiły w roku 2017.
Obszar Obrót charakteryzował się wzrostem przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych, łącznie z szacowanymi przychodami z tytułu kwoty różnicy w cenie. Poziom wzrostu nie pokrył rosnących kosztów zakupu energii oraz obowiązków ekologicznych.
Jednostkowe wyniki finansowe ENEA S.A. za okres I - III kwartał 2019 roku:
- Przychody ze sprzedaży netto: 3 703 mln zł
- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 4 210 mln zł,
- EBITDA: -32 mln zł,
- EBIT: -36 mln zł,
- Zysk netto: 700 mln zł.
Różnica między zyskiem netto a EBIT Spółki wynika przede wszystkim z przychodów z tytułu dywidend wypłaconych przez spółki zależne.
Ponadto Emitent zwraca uwagę, iż w zaprezentowanych wynikach finansowych Grupy Kapitałowej ENEA oraz ENEA S.A. za I - III kwartał 2019 roku został uwzględniony wpływ skutków Ustawy z dnia 28 grudnia 2018 roku o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z późniejszymi zmianami.
W celu zachowania porównywalności danych finansowych za okres I - III kwartał 2019 roku do poprzednich okresów, przychody w raporcie bieżącym zostały zaprezentowane w dwóch pozycjach:
-Przychody ze sprzedaży netto oraz
-Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody.
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody stanowią sumę Przychodów ze sprzedaży netto oraz kalkulacji kwoty różnicy cen.
Podstawą kalkulacji były opublikowane informacje przez Ministra Energii oraz Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Ostateczne wyniki zostaną przedstawione w rozszerzonym skonsolidowanym raporcie kwartalnym Grupy Kapitałowej ENEA za III kwartał 2019 roku, którego publikację zaplanowano na 21 listopada 2019 roku.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 15.10.2019 16:46
ENEA SA (30/2019) Umorzenie obligacji serii ENEA0220
15.10.2019 16:46ENEA SA (30/2019) Umorzenie obligacji serii ENEA0220
Zarząd ENEA S.A. z siedzibą w Poznaniu ("Spółka") w nawiązaniu do raportu nr 29/2019 z dnia 30 września 2019 r. w sprawie podjęcia decyzji o zamiarze przedterminowego odkupu obligacji serii ENEA0220 informuje, iż w dniu 14 października 2019 r. Spółka zakończyła proces odkupu wyemitowanych obligacji serii ENEA0220 ("Obligacje") od ich posiadaczy, zarejestrowanych w Krajowym Depozycie Papierów Wartościowych S.A. pod numerem ISIN PLENEA000088, po cenie nabycia wynoszącej 100.150 zł za jedną obligację.
W dniu 14 października 2019 r. Spółka nabyła 1.218 szt. Obligacji, o łącznej wartości nominalnej 121.800.000,00 zł i łącznej wartości wg ceny nabycia 121.982.700,00 zł. Obligacje zostały nabyte w celu ich umorzenia, zgodnie z art. 76 ust. 1 ustawy z dnia 15 stycznia 2015 r. o obligacjach. Wobec powyższego w dniu 15 października 2019 r., Zarząd Spółki podjął uchwałę w przedmiocie umorzenia nabytych obligacji.
Nieodkupione przez Spółkę Obligacje serii ENEA0220 w ilości 8.782 szt. pozostają w posiadaniu obligatariuszy i w dalszym ciągu będą notowane w Alternatywnym Systemie Obrotu organizowanym przez BondSpot S.A. Ich termin zapadalności przypada na 10 lutego 2020 r.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 14.10.2019 11:41
Enea zmodernizuje instalację odsiarczania spalin w Połańcu
14.10.2019 11:41Enea zmodernizuje instalację odsiarczania spalin w Połańcu
Jak podano, zadanie jest powiązane z modernizacją elektrofiltrów i wpisuje się w program dostosowania Elektrowni Połaniec do konkluzji BAT.
Inwestycję w formule „pod klucz” wykona wybrana w przetargu firma Remak-Energomontaż.
Prace mają być podporządkowane zaplanowanym postojom remontowym bloków 2-7, jakie wyznaczono na 2020 r. Inwestycja ma się zakończyć z początkiem 2021 r.
W ostatnich tygodniach Enea Połaniec podpisała umowę z GE Power i Stal-Systems na modernizację elektrofiltrów sześciu bloków energetycznych (2-7). (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 11.10.2019 11:42
Enea ma list intencyjny z KOWR ws. współpracy przy projektach PV
11.10.2019 11:42Enea ma list intencyjny z KOWR ws. współpracy przy projektach PV
Celem jest powołanie spółki celowej, której zadaniem będzie rozwój przedsięwzięć OZE, w tym budowa wielkoobszarowych farm fotowoltaicznych na nieruchomościach rolnych, należących do KOWR.
Jak podano, potencjalną bazę do budowy instalacji fotowoltaicznych będą stanowiły nieruchomości Zasobu Własności Rolnej Skarbu Państwa, w tym te o niskiej przydatności rolniczej. W pierwszej kolejności będą to tereny określone w planach i studiach kierunków zagospodarowania przestrzennego gmin, jako grunty przeznaczone pod inwestycje OZE.
"W zasobie rolnym KOWR jest 1,5 mln hektarów. Trzeba dokonać ich gruntownej inwentaryzacji i selekcji, bo nie wszystkie grunty będą się nadawać pod farmy fotowoltaiczne, a jest jeszcze kwestia przyłączenia. (...) Szczegóły będą opracowane w zespołach projektowych" - powiedział dziennikarzom Jarosław Ołowski, wiceprezes Enei.
Kilka dni temu Enea poinformowała o planach budowy farm fotowoltaicznych o łącznej mocy do ok. 30 MW na terenach kopalni Bogdanka.
Wiceprezes Enei nie wykluczył kolejnych tego typu projektów. Przypomniał, że grupa do końca roku chce przedstawić zaktualizowaną strategię rozwoju, której celem będzie rozwój OZE. Jak powiedział, spółka planuje m.in. budowę elektrowni szczytowo-pompowych, które pełniłyby funkcję magazynów energii. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 08.10.2019 14:15
Enea zbuduje farmy fotowoltaiczne na terenach kopalni Bogdanka
08.10.2019 14:15Enea zbuduje farmy fotowoltaiczne na terenach kopalni Bogdanka
W ramach współpracy w najbliższych latach na łącznej powierzchni ok. 55 ha powstaną instalacje, które będą mogły produkować do ok. 30 000 MWh energii elektrycznej rocznie. Całość wytworzonej w ten bezemisyjny sposób energii trafi do Bogdanki, zasilając kopalnię i jej procesy produkcyjne.
Enea będzie sprzedawać Bogdance energię pochodzącą z wybudowanych w ramach projektu instalacji fotowoltaicznych w formule cPPA (z ang. corporate Power Purchase Agreement). Oznacza to bezpośrednią sprzedaż energii do odbiorcy końcowego, co pozwoli Bogdance znacznie obniżyć koszty jej zakupu. (PAP Biznes)
epo/ gor/
- 03.10.2019 15:12
PGZ ma porozumienie z PGE, Eneą i Tauronem ws. rozwoju produkcji samochodów elektrycznych
03.10.2019 15:12PGZ ma porozumienie z PGE, Eneą i Tauronem ws. rozwoju produkcji samochodów elektrycznych
Jak podano, porozumienie dotyczy produkcji przez spółkę Autosan samochodów na rzecz wymiany floty pojazdów specjalnych wykorzystywanych m.in. przez służby monterskie, pogotowia energetyczne i inne zespoły dla tzw. Operatorów Sieci Dystrybucyjnych (OSD) lub spółek z grup PGE, Enei i Tauron.
"Docelowo może być to nawet po 100 samochodów w ciągu roku dla każdej z firm, które zawarły porozumienie. Całkowity potencjał współpracy operacyjnej oszacowano na 1.500 sztuk pojazdów elektrycznych" - napisano w komunikacie.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 30.09.2019 19:25
Enea chce przedterminowego odkupu obligacji serii ENEA0220
30.09.2019 19:25Enea chce przedterminowego odkupu obligacji serii ENEA0220
Enea zamierza nabyć obligacje w celu ich umorzenia, w terminie do 14 października 2019 r.
Przedterminowy odkup obligacji zostanie przeprowadzony za pośrednictwem Banku Polska Kasa Opieki oraz Pekao Investment Banking.
W czerwcu Enea podjęła decyzję o emisji obligacji o wartości nominalnej 1 mld zł w ramach programu emisji do 5 mld zł. Cele emisji było refinansowanie zadłużenia wynikającego z wyemitowanych obligacji serii ENEA0220. (PAP Biznes)
doa/ osz/
- 30.09.2019 19:13
ENEA SA (29/2019) Podjęcie decyzji o zamiarze przedterminowego odkupu obligacji serii ENEA0220
30.09.2019 19:13ENEA SA (29/2019) Podjęcie decyzji o zamiarze przedterminowego odkupu obligacji serii ENEA0220
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 22/2019 z dnia 31 maja 2019 r. w sprawie zamiaru przeprowadzenia emisji obligacji oraz raportu bieżącego nr 24/2019 z dnia 18 czerwca 2019 r. w sprawie warunków krajowej emisji obligacji ENEA S.A. serii ENEA0624, Zarząd ENEA S.A. (Spółka, Emitent) informuje, że w dniu 30 września 2019 r. podjął decyzję o zamiarze przeprowadzenia przedterminowego odkupu (nabycia od ich posiadaczy) obligacji serii ENEA0220 o wartości nominalnej 100.000 zł każda oznaczonych kodem ISIN PLENEA000088 ("Obligacje"). Spółka nabędzie Obligacje w celu ich umorzenia. Cena nabycia jednej Obligacji wynosi 100.150 zł.
Emitent zamierza nabyć Obligacje od ich posiadaczy w terminie do 14 października 2019 r.
Przedterminowy odkup Obligacji zostanie przeprowadzony za pośrednictwem Banku Polska Kasa Opieki Spółka Akcyjna (emisje@pekao.com.pl) oraz Pekao Investment Banking Spółka Akcyjna (biuro@pekaoib.pl).
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 30.09.2019 13:43
Enea w aktualizacji strategii będzie koncentrować się na transformacji aktywów wytwórczych
30.09.2019 13:43Enea w aktualizacji strategii będzie koncentrować się na transformacji aktywów wytwórczych
Spółka pracuje nad aktualizacją strategii, wyniki chce przedstawić do końca roku.
„Bardzo mocno będziemy się koncentrowali na transformacji aktywów. Poza OZE myślimy też o gazie – alternatywnym paliwie, które jest mniej emisyjne” – powiedział prezes Mirosław Kowalik podczas poniedziałkowej konferencji.
„Myślimy o energetyce wiatrowej oraz fotowoltaice, ale na dzień dzisiejszy mamy też duże doświadczenie w wykorzystaniu biomasy, w tym kierunku chcemy bardzo optymalnie wykorzystywać blok w Kozienicach i ewentualnie robić przymiarki, jak wykorzystać biomasę, tak by energia wyprodukowana w grupie była z mniejszą ekspozycją na emisję CO2” – dodał.
Grupa chce w nowej strategii odpowiedzieć na wyzwania związane z trendem klimatycznym i związaną z nim potrzebą zmiany miksu energetycznego. Jak podał prezes, wymagają tego m.in. instytucje finansowe, które postrzegają Eneę jako grupę energetyczną w duże mierze opartą o węgiel. Dodał, że grupa będzie chciała przeprowadzić transformację pamiętając jednocześnie o kowenantach zadłużenia.
Pytany o poziom planowanych nakładów inwestycyjnych, prezes odpowiedział: „Nakłady finansowe grupy Enea są dosyć stabilne patrząc długoterminowo, bez zdarzeń jednorazowych. To jest poziom zrównoważony i odpowiadający możliwościom grupy i te możliwości zwiększamy, po to żeby dokonać tej transformacji”.
Prezes podał, że grupa posiada również rezerwy finansowe przeznaczone na akwizycje w tym roku, które „mają szanse” zostać wykorzystane. (PAP Biznes)
kuc/ ana/
- 30.09.2019 11:39
Bogdanka analizuje możliwość zmniejszenia liczby wyrobisk chodnikowych
30.09.2019 11:39Bogdanka analizuje możliwość zmniejszenia liczby wyrobisk chodnikowych
"Jeżeli chodzi o chodniki, to jesteśmy w pewnym procesie transformacji. Jest szeroko zakrojony projekt, który wskazuje na możliwości ograniczenia liczby wykonywanych chodników" - powiedział prezes podczas konferencji.
W drugim kwartale grupa Enea - właściciel 66 proc. akcji Bogdanki - zrealizowała o 41 proc. mniej rok do roku robót chodnikowych. Prace prowadzono łącznie na odcinku 6,4 km. W całym pierwszym półroczu prace realizowana natomiast na 14,2 km, co oznacza spadek o 28 proc. rok do roku.
Na pytanie, czy zmniejszenie ilości prac chodnikowych spowoduje spadek wydobycia węgla poniżej 9 mln ton w przyszłym roku, Wasil odpowiedział: "Absolutnie nie".
"Należy pamiętać, że wykonywane w tym roku wyrobiska przekładają się na rok następny lub też nawet na dwa następne lata" - dodał.
Prezes podał, że uzysk węgla w Bogdance w trzecim kwartalne utrzymuje się na podobnym poziomie jak kwartał wcześniej. (PAP Biznes)
kuc/ ana/
- 30.09.2019 07:52
Dane operacyjne grupy Enea w drugim kwartale 2019 roku (tabela)
30.09.2019 07:52Dane operacyjne grupy Enea w drugim kwartale 2019 roku (tabela)
2Q2019 2Q2018 różnica Sprzedaż odbiorcom końcowym (GWh) 4 798 5 058 -5,14% Liczba odbiorców (tys.) 2 514 2 451 2,57% Dystrybucja (Gwh) 4 824 4 865 -0,84% Liczba klientów (tys.) 2 607 2 571 1,40% Całkowite wytwarzanie (GWh), w tym: 6 577 6 485 1,42% ze źródeł konwencjonalnych 6 087 5 928 2,68% z odnawialnych źródeł energii 490 530 -7,55% Wytwarzanie ciepła (TJ) 1 325 1 192 11,16% Sprzedaż energii, w tym: 7 668 9 156 -16,25% ze źródeł konwencjonalnych 6 191 5 984 3,46% z odnawialnych źródeł energii 386 474 -18,57% z zakupu 1 090 2 698 -59,60% Sprzedaż ciepła (TJ) 1 197 1 087 10,12% Produkcja węgla netto (tys. t) 2 293 2 424 -5,40% Sprzedaż węgla (tys. t) 2 404 2 374 1,26% Zapas na koniec okresu 144 202 -28,71% Roboty przygotowawcze (m) 6,4 10,8 -40,74% (PAP Biznes)
kuc/
- 30.09.2019 07:40
Zysk netto j.d. Enei w I poł. '19 wyniósł 505,8 mln zł, zgodnie z szacunkami (opis)
30.09.2019 07:40Zysk netto j.d. Enei w I poł. '19 wyniósł 505,8 mln zł, zgodnie z szacunkami (opis)
Przed rokiem zysk netto grupy wynosił 462 mln zł, a zysk przypisany jednostce dominującej 431,2 mln zł.
Zysk operacyjny grupy Enea wyniósł w pierwszym półroczu 925,9 mln zł wobec 632,9 mln zł zysku rok wcześniej.
Wynik EBITDA grupy sięgnął 1,666 mld zł, co oznacza wzrost o 28 proc. rok do roku. Zysk jest zgodny z wcześniejszymi szacunkowymi danymi podanymi przez spółkę.
W raporcie podano, że wynik EBITDA segmentu "Obrót" wyniósł w pierwszym półroczu 34,9 mln zł, segmentu "Dystrybucja" 514,9 mln zł, segmentu "Wytwarzanie" 729,7 mln zł, a segmentu "Wydobycie" 434,5 mln zł. Wyniki były zgodne z szacunkami spółki.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 7,589 mld zł wobec 6,04 mld zł przed rokiem i były zbieżne z szacunkami.
W drugim kwartale zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej grupy Enea wyniósł 299,6 mln zł i był o 36 proc. wyższy rok do roku.
Przychody ze sprzedaży netto w okresie kwiecień-czerwiec wzrosły o 17 proc. rok do roku i sięgnęły 3,58 mld zł. W drugim kwartale spółka odnotowała 430,4 mln zł rekompensat związanych z ustawą o cenach prądu.
Poniżej przedstawiamy wynik EBITDA i przychody w poszczególnych segmentach działalności grupy:
EBITDA (tys. zł) 2Q2019 2Q2018 różnica Obrót 45 736 -24 192 - Dystrybucja 266 020 282 341 -5,80% Wytwarzanie 329 907 209 407 57,50% Wydobycie 215 065 150 269 43,10% Pozostała działalność 33 953 16 007 112,10% RAZEM 867 033 601 44,00% Przychody (tys. zł) 2Q2019 2Q2018 różnica Obrót 1 714 043 2 061 400 -16,90% Dystrybucja 697 198 665 286 4,80% Wytwarzanie 1 995 056 1 747 568 14,20% Wydobycie 557 518 457 255 21,90% Pozostała działalność 158 472 145 111 9,20% RAZEM 3 579 565 3 051 022 17,30% (PAP Biznes)
kuc/ ana/
- 30.09.2019 07:08
Zysk netto j.d. Enei w I poł. '19 wyniósł 505,8 mln zł, zgodnie z szacunkami
30.09.2019 07:08Zysk netto j.d. Enei w I poł. '19 wyniósł 505,8 mln zł, zgodnie z szacunkami
Przed rokiem zysk netto grupy wynosił 462 mln zł, a zysk przypisany jednostce dominującej 431,2 mln zł.
Zysk operacyjny grupy Enea wyniósł w pierwszym półroczu 925,9 mln zł wobec 632,9 mln zł zysku rok wcześniej.
Wynik EBITDA grupy sięgnął 1,666 mld zł, co oznacza wzrost o 28 proc. rok do roku. Zysk jest zgodny z wcześniejszymi szacunkowymi danymi podanymi przez spółkę.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 7,589 mld zł wobec 6,04 mld zł przed rokiem, i były zbieżne z szacunkami. (PAP Biznes)
kuc/
- 30.09.2019 06:52
ENEA SA Raport okresowy półroczny za 2019 PSr
30.09.2019 06:52ENEA SA Raport okresowy półroczny za 2019 PSr
WYBRANE DANE FINANSOWE w tys. w tys. EUR półrocze / 2019 półrocze /2018 półrocze / 2019 półrocze /2018 Skonsolidowane dane finansowe Przychody ze sprzedaży netto 7 589 175 6 039 555 1 769 864 1 424 591 Rekompensaty 430 401 - 100 373 - Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody 8 019 576 6 039 555 1 870 237 1 424 591 Zysk z działalności operacyjnej 925 893 632 883 215 927 149 282 Zysk przed opodatkowaniem 742 772 558 256 173 221 131 680 Zysk netto okresu sprawozdawczego 579 445 462 030 135 132 108 982 EBITDA 1 665 817 1 304 064 388 483 307 599 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej 1 981 762 1 893 828 462 165 446 710 Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (1 242 709) (1 261 161) (289 811) (297 479) Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej 716 619 (280 276) 167 122 (66 111) Przepływy pieniężne netto, razem 1 455 672 352 391 339 476 83 120 Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk netto przypadający na akcjonariuszy Jednostki Dominującej na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 1,15 0,98 0,27 0,23 Rozwodniony zysk na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 1,15 0,98 0,27 0,23 Aktywa razem 32 061 109 29 965 625 7 540 242 6 968 750 Zobowiązania razem 16 449 669 14 916 463 3 868 690 3 468 945 Zobowiązania długoterminowe 10 223 885 10 109 857 2 404 488 2 351 130 Zobowiązania krótkoterminowe 6 225 784 4 806 606 1 464 201 1 117 815 Kapitał własny 15 611 440 15 049 162 3 671 552 3 499 805 Kapitał zakładowy 588 018 588 018 138 292 136 748 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 35,36 34,09 8,32 7,93 Rozwodniona wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 35,36 34,09 8,32 7,93 Jednostkowe dane finansowe Przychody ze sprzedaży netto 2 381 807 2 249 738 555 459 530 661 Rekompensaty 430 401 - 100 373 - Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody 2 812 208 2 249 738 655 832 530 661 (Strata)/zysk z działalności operacyjnej (30 868) 13 577 (7 199) 3 203 Zysk przed opodatkowaniem 384 256 713 091 89 612 168 202 Zysk netto okresu sprawozdawczego 382 881 747 555 89 291 176 331 EBITDA (28 215) 14 685 (6 580) 3 464 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej (336 610) (58 269) (78 500) (13 744) Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej 10 271 (51 415) 2 395 (12 128) Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej 735 186 (198 376) 171 452 (46 792) Przepływy pieniężne netto, razem 408 847 (308 060) 95 347 (72 664) Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk netto na akcję (w PLN / EUR na jedną akcję) 0,87 1,69 0,20 0,40 Rozwodniony zysk na akcję (w PLN / EUR) 0,87 1,69 0,20 0,40 Aktywa razem 25 338 813 22 943 794 5 959 269 5 335 766 Zobowiązania razem 11 665 105 9 647 948 2 743 440 2 243 709 Zobowiązania długoterminowe 7 719 371 7 976 020 1 815 468 1 854 888 Zobowiązania krótkoterminowe 3 945 734 1 671 928 927 971 388 820 Kapitał własny 13 673 708 13 295 846 3 215 830 3 092 057 Kapitał zakładowy 588 018 588 018 138 292 136 748 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 25.09.2019 19:07
GPW: wyznaczenie pierwszego dnia notowania na Catalyst obligacji serii ENEA0624 spółki ENEA SA
25.09.2019 19:07GPW: wyznaczenie pierwszego dnia notowania na Catalyst obligacji serii ENEA0624 spółki ENEA SA
§ 1
Na podstawie § 7 ust. 1, 2 i 5 Regulaminu Alternatywnego Systemu Obrotu oraz § 2 ust. 1 Załącznika Nr 2 do Regulaminu Alternatywnego Systemu Obrotu, Zarząd Giełdy postanawia:
1) określić dzień 27 września 2019 r. jako dzień pierwszego notowania w alternatywnym systemie obrotu na Catalyst 10.000 (dziesięć tysięcy) obligacji na okaziciela serii ENEA0624 spółki ENEA S.A., o wartości nominalnej 100.000 zł (sto tysięcy złotych) każda, oznaczonych przez Krajowy Depozyt Papierów Wartościowych S.A. kodem "PLENEA000096";
2) notować obligacje, o których mowa w pkt 1), w systemie notowań ciągłych pod nazwą skróconą "ENA0624".
§ 2
Uchwała wchodzi w życie z dniem podjęcia.
kom amp/
- 25.09.2019 18:38
GPW: Komunikat - ENEA SA
25.09.2019 18:38GPW: Komunikat - ENEA SA
W związku z Uchwałą Nr /2019 Zarządu Giełdy z dnia 25 września 2019 r., Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. informuje, że data ostatniego notowania obligacji na okaziciela serii ENEA0624 (ENA0624) spółki ENEA S.A., o wartości nominalnej 100.000 zł (sto tysięcy złotych) każda i terminie wykupu 26 czerwca 2024 r., oznaczonych kodem "PLENEA000096", planowana jest na dzień 14 czerwca 2024 r.
kom amp/
- 20.09.2019 09:32
EBITDA Enei w II kw. rekordowa, uwagę zwraca wynik w wytwarzaniu (opinia, aktl.)
20.09.2019 09:32EBITDA Enei w II kw. rekordowa, uwagę zwraca wynik w wytwarzaniu (opinia, aktl.)
ROBERT MAJ, IPOPEMA SECURITIES:
"Wyniki Enei są powyżej zarówno moich oczekiwań, jak i konsensusu. Na plus zaskoczyły dwa segmenty. Przede wszystkim wytwarzanie - podejrzewam, że za sprawą nowego bloku 11, który pracuje na wyższych marżach niż stare bloki. Tu jest największa różnica w porównaniu do moich oczekiwań.
Uwagę zwraca także segment sprzedaży. Spółka zaksięgowała rekompensaty za zamrożenie cen prądu. Ten wynik też jest powyżej oczekiwań, ale trzeba się zastanowić się czy spółka otrzyma rekompensaty za całość poniesionych strat".
DM BDM, RAPORT PORANNY:
"W drugim kwartale 2019 roku raportowana EBITDA znalazła się na rekordowym poziomie w historii, pobijając tym samym dobry wynik z pierwszego kwartału. Uwagę zwraca wysoki wynik Wytwarzania (wzrost wolumenów produkcji przy spadkach w innych spółkach).
Spółka nie informuje o one-offs. W Obrocie uwzględniła skutki ustawy z 28.12.2018 o +cenach energii+. W komunikacie informuje, że poziom +kwoty różnicy ceny+ za pierwsze półrocze 2019 roku +nie pokrył rosnących kosztów zakupu energii oraz obowiązków ekologicznych, głównie z tytułu zakupu praw majątkowych+. W celu porównywalności danych spółka pokazała przychody netto i +przychody netto oraz inne dochody+, które uwzględniają +kwotę różnicy ceny+. Różnica ta wynosi aż 431 mln zł".
*************
Grupa Enea szacuje, że miała w drugim kwartale 2019 roku 867 mln zł EBITDA wobec konsensusu PAP Biznes na poziomie 702,4 mln zł. Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej wyniósł w tym okresie 260 mln zł, podczas gdy konsensus zakładał 161,9 mln zł.
Prognozy analityków dla EBITDA znajdowały się w przedziale 674-722 mln zł, a dla zysku netto j. d. pomiędzy 147-177,7 mln zł.
Zgodnie z szacunkami, grupa odnotowała w drugim kwartale 485 mln zł zysku operacyjnego przy przychodach na poziomie 3.579 mln zł. Konsensus PAP Biznes zakładał, że EBIT wyniesie 318,7 mln zł, a przychody 4.038 mln zł.
Łącznie w pierwszej połowie roku Enea wypracowała 1.666 mln zł EBITDA i 506 mln zł zysku netto jednostki dominującej. EBIT wyniósł w tym okresie 926 mln zł, a zysk netto 579 mln zł.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły w pierwszym półroczu 7.589 mln zł, a przychody ze sprzedaży łącznie z innymi dochodami Enei wyniosły 8.020 mln zł.
Dla porównania, w pierwszym półroczu 2018 roku Enea odnotowała 431,2 mln zł zysku netto jednostki dominującej, 632,9 mln zł zysku operacyjnego i 1,3 mld zł EBITDA. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły wówczas 6,04 mld zł.
Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła w pierwszej połowie 2019 roku 434 mln zł (273,6 mln zł rok wcześniej), w Wytwarzaniu 730 mln zł (436,6 mln zł rok wcześniej), w Dystrybucji 515 mln zł (579,8 mln zł przed rokiem), a w Obrocie 35 mln zł (29,1 mln zł rok wcześniej). (PAP Biznes)
sar/ osz/
- 20.09.2019 08:56
EBITDA Enei w II kw. rekordowa, uwagę zwraca wynik w wytwarzaniu (opinia)
20.09.2019 08:56EBITDA Enei w II kw. rekordowa, uwagę zwraca wynik w wytwarzaniu (opinia)
DM BDM, RAPORT PORANNY:
"W drugim kwartale 2019 roku raportowana EBITDA znalazła się na rekordowym poziomie w historii, pobijając tym samym dobry wynik z pierwszego kwartału. Uwagę zwraca wysoki wynik Wytwarzania (wzrost wolumenów produkcji przy spadkach w innych spółkach).
Spółka nie informuje o one-offs. W Obrocie uwzględniła skutki ustawy z 28.12.2018 o +cenach energii+. W komunikacie informuje, że poziom +kwoty różnicy ceny+ za pierwsze półrocze 2019 roku +nie pokrył rosnących kosztów zakupu energii oraz obowiązków ekologicznych, głównie z tytułu zakupu praw majątkowych+. W celu porównywalności danych spółka pokazała przychody netto i +przychody netto oraz inne dochody+, które uwzględniają +kwotę różnicy ceny+. Różnica ta wynosi aż 431 mln zł".
*************
Grupa Enea szacuje, że miała w drugim kwartale 2019 roku 867 mln zł EBITDA wobec konsensusu PAP Biznes na poziomie 702,4 mln zł. Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej wyniósł w tym okresie 260 mln zł, podczas gdy konsensus zakładał 161,9 mln zł.
Prognozy analityków dla EBITDA znajdowały się w przedziale 674-722 mln zł, a dla zysku netto j. d. pomiędzy 147-177,7 mln zł.
Zgodnie z szacunkami, grupa odnotowała w drugim kwartale 485 mln zł zysku operacyjnego przy przychodach na poziomie 3.579 mln zł. Konsensus PAP Biznes zakładał, że EBIT wyniesie 318,7 mln zł, a przychody 4.038 mln zł.
Łącznie w pierwszej połowie roku Enea wypracowała 1.666 mln zł EBITDA i 506 mln zł zysku netto jednostki dominującej. EBIT wyniósł w tym okresie 926 mln zł, a zysk netto 579 mln zł.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły w pierwszym półroczu 7.589 mln zł, a przychody ze sprzedaży łącznie z innymi dochodami Enei wyniosły 8.020 mln zł.
Dla porównania, w pierwszym półroczu 2018 roku Enea odnotowała 431,2 mln zł zysku netto jednostki dominującej, 632,9 mln zł zysku operacyjnego i 1,3 mld zł EBITDA. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły wówczas 6,04 mld zł.
Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła w pierwszej połowie 2019 roku 434 mln zł (273,6 mln zł rok wcześniej), w Wytwarzaniu 730 mln zł (436,6 mln zł rok wcześniej), w Dystrybucji 515 mln zł (579,8 mln zł przed rokiem), a w Obrocie 35 mln zł (29,1 mln zł rok wcześniej). (PAP Biznes)
sar/ osz/
- 20.09.2019 08:03
Grupa Enea szacuje, że miała w II kw. 867 mln zł EBITDA, powyżej konsensusu (opis)
20.09.2019 08:03Grupa Enea szacuje, że miała w II kw. 867 mln zł EBITDA, powyżej konsensusu (opis)
Prognozy analityków dla EBITDA znajdowały się w przedziale 674-722 mln zł, a dla zysku netto j. d. pomiędzy 147-177,7 mln zł.
Zgodnie z szacunkami, grupa odnotowała w drugim kwartale 485 mln zł zysku operacyjnego przy przychodach na poziomie 3.579 mln zł. Konsensus PAP Biznes zakładał, że EBIT wyniesie 318,7 mln zł, a przychody 4.038 mln zł.
Łącznie w pierwszej połowie roku Enea wypracowała 1.666 mln zł EBITDA i 506 mln zł zysku netto jednostki dominującej. EBIT wyniósł w tym okresie 926 mln zł, a zysk netto 579 mln zł.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły w pierwszym półroczu 7.589 mln zł, a przychody ze sprzedaży łącznie z innymi dochodami Enei wyniosły 8.020 mln zł.
Dla porównania, w pierwszym półroczu 2018 roku Enea odnotowała 431,2 mln zł zysku netto jednostki dominującej, 632,9 mln zł zysku operacyjnego i 1,3 mld zł EBITDA. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły wówczas 6,04 mld zł.
Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła w pierwszej połowie 2019 roku 434 mln zł (273,6 mln zł rok wcześniej), w Wytwarzaniu 730 mln zł (436,6 mln zł rok wcześniej), w Dystrybucji 515 mln zł (579,8 mln zł przed rokiem), a w Obrocie 35 mln zł (29,1 mln zł rok wcześniej).
Według komunikatu, wyższy wynik EBITDA w obszarze Wydobycie wynika z wyższego poziomu produkcji i przychodów ze sprzedaży węgla, a także poprawy efektywności operacyjnej kopalni - szczególnie w zakresie kosztów stałych.
W obszarze Wytwarzanie na EBITDA - jak podano - pozytywnie wpłynął wzrost produkcji w spółce Enea Wytwarzanie oraz poziom przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów paliw i praw do emisji CO2,
Jak podano w komunikacie, niższy wynik EBITDA w Dystrybucji jest efektem wzrostu kosztów zakupu energii na potrzeby własne oraz na pokrycie różnicy bilansowej. Ponadto odnotowano spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej wynikający głównie ze zmiany stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego.
Z kolei obrót detaliczny - jak podała Enea - charakteryzował się w pierwszym półroczu wzrostem przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych, łącznie z szacowanymi przychodami z tytułu kwoty różnicy w cenie.
"Poziom wzrostu nie pokrył rosnących kosztów zakupu energii oraz obowiązków ekologicznych, głównie z tytułu zakupu praw majątkowych" - podano w komunikacie.
Dodano, że obrót hurtowy pozostaje pod presją wzrostu cen uprawnień do emisji CO2, co wpływa na wyceny kontraktów oraz zabezpieczeń.
Grupa podała także szacunkowe dane operacyjne.
Produkcja węgla netto przez Eneę w pierwszym półroczu wyniosła 4,8 mln ton, a całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 12,7 TWh.
Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 10,0 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 10,2 TWh.
Na poziomie jednostkowym Enea odnotowała 2.382 mln zł przychodów ze sprzedaży netto, stratę EBITDA na poziomie 28 mln zł, stratę EBIT na poziomie 31 mln zł i 383 mln zł zysku netto.
"Różnica między zyskiem netto a EBIT spółki wynika z przychodów z tytułu dywidend wypłaconych przez spółki zależne" - podano w komunikacie.
Enea wskazała, że w przedstawionych wynikach został uwzględniony wpływ skutków ustawy z 28 grudnia 2018 roku o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z późniejszymi zmianami.
W celu zachowania porównywalności danych finansowych za pierwsze półrocze 2019 roku do poprzednich okresów, grupa przedstawiła przychody w dwóch pozycjach: przychody ze sprzedaży netto oraz przychody ze sprzedaży oraz inne dochody.
Jak podano, przychody ze sprzedaży oraz inne dochody stanowią sumę przychodów ze sprzedaży netto oraz kalkulacji kwoty różnicy cen.
"Podstawą kalkulacji były opublikowane informacje przez Ministra Energii oraz Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki" - wskazano w komunikacie.
Poniżej przedstawiamy szacunkowe wyniki Grupy Enea w drugim kwartale 2019 roku i ich odniesienie do konsensusu PAP Biznes (dane w mln zł).
2Q2019 wyniki kons. różnica r/r q/q YTD 2019 rdr Przychody 3579,0 4038,0 -11,4% 17,3% -10,7% 7589,0 25,6% EBITDA 867,0 702,4 23,4% 44,0% 8,5% 1666,0 27,8% EBIT 485,0 318,7 52,2% 65,0% 10,0% 926,0 46,3% zysk netto j.d. 260,0 161,9 60,6% 36,1% 5,7% 506,0 17,4% marża EBITDA 24,2% 17,6% 6,65 4,49 4,30 21,95% 0,36 marża EBIT 13,6% 7,9% 5,66 3,92 2,55 12,20% 1,72 marża netto 7,3% 4,0% 3,25 1,00 1,13 6,67% -0,47 Ostateczne wyniki Enei zostaną przedstawione 30 września 2019 roku. (PAP Biznes)
sar/
- 20.09.2019 07:14
Szacunkowe wyniki Enei w II kw. 2019 roku vs. konsensus PAP (tabela)
20.09.2019 07:14Szacunkowe wyniki Enei w II kw. 2019 roku vs. konsensus PAP (tabela)
Dane w mln zł
2Q2019 wyniki kons. różnica r/r q/q YTD 2019 rdr Przychody 3579,0 4038,0 -11,4% 17,3% -10,7% 7589,0 25,6% EBITDA 867,0 702,4 23,4% 44,0% 8,5% 1666,0 27,8% EBIT 485,0 318,7 52,2% 65,0% 10,0% 926,0 46,3% zysk netto j.d. 260,0 161,9 60,6% 36,1% 5,7% 506,0 17,4% marża EBITDA 24,2% 17,6% 6,65 4,49 4,30 21,95% 0,36 marża EBIT 13,6% 7,9% 5,66 3,92 2,55 12,20% 1,72 marża netto 7,3% 4,0% 3,25 1,00 1,13 6,67% -0,47 ***Prognozy roczne i kwartalne dla ponad 200 spółek notowanych na GPW znajdują się w bazie Konsensusy, dostępnej dla abonentów w Serwisie Ekonomicznym PAP Biznes. http://biznes.pap.pl/nse-2/pl/consensus/main/newWindow/?referer=nse2. (PAP Biznes)
sar/
- 20.09.2019 07:06
EBITDA grupy Enea w I półr. wyniosła 1.666 mln zł, zysk netto j. d. 506 mln zł - szacunki
20.09.2019 07:06EBITDA grupy Enea w I półr. wyniosła 1.666 mln zł, zysk netto j. d. 506 mln zł - szacunki
Przychody ze sprzedaży łącznie z innymi dochodami Enei wyniosły w pierwszej połowie roku 8.020 mln zł. EBIT wyniósł 926 mln zł, a zysk netto 579 mln zł.
Dla porównania, w pierwszym półroczu 2018 roku Enea odnotowała 431,2 mln zł zysku netto przypadającego akcjonariuszom jednostki dominującej, 632,9 mln zł zysku operacyjnego i 1,3 mld zł EBITDA. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły wówczas 6,04 mld zł.
Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła w pierwszej połowie 2019 roku 434 mln zł, w Wytwarzaniu 730 mln zł, w Dystrybucji 515 mln zł, a w Obrocie 35 mln zł.
Według komunikatu, wyższy wynik EBITDA w obszarze Wydobycie wynika z wyższego poziomu produkcji i przychodów ze sprzedaży węgla, a także poprawy efektywności operacyjnej kopalni - szczególnie w zakresie kosztów stałych.
W obszarze Wytwarzanie na EBITDA - jak podano - pozytywnie wpłynął wzrost produkcji w spółce Enea Wytwarzanie oraz poziom przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów paliw i praw do emisji CO2,
Jak podano w komunikacie, niższy wynik EBITDA w Dystrybucji jest efektem wzrostu kosztów zakupu energii na potrzeby własne oraz na pokrycie różnicy bilansowej. Ponadto odnotowano spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej wynikający głównie ze zmiany stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego.
Z kolei obrót detaliczny - jak podała Enea - charakteryzował się w pierwszym półroczu wzrostem przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych, łącznie z szacowanymi przychodami z tytułu kwoty różnicy w cenie.
"Poziom wzrostu nie pokrył rosnących kosztów zakupu energii oraz obowiązków ekologicznych, głównie z tytułu zakupu praw majątkowych" - podano w komunikacie.
Dodano, że obrót hurtowy pozostaje pod presją wzrostu cen uprawnień do emisji CO2, co wpływa na wyceny kontraktów oraz zabezpieczeń.
Grupa podała także szacunkowe dane operacyjne.
Produkcja węgla netto przez Eneę w pierwszym półroczu wyniosła 4,8 mln ton, a całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 12,7 TWh.
Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 10,0 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 10,2 TWh.
Na poziomie jednostkowym Enea odnotowała 2.382 mln zł przychodów ze sprzedaży netto, stratę EBITDA na poziomie 28 mln zł, stratę EBIT na poziomie 31 mln zł i 383 mln zł zysku netto.
"Różnica między zyskiem netto a EBIT spółki wynika z przychodów z tytułu dywidend wypłaconych przez spółki zależne" - podano w komunikacie.
Enea wskazała, że w przedstawionych wynikach został uwzględniony wpływ skutków ustawy z 28 grudnia 2018 roku o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z późniejszymi zmianami.
W celu zachowania porównywalności danych finansowych za I półrocze 2019 do poprzednich okresów, przychody zostały zaprezentowane w dwóch pozycjach: przychody ze sprzedaży netto oraz przychody ze sprzedaży oraz inne dochody.
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody stanowią - jak podano - sumę przychodów ze sprzedaży netto oraz kalkulacji kwoty różnicy cen.
Ostateczne wyniki Enei zostaną przedstawione 30 września 2019 roku. (PAP Biznes)
sar/
- 19.09.2019 19:47
ENEA SA (28/2019) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych i operacyjnych za I półrocze 2019 roku
19.09.2019 19:47ENEA SA (28/2019) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych i operacyjnych za I półrocze 2019 roku
W związku z przyjęciem przez Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") 19 września 2019 roku informacji o wstępnych wynikach finansowych i operacyjnych Grupy Kapitałowej ENEA za I półrocze 2019 roku, Spółka przekazuje do publicznej wiadomości wstępne wyniki.
Skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej ENEA za I półrocze 2019 roku:
-Przychody ze sprzedaży netto: 7 589 mln zł
-Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 8 020 mln zł,
-EBITDA: 1 666 mln zł,
-EBIT: 926 mln zł,
-Zysk netto: 579 mln zł,
-Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej: 506 mln zł.
Wynik EBITDA w poszczególnych segmentach:
-Wydobycie: 434 mln zł,
-Wytwarzanie: 730 mln zł,
-Dystrybucja: 515 mln zł,
-Obrót: 35 mln zł.
Wybrane dane operacyjne:
-Produkcja węgla netto: 4,8 mln ton,
-Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto: 12,7 TWh,
-Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym: 10,0 TWh,
-Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym: 10,2 TWh.
Wynik EBITDA osiągnięty przez Grupę Kapitałową ENEA w I półroczu 2019 roku jest pochodną, m.in. następujących czynników (w porównaniu do I półrocza 2018):
W Obszarze Wydobycie wyższy wynik segmentu wynika z wyższego poziomu produkcji i przychodów ze sprzedaży węgla, a także poprawy efektywności operacyjnej kopalni szczególnie w zakresie kosztów stałych,
W Obszarze Wytwarzanie na wynik pozytywnie wpłynął wzrost produkcji w spółce ENEA Wytwarzanie oraz poziom przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów paliw i praw do emisji CO2,
W Obszarze Dystrybucja niższy wynik jest efektem wzrostu kosztów zakupu energii na potrzeby własne oraz na pokrycie różnicy bilansowej; ponadto odnotowano spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej wynikający głównie ze zmiany stanu rezerw dotyczących majątku sieciowego,
W Obszarze Obrót:
- obrót detaliczny charakteryzował się wzrostem przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych, łącznie z szacowanymi przychodami z tytułu kwoty różnicy w cenie. Poziom wzrostu nie pokrył rosnących kosztów zakupu energii oraz obowiązków ekologicznych, głównie z tytułu zakupu praw majątkowych;
- obrót hurtowy pozostaje pod presją wzrostu cen uprawnień do emisji CO2, co wpływa na wyceny kontraktów oraz zabezpieczeń.
Jednostkowe wyniki finansowe ENEA S.A. za I półrocze 2019 roku:
-Przychody ze sprzedaży netto: 2 382 mln zł
-Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 2 812 mln zł,
-EBITDA: -28 mln zł,
-EBIT: -31 mln zł,
-Zysk netto: 383 mln zł.
Różnica między zyskiem netto a EBIT Spółki wynika z przychodów z tytułu dywidend wypłaconych przez spółki zależne.
Ponadto Emitent zwraca uwagę, iż zaprezentowane w wynikach finansowych za I półrocze 2019 roku Grupy Kapitałowej ENEA oraz ENEA S.A. został uwzględniony wpływ skutków Ustawy z dnia 28 grudnia 2018 roku o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z późniejszymi zmianami.
W celu zachowania porównywalności danych finansowych za I półrocze 2019 do poprzednich okresów, przychody w Raporcie bieżącym zostały zaprezentowane w dwóch pozycjach:
-Przychody ze sprzedaży netto oraz
-Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody.
Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody stanowią sumę Przychodów ze sprzedaży netto oraz kalkulacji kwoty różnicy cen.
Podstawą kalkulacji były opublikowane informacje przez Ministra Energii oraz Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Ostateczne wyniki zostaną przedstawione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA oraz jednostkowym sprawozdaniu finansowym ENEA S.A. za I półrocze 2019 roku, których publikację zaplanowano na 30 września 2019 roku.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 17.09.2019 18:49
GPW: wprowadzenie obrotu obligacji spółki ENEA S.A.
17.09.2019 18:49GPW: wprowadzenie obrotu obligacji spółki ENEA S.A.
§ 1
Na podstawie § 3 ust. 1 i 2 oraz § 5 ust. 1 Regulaminu Alternatywnego Systemu Obrotu, Zarząd Giełdy postanawia wprowadzić do alternatywnego systemu obrotu na Catalyst 10.000 (dziesięć tysięcy) obligacji na okaziciela serii ENEA0624 spółki ENEA S.A., o wartości nominalnej 100.000 zł (sto tysięcy złotych) każda.
§ 2
Uchwała wchodzi w życie z dniem podjęcia.
kom mra
- 11.09.2019 14:23
Enea Operator, PGE Dystrybucja i PGE Systemy mają porozumienie o współpracy przy sieci LTE 450 (popr.)
11.09.2019 14:23Enea Operator, PGE Dystrybucja i PGE Systemy mają porozumienie o współpracy przy sieci LTE 450 (popr.)
"Upowszechnianie takich źródeł jak obywatelskie mikroinstalacje OZE (prosumenci) czy źródła OZE na potrzeby własne małych i średniej wielkości przedsiębiorców oraz rolników, nie będzie możliwe bez automatyzacji sieci energetycznych" - powiedział, cytowany w komunikacie, minister energii Krzysztof Tchórzewski. (PAP Biznes)
seb/ gor/
- 11.09.2019 10:57
Enea Obrót, PGE Dystrybucja i PGE Systemy mają porozumienie o współpracy przy budowie sieci LTE 450
11.09.2019 10:57Enea Obrót, PGE Dystrybucja i PGE Systemy mają porozumienie o współpracy przy budowie sieci LTE 450
"Upowszechnianie takich źródeł jak obywatelskie mikroinstalacje OZE (prosumenci) czy źródła OZE na potrzeby własne małych i średniej wielkości przedsiębiorców oraz rolników, nie będzie możliwe bez automatyzacji sieci energetycznych" - powiedział, cytowany w komunikacie, minister energii Krzysztof Tchórzewski. (PAP Biznes)
seb/ osz/
- 23.08.2019 18:18
Rafako przeszacowało wartość kilku kontraktów, zwróci się z roszczeniami
23.08.2019 18:18Rafako przeszacowało wartość kilku kontraktów, zwróci się z roszczeniami
W przypadku umowy z września 2016 roku o wartości 289,2 mln zł na dostawę i montaż instalacji katalitycznego odazotowania spalin dla kotłów w Elektrowni Kozienice Rafako oszacowało dodatkowe koszty realizacji umowy na 52,9 mln zł, co wynika przede wszystkim z nadzwyczajnego wzrostu cen rynkowych oraz robót wykraczających poza zakres umowy.
Rafako oszacowało swoje roszczenia na 67,8 mln zł. Wpływ zmiany szacunkowej wartości kosztów realizacji kontraktu dot. Elektrowni Kozienice na wynik skonsolidowany GK Rafako za pierwsze półrocze 2019 r. wyniesie (-)52,9 mln zł w przypadku nieosiągnięcia porozumienia w przedmiocie roszczeń do dnia publikacji wyników za I półrocze 2019 roku.
W przypadku umowy z września 2016 roku o wartości 148,3 mln euro na budowę bloku kogeneracyjnego opalanego biopaliwem zawartej z litewską spółką (Projekt Wilno) dodatkowe koszty wynoszą 61 mln zł. Jednocześnie Rafako oszacowało roszczenia w wysokości 60,7 mln zł.
Wpływ zmiany szacunkowej wartości kosztów realizacji kontraktu dot. Projektu Wilno na wynik skonsolidowany Rafako za I półrocze 2019 r. wyniesie (-)35,6 mln zł, w przypadku nieosiągnięcia porozumienia w przedmiocie roszczeń do dnia publikacji tych wyników.
Dodatkowe koszty z tytułu umowy o wartości 4,49 mld zł netto z kwietnia 2014 roku z Grupą Tauron na budowę bloku energetycznego o mocy 910 MW w Jaworznie oszacowane zostały na 66 mln zł. Wpływ zmiany szacunkowej wartości wyniku kontraktu dot. projektu Jaworzno na wynik skonsolidowany Rafako za pierwsze półrocze 2019 r. wyniesie (-)45,6 mln zł, w przypadku nieosiągnięcia porozumienia do dnia publikacji wyników spółki.
W przypadku umowy z grudnia 2017 roku dotyczącej budowy dwóch bloków parowych opalanych węglem w Indonezji Rafako nie odnotowało istotnych zmian w szacunkowych kosztach realizacji umowy, której wartość wynosi ok. 850,3 mln zł netto (w tym wartość wynagrodzenia zastrzeżonego dla spółki wynosi ok. 295 mln zł netto). (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 31.05.2019 21:36
ENEA SA (23/2019) Odpowiedzi na pytania Akcjonariuszy złożone podczas obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A.
31.05.2019 21:36ENEA SA (23/2019) Odpowiedzi na pytania Akcjonariuszy złożone podczas obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A.
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd ENEA S.A. przekazuje w załączeniu odpowiedzi na pytania, złożone przez Akcjonariuszy podczas obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A., które odbyło się 20 maja 2019 roku.
Szczegółowa podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 12 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 31.05.2019 18:02
Enea zamierza przeprowadzić emisję obligacji do kwoty 1 mld zł
31.05.2019 18:02Enea zamierza przeprowadzić emisję obligacji do kwoty 1 mld zł
Oferta obligacji zostanie przeprowadzona wyłącznie na terytorium Polski. Spółka planuje oferować obligacje do nie więcej niż 149 indywidualnie określonych adresatów. Oprocentowanie obligacji będzie zmienne.
Zakładany termin zapadalności obligacji będzie wynosił 5 lat od daty emisji, a celem emisji jest refinansowanie zadłużenia spółki.
Szczegółowe warunki emisji oraz ostateczna wielkość jej emisji zostaną ustalone m.in. po uwzględnieniu wyników procesu budowania księgi popytu wśród inwestorów oraz sytuacji na krajowym rynku obligacji.
Do tej pory w ramach programu Enea wyemitowała obligacje o łącznej wartości 1,5 mld zł. (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 31.05.2019 17:45
ENEA SA (22/2019) Podjęcie decyzji o zamiarze przeprowadzenia emisji obligacji w ramach programu emisji obligacji ENEA S.A.
31.05.2019 17:45ENEA SA (22/2019) Podjęcie decyzji o zamiarze przeprowadzenia emisji obligacji w ramach programu emisji obligacji ENEA S.A.
W nawiązaniu do raportu bieżącego 27/2014 w sprawie zawarcia przez ENEA S.A. (Spółka, Emitent) umowy dotyczącej programu emisji obligacji do maksymalnej kwoty 5 mld zł (Program) Zarząd Spółki informuje, że w dniu 31 maja 2019 roku podjął decyzję o zamiarze przeprowadzenia emisji obligacji do kwoty 1 mld zł w ramach Programu. Intencją Spółki jest przeprowadzenie powyższej emisji w II kwartale 2019 roku.
Oferta obligacji zostanie przeprowadzona wyłącznie na terytorium Polski. Spółka planuje oferować obligacje w trybie art. 33 pkt 2 ustawy z dnia 15 stycznia 2015 r. o obligacjach, do nie więcej niż 149 indywidualnie określonych adresatów. Oprocentowanie obligacji będzie zmienne. Zakładany termin zapadalności obligacji będzie wynosił 5 lat od daty emisji, a celem emisji jest refinansowanie zadłużenia Spółki.
Szczegółowe warunki emisji oraz ostateczna wielkość emisji obligacji zostaną ustalone w terminie późniejszym m.in. po uwzględnieniu wyników procesu budowania księgi popytu wśród inwestorów oraz sytuacji na krajowym rynku obligacji. Ostateczne informacje dotyczące marży i pozostałych parametrów obligacji, zostaną przekazane odrębnym raportem bieżącym.
Do dnia sporządzenia niniejszego raportu bieżącego Emitent w ramach Programu wyemitował obligacje o łącznej wartości 1,5 mld zł.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 30.05.2019 08:59
Enea Operator w latach 2020-2025 planuje zainwestować ponad 7,8 mld zł
30.05.2019 08:59Enea Operator w latach 2020-2025 planuje zainwestować ponad 7,8 mld zł
Planu rozwoju na lata 2020-2025 został przyjęty przez zarząd Enea Operator i skierowany do uzgodnienia z prezesem Urzędu Regulacji Energetyki (URE).
"Niepodważalny wpływ na skrócenie czasu przerw w dostawie energii mają właściwie zaplanowane inwestycje. Dlatego też przygotowując projekt nowego Planu Rozwoju przyjęliśmy założenie kontynuacji obranych w latach poprzednich kierunków działań, aby kolejnymi inwestycjami wzmacniać i coraz mocniej uodparniać naszą sieć na coraz częstsze anomalia pogodowe. Zrównoważony rozwój to w naszym rozumieniu także zwiększanie możliwości przyłączania nowych odbiorców i wytwórców OZE. Jednocześnie z determinacją realizujemy budowę inteligentnej sieci energetycznej, którą nasycamy innowacyjnymi rozwiązaniami, co pozwala nam zarządzać jej pracą w coraz bardziej zautomatyzowany sposób z korzyścią dla klientów" – powiedział cytowany w komunikacie prezes Enei Operator Andrzej Kojro.
Po weryfikacji i uzgodnieniu z prezesem URE plan będzie określał poziom nakładów inwestycyjnych, które Enea Operator będzie mogła realizować w ciągu najbliższych 6 lat. Spółka szacuje, że proces uzgadniania zakończy się prawdopodobnie jesienią, równolegle z procesem zatwierdzania taryfy dystrybucyjnej na 2020 rok. (PAP Biznes)
epo/ asa/
- 29.05.2019 16:22
Enea chce zaktualizować przed końcem roku strategię
29.05.2019 16:22Enea chce zaktualizować przed końcem roku strategię
"Chcemy do końca roku, być może jeszcze w trzecim kwartale, przedstawić aktualizację strategii rozwoju. Chcemy ją przygotować rzetelnie, we wszystkich obszarach. Zamierzamy również przeanalizować perspektywy dla Bogdanki" - powiedział Kowalik.
Obecna strategia rozwoju Enei obejmuje okres do 2025 roku, z perspektywą czasową do 2030 roku.
"W aktualizacji chcemy postawić sobie cele operacyjne do 2030 roku, z dłuższą perspektywą czasową" - powiedział prezes. ( PAP Biznes)
pr/ ana/
- 22.05.2019 17:15
ENEA SA (19/2019) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% liczby głosów na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENEA S.A. w dniu 20 maja 2019 roku
22.05.2019 17:15ENEA SA (19/2019) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% liczby głosów na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENEA S.A. w dniu 20 maja 2019 roku
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, że na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki, które odbyło się w dniu 20 maja 2019 roku ("ZWZ") akcjonariuszami posiadającymi ponad 5% głosów na tym ZWZ byli:
- Skarb Państwa, który posiadał na ZWZ 227.357.768 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 227.357.768 głosów, co stanowiło 71,26% liczby głosów na tym ZWZ i odpowiadało 51,50% ogólnej liczby głosów w Spółce,
- Otwarty Fundusz Emerytalny PZU "Złota Jesień", który posiadał na ZWZ 22.000.000 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 22.000.000 głosów, co stanowiło 6,90% liczby głosów na tym ZWZ i odpowiadało 4,98% ogólnej liczby głosów w Spółce.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.05.2019 14:47
ENEA SA (18/2019) Zmiany w składzie Rady Nadzorczej ENEA S.A.
21.05.2019 14:47ENEA SA (18/2019) Zmiany w składzie Rady Nadzorczej ENEA S.A.
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, iż 20 maja 2019 roku Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki podjęło uchwały w przedmiocie zmian w składzie Rady Nadzorczej ENEA S.A.:
Odwołano ze składu Rady Nadzorczej Spółki dotychczasowego Członka Rady Nadzorczej:
-Pana Pawła Koroblowskiego.
Powołano, ze skutkiem od dnia 21 maja 2019 roku Członków Rady Nadzorczej X kadencji:
-Pana Michała Dominika Jaciubek,
-Pana Macieja Mazur,
-Pana Mariusza Pliszka,
-Pana Stanisława Kazimierza Hebda, jednocześnie powierzając funkcję Przewodniczącego Rady Nadzorczej,
-Pana Pawła Andrzeja Koroblowskiego,
-Pana Romana Stryjskiego, jako członka niezależnego,
-Pana Ireneusza Kulka, jako członka posiadającego wiedzę i umiejętności w zakresie rachunkowości lub badania sprawozdań finansowych,
-Pana Piotra Mirkowskiego, jako członka niezależnego,
-Pana Pawła Jabłońskiego.
Pozostałe informacje nt. powołanych Członków Rady Nadzorczej Spółki zostaną przekazane do publicznej wiadomości w odrębnym raporcie bieżącym po uzyskaniu przez Spółkę stosownych informacji oraz oświadczeń.
Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 4 i 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.05.2019 14:46
ENEA SA (17/2019) Treść uchwał podjętych przez Zwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 20 maja 2019 roku
21.05.2019 14:46ENEA SA (17/2019) Treść uchwał podjętych przez Zwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 20 maja 2019 roku
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd ENEA S.A. (Spółka) przekazuje w załączeniu treść uchwał podjętych przez Zwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 20 maja 2019 roku. Jednocześnie Spółka informuje, że Zwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. nie odstąpiło od rozpatrzenia któregokolwiek z punktów planowanego porządku obrad, natomiast do protokołu zostały zgłoszone sprzeciwy dotyczące uchwał od nr 3 do nr 23 włącznie oraz od nr 26 do nr 28 włącznie. Dodatkowo Spółka informuje, że podczas obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia nie było projektów uchwał, które byłyby poddane pod głosowanie, a nie zostały podjęte.
Szczegółowa podstawa prawna § 19 ust. 1 pkt 6 - 9 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 17.05.2019 18:13
ENEA SA (16/2019) Zmiana terminu publikacji raportu okresowego za I kwartał 2019 roku
17.05.2019 18:13ENEA SA (16/2019) Zmiana terminu publikacji raportu okresowego za I kwartał 2019 roku
Zarząd ENEA S.A. informuje, iż podjął decyzję o zmianie terminu publikacji skonsolidowanego rozszerzonego raportu kwartalnego za I kwartał 2019 roku z 23 maja 2019 roku, na 29 maja 2019 roku.
Szczegółowa podstawa prawna: § 80 pkt 2 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 17.04.2019 15:54
Tchórzewski widzi możliwość sfinansowania budowy bloku w Ostrołęce tylko przez Eneę i Energę
17.04.2019 15:54Tchórzewski widzi możliwość sfinansowania budowy bloku w Ostrołęce tylko przez Eneę i Energę
Minister Tchórzewski pytany, czy Enea i Energa mogą same sfinansować budowę bloku energetycznego w Elektrowni Ostrołęka, odpowiedział: bez problemu.
"W obu spółkach miały być dywidendy, jest rezygnacja, tylko z tego są oszczędności. Spięcie finansowania nie jest wymagane prawem, tego typu inwestycja dla takich podmiotów jak nasze spółki energetyczne może trwać bez problemu na bilansie" - powiedział.
"Jest kwestia podejścia banków, będą rozmowy, teraz jest wielki krzyk antywęglowy, ideologiczny. Nie ma żadnych zagrożeń dla inwestycji, są gwarancje dla wykonawców" - dodał.
Pod koniec grudnia zarząd Elektrowni Ostrołęka wydał polecenie rozpoczęcia prac (NTP) związanych z budową nowego bloku energetycznego Elektrownia Ostrołęka C o mocy 1000 MW. Polecenie rozpoczęcia prac otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems. Wcześniej uchwałę o wyrażeniu zgody na wydanie NTP wyraziło nadzwyczajne zgromadzenie wspólników Elektrowni Ostrołęka. Wspólnikami Elektrowni Ostrołęka są Energa i Enea.
Wcześniej zakładano, że udział kapitału własnego i długu wyniesie po 50 proc. W listopadzie minister Tchórzewski mówił, że udział banków w finansowaniu nowego bloku w Elektrowni Ostrołęka wyniesie 30-35 proc. Zaznaczał wtedy, że rozmowy o finansowaniu nowego bloku w Ostrołęce nie były łatwe, gdyż wiele banków zagranicznych i niektóre polskie nie chcą finansować projektów opartych o węgiel.
"Udział instytucji finansowych będzie na poziomie 30-35 proc., co jest rozwiązaniem nietypowym. Ponad 60 proc. stanowić będzie wkład własny Energi, Enei i TFI Energia" - dodał.
Koszt budowy nowego bloku energetycznego w Ostrołęce ma wynieść razem z VAT ponad 6 mld zł. (PAP Biznes)
pel/ pr/ asa/
- 16.04.2019 09:48
Szacunkowe wyniki Bogdanki za I kw. dobrze wróżą na kolejne kwartały; kurs rośnie (opinia)
16.04.2019 09:48Szacunkowe wyniki Bogdanki za I kw. dobrze wróżą na kolejne kwartały; kurs rośnie (opinia)
Bogdanka szacuje, że wypracowała w I kwartale 2019 roku 87,6 mln zł skonsolidowanego zysku netto i 206,5 mln zł EBITDA. Szacunkowy zysk operacyjny wyniósł w tym okresie 111,6 mln zł, a przychody 540,8 mln zł. W I kwartale 2018 roku skonsolidowany zysk netto Bogdanki wynosił 23,2 mln zł, EBIT 28,5 mln zł, EBITDA 127,5 mln zł, a przychody 398,7 mln zł.
Produkcja węgla handlowego w Bogdance w ciągu pierwszych trzech miesięcy 2019 roku wyniosła 2.532 tys. ton (co oznacza wzrost o ok. 21 proc. rdr), a sprzedaż 2.365 tys. ton (wzrost o ok. 20 proc. rdr). Średni uzysk wyniósł prawie 65 proc., wobec 56,7 proc. przed rokiem.
"Wyniki Bogdanki to całkiem przyjemne zaskoczenie po serii rozczarowań w 2018 roku. Wyniki wyglądają nieźle, zwłaszcza EBITDA wygląda solidnie" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.
"Spółka informowała, że w styczniu produkcja wyniosła ponad 900 tys. ton, w całym kwartale produkcja wyniosła ponad 2,5 mln ton. To dobrze wróży na kolejne kwartały, po słabym ubiegłym roku. Jeśli po stronie geologicznej nie będzie problemów, a pierwszy kwartał pokazuje, że sytuacja jest raczej opanowana, to ten rok wygląda nieźle. Prognozuję 650 mln zł EBITDA na ten rok i wydaje się, że ten poziom może być osiągnięty" - dodał analityk.
Łukasz Prokopiuk, analityk DM BOŚ, wskazuje, że szacunkowa EBITDA Bogdanki jest powyżej jego oczekiwań na poziomie 170 mln zł.
"Wyniki są bardzo dobre. Wydaje się, że nasza prognoza dla EBITDA na 2019 rok w wysokości 750 mln zł jest stosunkowo bezpieczna" - powiedział PAP Biznes analityk DM BOŚ.
Zauważył, że spółka tłumaczy poprawę wyników wzrostami kontraktowych cen węgla oraz poprawą uzysku i produkcji.
"Spodziewaliśmy się produkcji i sprzedaży na poziomie 2,3 mln ton, a spółka wyprodukowała ponad 2,5 mln ton i sprzedała 2,3 mln ton, czyli odłożyła sobie zapasy na kolejne kwartały. Spółka zwracała wcześniej uwagę na bardzo dobry poziom produkcji w styczniu, co było efektem przeniesienia produkcji na inne ściany i innego miksu kombajnowo-strugowego. Jeśli patrzymy na zakładaną przez spółkę roczną produkcję na poziomie 9,4 mln ton, to wydaje się, że ten poziom jest bezpieczny" - powiedział Łukasz Prokopiuk.
Bogdanka przedstawi ostateczne wyniki za I kwartał 23 maja. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 16.04.2019 08:40
Bogdanka szacuje zysk netto grupy w I kw. '19 na 87,6 mln zł, a EBITDA na 206,5 mln zł (opis)
16.04.2019 08:40Bogdanka szacuje zysk netto grupy w I kw. '19 na 87,6 mln zł, a EBITDA na 206,5 mln zł (opis)
W I kwartale 2018 roku skonsolidowany zysk netto Bogdanki wynosił 23,2 mln zł, EBIT 28,5 mln zł, EBITDA 127,5 mln zł, a przychody 398,7 mln zł.
Jak podano, w I kwartale tego roku nie wystąpiły zdarzenia jednorazowe mające istotny wpływ na wyniki.
Bogdanka poinformowała, że produkcja węgla handlowego w ciągu pierwszych trzech miesięcy 2019 roku wyniosła 2.532 tys. ton (co oznacza wzrost o ok. 21 proc. rdr), a sprzedaż 2.365 tys. ton (wzrost o ok. 20 proc. rdr).
Średni uzysk wyniósł prawie 65 proc., wobec 56,7 proc. przed rokiem.
Spółka podała, że uzyskane w I kwartale wyniki finansowe są efektem pracy nad poprawą efektywności operacyjnej kopalni, uzyskanego wysokiego poziomu produkcji i sprzedaży węgla handlowego oraz wzrostu cen sprzedaży węgla w kontraktach na 2019 r.
"Rok 2019 Bogdanka rozpoczęła dobrze przygotowana, co potwierdzają nasze wstępne wyniki za I kwartał. Zarówno parametry operacyjne jak i finansowe w tym okresie były znacząco lepsze niż przed rokiem. Warto podkreślić wzrost uzysku, nad którego poprawą intensywnie pracowaliśmy i nadal pracujemy. W wynikach pierwszego kwartału widoczny jest też efekt wzrostu naszych cen kontraktowych" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Bogdanki Artur Wasil.
"Naszym tegorocznym priorytetem, poza zwiększeniem produkcji do 9,4 mln ton, będzie ciągła praca nad kosztami oraz doskonałością operacyjną, a także przygotowanie do udostępnienia złoża Ostrów. Biorąc pod uwagę wyniki uzyskane po pierwszych trzech miesiącach 2019 roku, pozytywnie oceniamy pespektywy kolejnych kwartałów" - dodał prezes.
Bogdanka przedstawi ostateczne wyniki za I kwartał 23 maja. (PAP Biznes)
seb/ pel/ ana/
- 11.04.2019 18:53
ENEA SA (8/2019) Opinia Rady Nadzorczej ENEA S.A. dotycząca rekomendacji Zarządu w sprawie podziału zysku za rok 2018
11.04.2019 18:53ENEA SA (8/2019) Opinia Rady Nadzorczej ENEA S.A. dotycząca rekomendacji Zarządu w sprawie podziału zysku za rok 2018
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 7/2019 z 5 kwietnia 2019 roku dotyczącego rekomendacji Zarządu w sprawie podziału zysku za rok 2018, Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, że w dniu 11 kwietnia 2019 roku Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwałę, zgodnie z którą pozytywnie opiniuje wniosek Zarządu Spółki w sprawie podziału zysku za okres od 01.01.2018 roku do 31.12.2018 roku w kwocie 727.136 tys. zł w ten sposób, ze 100 % zysku netto proponuje przeznaczyć na finansowanie inwestycji poprzez zwiększenie kapitału rezerwowego.
Jednocześnie Spółka informuje, iż ostateczną decyzję w sprawie przeznaczenia zysku netto za rok obrotowy 2018 podejmie Zwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 28.03.2019 16:10
ElectroMobility Poland zaprojektuje trzy wersje polskiego auta elektrycznego - prezes
28.03.2019 16:10ElectroMobility Poland zaprojektuje trzy wersje polskiego auta elektrycznego - prezes
Szef ElectroMobility Poland (EMP) wyjaśnił, że spółka zdecydowała o produkcji trzech wersji modelu kompaktowego, czyli auta w popularnym segmencie C. Trzy wersje aut będą zbudowane na wspólnej płycie podłogowej, żeby uzyskać efekt skali i minimalizować nakłady.
Zaremba wskazał, że modele z segmentu C pokrywają ok. 50 proc. potrzeb polskich klientów.
"Polacy kupują coraz większe samochody, więc ci, którzy dzisiaj kupują auta małe, z segmentu B, chętnie sięgną po modele z segmentu C. Jednocześnie segment C jest także interesujący dla tych, którzy dzisiaj kupują większe samochody, za to używane" – powiedział.
Polski samochód elektryczny powstanie we współpracy z niemiecką firmą EDAG Engineering, która ma oddziały w Polsce.
„Firma EDAG w ostatnich pięciu latach wprowadziła na rynek 20 modeli do seryjnej produkcji i daje nam gwarancję, że od strony technicznej ten produkt będzie bardzo dobrej jakości" - stwierdził.
Jak powiedział szef EMP, "wybór partnera z zagranicy był konsekwencją braku polskiego podmiotu, który posiadałby pełne kompetencje do zrealizowania projektu budowy samochodu elektrycznego w całości".
"Prace (projektowe - PAP) nad samochodem - w zależności od modelu - trwają od 40 do 60 miesięcy. My w tej chwili pracujemy z założeniem, że na przełomie lat 2022 i 2023 pierwsze samochody zjadą z linii produkcyjnej" – wskazał Zaremba.
Zaremba nie chciał zdradzić ceny polskiego "elektryka". Zaznaczył, że taką kluczową informację ujawnia się tuż przed wejściem nowego modelu na rynek.
"Oczywiście wiemy, ile ten samochód będzie kosztował. Mamy też pomysł na nieco inny model sprzedaży samochodu, choć jest jeszcze za wcześnie, żeby mówić o szczegółach" – dodał.
Jak mówił, "cena dostępnych na rynku samochodów elektrycznych stanowi obecnie główną barierę dla statystycznego Kowalskiego". Zwrócił uwagę, że to się dynamicznie zmienia.
"Całkowity koszt posiadania samochodu (tzw. TCO), na który składa się koszt zakupu, koszt paliwa, koszt serwisu, części zamiennych, w wypadku samochodu elektrycznego za kilka lat będzie niższy niż samochodu spalinowego" - wyjaśnił.
W kontekście ceny i opłacalności biznesowej produkcji polskich samochodów elektrycznych szef EMP wskazał, że nie mówimy o produkcji na poziomie kilkunastu, ale 100 tysięcy egzemplarzy rocznie. "To jest taki wolumen, który pozwala osiągnąć opłacalność w tym biznesie, ale wierzymy, że na tych 100 tys. się nie zatrzymamy” - stwierdził.
Prezes EMP wyraził nadzieję, że po pierwszych kilku latach produkcji, po zbudowaniu marki, firma będzie mogła wyjść z ofertą również poza Polskę.
ElectroMobility Poland powstała w październiku 2016 roku. Jej akcjonariuszami są cztery koncerny energetyczne - PGE, Energa, Enea oraz Tauron, które mają po 25 proc. udziałów.
Spółka jest jednym z elementów planu rozwój sektora elektromobilności uwzględniony w Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju, czyli tzw. plan Morawieckiego, który zakłada m.in. reindustrializację i rozwój innowacyjnych firm. Plan zakłada, że do 2025 r. po polskich drogach ma jeździć 1 mln pojazdów elektrycznych, zaś rozwój elektromobilności miałby pociągnąć za sobą rozwój innowacyjnego przemysłu i rozwój sieci elektroenergetycznych. (PAP)
lgs/ pad/ amac/ ana/
- 28.03.2019 14:03
Fabryka polskich samochodów elektrycznych ma kosztować 2 mld zł - Zaremba, EMP
28.03.2019 14:03Fabryka polskich samochodów elektrycznych ma kosztować 2 mld zł - Zaremba, EMP
"Na przełomie 2022 i 2023 roku ruszymy z masową produkcją polskich samochodów elektrycznych" - zapowiedział prezes EMP. Dodał, że "początkowo z taśm zjedzie 100 tys. aut rocznie, docelowo produkcja wyniesie 200 tys. modeli w kilku segmentach".
Zaremba poinformował, że "koszt inwestycji, przy produkcji 100 tys. samochodów to 2 mld zł".
"I taką kwotę musimy wyłożyć, żeby fabrykę zbudować w dobrym standardzie, czyli standardzie przemysłu 4.0, bez nadmiernej automatyzacji tam, gdzie nie jest to potrzebne" - podkreślił.
Jak zapowiedział Zaremba, budowa fabryki potrwa 2-3 lata.
"Równolegle nasi dostawcy będą produkować maszyny po to, żeby za 2,5-3 lata przyjechały one do fabryki i żebyśmy mogli uruchomić próbną produkcję" - wskazał.
Wyjaśnił, że jest to konieczne, by wyeliminować ewentualne błędy konstrukcyjne, zanim samochody trafią do klienta. "Próbna produkcja miałaby ruszyć siedem miesięcy przed docelową" - stwierdził.
Na pytanie PAP, gdzie powstanie nowy zakład, prezes EMP powiedział, że na liście jest 17 lokalizacji.
"W najbliższym czasie określimy 3-4 lokalizacje, które trafią na tzw. krótką listę" - zapowiedział Zaremba.
Podkreślił, że nowy zakład stworzy ok. 3 tys. miejsc pracy.
Zaremba poinformował, że w fabryce znajdzie się lakiernia, spawalnia, hala montażu, a w późniejszym terminie - gdy roczna produkcja samochodów wzrośnie znacznie powyżej 100 tys. sztuk - także tłocznia. "Dopiero wtedy będzie to opłacalne" - dodał.
Odnosząc się do produkcji baterii - najkosztowniejszego elementu samochodu elektrycznego - Zaremba zaznaczył, że koncerny od lat pracują nad samochodami elektrycznymi, ale brakuje im wypracowanego know-how. "W tym zakresie koncerny polegają na dostawcach, którzy zlokalizowani są poza Europą. W pierwszym okresie będziemy robić to, co robią wszyscy na tym rynku, czyli będziemy posiłkować się dostawcami z zewnątrz" - zapowiedział.
Dodał, że spółka rozważa kilka opcji - od zakupu całych baterii, przez nabycie ogniw bateryjnych po to, żeby uruchomić produkcję baterii wraz z oprzyrządowaniem w Polsce. "Wszystkie te opcje mamy przeanalizowane i spotykamy się w tym momencie zarówno z polskimi, jak i zagranicznymi dostawcami baterii po to, żeby odpowiedzieć sobie na pytanie, która opcja w praktyce okaże się najbardziej efektywna" - wyjaśnił.
W Polsce są firmy, które potrafią składać gotowe baterie; wskazał przy tym na producentów akumulatorów do autobusów elektrycznych - podkreślił.
Prezes EMP odniósł się także do kwestii infrastruktury niezbędnej do ładowania samochodów elektrycznych. "Jeśli patrzymy na kraje, które są znacznie bardziej zaawansowane w rozwoju elektromobilności, np. Norwegię to okazuje się, że ponad 90 proc. sesji ładowania odbywa się w domu. (...) Spodziewam się, że w Polsce będzie podobnie" - powiedział.
Jak mówił, że od 2016 roku, czyli od momentu, kiedy powstał Plan rozwoju elektromobilności Ministerstwa Energii, w zakresie infrastruktury zaszły znaczące zmiany; pojawiły się regulacje sprzyjające budowie stacji ładowania oraz Fundusz Niskoemisyjnego Transportu dostarczający środki na ich budowę.
Rozwój sektora elektromobilności jest jednym ze ważniejszych projektów zapisanych w Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju, czyli tzw. plan Morawieckiego, który złożony jest z pięciu filarów: reindustrializacji, rozwoju innowacyjnych firm, kapitału dla rozwoju, ekspansji zagranicznej oraz rozwoju społecznego i terytorialnego.
Przyjęta przez rząd w lutym 2017 r. Strategia, zakłada, że do 2025 r. po polskich drogach ma jeździć 1 mln pojazdów elektrycznych, zaś rozwój elektromobilności miałby pociągnąć za sobą rozwój innowacyjnego przemysłu, i rozwój sieci elektroenergetycznych. (PAP)
lgs/ pad/ amac/ ana/
- 28.03.2019 11:41
PGE może odkupić udziały w PGE EJ 1 po wycenie i uzyskaniu zgód korporacyjnych - ME
28.03.2019 11:41PGE może odkupić udziały w PGE EJ 1 po wycenie i uzyskaniu zgód korporacyjnych - ME
"Celem PGE Polskiej Grupy Energetycznej jest restrukturyzacja operacyjna i kosztowa PGE EJ 1, integracja działalności w ramach Grupy PGE, wzmocnienie kompetencyjne programu budowy pierwszej polskiej elektrowni jądrowej oraz pełniejsze wykorzystanie synergii operacyjnych dostępnych w ramach GK PGE, a tym samym zwiększenie szans powodzenia programu" - napisał wiceminister energii Tadeusz Skobel w odpowiedzi na interpelację poselską.
Pod koniec listopada 2018 roku PGE wystąpiła do pozostałych wspólników spółki PGE EJ 1 ze wstępną propozycją nabycia wszystkich udziałów w PGE EJ 1. Wszyscy wspólnicy odpowiedzieli na to wystąpienie i wyrazili chęć sprzedaży udziałów w PGE EJ 1. Obecnie udziałowcami tej spółki, oprócz PGE, są: Tauron, KGHM i Enea.
Spółka PGE EJ 1 jest spółką celową, która powołana została do przeprowadzenia procesu przygotowania oraz realizacji inwestycji w budowę pierwszej polskiej elektrowni jądrowej oraz późniejszej jej eksploatacji.
Obecnie prace PGE EJ 1 koncentrują się na przeprowadzeniu badań lokalizacyjnych i środowiskowych do momentu przygotowania raportu z oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko i raportu lokalizacyjnego. Badania prowadzone są na terenie gmin Krokowa i Gniewino oraz Choczewo. Decyzja w sprawie wyboru danej lokalizacji dla budowy elektrowni jądrowej zostanie podjęta po przeprowadzeniu badań, przeanalizowaniu wyników, niestwierdzeniu wady zasadniczej, ocenie przydatności lokalizacji, w tym z punktu widzenia bezpieczeństwa jądrowego, sporządzeniu raportów z oceny oddziaływania na środowisko i lokalizacyjnego, a następnie uzyskaniu wymaganych prawem decyzji administracyjnych.
PGE EJ 1 nie wykazuje przychodów z działalności operacyjnej. Całość finansowania PGE EJ leży w gestii wspólników. Środki na działalność spółki wnoszone są do PGE EJ 1 w formie podwyższeń kapitału zakładowego oraz poprzez udzielenie pożyczek.
Z danych przedstawionych przez Ministerstwo Energii wynika, że łączne wydatki finansowe PGE EJ 1 w latach 2009-2018 wyniosły 447 mln zł, w tym nakłady inwestycyjne wyniosły 309 mln zł. (PAP Biznes)
pr/ osz/
- 22.03.2019 15:39
Rynek raczej nie zakładał tak dużego spadku taryf dla dystrybucji energii (opinia)
22.03.2019 15:39Rynek raczej nie zakładał tak dużego spadku taryf dla dystrybucji energii (opinia)
"Rynek raczej nie oczekiwał takiego spadku stawek w dystrybucji, zwłaszcza, gdy dystrybucję wyłączono z reżimu ustawy w sprawie cen energii. Myślę, że spodziewano się raczej stabilnych taryf albo spadku, ale w mniejszej skali" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.
"Na pewno spadek jest w pewnej mierze spowodowany mniejszą opłatą przejściową" - dodał analityk.
Prezes URE zatwierdził w piątek taryfę przesyłową Operatora Systemu Przesyłowego - PSE oraz taryfy dystrybucyjne pięciu największych dystrybutorów energii elektrycznej. Spadek średniej stawki za dystrybucję dla wszystkich grup taryfowych dla dystrybutorów wynosi 4 proc.
Jak podano, spadek wynika głównie z ustawowego obniżenia stawek opłaty przejściowej.
"Uzyskanie takiego efektu nie byłoby możliwe, gdyby nie wpływ prezesa URE na skalkulowanie pozostałych stawek opłat przedsiębiorstw w taki sposób, aby chronić odbiorców przed wzrostem opłat, a jednocześnie zapewnić przedsiębiorstwom środki na realizację inwestycji służących bezpieczeństwu dostaw" - napisano w komunikacie URE.
URE podał, że stawki dystrybucji dla odbiorców w gospodarstwach domowych spadną średnio o ok. 5 złotych miesięcznie (6,6 proc.).
Po godz. 15.30 kurs PGE traci 0,8 proc., a akcje Tauronu zniżkują o 1,7 proc. Papiery Enei tanieją 2,1 proc., a Energi 2 proc. WIG20 spada w tym czasie o 1,2 proc.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 22.03.2019 14:47
Prezes URE zatwierdził taryfy dystrybucyjne na '19; spadek średniej stawki wynosi 4 proc. (opis)
22.03.2019 14:47Prezes URE zatwierdził taryfy dystrybucyjne na '19; spadek średniej stawki wynosi 4 proc. (opis)
Jak podano, spadek wynika głównie z ustawowego obniżenia stawek opłaty przejściowej.
"Uzyskanie takiego efektu nie byłoby możliwe, gdyby nie wpływ prezesa URE na skalkulowanie pozostałych stawek opłat przedsiębiorstw w taki sposób, aby chronić odbiorców przed wzrostem opłat, a jednocześnie zapewnić przedsiębiorstwom środki na realizację inwestycji służących bezpieczeństwu dostaw" - napisano.
URE podał, że stawki dystrybucji dla odbiorców w gospodarstwach domowych spadną średnio o ok. 5 złotych miesięcznie (6,6 proc.).
Spadek rachunku Spadek rachunku w części dot. dystrybucji w części dot. dystrybucji OSD w grupie G11 przy w grupie G12 przy średnim zużyciu 1780 kWh średnim zużyciu 3399 kWh [zł/miesiąc] [zł/miesiąc] ENEA Operator 4,86 4,58 ENERGA Operator 4,86 4,58 PGE Dystrybucja 4,91 – 5,25 4,55 - 4,73 TAURON Dystrybucja 4,86 4,57 - 4,58 innogy Stoen Operator 4,98 4,7 Zmiana średniej stawki w dystrybucji Zmiana średniej stawki w dystrybucji OSD ogółem dla odbiorców (%) w grupach G (%) ENEA Operator -3,3 -7,4 ENERGA Operator -3,9 -5,6 PGE Dystrybucja -3,9 -6,3 TAURON Dystrybucja -4 -7,1 innogy Stoen Operator -7,3 -8,5 RAZEM -4 -6,6 URE przypomniało, że taryfy dystrybucyjne nie mogły zostać zatwierdzone w terminie umożliwiającym ich wejście w życie z początkiem 2019 r. ze względu na przepisy uchwalonej 28 grudnia 2018 r. tzw. ustawy prądowej. Dopiero nowelizacja tej ustawy, która weszła w życie 6 marca br., wyłączyła spod regulacji ustawy zasady określania stawek opłat dystrybucji i przesyłania energii elektrycznej, a tym samym umożliwiła prezesowi URE kontynuowanie postępowań administracyjnych w sprawie zatwierdzenia tych taryf.
URE nie zatwierdzi taryf na sprzedaż energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych w 2019 roku, gdyż nowe regulacje prawne spowodowały zawieszenie części jego kompetencji - wynikających z ustawy Prawo energetyczne - do ustalania taryf na obrót energią w oparciu o zasadę kosztów uzasadnionych czy też zasadę równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych oraz odbiorców energii.
Na mocy ustawy zamrażającej ceny prądu nastąpiło przedłużenie do końca 2019 r. stosowania cen ustalonych w taryfach funkcjonujących w dniu 31 grudnia 2018 r.
"W związku z tym rozpatrywanie przez Prezesa URE wniosków sprzedawców energii o zatwierdzenie taryf na 2019 rok stało się bezprzedmiotowe. Dlatego postępowania administracyjne w tych sprawach zostaną umorzone" - napisano. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 21.03.2019 14:46
Trwają rozmowy w sprawie partnerstwa do projektu Ostrołęka C – prezes Enei (opis)
21.03.2019 14:46Trwają rozmowy w sprawie partnerstwa do projektu Ostrołęka C – prezes Enei (opis)
„Rozstrzygnięcie rynku mocy nastąpiło w styczniu. Ono oddziaływuje na zamknięcie finansowe, jest ważnym kontrybutorem do optymalizacji finansowania tego bloku” - powiedział Kowalik.
Dodał, że do rozstrzygnięcia została kwestia partnerstwa przy projekcie.
„Rozmowy trwają” - powiedział prezes.
"Kwestia optymalizacji finansowania jest bardzo istotna. Projekt zdobył wsparcie z tytułu rynku mocy w wysokości 2,6 mld zł i trwają teraz intensywne rozmowy w zakresie zamknięcia finansowania i w zakresie partnerstwa. Pewne kwestie nie zostały jeszcze rozstrzygnięte"- dodał prezes Enei.
Kowalik poinformował że trwają rozmowy z generalnym wykonawcą bloku dotyczące możliwości skrócenia czasu realizacji inwestycji.
"Rozmawiamy z generalnym wykonawcą, który pracuje nad optymalizacją harmonogramu, by ewentualnie przyspieszyć realizację. Te prace są w toku"- powiedział prezes. (PAP Biznes)
pel/ gor/ doa/
- 21.03.2019 13:46
Trwają rozmowy w sprawie partnerstwa do projektu Ostrołęka C – prezes Enei
21.03.2019 13:46Trwają rozmowy w sprawie partnerstwa do projektu Ostrołęka C – prezes Enei
„Rozstrzygnięcie rynku mocy nastąpiło w styczniu. Ono oddziaływuje na zamknięcie finansowe, jest ważnym kontrybutorem do optymalizacji finansowania tego bloku” - powiedział Kowalik.
Dodał, że do rozstrzygnięcia została kwestia partnerstwa przy projekcie.
„Rozmowy trwają” - powiedział prezes. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 21.03.2019 13:41
Enea oczekuje, że zamrożenie cen energii będzie mieć neutralny wpływ na segment obrotu
21.03.2019 13:41Enea oczekuje, że zamrożenie cen energii będzie mieć neutralny wpływ na segment obrotu
"Oczekujemy co do zasady, że zamrożenie cen energii będzie neutralne dla wyników obszaru obrotu, a co za tym idzie, że rekompensaty pokryją potencjalne straty z tego tytułu” - powiedział prezes na konferencji.
Poinformował, że spółka na dzień dzisiejszy nie jest w stanie oszacować potencjalnych strat, bo "nie wszystkie elementy wzoru, który podlegał konsultacjom są znane". (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 21.03.2019 13:30
Enea może zaktualizować cele strategiczne
21.03.2019 13:30Enea może zaktualizować cele strategiczne
"Analizujemy otoczenie bliższe i dalsze. (…) Jesteśmy w trakcie poważnej analizy celów strategicznych, biorąc pod uwagę zmiany jakie nastąpiły w 2018 r:, czyli pakiet zimowy. To będzie implikowało nowe uwarunkowania działalności sektora w Polsce i w Europie. Do tego się przygotowujemy. Duży nacisk kładziemy na analizy, by ewentualnie zaktualizować cele strategiczne, by w sposób prawidłowy przeprowadzić transformację” - powiedział Kowalik na konferencji prasowej. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 21.03.2019 07:40
Enea zakłada, że jej CAPEX wyniesie w tym roku 2,62 mld zł (opis)
21.03.2019 07:40Enea zakłada, że jej CAPEX wyniesie w tym roku 2,62 mld zł (opis)
W segmencie wytwarzanie CAPEX ma wynieść 619,1 mln zł, a w dystrybucji 1.011,5 mln zł. Nakłady w wydobyciu mają wynieść 580,5 mln zł. Inwestycje kapitałowe są planowane na 252,4 mln zł.
Wśród planowanych inwestycji w 2019 roku i w kolejnych latach w segmencie wytwarzania Enea wymieniła m.in. modernizację bloku nr 9 w Kozienicach i bloku nr 5 w Elektrowni Połaniec. W segmencie OZE spółka może poszukiwać okazyjnych projektów inwestycyjnych i akwizycyjnych.
W obszarze wydobycia inwestycje prorozwojowe obejmują m.in. kontynuację procesu ubiegania się o uzyskanie koncesji w obszarach K-6, K-7, utrzymanie parku maszynowego i powiększanie zasobów operacyjnych (koncepcja programowo-przestrzenna OG Ludwin).
W 2018 roku nakłady inwestycyjne grupy Enea wyniosły 2,307 mld zł. W wytwarzaniu CAPEX wyniósł ok. 430 mln zł, w dystrybucji 1 mld zł. W obszarze wydobycia nakłady sięgnęły 463 mln zł. Inwestycje kapitałowe wyniosły w ubiegłym roku 331 mln zł. (PAP Biznes)
pel/
- 21.03.2019 07:26
Wyniki operacyjne grupy Enea w IV kw.'18 oraz wynik EBITDA wg segmentów (tabela)
21.03.2019 07:26Wyniki operacyjne grupy Enea w IV kw.'18 oraz wynik EBITDA wg segmentów (tabela)
Dane operacyjne za IV kw. i cały 2018 rok:
4Q2018 4Q2017 różnica FY2018 FY2017 różnica Sprzedaż odbiorcom końcowym (GWh) 5 595 4 877 14,7% 21 457 18 916 13,4% Liczba odbiorców (tys.) 2 486 2 422 2,6% 2 486 2 422 2,6% Dystrybucja (Gwh) 4 941 4 937 0,1% 19 877 19 259 3,2% Liczba klientów (tys.) 2 589 2 553 1,4% 2 589 2 553 1,4% Całkowite wytwarzanie (GWh), w tym: 6 563 5 795 13,3% 26 503 20 973 26,4% ze źródeł konwencjonalnych 5 987 5 313 12,7% 24 478 19 147 27,8% z odnawialnych źródeł energii 576 482 19,5% 2 025 1 826 10,9% Wytwarzanie ciepła (TJ) 2 382 2 280 4,5% 7 609 7 070 7,6% Sprzedaż energii, w tym: 8 976 6 850 31,0% 35 938 24 526 46,5% ze źródeł konwencjonalnych 6 056 5 373 12,7% 24 658 19 486 26,5% z odnawialnych źródeł energii 507 414 22,5% 1 845 1 487 24,1% z zakupu 2 413 1 063 127,0% 9 435 3 553 165,6% Sprzedaż ciepła (TJ) 2 163 2 066 4,7% 6 865 6 392 7,4% Produkcja węgla netto (tys. t) 2 187 2 338 -6,5% 9 007 9 050 -0,5% Sprzedaż węgla (tys. t) 2 155 2 453 -12,1% 8 943 9 151 -2,3% Zapas na koniec okresu 88 24 266,7% 88 24 266,7% Roboty przygotowawcze (m) 8 8 0,0% 37 31 19,4% EBITDA w obszarach działalności:
EBITDA (tys. zł) 4Q2018 4Q2017 różnica FY2018 FY2017 różnica Obrót -114 138 46 797 - -76 316 177 768 - Dystrybucja 239 531 275 528 -13,1% 1 111 248 1 073 359 3,5% Wytwarzanie 205 168 125 756 63,1% 868 662 735 337 18,1% Wydobycie 69 871 257 915 -72,9% 469 720 708 983 -33,7% Pozostała działalność 10 545 9 276 13,7% 72 352 51 284 41,1% Wyłączenia -36 017 21 027 - -97 367 -63 177 54,1% RAZEM 374 960 736 299 -49,1% 2 348 299 2 683 554 -12,5% (PAP Biznes)
pel/
- 21.03.2019 07:12
Enea spodziewa się, że w '19 obszar obrotu będzie pod presją
21.03.2019 07:12Enea spodziewa się, że w '19 obszar obrotu będzie pod presją
W segmencie obrót wśród czynników pozytywnych Enea wymieniła rozwój kanałów sprzedaży i oferty produktowej, wzrost wolumenu sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom detalicznym i stabilne koszty obowiązków ekologicznych, a wśród negatywnych wpływ ustawy o cenach energii elektrycznej i wycena kontraktów CO2 według utrzymujących się wysokich cen.
W obszarze wydobycia spółka przewiduje wzrost cen węgla i dalsze zwiększenie długości nowych chodników. Na minus zadziałać mogą: wzrost kosztów stałych oraz remonty tras kolejowych.
W wytwarzaniu głównymi pozytywnymi czynnikami są wzrost wolumenu produkcji energii elektrycznej, wysokie ceny hurtowe energii elektrycznej i zakończenie prac modernizacyjnych bloków 9 i 10 w Elektrowni Kozienice. Wśród negatywnych czynników spółka wymienia niższy wolumen darmowych CO2, wzrost cen węgla oraz kosztów transportu, wysoki poziom cen CO2.
Enea przewiduje stabilny trend w segmencie dystrybucji. Pozytywnie wpłynąć mogą wzrost wolumenu sprzedaży usług dystrybucji, optymalizacja zarządzania majątkiem oraz prace nad poprawą jakości usług (obniżenie wskaźników SAIDI i SAIFI).
W 2018 roku EBITDA grupy Enea wyniosła 2,35 mld zł, co oznacza spadek o 12,5 proc. rdr. W segmencie obrotu spółka zanotowała stratę EBITDA na poziomie 76,3 mln zł. W dystrybucji zysk EBITDA wyniósł 1,11 mld zł, w wytwarzaniu EBITDA wyniosła 868,7 mln zł, a w wydobyciu 469,7 mln zł. (PAP Biznes)
pel/
- 21.03.2019 06:58
ENEA SA Skonsolidowane sprawozdanie z płatności na rzecz administracji publicznej
21.03.2019 06:58ENEA SA Skonsolidowane sprawozdanie z płatności na rzecz administracji publicznej
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.03.2019 06:58
Enea zakłada, że jej CAPEX wyniesie w tym roku 2,62 mld zł
21.03.2019 06:58Enea zakłada, że jej CAPEX wyniesie w tym roku 2,62 mld zł
W segmencie wytwarzanie CAPEX ma wynieść 619,1 mln zł, a w dystrybucji 1.011,5 mln zł. Nakłady w wydobyciu mają wynieść 580,5 mln zł.
W 2018 roku nakłady inwestycyjne grupy Enea wyniosły 2,307 mld zł. (PAP Biznes)
pel/
- 21.03.2019 06:52
ENEA SA Raport okresowy roczny za 2018 R
21.03.2019 06:52ENEA SA Raport okresowy roczny za 2018 R
WYBRANE DANE FINANSOWE w tys. zł w tys. EUR 2018 2017 2018 2017 Przychody ze sprzedaży netto 4 701 689 5 639 580 1 101 898 1 328 617 (Strata)/zysk z działalności operacyjnej (144 577) 121 880 (33 883) 28 713 Zysk przed opodatkowaniem 702 815 1 834 604 164 713 432 211 Zysk netto okresu sprawozdawczego 727 136 1 813 324 170 413 427 197 EBITDA (142 343) 124 515 (33 360) 29 334 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej (885 683) 591 748 (207 571) 139 409 Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej 142 485 (2 009 136) 33 393 (473 328) Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej 142 750 1 548 992 33 455 364 924 Przepływy pieniężne netto, razem (600 448) 131 604 (140 722) 31 004 Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk netto na akcję (w PLN / EUR na jedną akcję) 1,65 4,11 0,39 0,97 Rozwodniony zysk na akcję (w PLN / EUR) 1,65 4,11 0,39 0,97 Aktywa razem 22 943 794 22 452 921 5 335 766 5 383 232 Zobowiązania razem 9 647 948 9 820 944 2 243 709 2 354 634 Zobowiązania długoterminowe 7 976 020 7 695 443 1 854 888 1 845 032 Zobowiązania krótkoterminowe 1 671 928 2 125 501 388 820 509 602 Kapitał własny 13 295 846 12 631 977 3 092 057 3 028 597 Kapitał zakładowy 588 018 588 018 136 748 140 981 Wartość księgowa na akcję (w PLN / EUR) 30,12 28,62 7,00 6,86 Rozwodniona wartość księgowa na akcję(w PLN / EUR) 30,12 28,62 7,00 6,86 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.03.2019 06:52
Zysk netto j.d. Enei za '18 wyniósł 686,7 mln zł, zgodnie z szacunkami
21.03.2019 06:52Zysk netto j.d. Enei za '18 wyniósł 686,7 mln zł, zgodnie z szacunkami
W 2017 roku zysk netto grupy wynosił 1,165 mld zł, a zysk przypisany jednostce dominującej 1,07 mld zł.
Zysk operacyjny wyniósł w 2018 roku 1,037 mld zł wobec 1,488 mld zł zysku rok wcześniej.
EBITDA grupy wyniosła w 2018 roku 2,35 mld zł, co oznacza spadek o 12,5 proc. rdr.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 12,672 mld zł wobec 11,4 mld zł przed rokiem.
Na początku marca Enea podała wstępne szacunki wyników. Szacowała wtedy zysk netto jednostki dominującej na 751 mln zł, EBITDA na 2,43 mld zł, a przychody na 12,67 mld zł. Kilka dni temu spółka poinformowała jednak o zawiązaniu 79 mln zł rezerw uwzględniających wpływ zmiany ustawy o podatku akcyzowym. Po uwzględnieniu rezerwy spółka szacowała zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej za 2018 rok na 687 mln zł, a EBITDA na 2,35 mld zł. (PAP Biznes)
pel/
- 21.03.2019 06:46
Enea przedstawi rekomendację co do dywidendy na przełomie I/II kwartału
21.03.2019 06:46Enea przedstawi rekomendację co do dywidendy na przełomie I/II kwartału
"Zarząd Enea jest na etapie analizy możliwości wypłaty dywidendy za 2018 r. i na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego decyzja co do podziału zysku za 2018 r. nie została jeszcze podjęta. Zarząd Enea przedstawi rekomendację odnośnie podziału zysku za 2018 r. na przełomie pierwszego i drugiego kwartału 2019 r" - napisano. (PAP Biznes)
pel/
- 21.03.2019 06:42
ENEA SA Raport okresowy roczny skonsolidowany za 2018 RS
21.03.2019 06:42ENEA SA Raport okresowy roczny skonsolidowany za 2018 RS
WYBRANE DANE FINANSOWE w tys. zł w tys. EUR 2018 2017 2018 2017 Przychody ze sprzedaży netto 12 672 770 11 405 689 2 970 018 2 687 042 Zysk z działalności operacyjnej 1 037 086 1 487 730 243 054 350 491 Zysk przed opodatkowaniem 868 701 1 466 567 203 591 345 505 Zysk netto okresu sprawozdawczego 719 250 1 164 891 168 565 274 434 EBITDA 2 348 299 2 683 554 550 352 632 213 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej 2 435 239 2 579 644 570 728 607 733 Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (2 310 127) (3 482 925) (541 406) (820 535) Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej (161 400) 1 250 190 (37 826) 294 530 Przepływy pieniężne netto, razem (36 288) 346 909 (8 505) 81 728 Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk netto przypadający na akcjonariuszy Jednostki Dominującej na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 1,56 2,42 0,36 0,57 Rozwodniony zysk na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 1,56 2,42 0,36 0,57 Aktywa razem 29 965 625 28 312 994 6 968 750 6 788 222 Zobowiązania razem 14 916 463 14 313 325 3 468 945 3 431 711 Zobowiązania długoterminowe 10 109 857 10 063 012 2 351 130 2 412 672 Zobowiązania krótkoterminowe 4 806 606 4 250 313 1 117 815 1 019 040 Kapitał własny 15 049 162 13 999 669 3 499 805 3 356 510 Kapitał zakładowy 588 018 588 018 136 748 140 981 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 34,09 31,71 7,93 7,60 Rozwodniona wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 34,09 31,71 7,93 7,60 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.03.2019 06:42
Bogdanka analizuje możliwość wypłaty dywidendy za 2018 r.
21.03.2019 06:42Bogdanka analizuje możliwość wypłaty dywidendy za 2018 r.
"Zarząd jednostki dominującej jest na etapie analizy możliwości wypłaty dywidendy za 2018 rok i na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego decyzja co do podziału zysku za 2018 rok nie została jeszcze podjęta" - napisano.
"Rekomendacja zarządu jednostki dominującej odnośnie podziału zysku za 2018 rok oczekiwana jest w połowie drugiego kwartału 2019 roku" - dodano. (PAP Biznes)
pel/
- 21.03.2019 06:39
Bogdanka miała w 2018 r. 53,8 mln zł zysku netto, 469,2 mln zł EBITDA
21.03.2019 06:39Bogdanka miała w 2018 r. 53,8 mln zł zysku netto, 469,2 mln zł EBITDA
Zysk operacyjny wyniósł w 2018 r. 62 mln zł wobec 847,3 mln zł zysku rok wcześniej.
Przychody wyniosły 1,757 mld zł, co oznacza spadek o 1,3 proc. rdr.
W drugiej połowie stycznia Bogdanka podała wstępne szacunki wyników. Spółka szacowała wtedy zysk netto w 2018 r. na 50,8 mln zł, EBITDA na 465,3 mln zł.(PAP Biznes)
pel/
- 20.03.2019 18:20
Enea i BOŚ chcą współpracować w zakresie rozwoju OZE
20.03.2019 18:20Enea i BOŚ chcą współpracować w zakresie rozwoju OZE
Celem współpracy jest redukcja emisji CO2. Wspólne działania - jak podano - mają wspierać osiągnięcie przez Polskę poziomu 15 proc. produkcji energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii zarówno do roku 2020, jak i 2030.
Prezes BOŚ Bogusław Białowąs wskazał w komunikacie, że bank udostępnia rozwiązania finansowe, które umożliwiają zastosowanie technologii OZE takich jak m. in. kotły na biomasę, fotowoltaika, farmy wiatrowe, pompy ciepła czy biogazowanie. (PAP Biznes)
sar/ asa/
- 16.03.2019 10:33
ElectroMobility Poland zapewnia, że przed '23 ruszy produkcja polskich samochodów elektrycznych
16.03.2019 10:33ElectroMobility Poland zapewnia, że przed '23 ruszy produkcja polskich samochodów elektrycznych
Zaremba poinformował, że partner techniczny, czyli integrator, został już wybrany.
"To firma inżynieryjna EDAG Engineering z Niemiec, która jest jednym z największych niezależnych partnerów rozwoju przemysłu motoryzacyjnego na świecie, posiada 50 lat doświadczenia w dziedzinie rozwoju produktów i rozwoju zakładów produkcyjnych, a od blisko 30 lat działa w Polsce jej oddział" - powiedział prezes EMP.
Zaremba wskazał, że wybór integratora odbył się w ramach złożonego i wieloetapowego procesu z grona ośmiu firm światowej klasy.
Zaremba poinformował też, ze ElektroMobility Poland będzie produkowało więcej niż jeden miejski model.
"W planach mamy produkcję całej gamy modelowej odpowiadającej na różne potrzeby klientów i rynku, przy jednoczesnej maksymalizacji części wspólnych w procesie produkcji" - powiedział.
Krzysztof Tchórzewski, szef resortu energii, które przygotowało Programu Rozwoju Elektromobilności w Polsce i nadzoruje jego wdrożenie, poinformował kilka dni temu na konferencji, że "trwa praca nad zebraniem akcjonariuszy do spółki i zgromadzeniem kapitału".
"To sprawa bardzo trudna, ale posuwa się do przodu. Jestem przekonany, że w tym roku powinniśmy już wejść w etap pozyskiwania i dookreślenia miejsca, gdzie ten samochód będzie budowany" - powiedział Tchórzewski.
ElectroMobility Poland powstał w październiku 2016 roku. Spółka jest kontrolowana przez cztery koncerny energetyczne - PGE, Energę, Eneę oraz Tauron. Każdy z udziałowców objął po 25 proc. kapitału akcyjnego, uzyskując tyle samo głosów na walnym zgromadzeniu akcjonariuszy. (PAP)
lgs/ skr/ pr/
- 16.03.2019 10:21
Enea zawiązała 79 mln zł rezerw, zysk netto w '18 sięgnął 719 mln zł
16.03.2019 10:21Enea zawiązała 79 mln zł rezerw, zysk netto w '18 sięgnął 719 mln zł
Enea szacuje, że jej skonsolidowane przychody netto w 2018 roku wyniosły 12,67 mld zł, EBITDA 2,35 mld zł, EBIT 1,04 mld zł.
W poszczególnych obszarach grupa miała EBITDĘ na poziomie: 470 mln zł w wydobyciu, 869 mln zł w wytwarzaniu, 1,11 mld zł w dystrybucji. W obrocie EBITDA grupy była w zeszłym roku ujemna i sięgnęła -76 mln zł.
Enea podała, że oszacuje wpływ na swoje wyniki wydanego kilka dni temu projektu rozporządzenia ministra energii w sprawie sposobu obliczania kwoty różnicy ceny oraz sposobu wyznaczania cen odniesienia po ogłoszeniu dokumentu w wersji ostatecznej.
Ostateczne wyniki za 2018 rok Enea poda 21 marca. (PAP Biznes)
pr/
- 15.03.2019 23:31
ENEA SA (5/2019) Aktualizacja informacji w sprawie wstępnych wyników finansowych za 2018 rok
15.03.2019 23:31ENEA SA (5/2019) Aktualizacja informacji w sprawie wstępnych wyników finansowych za 2018 rok
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 4/2019 z 6 marca 2019 roku, Zarząd ENEA S.A. przekazuje do wiadomości publicznej aktualizację informacji o wstępnych wynikach finansowych Grupy Kapitałowej ENEA za rok 2018. Wpływ na zmianę wyników, w toku badania przez audytora sprawozdań finansowych, miało zawiązanie rezerwy w wysokości 79 mln zł, która uwzględnia szacunkowy wpływ Ustawy z dnia 28 grudnia 2018 roku o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw.
Skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej ENEA za 2018 rok:
- Przychody ze sprzedaży netto: 12 673 mln zł,
- EBITDA: 2 348 mln zł,
- EBIT: 1 037 mln zł,
- Zysk netto: 719 mln zł,
- Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej: 687 mln zł.
Wynik EBITDA w poszczególnych obszarach działalności:
- Wydobycie: 470 mln zł,
- Wytwarzanie: 869 mln zł,
- Dystrybucja: 1 111 mln zł,
- Obrót: -76 mln zł.
Jednostkowe wyniki finansowe ENEA S.A. za 2018 rok:
- Przychody ze sprzedaży netto: 4 702 mln zł,
- EBITDA: -142 mln zł,
- EBIT: -145 mln zł,
- Zysk netto: 727 mln zł.
W nawiązaniu do przekazanego do konsultacji publicznych w dniu 14 marca 2019 roku projektu Rozporządzenia Ministra Energii w sprawie sposobu obliczenia kwoty różnicy ceny oraz sposobu wyznaczania cen odniesienia, Zarząd ENEA S.A. informuje, że oszacuje wpływ na wyniki Grupy Kapitałowej ENEA po ogłoszeniu ww. dokumentu w wersji ostatecznej.
Ostateczne wyniki zostaną przedstawione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA oraz jednostkowym sprawozdaniu finansowym ENEA S.A. za rok 2018, których publikację zaplanowano na 21 marca 2019 roku.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 11.03.2019 14:24
Trwają prace nad pozyskaniem inwestorów do spółki ElectroMobility Poland - Tchórzewski, ME
11.03.2019 14:24Trwają prace nad pozyskaniem inwestorów do spółki ElectroMobility Poland - Tchórzewski, ME
"Mam nadzieję, że inicjatywa związana z budową samochodu elektrycznego zbliża się do momentu, że będzie mogła być na plus rozstrzygnięta. Trzeba stworzyć konstrukcję finansowania, bo budowa takiej fabryki to duże przedsięwzięcie, ale uparcie do tego dążymy" - powiedział dziennikarzom Tchórzewski.
Poinformował, że trwają prace nad pozyskaniem inwestorów do spółki ElectroMobility Poland.
"Wizja samochodu już jest. Trwa praca nad zebraniem akcjonariuszy do spółki i zgromadzeniem kapitału. To sprawa bardzo trudna, ale posuwa się do przodu. Jestem przekonany, że w tym roku powinniśmy już wejść w etap pozyskiwania i dookreślenia miejsca, gdzie ten samochód będzie budowany" - powiedział.
Pytany, czy Śląsk będzie miał największe szanse na lokalizację zakładu produkcyjnego, odpowiedział, że będzie to zależeć od podstawy ekonomicznej. Pytany, czy Polska będzie się starać o fundusze na ten cel w ramach negocjowanego w UE programu dla Śląska, powiedział "Też chcemy o tym rozmawiać".
Spółka ElectroMobility Poland powstała w październiku 2016 roku. Jest kontrolowana przez cztery koncerny energetyczne - PGE, Energę, Eneę oraz Tauron. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 07.03.2019 08:54
Szacunkowe wyniki Enei słabsze od oczekiwań (opinia)
07.03.2019 08:54Szacunkowe wyniki Enei słabsze od oczekiwań (opinia)
ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA SECURITIES:
"Wyniki Enei są poniżej konsensusu, EBITDA jest niższa od oczekiwań o ok. 6 proc.
Wyniki są generalnie słabe. Spółka miała w IV kwartale jedynie ok. 450 mln zł EBITDA, czyli ok. 200 mln zł poniżej tego, co powinno być w takim kwartale.
Trochę niższe wolumenowo wytwarzanie spowodowało, że EBITDA w wytwarzaniu jest poniżej oczekiwań. Dystrybucja wypadła pozytywnie. Jest duża strata na sprzedaży, ale jej się spodziewałem.
Wynik netto jest powyżej oczekiwań. Myślę, że z uwagi na działalność finansową i podatkową"
***********
Grupa Enea szacuje, że miała w 2018 roku 751 mln zł zysku netto jednostki dominującej i 2.427 mln zł EBITDA. Skonsolidowany EBIT w 2018 roku wyniósł 1.116 mln zł, a przychody sięgnęły 12.673 mln zł.
Szacunkowy wynik EBITDA w segmencie Obrót wyniósł w 2018 roku 3 mln zł, w Dystrybucji 1.111 mln zł, w obszarze Wytwarzanie 869 mln zł, a EBITDA segmentu Wydobycie wyniosła 470 mln zł.
Z wyliczeń PAP Biznes wynika, że w samym czwartym kwartale grupa Enea miała ok. 3.289 mln zł przychodów wobec konsensusu na poziomie 3.400 mln zł i 453,7 mln zł EBITDA wobec 483,7 mln zł oczekiwanych przez rynek.
Szacunkowy zysk netto jednostki dominującej wyniósł w czwartym kwartale 166,9 mln zł. Tymczasem konsensus PAP Biznes przewidywał 50,9 mln zł zysku.
Według wyliczeń PAP Biznes EBITDA w IV kwartale w segmencie Obrotu była ujemna i wyniosła -34,8 mln zł. EBITDA w segmencie Dystrybucja wyniosła 239,3 mln zł, w Wytwarzaniu 205,5 mln zł, a w Wydobyciu 70,2 mln zł. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 06.03.2019 20:01
Wyniki operacyjne grupy Enea w IV kw.'18 oraz wynik EBITDA wg segmentów (tabela)
06.03.2019 20:01Wyniki operacyjne grupy Enea w IV kw.'18 oraz wynik EBITDA wg segmentów (tabela)
Dane operacyjne za czwarty kwartał i narastająco 2018 r:
IV kw. 2018 IV kw. 2017 zmiana % FY2018 FY2017 zmiana % Produkcja węgla netto mln ton 2,2 2,3 -5,2% 9 9,1 -0,6% Całkowite wytwarzanie energii el. TWh 6,6 5,8 13,1% 26,5 21,0 26,2% Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końc. TWh 5,0 4,9 1,3% 19,9 19,3 3,1% Sprzedaż energii el. i gazu odbiorcom detal. TWh 5,6 4,9 15,1% 21,5 18,9 13,8% EBITDA w obszarach działalności:
IV kw. 2018 IV kw. 2017 zmiana % FY2018 FY2017 zmiana % EBITDA, w tym: mln zł 453,7 736,3 -38,4% 2427 2683,5 -9,6% Obrót mln zł -34,8 46,8 -174,4% 3 177,8 -98,3% Dystrybucja mln zł 239,3 275,5 -13,1% 1111 1073,4 3,5% Wytwarzanie mln zł 205,5 125,8 63,4% 869 735,3 18,2% Wydobycie mln zł 70,2 257,9 -72,8% 470 709 -33,7% (PAP Biznes)
pel/
- 06.03.2019 19:55
Grupa Enea szacuje, że w '18 miała 751 mln zł zysku netto j. d. i 2.427 mln zł EBITDA (opis)
06.03.2019 19:55Grupa Enea szacuje, że w '18 miała 751 mln zł zysku netto j. d. i 2.427 mln zł EBITDA (opis)
Enea podała, że według wstępnych danych, skonsolidowany EBIT w 2018 roku wyniósł 1.116 mln zł, a przychody sięgnęły 12.673 mln zł. Zysk netto grupy wyniósł 783 mln zł.
Dla porównania, w 2017 roku zysk netto Enei wyniósł 1.165 mln zł, a zysk netto jednostki dominującej 1.070 mln zł. Zysk operacyjny wyniósł w tym okresie 1.487,7 mln zł, EBITDA grupy wyniosła 2.684 mln zł, a przychody 11,4 mld zł.
Szacunkowy wynik EBITDA w segmencie Obrót wyniósł w 2018 roku 3 mln zł (177,8 mln zł przed rokiem), w Dystrybucji 1.111 mln zł (1.073 mln zł rok wcześniej), a w obszarze Wytwarzanie 869 mln zł (735,3 mln zł przed rokiem). EBITDA segmentu Wydobycie wyniosła 470 mln zł (709 mln zł).
W samym czwartym kwartale 2018 roku EBITDA w segmencie Obrotu była ujemna i wyniosła -34,8 mln zł. EBITDA w segmencie Dystrybucja wyniosła 239,3 mln zł, w Wytwarzaniu 205,5 mln zł, a w Wydobyciu 70,2 mln zł.
Dla porównania, w czwartym kwartale 2017 roku EBITDA w segmencie Obrotu wyniosła 46,8 mln zł, w segmencie Dystrybucja 275,5 mln zł, w Wytwarzaniu 125,8 mln zł, a w Wydobyciu 257,9 mln zł.
Spółka podała, że na niższy rdr wynik segmentu Wydobycie wpływ miały zdarzenia geologiczno-hydrologiczne w pierwszym i czwartym kwartale 2018 roku, w związku z czym produkcja i sprzedaż węgla handlowego były niższe niż w roku 2017, przy jednoczesnym wzroście kosztów produkcji. Jak dodano, zwiększeniu uległ też zakres prac przygotowawczych mających na celu zwiększenie poziomu produkcji w kolejnych latach.
Wynik segmentu Wytwarzanie - jak podano - był głównie efektem wzrostu mocy wytwórczych w zakresie wytwarzania konwencjonalnego w stosunku do 2017 roku, przy jednoczesnym wystąpieniu ograniczeń w dyspozycyjności bloków węglowych spowodowanych wydłużeniem planowanych remontów i zdarzeniami jednorazowymi, pracami modernizacyjnymi związanymi z dostosowaniem jednostek do konkluzji BAT czy przeglądami gwarancyjnymi.
"Wynik segmentu pozostaje pod presją sytuacji rynkowej w zakresie obrotu energią elektryczną, rosnących kosztów zmiennych produkcji, szczególnie w odniesieniu do CO2 oraz mniejszego poziomu darmowych praw do emisji dwutlenku węgla" - podała Enea w komunikacie.
Spółka podała, że wyższy wynik w Wytwarzaniu wynika także z "wyraźnie wyższych" cen energii elektrycznej oraz świadectw pochodzenia energii w drugiej połowie 2018 roku przy wyższym poziomie produkcji energii elektrycznej z tych źródeł.
W komunikacie podano, że wynik w Dystrybucji wspierany jest wzrostem wolumenu sprzedaży usług dystrybucji. Enea podała, że w 2018 roku odnotowano również wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej.
"Wynik w obrocie detalicznym pomimo wzrostu wolumenu i cen sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych, nie rekompensuje wzrostu kosztów związanych z obowiązkami ekologicznymi (głównie obowiązek zielony) oraz zakupem energii elektrycznej wobec wzrostu cen rynkowych" - podała grupa w komunikacie.
Obrót hurtowy - jak dodano - pozostaje pod presją wzrostu cen uprawnień do emisji CO2.
Z wyliczeń PAP Biznes wynika, że w samym czwartym kwartale grupa Enea miała ok. 3.289 mln zł przychodów wobec konsensusu na poziomie 3.400 mln zł i 453,7 mln zł EBITDA wobec 483,7 mln zł oczekiwanych przez rynek. Szacunkowy zysk netto jednostki dominującej wyniósł w czwartym kwartale 166,9 mln zł. Tymczasem konsensus PAP Biznes przewidywał 50,9 mln zł zysku.
Dla porównania, w czwartym kwartale 2017 roku grupa Enea wygenerowała 284,6 mln zł zysku netto jednostki dominującej, 736,3 mln zł EBITDA, 417,9 mln zł EBIT i 3,04 mld zł przychodów.
Na poziomie jednostkowym Enea w 2018 roku miała 4.702 mln zł przychodów ze sprzedaży netto, -63 mln zł EBITDA, -66 mln zł EBIT i 791 mln zł zysku netto.
Produkcja węgla netto w grupie Enea w 2018 roku wyniosła 9 mln ton, a całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 26,5 TWh. Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym w tym okresie wyniosła 19,9 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 21,5 TWh.
W 2017 roku produkcja węgla również wyniosła 9 mln ton. Grupa wytworzyła w tym okresie 21 TWh energii elektrycznej, a sprzedaż usług dystrybucyjnych odbiorcom końcowym wyniosła w 2017 roku 19,3 TWh.
Poniżej przedstawiamy szacunkowe wyniki Grupy Enea w czwartym kwartale 2018 roku według wyliczeń PAP Biznes i ich odniesienie do konsensusu PAP i poprzednich wyników (dane w mln zł).
4Q2018 wyniki kons. różnica r/r q/q YTD 2018 rdr Przychody 3288,8 3400,8 -3,3% 8,1% -1,7% 12673,0 10,8% EBITDA 453,7 483,7 -6,2% -38,4% -32,2% 2427,0 -9,6% EBIT 195,8 127,1 54,1% -53,1% -31,9% 1116,0 -25,0% zysk netto j.d. 166,9 50,9 227,8% -41,4% 9,2% 751,0 -29,8% marża EBITDA 13,8% 14,3% -0,46 -10,40 -6,22 19,15% -4,30 marża EBIT 6,0% 3,7% 2,22 -7,78 -2,64 8,81% -4,20 marża netto 5,1% 1,5% 3,57 -4,28 0,50 5,93% -3,43 Publikacja rocznych raportów finansowych Enei zaplanowana jest na 21 marca 2019 roku. (PAP Biznes)
sar/ asa/
- 06.03.2019 19:04
Grupa Enea szacuje, że w '18 miała 751 mln zł zysku netto j. d. i 2.427 mln zł EBITDA
06.03.2019 19:04Grupa Enea szacuje, że w '18 miała 751 mln zł zysku netto j. d. i 2.427 mln zł EBITDA
Enea podała, że według wstępnych danych, skonsolidowany EBIT w 2018 roku wyniósł 1.116 mln zł, a przychody sięgnęły 12.673 mln zł.
Szacunkowy wynik EBITDA w segmencie Obrót wyniósł w 2018 roku 3 mln zł, w Dystrybucji 1.111 mln zł, w obszarze Wytwarzanie 869 mln zł, a EBITDA segmentu Wydobycie wyniosła 470 mln zł.
Z wyliczeń PAP Biznes wynika, że w samym czwartym kwartale grupa Enea miała ok. 3.289 mln zł przychodów wobec konsensusu na poziomie 3.400 mln zł i 453,7 mln zł EBITDA wobec 483,7 mln zł oczekiwanych przez rynek.
Szacunkowy zysk netto jednostki dominującej wyniósł w czwartym kwartale 166,9 mln zł. Tymczasem konsensus PAP Biznes przewidywał 50,9 mln zł zysku. (PAP Biznes)
pel/ sar/ asa/
- 06.03.2019 18:52
Szacunkowe wyniki Enei w IV kw. 2018 roku vs. konsensus PAP (tabela)
06.03.2019 18:52Szacunkowe wyniki Enei w IV kw. 2018 roku vs. konsensus PAP (tabela)
Dane w mln zł
4Q2018 wyniki kons. różnica r/r q/q YTD 2018 rdr Przychody 3288,8 3400,8 -3,3% 8,1% -1,7% 12673,0 10,8% EBITDA 453,7 483,7 -6,2% -38,4% -32,2% 2427,0 -9,6% EBIT 195,8 127,1 54,1% -53,1% -31,9% 1116,0 -25,0% zysk netto j.d. 166,9 50,9 227,8% -41,4% 9,2% 751,0 -29,8% marża EBITDA 13,8% 14,3% -0,46 -10,40 -6,22 19,15% -4,30 marża EBIT 6,0% 3,7% 2,22 -7,78 -2,64 8,81% -4,20 marża netto 5,1% 1,5% 3,57 -4,28 0,50 5,93% -3,43 ***Prognozy roczne i kwartalne dla ponad 200 spółek notowanych na GPW znajdują się w bazie Konsensusy, dostępnej dla abonentów w Serwisie Ekonomicznym PAP Biznes. http://biznes.pap.pl/nse-2/pl/consensus/main/newWindow/?referer=nse2. (PAP Biznes)
sar/
- 06.03.2019 18:41
ENEA SA (4/2019) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych i operacyjnych za 2018 rok
06.03.2019 18:41ENEA SA (4/2019) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych i operacyjnych za 2018 rok
W związku z przyjęciem przez Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") 6 marca 2019 roku informacji o wstępnych wynikach finansowych i operacyjnych Grupy Kapitałowej ENEA za rok 2018, Spółka przekazuje do publicznej wiadomości wstępne wyniki, które zostały zaprezentowane poniżej.
Skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej ENEA za 2018 rok:
- Przychody ze sprzedaży netto: 12 673 mln zł,
- EBITDA: 2 427 mln zł,
- EBIT: 1 116 mln zł,
- Zysk netto: 783 mln zł,
- Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej: 751 mln zł.
Wynik EBITDA w poszczególnych obszarach działalności:
- Wydobycie: 470 mln zł,
- Wytwarzanie: 869 mln zł,
- Dystrybucja: 1 111 mln zł,
- Obrót: 3 mln zł.
Wybrane dane operacyjne:
- Produkcja węgla netto: 9 mln ton,
- Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto: 26,5 TWh,
- Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym: 19,9 TWh,
- Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym: 21,5 TWh.
Wynik EBITDA osiągnięty przez Grupę Kapitałową ENEA w 2018 roku jest pochodną m.in. następujących czynników:
- Obszar Wydobycie - na niższy r/r wynik segmentu wpływ miały zdarzenia geologiczno-hydrologiczne w pierwszym i czwartym kwartale 2018 roku w związku z czym produkcja oraz sprzedaż węgla handlowego osiągnęły wielkości niższe niż w roku poprzednim, przy jednoczesnym wzroście kosztów produkcji (m.in. wzrost kosztów pracy, usług obcych, zużycia materiałów); zwiększeniu r/r uległ też zakres prac przygotowawczych mających na celu zwiększenie poziomu produkcji w kolejnych latach,
- Obszar Wytwarzanie - wynik segmentu głównie pod wpływem:
a) wytwarzanie konwencjonalne: wzrost mocy wytwórczych w stosunku do 2017 roku, przy jednoczesnym wystąpieniu ograniczeń w dyspozycyjności bloków węglowych spowodowanych wydłużeniem planowanych remontów i zdarzeniami jednorazowymi, pracami modernizacyjnymi związanymi z dostosowaniem jednostek do konkluzji BAT, przeglądami gwarancyjnymi; wynik segmentu pozostaje pod presją sytuacji rynkowej w zakresie obrotu energią elektryczną, rosnących kosztów zmiennych produkcji, szczególnie w odniesieniu do CO2 oraz mniejszego poziomu darmowych praw do emisji dwutlenku węgla;
b) wytwarzanie OZE: wyższy wynik r/r wynika z wyraźnie wyższych cen energii elektrycznej oraz świadectw pochodzenia energii w drugiej połowie 2018 roku przy wyższym poziomie produkcji energii elektrycznej z tych źródeł,
- Obszar Dystrybucja - stabilny wynik generowany w tym obszarze tradycyjnie wspierany jest wzrostem wolumenu sprzedaży usług dystrybucji; w omawianym okresie odnotowano również wzrost wyniku na pozostałej działalności operacyjnej,
- Obszar Obrót - wynik w obrocie detalicznym pomimo wzrostu wolumenu i cen sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych, nie rekompensuje wzrostu kosztów związanych z obowiązkami ekologicznymi (głównie obowiązek zielony) oraz zakupem energii elektrycznej wobec wzrostu cen rynkowych; obrót hurtowy pozostaje pod presją wzrostu cen uprawnień do emisji CO2.
Jednocześnie, w nawiązaniu do raportu bieżącego nr 2/2019 z 18 stycznia 2019 roku dotyczącego analizy wpływu wstępnych wyników finansowych obszaru Wydobycie na sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej ENEA, Spółka informuje, iż będą one miały negatywny wpływ na wyniki skonsolidowane w 2018 roku w porównaniu do osiągniętych wyników w analogicznym okresie poprzedniego roku. Segment wydobycia odnotował spadek EBITDA o 239 mln zł r/r.
Jednostkowe wyniki finansowe ENEA S.A. za 2018 rok:
- Przychody ze sprzedaży netto: 4 702 mln zł,
- EBITDA: -63 mln zł,
- EBIT: -66 mln zł,
- Zysk netto: 791 mln zł.
Na jednostkowy wynik netto ENEA S.A. w 2018 roku wpływ miały przede wszystkim dwa czynniki:
- ujemny wynik na działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej do odbiorców końcowych, gdzie wzrost wolumenu i cen sprzedaży energii elektrycznej nie rekompensuje istotnych wzrostów po stronie kosztów w odniesieniu do obowiązków ekologicznych oraz cen zakupu energii elektrycznej na rynku hurtowym,
- pozytywny wynik na działalności finansowej będący pochodną stabilnej działalności spółek zależnych wchodzących w skład Grupy Kapitałowej.
Jednocześnie Emitent informuje, iż w wyniku wdrożenia MSSF 15, skutki umów dla których spółki wchodzące w skład Grupy Kapitałowej ENEA są agentami, prezentowane są w przychodach w wartościach netto, co w sposób istotny wpływa na obniżenie pozycji przychodów i kosztów w stosunku do analogicznego okresu roku ubiegłego, ale pozostaje bez wpływu na wynik działalności operacyjnej poszczególnych spółek.
Ponadto Spółka zwraca uwagę, że zaprezentowane wstępne wyniki Grupy Kapitałowej ENEA i ENEA S.A. za 2018 rok nie uwzględniają ewentualnego wpływu uchwalonej 28 grudnia 2018 roku Ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z późniejszymi zmianami. Obecnie Spółka prowadzi stosowne analizy w przedmiotowej sprawie.
Ostateczne wyniki zostaną przedstawione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA oraz jednostkowym sprawozdaniu finansowym ENEA S.A. za rok 2018, których publikację zaplanowano na 21 marca 2019 roku.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 04.03.2019 11:00
Sektor energetyczny w poniedziałek mocno traci; impulsem słabe wyniki PGE i Energi (opinia)
04.03.2019 11:00Sektor energetyczny w poniedziałek mocno traci; impulsem słabe wyniki PGE i Energi (opinia)
"Spółki pokazały wyniki relatywnie słabe, poniżej oczekiwań, stąd negatywna reakcja rynku" - powiedział PAP Biznes Paweł Puchalski, analityk Santander BM.
"Tauron już podał wyniki, były one relatywnie dobre, a mimo to kurs spółki również spada, co pokazuje, iż inwestorzy grają koszykowo i sprzedają cały sektor" - dodał.
Ok. godz. 11.00 indeks WIG-Energia traci 4,5 proc. Akcje PGE zniżkują ok. 5 proc., Energi 4,8 proc., a Tauronu 4 proc. Papiery Enei tanieją o 4,8 proc.
W tym czasie WIG 20 zniżkuje 0,4 proc., a WIG idzie w dół o 0,3 proc.
W piątek po sesji szacunkowe wyniki za IV kwartał pokazały PGE i Energa. Okazały się one słabsze od oczekiwań analityków.
"Słabe wyniki PGE mnie nie dziwią, a po uwzględnieniu zdarzeń jednorazowych spółka jest dokładnie w miejscu, którego się spodziewałem. PGE zaraportowała ok. 1,2 mld zł EBITDA, ale spółka utworzyła 200 mln zł rezerw, więc wynik skorygowany to ok. 1,4 mld zł. Na wszystkich poziomach rachunku wyników widać silne spadki. Co najważniejsze, spółka zaraportowała stratę netto w IV kwartale 2018 r., i ta tendencja niskich zysków netto może potencjalnie trwać w latach 2019-20. Tymczasem, jeśli nie ma zysku, to postrzeganie PGE jako spółki (w przyszłości) dywidendowej powinno ulec istotnej rewizji" - ocenił Puchalski.
PGE szacuje, że skonsolidowana EBITDA w 2018 roku wyniosła ok. 6,364 mld zł, a zysk netto jednostki dominującej ok. 1,498 mld zł. W samym czwartym kwartale 2018 roku, według wyliczeń PAP Biznes, grupa wypracowała 1,223 mld zł EBITDA i 199 mln zł straty netto jednostki dominującej. Skorygowana EBITDA w IV kwartale wyniosła 1,461 mld zł, a strata netto jednostki dominującej 37 mln zł.
PGE podała, że EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w IV kwartale wyniosła 572 mln zł, segmentu dystrybucja 571 mln zł, segmentu energetyka odnawialna 109 mln zł, a strata segmentu obrót wyniosła 196 mln zł. W segmencie obrotu PGE rozpoznała w roku 2018 rezerwę na tzw. umowy rodzące obciążenia, związaną ze skutkami tzw. ustawy o cenach energii elektrycznej.
"Właściwie oprócz dystrybucji wszystkie segmenty były mocno poniżej moich oczekiwań" - ocenił w rozmowie z PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.
Szacunkowe wyniki przedstawiła też Energa. Grupa szacuje, że jej EBITDA w czwartym kwartale 2018 roku wyniosła 426 mln zł wobec 517 mln zł przed rokiem. Konsensus PAP Biznes zakładał, że EBITDA grupy wyniesie w tym okresie 503,3 mln zł.
EBITDA segmentu dystrybucja w czwartym kwartale 2018 roku wyniosła 340 mln zł, segmentu wytwarzanie 95 mln zł, a segmentu sprzedaż 2 mln zł. W analogicznym okresie roku 2017 EBITDA grupy w dystrybucji wyniosła 382 mln zł, w wytwarzaniu 131 mln zł, a w segmencie sprzedaży 61 mln zł.
"W przypadku Energi nie widzę specjalnego problemu. Podejrzewam, że na wyniki wpłynęły jakieś przeszacowania i zdarzenie jednorazowe, typowe dla czwartych kwartałów" - powiedział Paweł Puchalski z Santander BM.
"W przypadku Energi zawiodły dwa główne segmenty działalności: dystrybucja i wytwarzanie. W dystrybucji Energa pokazała słabszy wynik. Wolumeny były mniej więcej zgodne z oczekiwaniami, więc musiały być jakieś dodatkowe koszty. Z kolei mniejsze wolumeny wytwarzania spowodowały, że EBITDA segmentu była niższa niż się spodziewałem. Podejrzewam, że tam też mogły się pojawić jakieś dodatkowe koszty. Sprzedaż była niska, ale spodziewałem się słabego wyniku w tym obszarze" - ocenił Robert Maj z Ipopemy. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 04.03.2019 10:32
PSE, Enea Operator i Tauron Dystrybucja mają porozumienie ws. rozwoju sieci za ponad 100 mln zł
04.03.2019 10:32PSE, Enea Operator i Tauron Dystrybucja mają porozumienie ws. rozwoju sieci za ponad 100 mln zł
Powstanie m.in. nowa stacja elektroenergetyczna w okolicach Żagania oraz zostanie rozbudowana sieć elektroenergetyczna w regionie.
Inwestycje mają poprawić bezpieczeństwo energetyczne województwa lubuskiego, dolnośląskiego i wielkopolskiego.
Zakończenie całości prac zaplanowane jest do 2025 roku. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 18.02.2019 16:24
Projekt nowelizacji ws. cen energii jest zgodny z oczekiwaniami Komisji Europejskiej - ME
18.02.2019 16:24Projekt nowelizacji ws. cen energii jest zgodny z oczekiwaniami Komisji Europejskiej - ME
Projekt trafił w poniedziałek do Sejmu jako poselski.
Zakłada on m.in. usunięcie obowiązku ustalenia cen i stawek na 2019 r. w wysokości nie wyższej niż stawki z 31 grudnia 2018 r. dla spółek zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii.
Jak napisano w uzasadnieniu, wynika to z pojawienia się wątpliwości na tle obowiązujących przepisów ustawy w postaci ingerencji w uprawnienia regulatora rynku energii – prezesa URE, wyrażone przez przedstawicieli Komisji Europejskiej oraz Urząd Regulacji Energetyki.
W projekcie zakłada się też, że ceny, stosowane przez spółki obrotu dla odbiorców końcowych mają odpowiadać w 2019 r. cenom stosowanym 31 grudnia 2018 r. na podstawie taryfy, zatwierdzonej przez prezesa URE.
Z kolei ceny ustalone w inny sposób, np. w przetargu czy wynegocjowane indywidualnie, nie mogą być wyższe niż ceny i stawki opłat za energię elektryczną stosowane dla odbiorcy końcowego w dniu 30 czerwca 2018 r. Oznacza to, że przepisy dotyczyć miałyby wszystkich rodzajów umów zawieranych pomiędzy przedsiębiorstwem obrotu a odbiorcą końcowym.
W projekcie proponuje się też zmianę terminu, do którego przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną będzie obowiązane dokonać zmiany umów w stosunku do cenników energii elektrycznej. Zaproponowano, by obowiązek ten był realizowany nie później niż w terminie 30 dni od dnia wejścia w życie rozporządzenia do ustawy.
Kolejną zmianą jest propozycja umożliwienia ubiegania się o wypłatę kwoty różnicy cen przez odbiorców końcowych energii elektrycznej, kupujących energię na własny użytek, którzy nie zakupują energii od przedsiębiorstw obrotu, lecz sami dokonują zakupu na Towarowej Giełdzie Energii lub za pośrednictwem towarowego domu maklerskiego.
Prezes URE ma, na mocy nowelizacji, obliczać i publikować średnioważone ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym, oraz ogłaszać dane, stanowiące części składowe, służące do obliczenia kwot różnic cen, wskazane w rozporządzeniu.
Z początkiem tego roku weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, która zakłada ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu. Ustawa zmniejszyła akcyzę na energię elektryczną z 20 do 5 zł za MWh, obniżyła też o 95 proc. opłatę przejściową. Przewidywała też, że poziom cen i stawek opłat za przesył i dystrybucję energii będzie na poziomie nie wyższym niż poziom z dnia 31 grudnia 2018 r., a poziom stawek opłat dotyczących sprzedaży energii na poziomie nie wyższym niż 30 czerwca 2018 r. Przedsiębiorstwa, które z tego tytułu miałyby ponieść stratę mają otrzymać środki z Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 18.02.2019 13:44
Nowelizacja ws. cen energii zakłada usunięcie obowiązku zamrożenia stawek dla dystrybutorów (opis)
18.02.2019 13:44Nowelizacja ws. cen energii zakłada usunięcie obowiązku zamrożenia stawek dla dystrybutorów (opis)
"Powyższe wynika z pojawienia się wątpliwości na tle obowiązujących przepisów ustawy w postaci ingerencji w uprawnienia regulatora rynku energii – Prezesa URE, wyrażone przez przedstawicieli Komisji Europejskiej oraz Urząd Regulacji Energetyki" - napisano w uzasadnieniu projektu.
"Konsekwencją powyższej zmiany jest dostosowanie do niej innych przepisów ustawy, w szczególności w zakresie regulacji dotyczących występowania do zarządcy rozliczeń cen z wnioskiem o wypłatę kwoty różnicy ceny, korekty tych wniosków, oraz innych obowiązków z tym związanych" - dodano.
W projekcie zakłada się też, że ceny, stosowane przez spółki obrotu dla odbiorców końcowych mają odpowiadać w 2019 r. cenom stosowanym 31 grudnia 2018 r. na podstawie taryfy, zatwierdzonej przez prezesa URE.
Z kolei ceny ustalone w inny sposób, np. w przetargu czy wynegocjowane indywidualnie, nie mogą być wyższe niż ceny i stawki opłat za energię elektryczną stosowane dla odbiorcy końcowego w dniu 30 czerwca 2018 r. Oznacza to, że przepisy dotyczyć miałyby wszystkich rodzajów umów zawieranych pomiędzy przedsiębiorstwem obrotu a odbiorcą końcowym.
W projekcie proponuje się też zmianę terminu, do którego przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną będzie obowiązane dokonać zmiany umów w stosunku do cenników energii elektrycznej. Zaproponowano, by obowiązek ten był realizowany nie później niż w terminie 30 dni od dnia wejścia w życie rozporządzenia do ustawy.
Kolejną zmianą jest propozycja umożliwienia ubiegania się o wypłatę kwoty różnicy cen przez odbiorców końcowych energii elektrycznej, kupujących energię na własny użytek, którzy nie zakupują energii od przedsiębiorstw obrotu, lecz sami dokonują zakupu na Towarowej Giełdzie Energii lub za pośrednictwem towarowego domu maklerskiego.
Prezes URE ma, na mocy nowelizacji, obliczać i publikować średnioważone ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym, oraz ogłaszać dane, stanowiące części składowe, służące do obliczenia kwot różnic cen, wskazane w rozporządzeniu.
Poselski projekt obejmuje też zmiany do ustawy Prawo ochrony środowiska, ustawy o systemie zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji, ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw, ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.
Ustawa miałaby wejść w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia, z wyjątkiem regulacji dotyczących zmian do ustawy z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw. Jak podano, wejście w życie tych przepisów miałoby nastąpić w dniu następującym po dniu ogłoszenia.
Z początkiem tego roku weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, która zakłada ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu. Minister energii Krzysztof Tchórzewski zapowiadał pilną nowelizację ustawy, która uwzględniłaby uwagi Komisji Europejskiej.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 15.02.2019 12:00
Polska i Japonia podpisały memorandum o współpracy ws. czystych technologii węglowych
15.02.2019 12:00Polska i Japonia podpisały memorandum o współpracy ws. czystych technologii węglowych
"Bardzo liczymy na dobrą współpracę przedsiębiorstw obu stron w rozwoju i wdrażaniu czystych technologii węglowych. Paliwo to w Polsce w kolejnych dekadach będzie jeszcze odgrywało ważną rolę w bilansie energetycznym” - powiedział wiceminister energii Tomasz Dąbrowski podczas Polsko-Japońskiego Seminarium Czystego Węgla.
"W memorandum określiliśmy prowadzenie dalszych prac odnośnie ustalenia zakresu współpracy obu krajów w dziedzinie czystych technologii węglowych, w tym technologii zgazowania węgla, możliwie szybkiej realizacji w Polsce projektu IGCC, ze zintegrowanym cyklem zgazowania węgla" - dodał Atsushi Taketani, zastępca komisarza w Ministerstwie Gospodarki, Handlu i Przemysłu Japonii.
Blok w technologii czystego węgla (IGCC) chce w Polsce zbudować grupa Enea. Blok - według wcześniejszych informacji - miałby zostać oddany do eksploatacji ok. 2024 roku. Miałby być zlokalizowany w okolicach kopalni Bogdanka, która miałaby być dostawcą paliwa węglowego. Informowano, że inwestycja miałaby być realizowana we współpracy z partnerem strategicznym.
W technologii IGCC węgiel jest przeprowadzany do tzw. syngazu, który z kolei jest oczyszczany oraz spalany i napędza turbinę w układzie parowo-gazowym. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 08.02.2019 08:53
Potencjał wzrostów na WIG-Energia nie został wyczerpany (opinia)
08.02.2019 08:53Potencjał wzrostów na WIG-Energia nie został wyczerpany (opinia)
Indeks WIG-Energia od początku roku wzrósł ponad 15 proc. W czwartek na zamknięciu wyniósł 2.786,44 pkt.
"Od sierpnia 2017 roku do listopada 2018 r. WIG-Energia poruszał się w kanale spadkowym. Wybicie z tego kanału nastąpiło w połowie listopada ubiegłego roku i dołek pod koniec grudnia to był niemal idealny ruch powrotny do przełamanego górnego ograniczenia kanału. Po wykonaniu tego ruchu powrotnego indeks powrócił do wzrostów, ostatnio udało mu się pokonać lokalne maksimum z początku grudnia. Z punktu widzenia analizy technicznej sytuacja wygląda całkiem dobrze" - powiedział PAP Biznes Przemysław Smoliński, analityk DM PKO BP.
"Raczej nie mówiłbym teraz o powrocie długoterminowego trendu wzrostowego. Ja ten ruch cały czas traktowałbym w kategoriach silnego, ale korekcyjnego odbicia. Jesteśmy cały czas sporo poniżej szczytu z sierpnia 2017 r., który był w okolicach 3.700 pkt. To może też świadczyć o tym, że potencjał wzrostów nie został do końca wyczerpany. Jest miejsce do ruchu w górę" - dodał analityk.
Jego zdaniem pierwszym ważnym poziomem oporu dla indeksu są okolice 3.000 pkt.
"Drugim poziomem jest 3.200 pkt, a silny długoterminowy opór to okolice 3.360 pkt. Dopóki jesteśmy poniżej tego poziomu, to ten ruch rozpatrywałbym wyłącznie w kategoriach korekcyjnego silnego, średnioterminowego odbicia. Dopiero przełamanie tego poziomu mogłoby świadczyć o tym, że w długim terminie zmienia się trend" - ocenił analityk.
Wskazał, że pierwszym wyraźnym wsparciem dla indeksu WIG-Energia są okolice 2.700 pkt.
"Dopóki jesteśmy powyżej tego poziomu, to wzrosty nie są zagrożone" - powiedział Przemysław Smoliński.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ pr/
- 08.02.2019 08:53
Dobry początek roku dla energetyki na GPW, ale wokół branży dużo znaków zapytania (analiza)
08.02.2019 08:53Dobry początek roku dla energetyki na GPW, ale wokół branży dużo znaków zapytania (analiza)
Od początku roku indeks WIG-Energia zyskał ponad 15 proc. i znalazł się na najwyższych poziomach od około roku. Duże wzrosty notowały też poszczególne spółki z sektora. Kurs PGE wzrósł od początku stycznia blisko 20 proc., a Tauronu 8 proc. Akcje Enei podrożały 14 proc., a Energi ponad 16 proc. ZE PAK zyskał 11 proc.
"Kursy spółek z sektora utilities w Europie w tym roku bardzo dobrze się zachowują, sentyment dla branży jest dobry. Nasze spółki mają wyższą betę niż inne, były wyprzedane i wyceny stały się atrakcyjne" - ocenił w rozmowie z PAP Biznes Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale.
Robert Maj, analityk Ipopema Securities, wskazuje, że ostatnie zwyżki kursów spółek energetycznych mogły być związane z napływem środków na rynki i wzrostem +emerging markets+.
"Napływ był rekordowy, od wielu miesięcy nie było świeżego kapitału na rynkach wschodzących. Sektor energetyczny był mocno wyprzedany po ubiegłorocznych spadkach, był więc naturalnym kandydatem do tego, by partycypować we wzrostach" - powiedział PAP Biznes Robert Maj.
"Byłbym jednak ostrożny, jeśli chodzi o kontynuację wzrostów. Zależeć one będą w dużej mierze od regulacji, które są największym czynnikiem ryzyka" - dodał analityk Ipopema Securities.
Jakub Viscardi, analityk DM BOŚ, ocenił, że niepewność związana m.in. z cenami energii na 2019 rok i ewentualnymi kosztami do poniesienia przez spółki przy braku rządowych rekompensat wywołała presję na kursy spółek pod koniec ubiegłego roku.
Z początkiem tego roku weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, która zakłada ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu. Jak dotąd, resort energii nie opublikował do tej ustawy rozporządzenia. Minister energii Krzysztof Tchórzewski zapowiedział ostatnio pilną nowelizację ustawy, która uwzględniłaby uwagi Komisji Europejskiej.
RYNEK CZEKA NA ROZSTRZYGNIĘCIA WS. USTAWY DOT. CEN ENERGII
Analitycy wskazują zgodnie, że branży nadal ciąży niepewność związana z tymi przepisami.
"Nie mamy rozporządzeń do ustawy, która zamraża ceny energii energii elektrycznej, nie wiadomo, w którą stronę pójdzie sama ustawa. Pytanie, czy zostanie wyrzucona do kosza i obniżenie cen energii zostanie osiągnięte innymi metodami, czy spółki będą musiały w jakiś sposób partycypować w utrzymaniu cen na niezmienionym poziomie, czy utrzymana zostanie pełna rekompensata ewentualnych strat dla spółek" - powiedział Robert Maj.
"Jeśli zmiany będą korzystne, jeśli spółki będą mieć rekompensaty, to sektor powinien się zachowywać dobrze. Jeśli pojawi się coś negatywnego, to o wzrosty będzie trudno" - ocenił analityk Ipopemy.
Bartłomiej Kubicki z Societe Generale szacuje, że przy obecnych założeniach ustawy rekompensat może nie wystarczyć.
"W segmencie sprzedaży mamy duży bałagan. Spółki nie wiedzą, czy będą notować straty. Według moich wyliczeń systemowi może brakować na wypłatę rekompensat ponad 2 mld zł" - powiedział Kubicki.
Jakub Viscardi z DM BOŚ zastanawia się, czy w przyszłym roku ceny energii też będą w sposób odgórny utrzymywane na niezmienionym poziomie. Jak wskazuje, nie wiadomo również, jak ustawę oceni ostatecznie Komisja Europejska, biorąc pod uwagę jej zastrzeżenia dotyczące niezależności Urzędu Regulacji Energetyki.
W jego ocenie kolejnym problemem jest chaotyczna polityka dotycząca sektora.
"Opublikowany został projekt Polityki energetycznej do 2040 r. Wiadomo, że w najbliższych latach wydatki inwestycyjne będą bardzo duże, ze względu na konieczność zmiany źródeł wytwarzania. Szacuje się, że koszty transformacji wyniosą ok. 400 mld zł. Są jednak znaki zapytania dotyczące farm wiatrowych na lądzie, energetyki opartej na węglu brunatnym oraz skali i zakresu finansowania energetyki jądrowej. Problemem jest też duża rola polityki, bo to państwo rozdaje karty w sektorze" - powiedział analityk DM BOŚ.
"Dużym znakiem zapytania jest kształtowanie się cen energii na rynku, bo skala produkcji energii z OZE w krajach ościennych bardzo rośnie i będzie rosła presja na rentowność segmentu wytwarzania konwencjonalnego. Na te wszystkie główne czynniki niepewności inwestorzy nie będą pozostawać obojętni" - dodał Jakub Viscardi.
Robert Maj z Ipopema Securities ocenia, że ten rok będzie dla spółek energetycznych "wynikowo trudny".
"W ujęciu rdr powinien być lepszy, ale jest wiele znaków zapytania dotyczących m.in. regulacji" - powiedział.
"Segment wytwarzania najlepiej zachowywać się powinien w PGE, czy ZE PAK, gdzie produkcja energii oparta jest na węglu brunatnym. Przy stabilnych cenach CO2 i wysokiej cenie energii powinien pokazywać najlepszą marżowość. Segment wytwarzania na węglu kamiennym też powinien zachowywać się nieźle, ale znaczenie będą miały remonty i wolumen produkcji, np. w Enei. W Tauronie problemy z produkcją górniczą powodują, że spółka kupuje węgiel na zewnątrz i rykosztem trafia to w segment wytwarzania. W segmencie dystrybucji, jeśli taryfy miałyby pójść w dół, to wyniki byłyby pod presją. Pytanie, czy będzie to kompensowane" - dodał analityk.
Jakub Viscardi z DM BOŚ wskazuje, że na wyniki spółek w dłuższym terminie wpływ będą miały rozstrzygnięte pod koniec ubiegłego roku aukcje na rynku mocy, które dadzą stabilny zastrzyk środków.
"Z drugiej strony jest obawa, że inwestycje mogą się okazać większe niż pierwotnie sądzono. Duże nakłady inwestycyjne będą powodować presję na przepływy i dalszy wzrost niemałego już zadłużenia" - ocenił analityk.
Jego zdaniem jest bardzo duże ryzyko co do wypłaty dywidend.
"W PGE, czy Tauronie wypłata dywidend została zawieszona i jest pytanie, czy będą one przywrócone. Do niedawna dywidendy były kluczowym wyznacznikiem dla spółek z sektora energetycznego, a jest ryzyko, że ich nie będzie"- powiedział Viscardi.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ pr/
- 04.02.2019 06:45
Bogdanka chce w '19 poprawić uzysk; produkcja węgla w styczniu zgodna z planem (wywiad)
04.02.2019 06:45Bogdanka chce w '19 poprawić uzysk; produkcja węgla w styczniu zgodna z planem (wywiad)
"W styczniu zrealizowaliśmy plan produkcji zgodnie z planem techniczno-ekonomicznym" - powiedział PAP Biznes prezes Artur Wasil.
"Założenia dotyczące ok. 9,4 mln ton produkcji i sprzedaży w 2019 r. są aktualne" - dodał.
W 2018 roku produkcja węgla handlowego w Bogdance wyniosła 9,01 mln ton, a sprzedaż 8,94 mln ton. Spółka zapowiadała wcześniej, że wolumeny produkcji i sprzedaży będą nie niższe niż 9 mln ton. Osiągnięte wolumeny w czwartym kwartale rozczarowały rynek.
Prezes tłumaczy, że słabsze wyniki produkcyjne w ostatnim kwartale 2018 r. to efekt napotkanych przez spółkę trudności na jednej ze ścian wydobywczych.
"Mieliśmy trudny początek grudnia, gdyż na jednej z wiodących ścian, ścianie kombajnowej z dobrą miąższością w okolicy 2,5 metra, przez tydzień zmagaliśmy się z opadem stropu. Ściana nie uzyskała zakładanych postępów. Ten tydzień postoju ściany był głównym powodem słabszego czwartego kwartału pod względem produkcji" - powiedział Wasil.
"Jednocześnie nie sprzedaliśmy całości wyprodukowanego w czwartym kwartale węgla" - dodał.
PRIORYTETEM POPRAWA UZYSKU
Jednym z priorytetów zarządu Bogdanka w tym roku jest poprawa uzysku węgla.
W 2018 roku uzysk spadł do 60,5 proc. z 64,7 proc. w 2017 r. Produkcja brutto węgla była wyższa o 1 mln ton przy zbliżonej rdr produkcji węgla handlowego.
"Produkcja brutto była w 2018 roku wyższa o 1 mln ton. Spadł jednak uzysk, co związane było z rekordowym poziomem prac przygotowawczych, mniej korzystnym układem ścian wydobywczych oraz problemami z jakością eksploatowanych pokładów. W tym roku chcemy skoncentrować się na zwiększeniu uzysku, zmieniliśmy udział ścian strugowych i kombajnowych na korzyść kombajnowych" - powiedział prezes Wasil.
"Technologia strugowa jest bardziej wydajna, ale i bardziej wymagająca, jeśli chodzi o warunki geologiczne. Nie jesteśmy w stanie jej wszędzie zastosować, dlatego idziemy w kierunku bardziej przewidywalnej i stabilnej techniki kombajnowej" - dodał.
Pytany, jaki uzysk spółka chciałaby w tym roku osiągnąć, odpowiedział:
"Punktem odniesienia dla uzysku jest dla nas poziom 70 proc. notowany w przeszłości, ale wtedy eksploatowane były grube pokłady. Nie ma gwarancji, że taki poziom osiągniemy, mając miks pokładów cienkich i grubych. Przy obecnym miksie ścian satysfakcjonujący byłby uzysk na poziomie ok. 65-66 proc.".
Powtórzył, że to dzięki poprawie uzysku możliwy będzie wzrost produkcji węgla handlowego Bogdanki w najbliższych latach.
"Wydobycie węgla brutto w perspektywie najbliższych lat, zgodnie z realizowaną strategią, nie będzie znacząco wyższe, bo nasze dwa szyby wydobywcze - Bogdanka i Stefanów - mają określone moce. Na jeden szyb fedrują dwie ściany" - powiedział Wasil.
CAPEX W '19 NIECO WYŻSZY
Bogdanka może w tym roku wydać nieco więcej na inwestycje.
"W tym roku nakłady inwestycyjne mogą być nieco wyższe od planu na 2018 rok z uwagi na wzrost cen materiałów czy usług" - powiedział wiceprezes Artur Wasilewski.
Na 2018 rok spółka planowała nakłady inwestycyjne grupy na ok. 500 mln zł.
"Plan inwestycyjny na 2018 rok nie został w pełni wykonany, gdyż przesunęła nam się na ten rok część płatności" - powiedział wiceprezes.
W 2018 roku Bogdanka wykonała rekordową ilość robót przygotowawczych, czyli 37 km wobec 30,7 km w 2017 roku.
"W tym roku ilość chodników będzie porównywalna, gdyż rozpoczniemy marsz do złoża Ostrów. Będziemy wykonywać już pierwsze chodniki kapitalne w kierunku Ostrowa, by w drugiej połowie 2020 r. rozpocząć wydobycie w nowym polu. Opracowujemy obecnie założenia dotyczące Ostrowa, badamy różne scenariusze przyszłej eksploatacji złoża" - powiedział prezes Artur Wasil.
SPÓŁKA LICZY NA KONCESJĘ WYDOBYWCZĄ NA K-6, K-7 W '19
Potencjalnym obszarem przyszłej eksploatacji są złoża na obszarze K-6, K-7. Bogdanka nadal czeka na wydanie decyzji przez Ministerstwo Środowiska w sprawie koncesji wydobywczej na ten obszar. Liczy na jej uzyskanie w tym roku.
"W listopadzie 2018 roku NSA wydał wyrok, oddalający naszą skargę dotyczącą odmowy udzielenia nam koncesji w 2014 r. Wyrok sądu dotyczy pierwszego wniosku złożonego w 2013 r. w zupełnie innym stanie faktycznym i prawnym. Tymczasem w maju 2018 roku złożyliśmy nowy wniosek koncesyjny na obszar K-6, K-7, posiadamy zatwierdzoną dokumentację geologiczną oraz ważną decyzję środowiskową. Liczymy na uzyskanie tej koncesji w tym roku" - powiedział prezes Bogdanki.
"Obecnie obszar K-6, K-7 nie jest objęty żadną koncesją, ani na rozpoznanie, ani na wydobycie, a jedyną spółką, która złożyła kompletny wniosek o koncesję na wydobycie jest LW Bogdanka" - dodał.
Na złożu Lublin, którego częścią są złoża K6 i K7, kopalnię Jan Karski zamierza wybudować Prairie Mining. Kontrolę nad aktywami Prairie chce przejąć Jastrzębska Spółka Węglowa.
Prezes JSW Daniel Ozon informował, że spółka jest zainteresowana współpracą z Bogdanką przy wspólnej inwestycji w kopalni Jan Karski.
Prezes Bogdanki poinformował, że współpraca kapitałowa z JSW w sprawie tego projektu nie jest rozważana.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ pr/
- 04.02.2019 06:45
Bogdanka zakłada, że dynamika wzrostu kosztów w '19 będzie niższa niż wzrost cen węgla (wywiad)
04.02.2019 06:45Bogdanka zakłada, że dynamika wzrostu kosztów w '19 będzie niższa niż wzrost cen węgla (wywiad)
"Optymistycznie oceniamy perspektywy na 2019 rok. Oczekujemy w tym roku dobrych wyników, lepszych rok do roku. Tak jak zapowiadaliśmy i jak to wynika z podpisanych umów, o których informowaliśmy rynek, ceny węgla Bogdanki w 2019 roku wzrosną kilkanaście procent, jednocześnie wzrośnie produkcja i sprzedaż" - powiedział PAP Biznes prezes Artur Wasil.
Ocenił, że presja kosztowa jest "zauważalna".
"Przewidujemy, że koszty wzrosną, bo są czynniki niezależne od nas: wzrost cen stali, czy materiałów. Będziemy jednak robić wszystko, by ten wzrost kosztów był jak najmniejszy" - powiedział Artur Wasilewski, wiceprezes ds. ekonomiczno-finansowych.
"Zakładamy, że dynamika wzrostu kosztów będzie niższa niż wzrost cen węgla" - dodał.
Bogdanka planuje ograniczyć wpływ wzrostów kosztów na wyniki spółki.
"W przypadku stali, która odpowiada za gros kosztów związanych z drążeniem chodników, zamierzamy opracować nową instrukcję doboru obudowy, by zmniejszyć jej zużycie. Jesteśmy również na etapie finalizowania prac związanych z audytem energetycznym i instalacją systemów predykcyjnych dla zużycia energii w maszynach" - powiedział prezes Wasil.
Wskazał, że jest duża presja na wzrost kosztów pracy po stronie usługodawców, na co spółka nie ma dużego wpływu.
Zarząd Bogdanki podpisał już porozumienie ze związkami zawodowymi w sprawie wynagrodzeń w tym roku. Zakłada ono osiągnięcie średniego wynagrodzenia na poziomie 2018 roku.
"Jednocześnie zaproponowaliśmy załodze kilka rozwiązań pozapłacowych. Przykładem może być sfinansowanie pracownikom pakietów medycznych czy uruchomienie programów emerytalnych. Warto zwrócić uwagę, że na stronę kosztową wpłynie ustawa o PPK. Na tę chwilę nie przewidujemy zmiany systemu wynagrodzeń, idziemy raczej w kierunku jego uproszczenia" - powiedział prezes.
MOŻLIWA AKTUALIZACJA STRATEGII
Spółka nie wyklucza aktualizacji strategii rozwoju, która uwzględniłaby m.in. zmiany w otoczeniu cenowym.
"Rozważamy zaktualizowanie strategii rozwoju, trwają analizy. Rozważamy jej weryfikację m.in. pod kątem kosztów, ale i możliwego do realizacji poziomu produkcji. Przyjęta w 2017 r. strategia zakładała inny poziom cen usług czy materiałów. Decyzję w sprawie ewentualnej aktualizacji strategii chcemy podjąć w najbliższych miesiącach" - powiedział prezes Artur Wasil.
W okresie I - III kwartał 2018 roku koszt własny produkcji sprzedanej w Bogdance wzrósł o 14 proc. rdr. Całkowite koszty rodzajowe wzrosły o 16,1 proc. rdr.
Koszty usług obcych wzrosły w tym okresie o 19,6 proc. rdr, koszty zużycia materiałów i energii o 17,1 proc. rdr, a koszty świadczeń na rzecz pracowników były wyższe o 9 proc. rdr.
Ogólny wzrost kosztów związany z sytuacją rynkową był - jak podawała Bogdanka - jednym z powodów słabszych wyników spółki rdr w 2018 roku.
Szacunkowy skonsolidowany zysk netto Bogdanki w 2018 roku wyniósł 50,8 mln zł, a EBITDA 465,3 mln zł. Szacunkowy zysk operacyjny wyniósł w tym okresie 58,3 mln zł, a przychody 1.756,7 mln zł.
Z szacunków PAP Biznes wynika, że w samym czwartym kwartale strata netto grupy wyniosła 25,2 mln zł, zysk EBITDA 65,9 mln zł, a przychody 421,1 mln zł.
Bogdanka tłumaczyła, że na wyniki 2018 roku wpływ miały też niższe od planowanych wolumeny produkcji i sprzedaży węgla handlowego w IV kwartale, niższy uzysk oraz wykonanie rekordowej ilości robót przygotowawczych.
Ponadto, na wartość EBIT i zysku netto wpływ miał wzrost amortyzacji wynikający z odwrócenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych, ujętego w sprawozdaniu na koniec grudnia 2017 r.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ pr/
- 31.01.2019 15:41
Złagodzenie ograniczeń lokalizacyjnych dla projektów wiatrowych pozytywne dla Polenergii (opinia)
31.01.2019 15:41Złagodzenie ograniczeń lokalizacyjnych dla projektów wiatrowych pozytywne dla Polenergii (opinia)
Wiceminister energii Tomasz Dąbrowski poinformował w czwartek, że resort planuje podjąć działania, które zwiększą udział OZE w zużyciu energii. Poza przeprowadzeniem w tym roku nowych aukcji OZE, przewiduje m.in. zniesienie "zasady 10H", czyli zakazu budowy turbin wiatrowych w odległości mniejszej od dziesięciokrotności ich całkowitej wysokości, przynajmniej dla inwestycji wiatrowych, na które jest zgoda społeczna. O zniesienie tej zasady lub wprowadzenie do niej ustępstw apelowała wcześniej branża wiatrowa.
"Zapowiedź zniesienia zasady 10H dla inwestycji wiatrowych jest pozytywną informacją dla sektora OZE. Bardzo dużo projektów nie mogło zostać zrealizowanych z powodu tego ograniczenia. Myślę, że nie będzie problemu z uzyskaniem zgód ze strony gmin - każdy projekt odnawialny generuje podatki, czyli wpływy dla gmin" - powiedział PAP Biznes Paweł Puchalski, analityk Santander BM.
Wskazał, że wśród giełdowych spółek projekty wiatrowe ma Polenergia.
"Dla Polenergii to jednoznacznie pozytywna informacja. Spółka ma wydewelopowane 200 MW w projektach, które są gotowe do budowy" - powiedział analityk.
Dodał, że wiceminister zapowiedział zwiększenie mocy w tegorocznych aukcjach wiatrowych do 2,5 tys. MW z ok. 1 tys. MW w 2018 roku.
"Dużo więcej projektów się zmieści, co oznacza, że implikowana cena w aukcji może być dużo wyższa, a wysoka cena oznaczałaby wysokie NPV dla projektu" - powiedział Puchalski.
"Po drugie, trzeba pamiętać, że Polenergia miała blisko 1.000 MW w pipeline i jeśli zasada 10H miałaby zostać zniesiona, to możliwe byłyby bądź to odwrócenie odpisów i realizacja tych projektów, bądź też ich sprzedaż" - dodał.
W ocenie analityka zapowiedzi zmian w OZE są negatywne dla spółek wytwórczych, posiadających stare bloki konwencjonalne.
"To jednocześnie, jednoznacznie negatywna informacja dla spółek wytwórczych starego typu (np. PGE, Enei, czy Tauronu), gdyż im więcej mocy z energii odnawialnej, tym bardziej krzywa przesuwa się niekorzystnie dla starych bloków, bo są wypychane poza merit order i implikowana cena energii elektrycznej się obniża" - powiedział Puchalski.
W projekcie Krajowego planu na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030 Ministerstwo Energii wskazało, że w 2020 r. udział OZE w zużyciu energii finalnej brutto wyniesie ok. 13,8 proc. Tymczasem cel dla Polski wynikający z dyrektywy OZE wynosi 15 proc.
Wiceminister energii Tomasz Dąbrowski poinformował w czwartek w Sejmie, że resort energii planuje podjąć działania, które zwiększą udział OZE w zużyciu energii.
Poinformował, że przewidywane są w tym roku nowe aukcje OZE, a dostępny wolumen energii oferowanej pozwoli na powstanie nawet 2,5 tys. MW nowych mocy w wietrze na lądzie i ok. 700 MW nowych mocy w fotowoltaice.
Resort przewiduje też odblokowanie zasady 10H, przynajmniej w przypadku inwestycji wiatrowych, które są możliwe do realizacji w gminach, gdzie jest zgoda społeczna oraz kontynuowanie i popularyzowanie programu prosumenckiego, poszerzonego o sektor małych i średnich przedsiębiorstw.
Resort rozważa również wprowadzenia systemu gwarancji bankowych dla wsparcia inwestycji w technologiach OZE osiągających rynkowy poziom cen +grid parity+. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 31.01.2019 13:14
ENEA SA (3/2019) Terminy przekazywania raportów okresowych w 2019 roku
31.01.2019 13:14ENEA SA (3/2019) Terminy przekazywania raportów okresowych w 2019 roku
Zarząd ENEA S.A. (Emitent) działając zgodnie z § 80 ust. 1 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych [...] (dalej: "Rozporządzenie"), podaje terminy przekazywania do publicznej wiadomości raportów okresowych w 2019 roku.
Skonsolidowane rozszerzone raporty kwartalne, zawierające jednostkowe kwartalne sprawozdania finansowe:
QSr za I kwartał 2019 r. - 23 maja 2019 r.
QSr za III kwartał 2019 r. - 21 listopada 2019 r.
Skonsolidowany rozszerzony raport półroczny, zawierający skrócone jednostkowe półroczne sprawozdanie finansowe:
PSr za I półrocze 2019 r. - 30 sierpnia 2019 r.
Raport roczny:
R - raport jednostkowy roczny za 2018 r. - 21 marca 2019 r.
RS - raport skonsolidowany roczny za 2018 r. - 21 marca 2019 r.
Jednocześnie Emitent oświadcza o zamiarze kontynuacji przekazywania rozszerzonych skonsolidowanych raportów kwartalnych zawierających skrócone kwartalne sprawozdanie finansowe, o którym mowa w § 62 ust. 1 Rozporządzenia oraz rozszerzonego skonsolidowanego raportu półrocznego zawierającego skrócone półroczne sprawozdanie finansowe, o którym mowa w § 62 ust. 3 Rozporządzenia.
Emitent informuje, że działając odpowiednio zgodnie z § 79 ust. 2 Rozporządzenia, Spółka nie będzie przekazywała rozszerzonych skonsolidowanych raportów kwartalnych (QSr) za IV kwartał 2018 roku oraz II kwartał 2019 roku.
Ponadto Emitent informuje, iż skonsolidowane sprawozdanie z płatności na rzecz administracji publicznej, o którym mowa w §61 ust. 4 Rozporządzenia zostanie przekazane wraz ze skonsolidowanym raportem rocznym tj. w dniu 21 marca 2019 r.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.01.2019 09:26
Bogdanka pokazała bardzo słabe wyniki za IV kw.; kurs mocno spada (opinia, aktl.)
21.01.2019 09:26Bogdanka pokazała bardzo słabe wyniki za IV kw.; kurs mocno spada (opinia, aktl.)
O godz. 9.20 akcje Bogdanki tanieją 4,8 proc. do 53,8 zł.
ŁUKASZ PROKOPIUK, ANALITYK DM BOŚ:
"Wyniki za czwarty kwartał są bardzo słabe, dużo słabsze niż się spodziewaliśmy. Z danych o wydobyciu wynika, że w czwartym kwartale produkcja wyniosła 2,19 mln ton, a sprzedaż była jeszcze niższa, na poziomie 2,15 mln ton. My oczekiwaliśmy 2,4 mln ton produkcji i sprzedaży. To oczywiście główny powód słabych wyników.
Spółka wspomniała też o kosztownych pracach przygotowawczych. To też mogło mieć negatywny wpływ na wyniki.
Gdyby były jakieś zdarzenia jednorazowe, to spółka by je wymieniła.
Uderzający dla nas jest fakt, że to już kolejny kwartał w ostatnim czasie z bardzo słabymi warunkami geologicznymi. Z tego musi wynikać niska produkcja. W 2018 r. to był drugi bardzo słaby kwartał. Czwarty kwartał 2017 r. też był słaby z tego powodu. Spółka ma naprawdę złą serię z powodu tych warunków, trzy z ostatnich pięciu kwartałów były słabe"
ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA SECURITIES:
"Wyniki Bogdanki są złe. Spodziewałem się, że będą słabe. To efekt trochę za niskiej produkcji i sprzedaży, a na to się nakładają wysokie koszty.
Z wyliczeń wynika, że w czwartym kwartale spółka miała stratę. Myślę, że rynek się tego nie spodziewał. Konsensus na 2018 rok był znacznie wyżej, o 20 proc. To duże negatywne rozczarowanie. Pod znakiem zapytania stoją prognozy rynkowe na 2019 rok. Ja ostatnio mocno je obciąłem, bo spodziewam się wyższych kosztów. Pytanie, jak będzie się układać geologia w kolejnych kwartałach.
Słabe wyniki w czwartym kwartale to pokłosie słabego wydobycia i uzysków z pierwszego kwartału. To się ciągnęło aż do teraz. Pytanie, kiedy sytuacja się poprawi. To będzie mozolna próba odbudowy produkcji przez kolejne kwartały"
****************
Bogdanka szacuje, że wypracowała w 2018 roku 50,8 mln zł skonsolidowanego zysku netto i 465,3 mln zł EBITDA. Szacunkowy zysk operacyjny wyniósł w tym okresie 58,3 mln zł, a przychody 1.756,7 mln zł.
Z szacunków PAP Biznes wynika, że w samym czwartym kwartale strata netto grupy wyniosła 25,2 mln zł, zysk EBITDA 65,9 mln zł, a przychody 421,1 mln zł.
Produkcja węgla handlowego w spółce w 2018 roku wyniosła 9,01 mln ton, a sprzedaż 8,94 mln ton.
Spółka podała, że na wyniki finansowe w całym 2018 r. wpływ miały wyniki finansowe czwartego kwartału 2018 r. związane z osiągnięciem niższej od planowanej produkcji i sprzedaży węgla handlowego, wyższa o ok. 1 mln ton produkcja brutto przy zbliżonej rdr produkcji węgla handlowego (niższy uzysk 60,5 proc. wobec 64,7 proc. w 2017 r.), wykonanie rekordowej ilości robót przygotowawczych (37 km wobec 30,7 km w 2017 r.) związanych z planowanym zwiększeniem poziomu produkcji w kolejnych latach, zgodnie z obowiązującą strategią spółki oraz ogólny wzrost kosztów związany z sytuacją rynkową (m.in. wzrost kosztów pracy, usług obcych, zużycia materiałów).
Ponadto, na wartość EBIT i zysku netto wpływ miał wzrost amortyzacji wynikający z odwrócenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych, ujętego w sprawozdaniu na koniec grudnia 2017 r.(PAP Biznes)
gty/ pel/ gor/
- 21.01.2019 09:11
Bogdanka pokazała stratę za IV kw., co zaskoczyło rynek negatywnie; kurs mocno spada (opinia)
21.01.2019 09:11Bogdanka pokazała stratę za IV kw., co zaskoczyło rynek negatywnie; kurs mocno spada (opinia)
O godz. 9.10 akcje Bogdanki tanieją 5,3 proc. do 53,5 zł.
ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA SECURITIES:
"Wyniki Bogdanki są złe. Spodziewałem się, że będą słabe. To efekt trochę za niskiej produkcji i sprzedaży, a na to się nakładają wysokie koszty.
Z wyliczeń wynika, że w czwartym kwartale spółka miała stratę. Myślę, że rynek się tego nie spodziewał. Konsensus na 2018 rok był znacznie wyżej, o 20 proc. To duże negatywne rozczarowanie. Pod znakiem zapytania stoją prognozy rynkowe na 2019 rok. Ja ostatnio mocno je obciąłem, bo spodziewam się wyższych kosztów. Pytanie, jak będzie się układać geologia w kolejnych kwartałach.
Słabe wyniki w czwartym kwartale to pokłosie słabego wydobycia i uzysków z pierwszego kwartału. To się ciągnęło aż do teraz. Pytanie, kiedy sytuacja się poprawi. To będzie mozolna próba odbudowy produkcji przez kolejne kwartały"
****************
Bogdanka szacuje, że wypracowała w 2018 roku 50,8 mln zł skonsolidowanego zysku netto i 465,3 mln zł EBITDA. Szacunkowy zysk operacyjny wyniósł w tym okresie 58,3 mln zł, a przychody 1.756,7 mln zł.
Z szacunków PAP Biznes wynika, że w samym czwartym kwartale strata netto grupy wyniosła 25,2 mln zł, zysk EBITDA 65,9 mln zł, a przychody 421,1 mln zł.
Produkcja węgla handlowego w spółce w 2018 roku wyniosła 9,01 mln ton, a sprzedaż 8,94 mln ton.
Spółka podała, że na wyniki finansowe w całym 2018 r. wpływ miały wyniki finansowe czwartego kwartału 2018 r. związane z osiągnięciem niższej od planowanej produkcji i sprzedaży węgla handlowego, wyższa o ok. 1 mln ton produkcja brutto przy zbliżonej rdr produkcji węgla handlowego (niższy uzysk 60,5 proc. wobec 64,7 proc. w 2017 r.), wykonanie rekordowej ilości robót przygotowawczych (37 km wobec 30,7 km w 2017 r.) związanych z planowanym zwiększeniem poziomu produkcji w kolejnych latach, zgodnie z obowiązującą strategią spółki oraz ogólny wzrost kosztów związany z sytuacją rynkową (m.in. wzrost kosztów pracy, usług obcych, zużycia materiałów).
Ponadto, na wartość EBIT i zysku netto wpływ miał wzrost amortyzacji wynikający z odwrócenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych, ujętego w sprawozdaniu na koniec grudnia 2017 r.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 18.01.2019 18:54
ENEA SA (2/2019) Informacja nt. analiz dotyczących wpływu wstępnych wyników finansowych obszaru Wydobycie na sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej ENEA
18.01.2019 18:54ENEA SA (2/2019) Informacja nt. analiz dotyczących wpływu wstępnych wyników finansowych obszaru Wydobycie na sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej ENEA
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") informuje, iż w związku z przekazaniem w raporcie bieżącym nr 2/2019 z 18 stycznia 2019 roku do publicznej wiadomości przez spółkę zależną LW "Bogdanka" S.A. ("LWB") informacji nt. wstępnych wyników finansowych za 2018 rok, Spółka przystąpiła w ww. dacie do analizy wpływu powyższych informacji, dotyczących obszaru Wydobycie na sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej ENEA. O zakończeniu analiz i jej efektach Emitent poinformuje niezwłocznie w trybie odrębnego raportu bieżącego.
Emitent przypomina przy tym, iż szczegółowe informacje i wyjaśnienia dotyczące wstępnych wyników finansowych obszaru Wydobycie za 2018 rok zostały przekazane do publicznej wiadomości przez LWB w raporcie bieżącym nr 2/2019 z 18 stycznia 2019 roku.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 18.01.2019 18:35
Bogdanka szacuje zysk netto grupy w '18 na 50,8 mln zł, a EBITDA na 465,3 mln zł (opis2)
18.01.2019 18:35Bogdanka szacuje zysk netto grupy w '18 na 50,8 mln zł, a EBITDA na 465,3 mln zł (opis2)
Z szacunków PAP Biznes wynika, że w samym czwartym kwartale strata netto grupy wyniosła 25,2 mln zł, zysk EBITDA 65,9 mln zł, a przychody 421,1 mln zł.
Produkcja węgla handlowego w spółce w 2018 roku wyniosła 9,01 mln ton, a sprzedaż 8,94 mln ton.
Na poziomie jednostkowym szacunkowe przychody Bogdanki za 2018 rok wyniosły 1.754,9 mln zł, EBITDA 451,7 mln zł, EBIT 53,5 mln zł, a zysk netto 48,6 mln zł.
Spółka podała, że na wyniki finansowe w całym 2018 r. wpływ miały wyniki finansowe czwartego kwartału 2018 r. związane z osiągnięciem niższej od planowanej produkcji i sprzedaży węgla handlowego, wyższa o ok. 1 mln ton produkcja brutto przy zbliżonej rdr produkcji węgla handlowego (niższy uzysk 60,5 proc. wobec 64,7 proc. w 2017 r.), wykonanie rekordowej ilości robót przygotowawczych (37 km wobec 30,7 km w 2017 r.) związanych z planowanym zwiększeniem poziomu produkcji w kolejnych latach, zgodnie z obowiązującą strategią spółki oraz ogólny wzrost kosztów związany z sytuacją rynkową (m.in. wzrost kosztów pracy, usług obcych, zużycia materiałów).
Ponadto, na wartość EBIT i zysku netto wpływ miał wzrost amortyzacji wynikający z odwrócenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych, ujętego w sprawozdaniu na koniec grudnia 2017 r.
"Zarząd uznaje powyższą informację za istotną z uwagi na odmienny poziom wyników w roku 2018 w stosunku do uzyskanych w latach poprzednich" - napisano.
Poniżej przedstawiamy skonsolidowane wyniki Bogdanki za IV kw. 2018 r. (wg wyliczeń PAP Biznes)
(mln zł) 4Q2018 4Q2017 zmiana % YTD 2018 YTD 2017 zmiana % Przychody 421,1 473,2 -11 1 756,70 1 780,30 -1,3 EBITDA 65,9 256,4 -74,3 465,3 708,9 -34,4 EBIT -34,3 655,4 - 58,3 847,3 -93,1 wynik netto -25,2 524,3 - 50,8 667,9 -92,4 (PAP Biznes)
pel/ gty/ ana/ gor/
- 18.01.2019 17:23
Bogdanka szacuje zysk netto grupy w '18 na 50,8 mln zł, a EBITDA na 465,3 mln zł (opis)
18.01.2019 17:23Bogdanka szacuje zysk netto grupy w '18 na 50,8 mln zł, a EBITDA na 465,3 mln zł (opis)
Z szacunków PAP Biznes wynika, że w samym czwartym kwartale strata netto grupy wyniosła 25,2 mln zł, zysk EBITDA 65,9 mln zł, a przychody 421,1 mln zł.
Produkcja węgla handlowego w spółce w 2018 roku wyniosła 9,01 mln ton, a sprzedaż 8,94 mln ton.
Na poziomie jednostkowym szacunkowe przychody Bogdanki za 2018 rok wyniosły 1.754,9 mln zł, EBITDA 451,7 mln zł, EBIT 53,5 mln zł, a zysk netto 48,6 mln zł.
Spółka podała, że na wyniki finansowe w całym 2018 r. wpływ miały wyniki finansowe czwartego kwartału 2018 r. związane z osiągnięciem niższej od planowanej produkcji i sprzedaży węgla handlowego, wyższa o ok. 1 mln ton produkcja brutto przy zbliżonej rdr produkcji węgla handlowego (niższy uzysk 60,5 proc. wobec 64,7 proc. w 2017 r.), wykonanie rekordowej ilości robót przygotowawczych (37 km wobec 30,7 km w 2017 r.) związanych z planowanym zwiększeniem poziomu produkcji w kolejnych latach, zgodnie z obowiązującą strategią spółki oraz ogólny wzrost kosztów związany z sytuacją rynkową (m.in. wzrost kosztów pracy, usług obcych, zużycia materiałów).
Ponadto, na wartość EBIT i zysku netto wpływ miał wzrost amortyzacji wynikający z odwrócenia odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych, ujętego w sprawozdaniu na koniec grudnia 2017 r.
"Zarząd uznaje powyższą informację za istotną z uwagi na odmienny poziom wyników w roku 2018 w stosunku do uzyskanych w latach poprzednich" - napisano.(PAP Biznes)
pel/ ana/ gor/
- 17.01.2019 13:46
Projekt Ostrołęka C nie zakłada zaangażowania JSW – Enea
17.01.2019 13:46Projekt Ostrołęka C nie zakłada zaangażowania JSW – Enea
"W związku z pojawiającymi się informacjami medialnymi, Enea jako podmiot zaangażowany w projekt Elektrownia Ostrołęka C informuje, że na żadnym z etapów rozmów i planowania dotyczącego finansowania budowy nowoczesnego bloku energetycznego o mocy 1000 MW nie brano pod uwagę zaangażowania środków Jastrzębskiej Spółki Węglowej” - napisano w komunikacie Enei.
"Udział JSW i środków pochodzących z JSW, a także Funduszu Stabilizacyjnego Jastrzębskiej Spółki Węglowej nie są również brane pod uwagę przy obecnym uzgadnianiu formy, harmonogramu oraz warunków zaangażowania finansowego inwestora finansowego oraz innych inwestorów" - podała spółka.
W ubiegłym tygodniu także Energa informowała, że na tym etapie precyzowania szczegółów, w strukturze finansowania inwestycji Elektrowni Ostrołęka C są zaangażowane różne podmioty, ale w modelu finansowania nie było i nie jest rozważane zaangażowanie w jakikolwiek sposób Funduszu Stabilizacyjnego Jastrzębskiej Spółki Węglowej.
Media podawały wcześniej, że Ministerstwo Energii ma planować użycie środków z Funduszu Stabilizacyjnego JSW do sfinansowania budowy bloku Ostrołęka C. Zarówno minister energii Krzysztof Tchórzewski, jak i przewodnicząca rady nadzorczej JSW Halina Buk, stanowczo zdementowali te informacje. Tym zapewnieniom nie wierzą związkowcy JSW.
Na poniedziałek zaplanowano pikietę organizacji związkowych JSW przed siedzibą ME w Warszawie. Związki żądają przeniesienia nadzoru właścicielskiego nad JSW z Ministerstwa Energii bezpośrednio pod premiera, odwołania członków rady nadzorczej nominowanych przez ministra energii oraz przywrócenia odwołanych ostatnio członków zarządu Artura Dyczko i Jolanty Gruszki.
Budowa elektrowni o mocy 1000 MW jest wspólnym przedsięwzięciem Enei i Energi jest realizowane przez spółkę celową Elektrownia Ostrołęka. Generalnym wykonawcą inwestycji jest konsorcjum spółek GE Power i Alstom Power Systems. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 09.01.2019 15:57
Fundusz Stabilizacyjny JSW nie może inwestować w energetykę - Tchórzewski, ME
09.01.2019 15:57Fundusz Stabilizacyjny JSW nie może inwestować w energetykę - Tchórzewski, ME
"Odnosząc się do pojawiających się w mediach informacji o potencjalnym zaangażowaniu JSW w projekt budowy bloku energetycznego Ostrołęka C zwracam uwagę, że jest to niemożliwe" - powiedział Tchórzewski.
Jak dodał minister, "Rada Nadzorcza JSW zatwierdziła politykę inwestowania środków zaalokowanych w Funduszu JSW Stabilizacyjnym FIZ, która nie przewiduje możliwości inwestowania w instrumenty udziałowe i pożyczki".
"Wyklucza to zaangażowanie Funduszu w inwestycje energetyczne" - zaznaczył Tchórzewski. Podkreślił, że "środki JSW są lokowane w bezpieczne papiery wartościowe i docelowo mają zapewnić płynność spółki".
Jak napisał w środę "Dziennik Gazeta Prawna", ministerstwo energii ma planować użycie 1,5 mld zł z Funduszu Stabilizacyjnego JSW do sfinansowania budowy bloku Ostrołęka C.
Związki z Jastrzębskiej Spółki Węglowej ogłosiły w środę akcję protestacyjną. Według nich, w czwartek spodziewane jest odwołanie prezesa spółki Daniela Ozona. Związki sprzeciwiają się ewentualnemu "wyprowadzeniu", po odwołaniu obecnego prezesa JSW, wypracowanych przez spółkę środków na inne inwestycje rządowe.
"Po ciężkich, wspólnych działaniach organizacji związkowych i zarządu JSW ta spółka wychodzi na prostą. (.) Główną chyba przyczyną tej decyzji, która ma zapaść jutro, są pieniądze. (.) Jeżeli politycznie jest tak, że właściciel nie jest w stanie wymóc na zarządzie JSW zgód, aby spółka ta finansowała pewne zakupy, które mijają się z celem, jeśli chodzi o działalność tej spółki - i z tej przyczyny odwołuje się prezesa, to to jest kompletnie niezrozumiałe" - mówił w środę na konferencji prasowej lider śląsko-dąbrowskiej Solidarności Dominik Kolorz.
Wojciech Krzyczkowski (PAP)
wkr/ asa/
- 08.01.2019 09:00
Potencjalne zaangażowanie PGE w projekt w Ostrołęce negatywne dla spółki (opinia)
08.01.2019 09:00Potencjalne zaangażowanie PGE w projekt w Ostrołęce negatywne dla spółki (opinia)
PGE, w odpowiedzi na zaproszenie Energi i Enei, rozpoczęła rozmowy mogące skutkować zaangażowaniem grupy w projekt budowy bloku o mocy 1.000 MW w Ostrołęce, który realizowany jest obecnie przez Energę i Eneę.
"To negatywne dla PGE. Pytanie o szczegóły finansowania, czy PGE zaangażuje się kapitałowo i w jakiej skali" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.
"Potencjalny udział w projekcie PGE zwiększy liczbę jego uczestników, co z kolei trochę pomaga Enei i Enerdze" - dodał.
29 grudnia Elektrownia Ostrołęka, w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa, wydała polecenie rozpoczęcia prac (NTP) dla budowy bloku energetycznego Ostrołęka C. Polecenie otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems, które w lipcu zostało wybrane na generalnego wykonawcę tej inwestycji. Wartość kontraktu wynosi 6,023 mld zł brutto.
Energa i Enea podały wtedy, że deklarują zaangażowanie finansowe dla realizacji etapu budowy w wysokości: Enea 1 mld zł, a Energa nie mniej niż 1 mld zł. Inni inwestorzy, według komunikatu z grudnia, wezmą udział w finansowaniu w pozostałym zakresie koniecznym do pokrycia nakładów finansowych projektu według modelu finansowego, który zostanie ostatecznie uzgodniony przez strony. Jak wówczas podano, harmonogram oraz warunki zaangażowania finansowego poszczególnych podmiotów w projekt mają zostać uzgodnione do 28 stycznia 2019 roku.
Przewiduje się, że pierwsza synchronizacja nowego bloku nastąpi w 2023 roku.
Elektrownia Ostrołęka zapewniła sobie w aukcji na rynku mocy na 2023 rok wsparcie finansowe w wyniku zawarcia warunkowej umowy mocowej na okres 15 lat na moc w wysokości 852,603 MW.
"Środki z rynku mocy na pewno pomagają projektowi. Kwestią problematyczną jest stosunkowo wysoki CAPEX i potencjalna możliwość opóźnień, patrząc na wcześniejsze realizacje, co mogłoby skutkować karami albo oddaniem obowiązku mocowego. O opłacalności projektu decydować będą też koszty węgla" - powiedział Maj z Ipopema Securities.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 07.01.2019 19:09
ENEA SA (1/2019) Rozpoczęcie rozmów na temat potencjalnej współpracy w projekcie budowy Elektrowni Ostrołęka C
07.01.2019 19:09ENEA SA (1/2019) Rozpoczęcie rozmów na temat potencjalnej współpracy w projekcie budowy Elektrowni Ostrołęka C
Zarząd ENEA S.A. ("Emitent") informuje, że 7 stycznia 2019 roku Emitent oraz spółki Energa S.A. ("Energa") i PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") rozpoczęły rozmowy mogące skutkować zaangażowaniem PGE w projekt budowy Elektrowni Ostrołęka C, który realizowany jest obecnie przez Emitenta i Energa.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 07.01.2019 18:13
PGE rozpoczęła rozmowy ws. potencjalnego zaangażowania w projekt w Ostrołęce (opis)
07.01.2019 18:13PGE rozpoczęła rozmowy ws. potencjalnego zaangażowania w projekt w Ostrołęce (opis)
29 grudnia Elektrownia Ostrołęka, w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa, wydała polecenie rozpoczęcia prac (NTP) dla budowy bloku energetycznego Ostrołęka C. Polecenie otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems, które w lipcu zostało wybrane na generalnego wykonawcę tej inwestycji.
Energa i Enea podały wtedy, że deklarują zaangażowanie finansowe dla realizacji etapu budowy w wysokości: Enea 1 mld zł, a Energa nie mniej niż 1 mld zł. Inni inwestorzy, według komunikatu z grudnia, wezmą udział w finansowaniu w pozostałym zakresie koniecznym do pokrycia nakładów finansowych projektu według modelu finansowego, który zostanie ostatecznie uzgodniony przez strony. Jak wówczas podano, harmonogram oraz warunki zaangażowania finansowego poszczególnych podmiotów w projekt mają zostać uzgodnione do 28 stycznia 2019 roku.
We wrześniu 2018 roku 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. FIZAN Energia to fundusz zarządzany przez TFI Energia, którego jedynym akcjonariuszem jest PGE. Maciej Szczepaniuk, rzecznik PGE, informował wówczas, że grupa PGE nie jest inwestorem w FIZAN Energia. (PAP Biznes)
sar/ ana/
- 07.01.2019 17:46
PGE rozpoczęła rozmowy ws. potencjalnego zaangażowania w projekt w Ostrołęce
07.01.2019 17:46PGE rozpoczęła rozmowy ws. potencjalnego zaangażowania w projekt w Ostrołęce
29 grudnia Elektrownia Ostrołęka, w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa, wydała polecenie rozpoczęcia prac dla budowy bloku energetycznego Ostrołęka C. Polecenie otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems, które w lipcu zostało wybrane na generalnego wykonawcę tej inwestycji. (PAP Biznes)
sar/ ana/
- 07.01.2019 12:11
PGE, Enea, Tauron są wśród wytwórców z największą ekspozycją na wzrost CO2 - Fitch
07.01.2019 12:11PGE, Enea, Tauron są wśród wytwórców z największą ekspozycją na wzrost CO2 - Fitch
W czwartym kwartale 2018 roku cena uprawnień do emisji CO2 w UE wzrosła do około 20 euro za tonę wobec średnio 6 euro/t w latach 2012-17.
"Wyższa cena CO2 tworzy dodatkowe koszty dla wytwarzania konwencjonalnego, z największym wpływem na węgiel brunatny, kamienny i gaz. Wyższe koszty wytwarzania odzwierciedlane są jednak w hurtowych cenach energii i nie doprowadziły do istotnej presji na wyniki. W przypadku spółek stosujących hedging długoterminowy, wpływ na wyniki jest opóźniony do czasu wygaśnięcia zabezpieczeń" - napisano w raporcie.
Eksperci Fitch wskazali, że wyższe ceny CO2 zwiększają konkurencyjność elektrowni gazowych, jądrowych i źródeł OZE.
Fitch podał w raporcie, że największą ekspozycję na wyższe ceny CO2 mają Niemcy, Polska i Estonia. Spółki wytwórcze z największą ekspozycją to polskie PGE, Enea, Tauron, niemiecki RWE, czeski CEZ i bułgarski BEH.
Autorzy raportu wskazali, że wyższe hurtowe ceny energii przełożą się na wzrost cen detalicznych energii, co - zwłaszcza w mniej rozwiniętych gospodarkach unijnych - może stać się problemem społecznym.
W Polsce 1 stycznia weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw. Zakłada ona ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu. Ustawa zakłada m.in. obniżkę akcyzy na prąd z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh, obniżkę opłaty przejściowej o 95 proc., a także przewiduje rekompensaty dla firm obrotu energią elektryczną. Na ten cel zaplanowano 4 mld zł, które będą wypłacone na wniosek spółek przez specjalnie powołany Fundusz Wypłaty Różnicy Cen.
"Ustanowienie funduszu powinno utrzymać w 2019 r. wyniki spółek w segmentach obrotu, ale jest niepewność co do 2020 roku i lat kolejnych, jeśli chodzi o kontynuację lub zawieszenie rekompensat" - napisano w raporcie Fitch.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 02.01.2019 16:29
URE oczekuje nowych wniosków taryfowych, jest zaniepokojone zamrożeniem opłat dystrybucyjnych
02.01.2019 16:29URE oczekuje nowych wniosków taryfowych, jest zaniepokojone zamrożeniem opłat dystrybucyjnych
"W związku z wejściem w życie ustawy z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw regulator oczekuje, że przedsiębiorstwa energetyczne przedłożą wnioski taryfowe spełniające wymogi nowych regulacji prawnych" - napisano w komunikacie prasowym URE.
Kilka dni temu prezydent podpisał ustawę o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw. Zakłada on ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu.
Ustawa zakłada m.in. obniżkę akcyzy na prąd z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh, obniżkę opłaty przejściowej o 95 proc., a także przewiduje rekompensaty dla firm obrotu energią elektryczną, na co przeznaczono 4 mld zł.
URE podał w komunikacie, że "szczególny niepokój budzi +zamrożenie+ opłat dystrybucyjnych w kontekście konieczności realizacji szeregu prowadzonych przez przedsiębiorstwa sieciowe inwestycji mających na celu w szczególności zapewnienie ciągłości dostaw energii elektrycznej odbiorcom".
Jednocześnie regulator z dużym zaniepokojeniem przyjmuje uszczuplenie kompetencji organu regulacyjnego w zakresie ustalania cen i stawek opłat dla odbiorców w gospodarstwach domowych, co pozwalało równoważyć interesy odbiorców i przedsiębiorstw energetycznych.
"W wyniku dotychczasowych rozważnych działań regulatora i dzięki starannie prowadzonym postępowaniom taryfowym przez ostatnie lata rachunki za energię dla odbiorców w gospodarstwach domowych pozostawały na niemal niezmienionym poziomie, a zarazem przyjęty w taryfach zatwierdzanych przez Prezesa URE poziom kosztów uzasadnionych umożliwiał przedsiębiorstwom prowadzenie inwestycji niezbędnych dla zachowania bezpieczeństwa energetycznego" - napisano w komunikacie.
Urząd wskazał, że po wejściu w życie zapisów ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, ustawowe uprawnienia regulatora wynikające z prawa energetycznego polegające na ustalaniu taryf dla energii elektrycznej, w 2019 r. zostały w praktyce znacznie ograniczone. (PAP Biznes)
pr/ asa/
- 30.12.2018 12:24
Prezydent podpisał nowelę m.in. obniżającą akcyzę na energię elektryczną
30.12.2018 12:24Prezydent podpisał nowelę m.in. obniżającą akcyzę na energię elektryczną
Sejm uchwalił nowelizację w piątek, a Senat poparł ją bez poprawek w nocy z piątku na sobotę.
"Pan prezydent wielokrotnie podkreślał, że każda ustawa, która jest ustawą prospołeczną, która służy Polakom, będzie przez niego podpisana. I tak też jest w tej sytuacji. Pan prezydent podpisał ustawę, o której tutaj rozmawiamy.(...) Jak rozumiem, będzie ona w poniedziałek pewnie ogłoszona w Dzienniku Ustaw. I wchodzi od 1 stycznia 2019 w życie. My się cieszymy, że tym ważnym problemem rząd się zajął" - powiedział w Spychalski w Polsat News, informując, że prezydent podpisał nowelizację w sobotę wieczorem.
Jak mówił, "oczywiście zawsze można powiedzieć", że za późno rząd się tym zajął i że parlament mógł nad tym dłużej pracować. "Ale to już jest wola parlamentu, że te prace wyglądały, tak, jak wyglądały. Natomiast cieszymy się z tego, że te rozwiązania zostały przygotowane, że zostały do pana prezydenta przesłane. Stąd decyzja pana prezydenta o podpisaniu tej ustawy" - powiedział Spychalski.
Przypomniał, że prezydent konsultował kwestię cen prądu jeszcze przed świętami Bożego Narodzenia, gdy spotkał się w tej sprawie z ministrem energii Krzysztofem Tchórzewskim.
"Panu prezydentowi były przedstawiane różne warianty rozwiązania tego narastającego problemu" - dodał.
Na uwagę, że spotkanie prezydenta z ministrem Tchórzewskim odbyło się przed tym nim rząd złożył w Sejmie, w czwartek, autopoprawkę do projektu zmian m.in. w ustawie o podatku akcyzowym, rzecznik prezydenta odpowiedział: "Tak, zgadza się. Pan prezydent otrzymał wtedy różne propozycje rozwiązań. Była rozmowa. Pan prezydent był na bieżąco konsultowany, jeżeli chodzi o rozwiązania, które przygotowywał rząd". "Tutaj mieliśmy pełną wiedzę na ten temat, co się będzie działo. I stąd taka decyzja pana prezydenta, żeby tę ustawę podpisać. Ona została podpisana wczoraj wieczorem" - powiedział Spychalski.
Zaznaczył też, że w rozmowach prezydenta z ministrem Tchórzewskim i z premierem Mateuszem Morawieckim, uzgodniono, że "będą się odbywały cykliczne spotkania, rozmowy na temat tego, jak te zmiany będę funkcjonowały w przyszłym roku". "I jaki jest pomysł na dalsza politykę" - dodał.
Zgodnie z nowelizacją zmniejszona zostaje akcyza na energię elektryczną z 20 do 5 zł za MWh, obniżona zostaje też o 95 proc. opłata przejściowa, płacona co miesiąc przez odbiorców energii elektrycznej w rachunkach. Opłaty przesyłowe i dystrybucyjne, płacone przez odbiorców zostają zamrożone na poziomie z 31 grudnia 2018 r.
Z kolei ceny energii w 2019 r. zostają ustalone na poziomie taryf i cenników sprzedawców obowiązujących 30 czerwca 2018 r. Umowy na dostawy w 2019 r., o ile zakładają wzrost cen w stosunku do poprzedniej umowy danego podmiotu, do 1 kwietnia 2019 r. będą musiały być skorygowane do poziomu z połowy 2018 r. z mocą od 1 stycznia 2019 r.
W pierwotnym projekcie nowelizacji rząd zakładał obniżkę akcyzy i opłaty przejściowej, w autopoprawce pojawiły się dalej idące rozwiązania.
Sprzedawcy, którzy w 2019 r. kupią energię na rynku drożej, niż ustalona cena sprzedaży będą otrzymywać bezpośredni zwrot utraconego przychodu z tworzonego przez nowelizację Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny. Sposób zwrotu określi minister energii w rozporządzeniu, używając średnioważonej ceny rynkowej energii.
Na spadku akcyzy w 2019 r. odbiorcy mają zaoszczędzić 1,85 mld zł, na spadku opłaty przejściowej - 2,24 mld zł, na wypłatę różnicy cen zarezerwowano 4 mld zł. Według rządu, wszystkie te działania powinny pokryć w całości ewentualny wzrost rynkowych cen energii rzędu 60-100 zł/MWh.
Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny ma zostać zasilony 80 proc. pieniędzy ze sprzedaży przez rząd w 2019 r. dodatkowych 55,8 mln uprawnień do emisji CO2. 1 mld zł z tego tytułu ma trafić do krajowego systemu zielonych inwestycji. Ma on dofinansowywać projekty nowych niskoemisyjnych źródeł energii, modernizacje zmniejszające jednostkowy wskaźnik emisyjności lub inwestycję w infrastrukture? dystrybucyjna?.
W uzasadnieniu rządu napisano, że cenniki i taryfy na 2019 były "nieakceptowalne ze społecznego punktu widzenia". Nowelizacja ma wejść w życie 1 stycznia 2019 r.
Według Marcina Kierwińskiego (PO-KO) uchwalona przez parlament i podpisana przez prezydenta nowelizacja zawiera tymczasowe rozwiązania. "Zagłosowaliśmy za nią, ponieważ nie chcemy, aby nieudolność rządów PiS-u, obciążała Polaków. Natomiast to rozwiązanie jest rozwiązaniem czasowym, nie rozwiązującym problemu" - powiedział Kierwiński w niedzielę w Polsat News.
Z kolei szef Komitetu Stałego Rady Ministrów Jacek Sasin (PiS) podkreślał znaczenie tych rozwiązań dla Polaków. "Na rok 2020 trzeba będzie oczywiście stworzyć pewien mechanizm finansowy dodatkowy, ponieważ te pieniądze - te 4 mld zł, o których mówimy ze sprzedaży certyfikatów, będą wykorzystane w tym roku (2019 - PAP). W roku następnym musi być stworzona kolejna podstawa finansowa. Ale mechanizmy zapisane w tej ustawie będą dalej obowiązywać" - powiedział. (PAP)
aop/ mok/ pr/
- 29.12.2018 20:55
Zarząd Elektrowni Ostrołęka wydał polecenie rozpoczęcia budowy bloku o mocy 1000 MW (opis)
29.12.2018 20:55Zarząd Elektrowni Ostrołęka wydał polecenie rozpoczęcia budowy bloku o mocy 1000 MW (opis)
Polecenie rozpoczęcia prac otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems.
Wcześniej uchwałę o wyrażeniu zgody na wydaniu NTP uchwaliło nadzwyczajne zgromadzenie wspólników Elektrowni Ostrołęka. Wspólnikami Elektrowni Ostrołęka są Energa i Enea, którzy mają po 50 proc. udziałów.
Wartość inwestycji szacowana jest na około 6 mld zł brutto. Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku nastąpi w ciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac. W połowie października na placu budowy elektrowni rozpoczęły się prace przygotowawcze.
Jednocześnie Enea, Energa i Elektrownia Ostrołęka podpisały porozumienie dotyczące realizacji projektu budowy nowego bloku energetycznego Ostrołęka C.
Obie spółki poinformowały przy tym, że w związku z uzyskaniem przez Elektrownię Ostrołęka korzystnego wyniku w aukcji rynku mocy oraz wsparcia finansowego w wyniku zawarcia warunkowej umowy mocowej na okres 15 lat, oraz w związku z gotowością do przejścia do kolejnego etapu harmonogramu inwestycji elektrowni Ostrołęka C, tj. etapu Budowy, w dniu 28 grudnia 2018 roku Energa, Enea oraz Elektrownia Ostrołęka rozwiązały umowę inwestycyjną z 8 grudnia 2016 r.
Energa i Enea deklarują zaangażowanie finansowe dla realizacji etapu budowy w wysokości: Enea 1 mld zł, a Energa nie mniej niż 1 mld zł. Inni inwestorzy wezmą udział w finansowaniu w pozostałym zakresie koniecznym do pokrycia nakładów finansowych projektu według modelu finansowego, który zostanie ostatecznie uzgodniony przez strony i uwzględni również środki zaangażowane przez strony w projekt przed dniem zawarcia porozumienia oraz środki kredytodawców oraz innych inwestorów.
Harmonogram oraz warunki zaangażowania finansowego poszczególnych podmiotów w projekt zostaną uzgodnione do 28 stycznia 2019 roku.
Udzielenie Elektrowni Ostrołęka przez kredytodawców kredytów niezbędnych dla ukończenia etapu budowy nastąpi w sposób nie naruszający zobowiązań określonych w zawartych przez Energę i Eneę umowach finansowania zewnętrznego (tzw. financial covenants).
W listopadzie minister energii Krzysztof Tchórzewski mówił, że udział banków w finansowaniu nowego bloku w Elektrowni Ostrołęka wyniesie 30-35 proc. Resztę stanowić będzie wkład własny Energi, Enei i TFI Energia.
Na początku września 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. (PAP Biznes)
pr/
- 29.12.2018 20:50
Enea i Energa podpisały porozumienie dotyczące realizacji projektu Ostrołęka C
29.12.2018 20:50Enea i Energa podpisały porozumienie dotyczące realizacji projektu Ostrołęka C
Obie spółki poinformowały, że w związku z uzyskaniem przez Elektrownię Ostrołęka korzystnego wyniku w aukcji rynku mocy oraz wsparcia finansowego w wyniku zawarcia warunkowej umowy mocowej na okres 15 lat, oraz w związku z gotowością do przejścia do kolejnego etapu harmonogramu inwestycji elektrowni Ostrołęka C, tj. etapu Budowy, w dniu 28 grudnia 2018 roku Energa, Enea oraz Elektrownia Ostrołęka rozwiązały umowę inwestycyjną z 8 grudnia 2016 r.
Jednocześnie strony podpisały porozumienie, którego intencją jest zawarcie nowej umowy inwestycyjnej określającej zasady współpracy Energi i Enei oraz finansowania elektrowni Ostrołęka C w fazie budowy.
Energa i Enea deklarują zaangażowanie finansowe dla realizacji etapu budowy w wysokości: Enea 1 mld zł, a Energa nie mniej niż 1 mld zł. Inni inwestorzy wezmą udział w finansowaniu w pozostałym zakresie koniecznym do pokrycia nakładów finansowych projektu według modelu finansowego, który zostanie ostatecznie uzgodniony przez strony i uwzględni również środki zaangażowane przez strony w projekt przed dniem zawarcia porozumienia oraz środki kredytodawców oraz innych inwestorów.
Harmonogram oraz warunki zaangażowania finansowego poszczególnych podmiotów w projekt zostaną uzgodnione do 28 stycznia 2019 roku.
Udzielenie Elektrowni Ostrołęka przez kredytodawców kredytów niezbędnych dla ukończenia etapu budowy nastąpi w sposób nie naruszający zobowiązań określonych w zawartych przez Energę i Eneę umowach finansowania zewnętrznego (tzw. financial covenants).
W listopadzie minister energii Krzysztof Tchórzewski mówił, że udział banków w finansowaniu nowego bloku w Elektrowni Ostrołęka wyniesie 30-35 proc. Resztę stanowić będzie wkład własny Energi, Enei i TFI Energia.
Na początku września 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.
Inwestorem w projekcie Ostrołęka C jest Elektrownia Ostrołęka. Po połowie udziałów w spółce mają Enea i Energa. W połowie października na placu budowy elektrowni rozpoczęły się prace przygotowawcze.
W połowie lipca Elektrownia Ostrołęka podpisała umowę z generalnym wykonawcą inwestycji, konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems. Wartość inwestycji wynosi ok. 6 mld zł brutto. Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku nastąpi w ciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac. (PAP Biznes)
pr/
- 29.12.2018 20:34
Zarząd Elektrowni Ostrołęka wydał polecenie rozpoczęcia budowy nowego bloku o mocy 1000 MW
29.12.2018 20:34Zarząd Elektrowni Ostrołęka wydał polecenie rozpoczęcia budowy nowego bloku o mocy 1000 MW
Polecenie rozpoczęcia prac otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems.
Wcześniej uchwałę o wyrażeniu zgody na wydanei NTP wyraziło nadzwyczajne zgromadzenie wspólników Elektrowni Ostrołęka. Wspólnikami Elektrowni Ostrołęka są Energa i Enea. (PAP Biznes)
pr/
- 29.12.2018 18:40
ENEA SA (69/2018) Informacja Zarządu Spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. w sprawie wydania polecenia rozpoczęcia prac związanych z budową Elektrowni Ostrołęka C
29.12.2018 18:40ENEA SA (69/2018) Informacja Zarządu Spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. w sprawie wydania polecenia rozpoczęcia prac związanych z budową Elektrowni Ostrołęka C
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 50/2018 z 24 września 2018 roku Zarząd ENEA S.A. ("Emitent") informuje, że 28 grudnia 2018 roku Rada Nadzorcza Emitenta podjęła uchwałę w sprawie wyrażenia zgody na wydanie przez spółkę Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. ("Spółka") polecenia rozpoczęcia prac (ang. NTP - notice to proceed) związanych z budową Elektrowni Ostrołęka C.
Następnie Emitent powziął informację o podjęciu 28 grudnia 2018 roku przez Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Spółki uchwały w sprawie wyrażenia zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac związanych z budową Elektrowni Ostrołęka C.
Ponadto Emitent informuje, że powziął informację od Zarządu Spółki o wydaniu 28 grudnia 2018 roku przez Spółkę polecenia rozpoczęcia prac związanych z budową Elektrowni Ostrołęka C dla generalnego wykonawcy: Konsorcjum GE Power Sp. z o.o. - lidera konsorcjum oraz ALSTOM Power Systems S.A.S.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 29.12.2018 18:37
ENEA SA (68/2018) Podpisanie porozumienia dotyczącego realizacji projektu Ostrołęka C
29.12.2018 18:37ENEA SA (68/2018) Podpisanie porozumienia dotyczącego realizacji projektu Ostrołęka C
Zarząd ENEA S.A. ("Emitent"), informuje iż 28 grudnia 2018 roku Emitent zawarł porozumienie ("Porozumienie") ze spółkami ENERGA S.A. i Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. ("Spółka"), dotyczące realizacji projektu Ostrołęka C ("Projekt"). Na mocy Porozumienia rozwiązaniu ulega Umowa Inwestycyjna wraz z Aneksem, o których Emitent informował odpowiednio w raporcie bieżącym nr 42/2016 z 8 grudnia 2016 roku oraz nr 13/2018 z 26 marca 2018 roku.
W treści Porozumienia określono nowe zasady współpracy, w tym strukturę finansowania Projektu, gdzie Emitent deklaruje zaangażowanie finansowe dla realizacji Etapu Budowy w wysokości 1 mld PLN, ENERGA S.A. w wysokości nie mniej niż 1 mld PLN, poza środkami już zaangażowanymi. Ponadto, Porozumienie przewiduje zaangażowanie innych inwestorów w pozostałym zakresie koniecznym do pokrycia nakładów finansowych Projektu. Do 28 stycznia 2019 roku strony Porozumienia zamierzają między innymi:
-uzgodnić formę, harmonogram oraz warunki zaangażowania finansowego inwestora finansowego oraz/lub innych inwestorów;
-zawrzeć nową umowę inwestycyjną;
-uzgodnić zasady udzielenia Spółce przez kredytodawców kredytów niezbędnych dla ukończenia Etapu Budowy w sposób nie naruszający zobowiązań przyjętych przez Emitenta i ENERGA S.A. w ramach finansowania zewnętrznego (tzw. financial covenants).
Zawarcie Porozumienia stanowiło warunek wydania przez Emitenta zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (ang. NTP - notice to proceed) dla generalnego wykonawcy przez Spółkę.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 29.12.2018 09:49
Senat poparł nowelę ustawy ws. cen prądu
29.12.2018 09:49Senat poparł nowelę ustawy ws. cen prądu
Głosowanie w Senacie odbyło się około godziny 2.30, w nocy w piątku na sobotę. Za ustawą nowelizującą m. in. ustawę o akcyzie było 76 senatorów, nikt nie był przeciw, oddano 7 głosów wstrzymujących się.
Uchwalona w piątek przez Sejm nowelizacja ustawy obniża akcyzę na energię elektryczną i zmienia stawki opłaty przejściowej, co ma zapobiec podwyżkom cen prądu w 2019 r. Nowela ustawy o podatku akcyzowym zakłada ustalenie od początku 2019 r. cen energii na poziomie taryf i umów obowiązujących 30 czerwca 2018 r. Różnicę między tą ceną sprzedaży, a ceną rynkową - obliczoną przez ministra energii w rozporządzeniu - sprzedawcy energii mają otrzymywać z tworzonego projektem Funduszu Wypłaty Różnicy Cen.
Podczas kilkugodzinnej debaty - rozpoczęła się o 21.30 - senatorowie pytali m. in. o zgodność ustawy z prawem unijnym i konstytucją oraz o to, projekt był konsultowany z samorządami i prezydentem Andrzejem Dudą. Ten ostatni zapowiadał już, że podpisze nowelizację. Wiceminister energii Tadeusz Skobel zapewnił, że projekt został uzgodniony z innymi resortami, w tym MSZ. Przyznał, że projekt nie był przedmiotem konsultacji w komisji wspólnej rządu i samorządu, ale - jak zaznaczył - strony ustaliły powołanie wspólnego zespołu, który będzie analizował różne warianty rozwiązań.
Skobel podkreślił, rząd opracował politykę energetyczną do roku 2040. Zwrócił uwagę, że dla bezpieczeństwa dostaw ważny będzie rozwój energetyki rozproszonej.
Opozycja zarzucała, że pośpieszne prace nad ustawą naruszają standardy legislacyjne, wiele przepisów jest niejasnych i podatnych na różne interpretacje, a nowelizacja nie rozwiązuje problemu, który wiąże się z rosnącymi cenami węgla i opłatami za emisje. "Nie zgadzacie się na dekarbonizację, ale trzeba za to płacić" - powiedział Bogdan Borusewicz (PO). Wytknął rządzącym wprowadzenie zmian, które zastopowały rozwój energetyki wiatrowej.
"Powstaje pytanie, czy ta ustawa jest odpowiedzią na przyczyny" - powiedział sprawozdawca mniejszości Mieczysław Augustyn (PO). "Zacznijmy dbać o czyste powietrze, przejmijmy się zmianami klimatycznymi i na to skierujmy wysiłek. Ta konieczna fastryga to ostatni dzwonek, który powinien obudzić rząd, by zaczął działać na rzecz zmniejszenia emisji CO2" - dodał. Wezwał do wspierania energetyki prosumenckiej i zmiany struktury polskiego miksu energetycznego.
"Dopiero zaczynacie nam przedstawiać do konsultacji założenia polityki energetycznej" - zarzucił Augustyn rządowi. Zapowiedział zarazem poparcie ustawy mimo zastrzeżeń. "Nie będziemy się sprzeciwiać powstrzymaniu gwałtownego wzrostu cen energii. Tak wysokie podwyżki doprowadziłyby wiele firm do upadłości, dla osób niezamożnych byłyby nie do udźwignięcia" - mówił.
Według Marka Borowskiego (Koło Senatorów Niezależnych) przedstawiane cele polityki energetycznej - w tym budowa bloków jądrowych co dwa lata, zmniejszenie udziału węgla z 80 do nieco ponad 30 proc. - są nierealne. "To fikcja. Jaka ścieżka dojścia, skąd pieniądze?" - pytał Borowski. "Ten program powstał na gwałt, w związku z konferencją energetyczną. Cała ta koncepcja jest źle pomyślana. Niedawno obiegła Polskę wieść, że pan minister Tchórzewski na Jasnej Górze powierzył energetykę opatrzności Bożej. Widzę, że tylko opatrzność Boża może pomóc" - dodał Borowski.
Jan Maria Jackowski (PiS) podkreślał, że Europa traci konkurencyjność w wyniku wzrostu cen energii. Ocenił, że "wyjątkowo restrykcyjne, wysokie normy" emisji "nie służą zakładanym celom". Senatorowie PiS winą za rosnące ceny energii elektrycznej obecnych obarczali premiera Donalda Tuska, który - wbrew stanowisku także parlamentarzystów PO - nie użył weta podczas negocjacji pakietu klimatycznego w 2008 r. Bogdan Klich zadał w odpowiedzi pytanie: "kto zatwierdzał decyzje szczytu klimatycznego w imieniu Rzeczypospolitej Polskiej" (pakiet energetyczno-klimatyczny był negocjowany w 2007 r., gdy premierem był Jarosław Kaczyński, a podpisany w grudniu 2008 r., za prezydentury Lecha Kaczyńskiego - PAP).
Senatorowie PiS wskazywali, że obecne rządy USA, Chin Indii, Brazylii i Rosji, które odpowiadają za większość globalnych emisji, nie zamierzają się podporządkowywać międzynarodowym porozumieniom. Były też wypowiedzi kwestionujące globalne ocieplenie i znaczenie emisji CO2 i innych gazów przez ludzkość. (PAP)
awy/ brw/ pś/ pr/
- 28.12.2018 18:58
Sejm przyjął ustawę dot. ustabilizowania cen sprzedaży energii w '19 (opis)
28.12.2018 18:58Sejm przyjął ustawę dot. ustabilizowania cen sprzedaży energii w '19 (opis)
Ustawa zakłada m.in. obniżkę akcyzy na prąd z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh, a także przewiduje rekompensaty dla firm obrotu energią elektryczną, na co przeznaczono 4 mld zł.
Ustawa wejdzie w życie z dniem ogłoszenia, z mocą od dnia 1 stycznia 2019 roku.
W ubiegłym tygodniu rząd przyjął projekt ustawy zmieniającej i obniżającej akcyzę na prąd. Projekt ten trafił następnie do Sejmu. W czwartek do tego projektu wniesiono autopoprawkę. W piątek zajął się nim parlament.
Ustawa zakłada ustabilizowanie ceny sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w roku 2019. Dzięki projektowanemu rozwiązaniu ceny energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców w kraju nie wzrosną w 2019 r. w porównaniu do roku 2018.
Pierwszym mechanizmem, który ma pozwolić na ustabilizowanie cen energii elektrycznej w roku 2019, jest obniżenie podatku akcyzowego na energię elektryczną z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh.
Rachunki odbiorców energii elektrycznej z tego tytułu zostaną obniżone w 2019 r. o 1,85 mld zł netto. Kwotę tę uzyskano poprzez pomnożenie rocznego zużycia energii elektrycznej (2 proc. corocznie zwiększenie zużycia) przez 15 zł/MWh oraz współczynnik 0,95. Współczynnik 0,95 odzwierciedla sytuację, że już dzisiaj część odbiorców (odbiorcy energochłonni) korzystają z obniżonej stawki akcyzy.
Rząd zakłada też redukcję opłaty przejściowej o 95 proc. dla wszystkich podmiotów, zarówno dla gospodarstw domowych, jak i dla przedsiębiorców i samorządów.
Dzięki tej zmianie rachunki za energię elektryczną odbiorców w Polsce zmniejszą się o 2,24 mld zł. W poprzedniej wersji skutek finansowy obniżki wynosił 1,7 mld zł.
Trzecią zmianą, którą wprowadza ustawa, jest bezpośredni zwrot utraconego przychodu spółkom obrotu. Na ten cel zaplanowano 4 mld zł, które będą wypłacone na wniosek spółek przez specjalnie powołany Fundusz Wypłaty Różnicy Cen.
"Biorąc pod uwagę, że wzrost cen energii elektrycznej waha się w granicach 60±100 zł/MWh, oraz biorąc pod uwagę obniżenie akcyzy oraz opłaty przejściowej, kwota ta powinna w całości pokryć planowane wzrosty cen wszystkich spółek obrotu w Polsce" - napisano w uzasadnieniu do ustawy.
"Dzięki temu mechanizmowi pozostawimy cenę rachunku za energię elektryczną dla odbiorców na poziomie z 2018 roku i nie ucierpi na tym interes spółek energetycznych, zarówno tych, nad którymi pieczę ma Skarb Państwa, jak i wszystkich prywatnych, które zajmują się obrotem energią elektryczną" - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski podczas piątkowej debaty w Sejmie.
Czwartym elementem zaplanowanego mechanizmu jest zasilenie kwotą 1 mld zł krajowego systemu zielonych inwestycji.
W Ocenie Skutków Regulacji (OSR) zapisano "obniżenie cen energii elektrycznej dla odbiorców w Polsce o ok. 8,09 mld zł oraz przeznaczenie kwoty ok. 1 mld zł na inwestycje prośrodowiskowe, które pozwolą na obniżenie emisyjności instalacji spalania lub budowę nowych niskoemisyjnych źródeł".
"Przygotowany mechanizm, składający się z czterech interwencji, będzie finansowany ze sprzedaży dodatkowych 55,8 mln ton uprawnień do emisji CO2, których przychody dotychczas nie zostały ujęte w budżecie na 2019 rok. Z tego tytułu spodziewamy się pozyskać około 5 mld zł" - powiedział minister Tchórzewski podczas debaty w Sejmie.
"Komisja Europejska zgodziła się, żeby te uprawnienia do emisji CO2 zostały zbyte na giełdach w Lipsku i Londynie. Warto podkreślić, że budżet państwa prawdopodobnie będzie zasilony większą kwotą ze sprzedaży uprawnień, ponieważ przy planowaniu budżetu ceny uprawnień były założone na niespełna 15 euro/tonę, gdy tymczasem obecnie ta cena oscyluje w granicach 25 euro/tonę. Do budżetu wpłynie zatem 1 mld zł więcej" - dodał.
Minister energii poinformował, że ponieważ kolejnymi źródłami finansowania będą obniżenie wpływów do budżetu z tytułu obniżki podatku akcyzowego o 1,85 mld zł, a także 1 mld zł na inwestycje prośrodowiskowe, to cała interwencja planowana jest na poziomie 9 mld zł w 2019 roku.
"Takie dodatkowe środki zostaną wykorzystane do tego, żeby gospodarstwa domowe, firmy i samorządy mniej zapłaciły za prąd" - powiedział Tchórzewski.
Minister energii dodał, że również na 2020 rok nie zabraknie środków na pokrycie kosztów wzrostu cen energii.
"Jeśli chodzi o 2020 rok, to jest kwestia dodatkowych środków, które są potrzebne, ale jestem przekonany, że w ciągu 2019 roku potrafimy zabezpieczyć nasze społeczeństwo i przedsiębiorców na rok 2020" - powiedział.
FIRMY ENERGETYCZNE MUSZĄ RENEGOCJOWAĆ UMOWY Z KLIENTAMI
Spółki obrotu, które po 30 czerwca 2018 r. zawarły umowy sprzedaży energii elektrycznej z ceną lub stawką opłaty wyższą niż w ostatnio obowiązującej umowie, są obowiązane do zmiany warunków tej umowy nie później niż do 1 kwietnia 2019 r., ze skutkiem od dnia 1 stycznia 2019 r.
W tym przypadku zmiana warunków umowy następuje poprzez zmianę ceny energii elektrycznej na cenę nie wyższą niż wskazana w taryfie lub cenniku energii elektrycznej w dniu 30 czerwca 2018 roku.
Ustawa wprowadza "cennik energii elektrycznej", obejmujący ceny i stawki opłat zawartych w taryfie lub zbiorze cen i stawek opłat za energię elektryczną opracowywanym przez przedsiębiorstwo energetyczne i wprowadzanym jako obowiązujący dla określonych w nim odbiorców.
W przypadku przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej cennik określa się w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat brutto stosowane w dniu 31 grudnia 2018 r., uwzględniając zmniejszenie stawek opłaty przejściowej.
W przypadku przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się obrotem energią elektryczną cennik energii określa się w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat brutto stosowane w dniu 30 czerwca 2018 r., uwzględniając zmniejszenie stawki podatku akcyzowego na energię elektryczną.
Jeśli ceny i stawki opłat w taryfie lub cenniku energii elektrycznej na 2019 r. zostały ustalone na podstawie przepisów obowiązujących przed dniem wejścia w życie noweli, to przedsiębiorstwo energetyczne, w terminie do 30 stycznia 2019 r., wystąpi do prezesa URE z wnioskiem o zmianę taryfy lub uwzględnia w cenniku energii elektrycznej ceny i stawki opłat obowiązujące w dniu 30 czerwca 2018 roku (w przypadku obrotu) lub w dniu 31 grudnia 2018 roku (w przypadku firm zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii), uwzględniając zmniejszenie stawki podatku akcyzowego na energię elektryczną.
Przedsiębiorstwo energetyczne, które nie zastosuje się do wymogu renegocjacji umów może zostać ukarane karą pieniężną do 5 proc. przychodu, wynikającego z działalności koncesjonowanej, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym. Karę nakłada Prezes URE w drodze decyzji.
Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną może zwrócić się do Zarządcy Rozliczeń z wnioskiem o wypłatę kwoty na pokrycie różnicy między ceną wskazaną w taryfie lub cenniku energii elektrycznej, a średnioważoną ceną energii elektrycznej na rynku hurtowym, obliczoną zgodnie ze wzorem.
Kwoty różnic cen finansowane są z Funduszu Wypłaty Różnicy Cen. Fundusz jest państwowym funduszem celowym. Dysponentem funduszu jest minister właściwy do spraw energii. Zarządzanie funduszem powierza się zarządcy rozliczeń cen. Bank Gospodarstwa Krajowego prowadzi obsługę bankową funduszu.
Sposób obliczenia kwoty na pokrycie różnicy cen oraz średnioważoną cenę energii elektrycznej na rynku hurtowym określi w drodze rozporządzenia minister energii, "biorąc pod uwagę wartość unikniętego wzrostu cen energii elektrycznej oraz interes przedsiębiorstw energetycznych prowadzących działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną".
"Nie ma żadnych zagrożeń. Samorządy, przedsiębiorstwa, wszyscy, którzy zawarli umowy cywilnoprawne związane z zakupem energii elektrycznej, będą to mieli w ten sposób rozliczone" - powiedział Tchórzewski w Sejmie.
Przychodami Funduszu Wypłaty Różnicy Cen są m.in.: 80 proc. środków uzyskanych w wyniku przeprowadzenia aukcji uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, środki stanowiące zwrot kwot różnic cen, dotacje celowe z budżetu państwa oraz dobrowolne wpłaty i darowizny. (PAP Biznes)
pr/ gor/
- 28.12.2018 18:43
Sejm przyjął ustawę dot. ustabilizowania cen sprzedaży energii w '19
28.12.2018 18:43Sejm przyjął ustawę dot. ustabilizowania cen sprzedaży energii w '19
Ustawa zakłada m.in. obniżkę akcyzy na prąd z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh, obniżkę opłaty przejściowej o 95 proc., a także przewiduje rekompensaty dla firm obrotu energią elektryczną, na co przeznaczono 4 mld zł.
Ustawa wejdzie w życie z dniem ogłoszenia, z mocą od dnia 1 stycznia 2019 roku.
W ubiegłym tygodniu rząd przyjął projekt ustawy zmieniającej i obniżającej akcyzę na prąd. Projekt ten trafił następnie do Sejmu. W czwartek do tego projektu wniesiono autopoprawkę. W piątek zajął się nim parlament.
Ustawa zakłada ustabilizowanie ceny sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w roku 2019. Dzięki projektowanemu rozwiązaniu ceny energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców w kraju nie wzrosną w 2019 r. w porównaniu do roku 2018. (PAP Biznes)
pr/ gor/
- 28.12.2018 15:21
Stabilizowanie cen energii nie jest pomocą publiczną dla dostawców prądu - Tchórzewski
28.12.2018 15:21Stabilizowanie cen energii nie jest pomocą publiczną dla dostawców prądu - Tchórzewski
"To nie jest pomoc spółkom energetycznym i dla dostawców energii. Pomagamy odbiorcom energii elektrycznej, a więc obywatelom, przedsiębiorcom i samorządom. Pomoc obywatelom i samorządom nie ma żadnych znamion pomocy publicznej" - powiedział minister Tchórzewski podczas obrad połączonych sejmowych komisji do spraw energii i Skarbu Państwa oraz finansów publicznych.
"Nie mam wątpliwości, że ta ustawa może być uchwalona, może wejść w życie i może pomóc naszym obywatelom, przedsiębiorcom i samorządom, które tak ostatnio narzekają na wzrost cen energii elektrycznej. Nie pomagamy spółkom energetycznym, nie ma dla nich żadnej pomocy. Żaden przedsiębiorca, który sprzedaje energię nic na tym nie zyskuje, on musi pod groźbą kary wyspowiadać się z pieniędzy, które chce uzyskać z funduszu. Jeśli coś źle wyliczy i będzie chciał uzyskać dodatkowe pieniądze, to zostanie dodatkowo ukarany" - dodał.
W ubiegłym tygodniu rząd przyjął projekt ustawy zmieniającej i obniżającej akcyzę na prąd. Projekt ten trafił następnie do Sejmu. W czwartek do tego projektu wniesiono autopoprawkę. W piątek zajął się nim parlament.
Ustawa zakłada ustabilizowanie ceny sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w roku 2019. Dzięki projektowanemu rozwiązaniu ceny energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców w kraju nie wzrosną w 2019 r. w porównaniu do roku 2018.
Jedną ze zmian, którą wprowadza ustawa, jest bezpośredni zwrot utraconego przychodu spółkom obrotu. Na ten cel zaplanowano 4 mld zł, które będą wypłacone na wniosek spółek przez specjalnie powołany Fundusz Wypłaty Różnicy Cen.
Projekt ustawy wprowadza "cennik energii elektrycznej", obejmujący ceny i stawki opłat zawartych w taryfie lub zbiorze cen i stawek opłat za energię elektryczną opracowywanym przez przedsiębiorstwo energetyczne i wprowadzanym jako obowiązujący dla określonych w nim odbiorców.
W przypadku przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej cennik określa się w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat brutto stosowane w dniu 31 grudnia 2018 r., uwzględniając zmniejszenie stawek opłaty przejściowej.
W przypadku przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się obrotem energią elektryczną cennik energii określa się w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat brutto stosowane w dniu 30 czerwca 2018 r., uwzględniając zmniejszenie stawki podatku akcyzowego na energię elektryczną.
Spółki obrotu, które po 30 czerwca 2018 r. zawarły umowy sprzedaży energii elektrycznej z ceną lub stawką opłaty wyższą niż w ostatnio obowiązującej umowie, są obowiązane do zmiany warunków tej umowy nie później niż do 1 kwietnia 2019 r., ze skutkiem od dnia 1 stycznia 2019 r.
Przedsiębiorstwo energetyczne, które nie zastosuje się do wymogu renegocjacji umów może zostać ukarane karą pieniężną do 5 proc. przychodu, wynikającego z działalności koncesjonowanej, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym. Karę nakłada Prezes URE w drodze decyzji.
Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną może zwrócić się do Zarządcy Rozliczeń z wnioskiem o wypłatę kwoty na pokrycie różnicy między ceną wskazaną w taryfie lub cenniku energii elektrycznej, a średnioważoną ceną energii elektrycznej na rynku hurtowym, obliczoną zgodnie ze wzorem.
Kwoty różnic cen finansowane są z Funduszu Wypłaty Różnicy Cen. Fundusz jest państwowym funduszem celowym. Dysponentem funduszu jest minister właściwy do spraw energii. Zarządzanie funduszem powierza się Zarządcy Rozliczeń cen. Bank Gospodarstwa Krajowego prowadzi obsługę bankową funduszu.
Sposób obliczenia kwoty na pokrycie różnicy cen oraz średnioważoną cenę energii elektrycznej na rynku hurtowym określi w drodze rozporządzenia minister energii, "biorąc pod uwagę wartość unikniętego wzrostu cen energii elektrycznej oraz interes przedsiębiorstw energetycznych prowadzących działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną". (PAP Biznes)pr/ osz/
- 28.12.2018 09:58
Firmy energetyczne do 1 kwietnia muszą renegocjować umowy z klientami - projekt ustawy
28.12.2018 09:58Firmy energetyczne do 1 kwietnia muszą renegocjować umowy z klientami - projekt ustawy
W tym przypadku zmiana warunków umowy następuje poprzez zmianę ceny energii elektrycznej na cenę nie wyższą niż wskazana w taryfie lub cenniku energii elektrycznej w dniu 30 czerwca 2018 roku.
W poprawce określono, że jeśli ceny i stawki opłat w taryfie lub cenniku energii elektrycznej na 2019 r. zostały ustalone na podstawie przepisów obowiązujących przed dniem wejścia w życie noweli, to przedsiębiorstwo energetyczne, w terminie do 30 stycznia 2019 r., wystąpi do prezesa URE z wnioskiem o zmianę taryfy lub uwzględnia w cenniku energii elektrycznej ceny i stawki opłat obowiązujące w dniu 30 czerwca 2018 roku, uwzględniając zmniejszenie stawki podatku akcyzowego na energię elektryczną.
Przedsiębiorstwo energetyczne, które nie zastosuje się do wymogu renegocjacji umów może zostać ukarane karą pieniężną do 5 proc. przychodu, wynikającego z działalności koncesjonowanej, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym. Karę nakłada Prezes URE w drodze decyzji.
Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną może zwrócić się do Zarządcy Rozliczeń z wnioskiem o wypłatę kwoty na pokrycie różnicy między ceną wskazaną w taryfie lub cenniku energii elektrycznej, a średnioważoną ceną energii elektrycznej na rynku hurtowym, obliczoną zgodnie ze wzorem.
Kwoty różnic cen finansowane są z Funduszu Wypłaty Różnicy Cen. Fundusz jest państwowym funduszem celowym. Dysponentem funduszu jest minister właściwy do spraw energii. Zarządzanie funduszem powierza się zarządcy rozliczeń cen. Bank Gospodarstwa Krajowego prowadzi obsługę bankową funduszu.
Przychodami Funduszu Wypłaty Różnicy Cen są m.in.: 80 proc. środków uzyskanych w wyniku przeprowadzenia aukcji uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, środki stanowiące zwrot kwot różnic cen, dotacje celowe z budżetu państwa oraz dobrowolne wpłaty i darowizny.
W ubiegłym tygodniu rząd przyjął projekt ustawy zmieniającej i obniżającej akcyzę na prąd z 20 do 5 zł/MWh. W czwartek do tego projektu wniesiono autopoprawkę.
W autopoprawce do projektu ustawy o zmianach w akcyzie na prąd zapisano m.in. rekompensaty dla firm obrotu, a na ten cel przeznaczono 4 mld zł.
W autopoprawce zaplanowano też zasilenie kwotą 1 mld zł krajowego systemu zielonych inwestycji, zmniejszono również stawki opłaty przejściowej. W obecnej wersji skutek finansowy obniżki wynosi 2,24 mld zł wobec 1,7 mld zł wcześniej. (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 24.12.2018 14:07
Przychody w wyniku dwóch aukcji rynku mocy dla El. Kozienice wyniosą ok. 220 mln zł - Enea
24.12.2018 14:07Przychody w wyniku dwóch aukcji rynku mocy dla El. Kozienice wyniosą ok. 220 mln zł - Enea
Enea podała, że dla jednostek modernizowanych (z umową mocową na 5 lat) i zakontraktowanych 2.711 MW przychody z tych aukcji wyniosą 651 mln zł, a dla jednostek istniejących (z umową mocową na 1 rok) i zakontraktowanych 37 MW będą na poziomie około 8 mln zł.
Spółka poinfomrowała, że w wyniku rozstrzygnięcia aukcji głównej rynku mocy na 2023 rok szacowane przychody dla nowej jednostki wytwórczej (z umową mocową na 15 lat) w Elektrowni Ostrołęka Sp. z o.o., mogą wynieść średniorocznie ok. 173 mln zł.
W sobotę Polskie Sieci Elektroenergetyczne podały, że cena w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok. (PAP Biznes)
seb/
- 24.12.2018 13:38
ENEA SA (67/2018) Informacja w sprawie ogłoszonych przez PSE wstępnych wyników aukcji rynku mocy na 2023 rok
24.12.2018 13:38ENEA SA (67/2018) Informacja w sprawie ogłoszonych przez PSE wstępnych wyników aukcji rynku mocy na 2023 rok
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 66/2018, Zarząd ENEA S.A. ("Emitent", "Spółka") informuje, że PSE S.A. przekazała do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji głównej rynku mocy na 2023 rok, w tym cenę zamknięcia aukcji mocy, która wynosi 202,99 PLN/kW/rok.
Mając na uwadze wyniki powyższej aukcji, jak również wyniki aukcji z 15 listopada 2018 roku Emitent szacuje, iż przychody Grupy Kapitałowej ENEA z rynku mocy mogą wynosić w 2023 roku:
1) dla bloku 11 w Elektrowni Kozienice (z umową mocową na 15 lat) i zakontraktowanych 915 MW - ok. 220 mln PLN;
2) dla jednostek modernizowanych (z umową mocową na 5 lat) i zakontraktowanych 2.711 MW - ok. 651 mln PLN;
3) dla jednostek istniejących (z umową mocową na 1 rok) i zakontraktowanych 37 MW - ok. 8 mln PLN.
Ponadto Emitent informuje, iż w wyniku rozstrzygnięcia aukcji rynku mocy 21 grudnia 2018 roku, szacowane przychody dla nowej jednostki wytwórczej (z umową mocową na 15 lat) w Elektrowni Ostrołęka Sp. z o.o., mogą wynieść średniorocznie ok. 173 mln PLN.
Zgodnie z zapisami umowy inwestycyjnej zawartej 8 grudnia 2016 roku ENEA S.A. posiada 50% udziałów w Elektrowni Ostrołęka Sp. z o.o., oraz taką samą liczbę głosów na Walnym Zgromadzeniu.
Wskazane powyżej obowiązki mocowe dla kontraktów jednorocznych nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21 dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.
Jednocześnie Emitent informuje, iż w przypadku gdy ostateczne wyniki aukcji mocy będą istotnie różniły się od zaprezentowanych wstępnych wyników, Spółka przekaże stosowną aktualizację w trybie raportu bieżącego.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 24.12.2018 10:30
Przychody Energi z rynku mocy w '23 mogą wynieść 96,8 mln zł
24.12.2018 10:30Przychody Energi z rynku mocy w '23 mogą wynieść 96,8 mln zł
Łączne przychody Elektrowni Ostrołęka z rynku mocy przez piętnaście lat od 2023 roku mają wynieść 2,596 mld zł.
Energa podała w piątek, że w wyniku aukcji rynku mocy na 2023 rok, zakontraktowanych zostało łącznie 477 MW obowiązku mocowego dla jednostek istniejących i jednostek redukcji zapotrzebowania (z umową mocową na jeden rok), należących do grupy Energa.
Ponadto spółka poinformowała, że Elektrownia Ostrołęka, w której Energa posiada 50 proc. udziałów, zakontraktowała w aukcji łącznie 853 MW obowiązku mocowego, z umową mocową na 15 lat. Właścicielem pozostałych 50 proc. udziałów w spółce jest Enea.
W sobotę Polskie Sieci Elektroenergetyczne podały, że cena w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok. Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2023 wynosi 10 631,191 MW.
Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej. (PAP Biznes)
kuc/ seb/
- 22.12.2018 16:13
Wstępne wyniki aukcji głównej na rynku mocy na rok dostaw 2023 (dokumentacja)
22.12.2018 16:13Wstępne wyniki aukcji głównej na rynku mocy na rok dostaw 2023 (dokumentacja)
Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok. Aukcja zakończyła się w rundzie ósmej, gdzie cena wywoławcza wynosiła 217,6 zł, a cena minimalna 189,95 zł/kW/rok.
Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2023 wynosi 10631,191 MW.
Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
W pierwszej aukcji głównej na rynku mocy, na rok dostaw 2021, która odbyła się 15 listopada, cena zamknięcia wyniosła 240,32 zł/kW/rok. Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2022 wyniosła 198 zł/kW/rok.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.
Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.(PAP Biznes)
pr/
- 22.12.2018 16:09
Cena zamknięcia w aukcji rynku mocy na rok dostaw 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok - PSE
22.12.2018 16:09Cena zamknięcia w aukcji rynku mocy na rok dostaw 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok - PSE
Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2023 wynosi 10 631,191 MW.
Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Wśród dostawców, których moce zostały zakontraktowane w aukcji dla roku dostaw 2023 są m.in. spółki z grup PGE, Tauron, Enea, Energa (w tym Elektrownia Ostrołęka z nową jednostką wytwórczą (wielkość obowiązku mocowego 852,6 MW, okres trwania obowiązku mocowego 15 lat), PGNIG, PKN Orlen, Polenergia i ZE PAK.
W pierwszej aukcji głównej na rynku mocy, na rok dostaw 2021, która odbyła się 15 listopada, cena zamknięcia wyniosła 240,32 zł/kW/rok. Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2022 wyniosła 198 zł/kW/rok.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.
Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.(PAP Biznes)
pr/
- 22.12.2018 15:58
Cena zamknięcia w aukcji rynku mocy na rok dostaw 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok - PSE
22.12.2018 15:58Cena zamknięcia w aukcji rynku mocy na rok dostaw 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok - PSE
Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2023 wynosi 10 631,191 MW. (PAP Biznes)
pr/
- 21.12.2018 20:49
Grupa Enea zakontraktowała w aukcji rynku mocy na 2023 łącznie nie mniej niż 3.663 MW
21.12.2018 20:49Grupa Enea zakontraktowała w aukcji rynku mocy na 2023 łącznie nie mniej niż 3.663 MW
"W porównaniu z wynikami aukcji głównej z dnia 5 grudnia 2018 roku(...) poziom zawartych przez Grupę Kapitałową ENEA wieloletnich umów mocowych został uzupełniony o 37 MW w ramach odnowionych kontraktów jednorocznych zawartych na rok 2023" - napisano w komunikacie.
Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 189,95 – 217,06 PLN/kW/rok.
Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia. Ostateczne wyniki ogłosi prezes URE. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe. (PAP Biznes)
gor/
- 21.12.2018 20:29
ENEA SA (66/2018) Informacja w sprawie wyniku aukcji rynku mocy na 2023 rok
21.12.2018 20:29ENEA SA (66/2018) Informacja w sprawie wyniku aukcji rynku mocy na 2023 rok
Zarząd ENEA S.A. informuje, że w wyniku rozstrzygnięcia w dniu 21 grudnia 2018 roku aukcji rynku mocy, po uwzględnieniu wyników aukcji z 15 listopada 2018 roku i 5 grudnia 2018 roku, dla jednostek należących do Grupy Kapitałowej ENEA na rok 2023 zakontraktowanych zostało łącznie nie mniej niż 3.663 MW obowiązku mocowego.
W porównaniu z wynikami aukcji głównej z dnia 5 grudnia 2018 roku, o których ENEA S.A. informowała w raporcie bieżącym nr 64/2018, poziom zawartych przez Grupę Kapitałową ENEA wieloletnich umów mocowych został uzupełniony o 37 MW w ramach odnowionych kontraktów jednorocznych zawartych na rok 2023.
Cena zamknięcia aukcji z 21 grudnia 2018 roku na rundzie 8 mieści się w przedziale 189,95 - 217,06 PLN/kW/rok i zgodnie z art.38 ust.1 ustawy o rynku mocy z dnia 8 grudnia 2017 roku, zostanie w terminie 3 dni roboczych podana do publicznej wiadomości przez PSE S.A.
Ponadto Zarząd ENEA S.A. informuje, że powziął informację od Spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. ("Spółka"), o wyniku rozstrzygnięcia aukcji rynku mocy na rok 2023, dla nowej jednostki wytwórczej. Spółka zakontraktowała łącznie 852,6 MW obowiązku mocowego (z umową mocową na 15 lat). Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 189,95 - 217,06 PLN/kW/rok.
Zgodnie z zapisami umowy inwestycyjnej zawartej 8 grudnia 2016 r. ENEA S.A. posiada 50% udziałów Elektrowni Ostrołęka Sp. z o.o., oraz taką samą liczbę głosów na Walnym Zgromadzeniu.
Obowiązki mocowe zakontraktowane na podstawie aukcji z 21 grudnia 2018 roku nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21 dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.12.2018 18:19
Rząd obniży akcyzę na energię do 5 zł i zredukuje opłatę przejściową o 95 proc. (opis2)
21.12.2018 18:19Rząd obniży akcyzę na energię do 5 zł i zredukuje opłatę przejściową o 95 proc. (opis2)
"Planujemy obniżkę akcyzy z 20 zł do 5 zł/MWh" - powiedział Morawiecki na piątkowej konferencji, dodając, że oznaczałoby to o około 2 mld zł niższe koszty dla odbiorców energii. Do tego doszłyby niższe o około 0,5 mld zł wpływy z podatku VAT.
Dodał, że planowana jest też redukcja opłaty przejściowej o 95 proc. dla wszystkich podmiotów, zarówno dla gospodarstw domowych, jak i dla przedsiębiorców i samorządów. Z tego źródła będzie pochodzić około 1-1,5 mld zł oszczędności.
"Państwo ma instrumenty, które wykorzystuje, by jak najpełniej wpływać na stabilność cen i jak najlepiej dbać o portfele mieszkańców. W takim celu wprowadzimy mechanizmy stabilizacji cen, żeby również samorządy nie mogły traktować cen energii jako wymówki do podnoszenia cen usług publicznych" - powiedział premier Morawiecki.
"To wszystko doprowadzi do tego, że w 2019 roku ceny energii będą utrzymane na poziomie z pierwszej połowy 2018 roku" - dodał.
Premier Morawiecki zwrócił się do marszałka Sejmu o zwołanie nadzwyczajnego posiedzenia Sejmu tak, by jeszcze w tym roku zostały przyjęte odpowiednie regulacje prawne w formie ustawy. Posiedzenie Sejmu zostanie zwołane najprawdopodobniej na 28 grudnia.
Morawiecki dodał, że rząd chce zapewnić właściwą politykę inwestycyjną wszystkim firmom, które chcą inwestować w nowe moce wytwórcze, również w odnawialne źródła energii. Spółki energetyczne mają poszukać w wydatkach operacyjnych czy marketingowych oszczędności w wysokości co najmniej kilkuset milionów zł.
"Dodatkowe oszczędności są możliwe i one będą stanowiły zasób, żeby spółki mogły inwestować" - powiedział premier.
Rząd chce też wykorzystać do procesów inwestycyjnych i modernizacyjnych, przyczyniających się do jak najtańszego wytwarzania energii elektrycznej, wpływy ze sprzedaży 55 mln uprawnień do emisji CO2. Przy obecnych cenach może to przynieść kwotę przekraczającą 4-4,5 mld zł, a być może nawet 5 mld zł.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował, że celem jest stworzenie krajowego systemu zielonych inwestycji na bazie tych środków ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2.
Minister zapowiedział, że "będzie to oferta dla tych wszystkich, którzy będą uważali, że mimo zmniejszenia akcyzy i mimo obniżenia obciążeń związanych z opłatą przejściową, nadal tracą". "Będą mogli się zwrócić w ramach krajowego systemu, żeby uzyskać wsparcie na inwestycje, które będą chcieli prowadzić" - podkreślił Tchórzewski.
Jak podał, priorytet będą mieć inwestycje, które będą doprowadzały do wzrostu efektywności albo do zmniejszenia emisji, także inwestycje prospołeczne i związane z rozwojem prosumenckim.
"Chcemy, by koszty energii elektrycznej stanowiły stałą przewagę konkurencyjną naszej gospodarki. Żeby tak był skonstruowany miks energetyczny, żeby efekt finalny był jak najbardziej pozytywny w dłuższym horyzoncie dla mieszkańców, przedsiębiorców i samorządów" - powiedział premier Morawiecki.
Minister Tchórzewski poinformował, że samorządy i firmy będą mogły renegocjować umowy na dostawę energii.
"Chciałbym zaprosić samorządy, które uważają, że podpisane umowy są na zbyt wysokim poziomie, a to były przetargi publiczne. Jeśli zechcą się zwrócić i na przykład zamienić te umowy na dwuletnie, by mieć większą pewność finansową, to będą mogli renegocjować umowy i w związku z tym, że na dłuższy okres zechcą zawierać te umowy, czy też przedsiębiorstwa, które kupują energię elektryczną, to będą mogli uzyskać zbliżenie się z powrotem do stawek, które dotychczas były stosowane" - powiedział Tchórzewski.
Minister Tchórzewski wskazał, że wyliczone przez dostawców energii koszty związane z pozostawieniem cen energii na dotychczasowym poziomie zostały oszacowane na poziomie ok. 7,5 mld zł.
"Z tych środków, które premier przedstawił, mamy około 8 mld zł, by zapewnić pomoc wszystkim, więc nikt z dostawców na tym nie straci. Z jednej strony, ceny pozostają na tym samym poziomie, z drugiej - będzie mógł być otwarty dość znaczący program inwestycyjny" - powiedział minister. (PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 21.12.2018 17:43
Minister energii zlecił audyt w spółkach energetycznych - premier
21.12.2018 17:43Minister energii zlecił audyt w spółkach energetycznych - premier
"Przedwczoraj prezes URE poinformował o zgłoszeniu do prokuratury podejrzenia przestępstwa dotyczącego manipulacji cenowych. Jeśli dodatkowo potwierdzają się informacje, że być może nie tylko mniejsze podmioty, ale któryś z dużych podmiotów uczestniczył w manipulacjach związanych z kształtowaniem się ceny na TGE, to takie zachowania są absolutnie niedopuszczalne. Wiem, że minister Tchórzewski zlecił audyt wszędzie, we wszystkich spółkach. Będzie to bardzo dokładna kontrola" - powiedział premier Morawiecki na konferencji prasowej.
"Jestem zdania, że jeśli URE dostrzegł jakiekolwiek wątpliwości dotyczące uczciwości formowania się ceny na TGE, to zgłosił te nieprawidłowości i szybko się o tym przekonamy. Wszelkie ewentualne konsekwencje zostaną wyciągnięte" - dodał.
Wskazał, że minister energii zlecił dokładny audyt, a oprócz tego działa prokuratura.
"Musi to być wyjaśnione. To byłyby sytuacje niedopuszczalne. Będziemy to weryfikować z całą surowością i stanowczością" - powiedział premier.
Jak przekazano w środę prezes URE zakończył postępowanie w sprawie skoku cen w kontraktach na giełdzie energii elektrycznej z pierwszej połowy tego roku, a dokumentację przekazał do prokuratury. Postępowanie, które regulator zarządził w czerwcu, miało na celu ustalenie czy zachodzi uzasadnione podejrzenie manipulacji na rynku określone w przepisach rozporządzenia REMIT (rozporządzenie PE i Rady ws. integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii).
Jak podano w czwartek, prezes URE zarządził przeprowadzenie postępowania wyjaśniającego dotyczącego ewentualnych manipulacji na rynku energii. W ocenie URE wzrost cen energii notowany na produkcie BASE_Y-19 na TGE w okresie po 1 września br. może nie być wyłącznie wynikiem wzrostu cen węgla kamiennego i uprawnień do emisji CO2.(PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 21.12.2018 17:34
ME chce stworzyć krajowy system zielonych inwestycji
21.12.2018 17:34ME chce stworzyć krajowy system zielonych inwestycji
"Mamy środki z tych dodatkowych - dotychczas uśpionych, a obecnie za zgodą KE ożywionych - uprawnień do emisji, pięć miliardów złotych. Na tej bazie chcemy stworzyć krajowy system zielonych inwestycji" - mówił Tchórzewski na konferencji prasowej.
Minister zapowiedział, że "będzie to oferta dla tych wszystkich, którzy będą uważali, że mimo zmniejszenia akcyzy i mimo obniżenia obciążeń związanych z opłatą przejściową, nadal tracą".
"Będą mogli się zwrócić w ramach krajowego systemu, żeby uzyskać wsparcie na inwestycje, które będą chcieli prowadzić" - powiedział Tchórzewski.
Jak dodał, w ramach pomocy udzielanych przez krajowy system inwestycji zielonych priorytetowo traktowane będą m.in inwestycje prowadzące do wzrostu efektywności lub zmniejszenia emisji, inwestycje prospołeczne i związane z rozwojem konsumenckim. (PAP)
mm/ drag/ je/ pr/
- 21.12.2018 17:18
Rząd obniży akcyzę na energię do 5 zł i zredukuje opłatę przejściową o 95 proc. (opis)
21.12.2018 17:18Rząd obniży akcyzę na energię do 5 zł i zredukuje opłatę przejściową o 95 proc. (opis)
"Planujemy obniżkę akcyzy z 20 zł do 5 zł/MWh" - powiedział Morawiecki na piątkowej konferencji, dodając, że oznaczałoby to o około 2 mld zł niższe koszty dla odbiorców energii. Do tego doszłyby niższe o około 0,5 mld zł wpływy z podatku VAT.
Dodał, że planowana jest też redukcja opłaty przejściowej o 95 proc. dla wszystkich podmiotów, zarówno dla gospodarstw domowych, jak i dla przedsiębiorców i samorządów. Z tego źródła będzie pochodzić około 1-1,5 mld zł oszczędności.
"Państwo ma instrumenty, które wykorzystuje, by jak najpełniej wpływać na stabilność cen i jak najlepiej dbać o portfele mieszkańców. W takim celu wprowadzimy mechanizmy stabilizacji cen, żeby również samorządy nie mogły traktować cen energii jako wymówki do podnoszenia cen usług publicznych" - powiedział premier Morawiecki.
"To wszystko doprowadzi do tego, że w 2019 roku ceny energii będą utrzymane na poziomie z pierwszej połowy 2018 roku" - dodał.
Premier Morawiecki zwrócił się do marszałka Sejmu o zwołanie nadzwyczajnego posiedzenia Sejmu tak, by jeszcze w tym roku zostały przyjęte odpowiednie regulacje prawne w formie ustawy.
Dodał, że rząd chce zapewnić właściwą politykę inwestycyjną wszystkim firmom, które chcą inwestować w nowe moce wytwórcze, również w odnawialne źródła energii. Spółki energetyczne mają poszukać w wydatkach operacyjnych czy marketingowych oszczędności w wysokości co najmniej kilkuset milionów zł.
"Dodatkowe oszczędności są możliwe i one będą stanowiły zasób, żeby spółki mogły inwestować" - powiedział premier.
Rząd chce też wykorzystać do procesów inwestycyjnych i modernizacyjnych, przyczyniających się do jak najtańszego wytwarzania energii elektrycznej, wpływy ze sprzedaży 55 mln uprawnień do emisji CO2. Przy obecnych cenach może to przynieść kwotę przekraczającą 4-4,5 mld zł, a być może nawet 5 mld zł.
"Chcemy, by koszty energii elektrycznej stanowiły stałą przewagę konkurencyjną naszej gospodarki. Żeby tak był skonstruowany mix energetyczny, żeby efekt finalny był jak najbardziej pozytywny w dłuższym horyzoncie dla mieszkańców, przedsiębiorców i samorządów" - powiedział premier.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski wskazał, że wyliczone przez dostawców energii koszty związane z pozostawieniem cen energii na dotychczasowym poziomie zostały oszacowane na poziomie ok. 7,5 mld zł.
"Z tych środków, które premier przedstawił, mamy około 8 mld zł, by zapewnić pomoc wszystkim, więc nikt z dostawców na tym nie straci. Z jednej strony, ceny pozostają na tym samym poziomie, z drugiej - będzie mógł być otwarty dość znaczący program inwestycyjny" - powiedział minister.
Priorytet będą mieć inwestycje, które będą doprowadzały do wzrostu efektywności albo do zmniejszenia emisji, także inwestycje prospołeczne, związane z rozwojem prosumenckim.
"Chciałbym zaprosić samorządy, które uważają, że podpisane umowy są na zbyt wysokim poziomie, a to były przetargi publiczne. Jeśli zechcą się zwrócić i na przykład zamienić te umowy na dwuletnie, by mieć większą pewność finansową, to będą mogli renegocjować umowy i w związku z tym, że na dłuższy okres zechcą zawierać te umowy, czy też przedsiębiorstwa, które kupują energię elektryczną, to będą mogli uzyskać zbliżenie się z powrotem do stawek, które dotychczas były stosowane" - powiedział Tchórzewski. (PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 21.12.2018 17:18
Elektrownia Ostrołęka zakontraktowała w aukcji mocy na 2023 r. 853 MW obowiązku mocowego
21.12.2018 17:18Elektrownia Ostrołęka zakontraktowała w aukcji mocy na 2023 r. 853 MW obowiązku mocowego
Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 189,95 – 217,06 PLN/kW/rok. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 21.12.2018 16:45
Rząd planuje obniżkę akcyzy na energię do 5 zł i redukcję opłaty przejściowej o 95 proc. - premier
21.12.2018 16:45Rząd planuje obniżkę akcyzy na energię do 5 zł i redukcję opłaty przejściowej o 95 proc. - premier
"Planujemy obniżkę akcyzy z 20 zł do 5 zł" - powiedział Morawiecki na piątkowej konferencji, dodając, że oznaczałoby to o 2 mld zł niższe koszty.
Dodał, że planowana jest też redukcja opłaty przejściowej o 95 proc. dla wszystkich podmiotów.
"Z tego źródła będzie około 1-1,5 mld zł" - powiedział premier. (PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 21.12.2018 16:39
Rząd wprowadzi mechanizmy, które pozwolą utrzymać ceny energii na dotychczasowym poziomie
21.12.2018 16:39Rząd wprowadzi mechanizmy, które pozwolą utrzymać ceny energii na dotychczasowym poziomie
"Na skutek polityki klimatycznej Unii Europejskiej i błędów naszych poprzedników z przeszłości są mechanizmy, które pchają ceny do góry (...), ale wprowadzimy mechanizmy, które pozwolą utrzymać ceny na dotychczasowym poziomie" - powiedział premier. (PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 21.12.2018 15:55
Aukcja mocowa na rok 2023 została zakończona w 8 rundzie - PSE
21.12.2018 15:55Aukcja mocowa na rok 2023 została zakończona w 8 rundzie - PSE
Z harmonogramu aukcji wynika, że w 8 rundzie cena wywoławcza wynosiła 217,06 zł/kW/rok, a cena minimalna 189,95 zł/kW/rok.
Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia.
PSE podały, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy w aukcji głównej na rok dostaw 2023 wynosi 13.000 MW.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2023 wynosiło 10.708,181 MW.
Cena maksymalna aukcji wynosiła 406,90 zł/kW/rok. (PAP Biznes)
doa/ asa/
- 20.12.2018 09:32
DZIEŃ NA GPW: Mocne spadki spółek energetycznych po informacjach dot. rozwiązań ws. cen energii
20.12.2018 09:32DZIEŃ NA GPW: Mocne spadki spółek energetycznych po informacjach dot. rozwiązań ws. cen energii
O godz. 9.25 kurs PGE traci 4,1 proc. Akcje Tauronu tanieją 3,8 proc. Kurs Enei spada 3 proc., a Energi 3,5 proc.
Szef Gabinetu Premiera, Marek Suski, powiedział w rozmowie z Radiem Wnet, że koszty utrzymania cen energii dla konsumentów na niezmienionym poziomie poniosą spółki energetyczne, które ograniczą swoje zyski. Poinformował, że szczegóły rozwiązania dotyczącego cen prądu w Polsce będą w piątek.
Z kolei Polityka Insight poinformowała w środę wieczorem, powołując się na roboczy projekt zmian prawa energetycznego, że rząd planuje na 2019 r. zamrozić ceny energii na obecnym poziomie, a spółkom energetycznym zrekompensować straty. Jak podała, prace nad dokumentem jeszcze się nie zakończyły.
"Ten projekt brzmi strasznie dla spółek. Jeśli mielibyśmy mieć urzędową cenę prądu, to byłaby bardzo zła informacja dla spółek. To by zabijało wolny rynek" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.
"Mam nadzieję, że finalnie takie zapisy się nie znajdą" - dodał.
Z informacji Polityka Insight wynika, że według projektu nowelizacji w 2019 r. opłaty za przesył i dystrybucję energii elektrycznej dla gospodarstw domowych nie będą mogły być wyższe niż 31 grudnia 2018 r., a za sprzedaż - 1 stycznia 2018 r. Nowe prawo miałoby też zmusić państwowe i prywatne spółki obracające energią do renegocjowania umów z samorządami i firmami, jeżeli cena za sprzedaż energii przekracza 270 zł/MWh. Będzie to dotyczyło kontraktów zawartych po 1 lipca 2018 r.
Przedsiębiorstwa energetyczne miałyby tworzyć cenniki, w których ustalą wysokość opłat za prąd dla określonych odbiorców. Cenniki prądu nie byłyby zatwierdzane przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Projekt przewiduje też, że firmy energetyczne, które na 2019 r. za dystrybucję i sprzedaż energii elektrycznej zaproponowały ceny wyższe o 5 proc. niż tegoroczne, zostaną z mocy ustawy zmuszone do „nadzwyczajnego obniżenia taryfy”. Jednocześnie w wyniku tej obniżki nowa taryfa nie będzie mogła być niższa niż w 2018 r., a zysk spółek z dystrybucji i sprzedaży energii nie będzie mógł spaść poniżej 2 proc.
W zamian za utrzymanie stawek za energię na obecnym poziomie spółki energetyczne miałyby otrzymać wsparcie od państwa. Będzie ono finansowane ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2. Przekazane środki firmy energetyczna miałyby przeznaczać na inwestycję w OZE, kogenerację, czy ochronę środowiska.
Nowelizacja miałaby zobowiązać regulatora do nakładania kar pieniężnych na przedsiębiorstwa, które zaproponują odbiorcom ceny wyższe, niż przewidują nowe przepisy, oraz nie zmienią umów zawartych z samorządami i firmami.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 19.12.2018 20:24
Rząd planuje na '19 zamrozić ceny energii, a spółkom energ. zrekompensować straty - Polityka Insight
19.12.2018 20:24Rząd planuje na '19 zamrozić ceny energii, a spółkom energ. zrekompensować straty - Polityka Insight
Z informacji Politka Insight wynika, że według projektu nowelizacji w 2019 r. opłaty za przesył i dystrybucję energii elektrycznej dla gospodarstw domowych nie będą mogły być wyższe niż 31 grudnia 2018 r., a za sprzedaż - 1 stycznia 2018 r.
Nowe prawo miałoby też zmusić państwowe i prywatne spółki obracające energią do renegocjowania umów z samorządami i firmami, jeżeli cena za sprzedaż energii przekracza 270 zł/MWh. Będzie to dotyczyło kontraktów zawartych po 1 lipca 2018 r.
Przedsiębiorstwa energetyczne miałyby tworzyć cenniki, w których ustalą wysokość opłat za prąd dla określonych odbiorców. Cenniki prądu nie byłyby zatwierdzane przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Projekt przewiduje też, że firmy energetyczne, które na 2019 r. za dystrybucję i sprzedaż energii elektrycznej zaproponowały ceny wyższe o 5 proc. niż tegoroczne, zostaną z mocy ustawy zmuszone do „nadzwyczajnego obniżenia taryfy”. Jednocześnie w wyniku tej obniżki nowa taryfa nie będzie mogła być niższa niż w 2018 r., a zysk spółek z dystrybucji i sprzedaży energii nie będzie mógł spaść poniżej 2 proc.
W zamian za utrzymanie stawek za energię na obecnym poziomie spółki energetyczne miałyby otrzymać wsparcie od państwa. Będzie ono finansowane ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2. Przekazane środki firmy energetyczna miałyby przeznaczać na inwestycję w OZE, kogenerację, czy ochronę środowiska.
Nowelizacja miałaby zobowiązać regulatora do nakładania kar pieniężnych na przedsiębiorstwa, które zaproponują odbiorcom ceny wyższe, niż przewidują nowe przepisy, oraz nie zmienią umów zawartych z samorządami i firmami. Wysokość kar nie będzie mogła przekroczyć 10 proc. przychodu firmy osiągniętego w poprzednim roku podatkowym.
Jak podała Polityka Insight, prace nad dokumentem jeszcze się nie zakończyły. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 19.12.2018 18:19
Energa zgodziła się na rozpoczęcie robót w Elektrowni Ostrołęka
19.12.2018 18:19Energa zgodziła się na rozpoczęcie robót w Elektrowni Ostrołęka
Rada nadzorcza zdecydowała również, że na Nadzwyczajnym Zgromadzeniu Wspólników Elektrowni Ostrołęką, Energa będzie głosowała za podjęciem uchwały w sprawie wyrażenia zgody na wydanie przez spółkę polecenia rozpoczęcia robót dla generalnego wykonawcy, czyli konsorcjum GE Power i Alstrom Power.
Obie uchwały zostały podjęte pod warunkiem, że w aukcji mocy, z okresem dostaw rozpoczynającym się w roku 2023, projekt Ostrołęka C "uzyska dla mocy określonej na certyfikacie warunkowym tj. 852,603 MW, cenę na okres 15 lat, na poziomie nie niższym niż określony w strategii aukcyjnej".
Inwestorem w projekcie Ostrołęka C jest Elektrownia Ostrołęka. Po połowie udziałów w spółce mają Enea i Energa. W połowie października na placu budowy elektrowni rozpoczęły się prace przygotowawcze.
W połowie lipca Elektrownia Ostrołęka podpisała umowę z generalnym wykonawcą inwestycji, konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems. Wartość inwestycji wynosi ok. 6 mld zł brutto. Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku nastąpi w ciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac. (PAP Biznes)
kuc/ asa/
- 18.12.2018 12:58
Prezes URE kolejny raz wzywa spółki energetyczne do wyjaśnień; czeka na odpowiedzi do 3 I
18.12.2018 12:58Prezes URE kolejny raz wzywa spółki energetyczne do wyjaśnień; czeka na odpowiedzi do 3 I
"Działając z zachowaniem należytej staranności zmierzającej do ochrony interesów odbiorców oraz równoważenia interesów odbiorców i przedsiębiorstw energetycznych Prezes URE po raz kolejny wezwał sprzedawców energii oraz operatorów systemów elektroenergetycznych do przedstawienia informacji umożliwiających zebranie kompletnego materiału mogącego stanowić podstawę do zatwierdzenia taryf. Konieczne jest bowiem wyjaśnienie wszelkich okoliczności i wątpliwości niezbędnych do zakończenia postępowań" - napisano w komunikacie URE.
URE podał, że na poprzednie wezwanie regulatora odpowiedziały wszystkie wezwane spółki, jednak "ich odpowiedzi były dalece niewystarczające do zakończenia postępowań administracyjnych".
Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do 3 stycznia 2019 roku, co oznacza, że nowe taryfy nie wejdą w życie z początkiem stycznia 2019 roku. Zgodnie bowiem z ustawą Prawo energetyczne, nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.
Obecnie obowiązujące taryfy przedsiębiorstw energetycznych zostały zatwierdzone do 31 grudnia br. W związku z toczącymi się postępowaniami – na podstawie art. 47 ust 2c pkt 1 ustawy Prawo energetyczne - przedsiębiorstwa mają prawo do stosowania dotychczasowych taryf po 31 grudnia 2018 r.
Tydzień temu prezes URE, w ramach trwających postępowań taryfowych, wezwał dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach energetycznych w wysokości ok. 1 mld zł, o których informował wcześniej minister energii, oraz do korekty wniosków taryfowych. Regulator zwrócił się także do Ministra Energii o przekazanie danych, które pozwoliły na oszacowanie wspomnianych oszczędności. Prezes URE oczekiwał na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski wyjaśniał potem, że 1 mld zł, którym spółki miałyby zasilić Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat, miałby być "jednorazową wpłatą klimatyczną z zysku", a nie pochodziłby z oszczędności. Później minister mówił, że poza rekompensatami są też inne warianty zneutralizowania podwyżek cen energii.
Jadwiga Emilewicz, minister przedsiębiorczości i technologii, informowała z kolei w poniedziałek, że nie będzie podwyżek cen energii zarówno dla gospodarstw domowych, jak i MŚP oraz samorządów, a dla każdej z tych grup są możliwe "inne" rozwiązania, które zostaną przedstawione przed świętami. Według jej zapowiedzi, temat będzie podniesiony na środowym posiedzeniu Rady Ministrów.
W połowie listopada Urząd Regulacji Energetyki otrzymał wnioski taryfowe na sprzedaż energii na przyszły rok od czterech sprzedawców z urzędu: PGE Obrót, Energa Obrót, Tauron Sprzedaż i Enea. Sprzedawcy energii wnioskowali o średnio ponad 30 proc. podwyżki taryf dla gospodarstw domowych. Resort energii szacował w ubiegłym tygodniu, że cena energii w taryfie G11 w 2019 roku może wzrosnąć do 302 zł/MWh wobec 242,2 zł/MWh w 2018 roku, co by oznaczało wzrost o ok. 25 proc. rdr. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 17.12.2018 08:06
W cenie MWh energii są opłaty, których można się pozbyć - Emilewicz, MPiT
17.12.2018 08:06W cenie MWh energii są opłaty, których można się pozbyć - Emilewicz, MPiT
"Rząd robi wszystko, by obniżyć ryzyka związane z obiektywnymi przesłankami, które wpływają na wzrost cen energii, dlatego podwyżki nie będzie. (...) Jest kilka opłat w strukturze ceny 1 MWh, których możemy się pozbyć. Nad tym pracuje minister Tchórzewski" - powiedziała minister Emilewicz w TVN24.
"Mamy kilka elastyczności, które może zastosować administracja, bez ingerencji w spółki giełdowe, w taki sposób, by te spółki mogły nie wnioskować o tak duże podwyżki" - dodała.
Wskazała, że w składzie 1 MWh energii jest m.in. akcyza, VAT, opłata przejściowa.
"Mamy kilka elementów, którymi możemy jako administracja na suwaku przesuwać, jednocześnie odsuwając w bezpiecznym czasie potencjalny wzrost cen, a nawet dając spółkom energetycznym czas na inwestycje, w taki sposób, by koszt uprawnień CO2 nie był najwyższym elementem w strukturze ceny" - powiedziała Emilewicz.
Przypomniała, że prezes URE, w ramach postępowania taryfowego, zwrócił się do spółek energetycznych z pytaniem i mają czas na odpowiedź do 18 grudnia.
"To oznacza, że od 1 stycznia nie będzie nowych taryf, bo prezes URE nie zdąży ich ustanowić. 1 stycznia wejdziemy w nowy rok ze starymi taryfami" - powiedziała minister.
Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.
W połowie listopada Urząd Regulacji Energetyki otrzymał wnioski taryfowe na sprzedaż energii na przyszły rok od czterech sprzedawców z urzędu: PGE Obrót, Energa Obrót, Tauron Sprzedaż i Enea. Sprzedawcy energii wnioskowali o średnio ponad 30 proc. podwyżki taryf dla gospodarstw domowych. Resort energii szacował w ubiegłym tygodniu, że cena energii w taryfie G11 w 2019 roku może wzrosnąć do 302 zł/MWh wobec 242,2 zł/MWh w 2018 roku, co by oznaczało wzrost o ok. 25 proc. rdr. (PAP Biznes)
pel/
- 13.12.2018 13:59
ME może zaproponować obniżkę lub zniesienie akcyzy na energię - "Rz"
13.12.2018 13:59ME może zaproponować obniżkę lub zniesienie akcyzy na energię - "Rz"
Obecnie w cenie jednej MWh jest 20 zł akcyzy.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował w czwartek w Sejmie, że ma także inne niż program rekompensat warianty do zastosowania po decyzji prezesa URE. Każdy z nich zakłada, że rachunki gospodarstw domowych nie wzrosną w 2019 względem 2018 roku.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 13.12.2018 11:08
Spółki energetyczne nie mają podstaw do wycofywania wniosków z URE - Tchórzewski, ME
13.12.2018 11:08Spółki energetyczne nie mają podstaw do wycofywania wniosków z URE - Tchórzewski, ME
"Po analizie pytań URE widać wyraźnie, że spółki nie będą wycofywać wniosków. Nie mają podstaw do wycofywania. Spółki są niezależne. Przypuszczałem, że wycofają wnioski, ale nie powiedziałem im, żeby to zrobiły, nie mogę im tego nakazać" - powiedział Tchórzewski.
Wcześniej minister Tchórzewski mówił, że w jego ocenie spółki wycofają wnioski, by się zastanowić nad tym, co zostało zrobione.
"Skoro prezes URE zwraca się, by wnioski miały zostać wycofane, to dlaczego mają nie wycofać. Mają czas, by popatrzeć, przyjrzeć się. (...) Jeśli prezes URE zwraca się do spółek, by wycofali wnioski i dokonali przeglądu jeszcze raz sytuacji, to powinni to zrobić. To polecenie prezesa URE" - powiedział dziennikarzom Tchórzewski w rozmowie opublikowanej na stronie TVN24BiS.
Potwierdził, że po przeanalizowaniu sytuacji spółki złożą do URE nowe wnioski, choć - jak powiedział Tchórzewski - "mogą i nie złożyć".
We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach, o których informował wcześniej minister energii. Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”. W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe. Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.
Minister Tchórzewski wyjaśniał później, że 1 mld zł, którym spółki mają zasilić Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat, będzie "jednorazową wpłatą klimatyczną z zysku", a nie będzie pochodzić z oszczędności, bo – jak wskazał - audyty w spółkach mają się dopiero zakończyć do końca I kwartału.
Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.(PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 13.12.2018 10:21
ME ma także inne warianty niż rekompensaty - Tchórzewski (opis)
13.12.2018 10:21ME ma także inne warianty niż rekompensaty - Tchórzewski (opis)
"Mamy także inne warianty do zastosowania po decyzji prezesa URE, gdyż dzisiaj nie wiemy, jaki będzie poziom cen. Każde z rozwiązań zakłada, że rachunki gospodarstw domowych nie wzrosną w 2019 względem 2018 roku. Najdalej jesteśmy zaawansowani w kwestii rekompensat" - powiedział Tchórzewski.
"Myślimy także o pomocy dla samorządów. Wiemy, że mają one zdecydowany wzrost dochodów, w 2019 roku planowany jest wzrost dochodów o 5 mld zł, więc możliwe jest, by przeznaczyły one kilkaset milionów złotych na cele związane z energią, ale chcemy im dodatkowo ulżyć, bo naciski ze strony samorządów są bardzo mocne" - dodał.
ME szacował, że koszt programu rekompensat wyniesie ok. 4-5 mld zł. Rekompensaty dotyczyć będą okresu styczeń - grudzień 2019 roku. Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.
Według planów resortu energii, systemem rekomenpensat miałyby być objęte gospodarstwa domowe. Rząd myśli też o wsparciu dla małych i średnich przedsiębiorstw.
Resort energii podał, że źródłami finansowania funduszu mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).
We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach, o których informował wcześniej minister energii.
Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”.
W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe. Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia.
Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.(PAP Biznes)
map/ pr/ pel/
- 13.12.2018 09:52
ME ma także inne warianty niż rekompensaty - Tchórzewski
13.12.2018 09:52ME ma także inne warianty niż rekompensaty - Tchórzewski
"Mamy także inne warianty do zastosowania po decyzji prezesa URE. Każdy z nich zakłada, że rachunki gospodarstw domowych nie wzrosną w 2019 względem 2018 roku. Najdalej jesteśmy zaawansowani w kwestii rekompensat" - powiedział Tchórzewski.
"Myślimy także o pomocy dla samorządów" - dodał.
ME szacował, że koszt programu rekompensat wyniesie ok. 4-5 mld zł. Rekompensaty dotyczyć będą okresu styczeń - grudzień 2019 roku. Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.
Resort energii podał, że źródłami finansowania funduszu mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).
We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach, o których informował wcześniej minister energii. Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”.
W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe. Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia.
Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.(PAP Biznes)
map/ pr/
- 13.12.2018 07:50
Spółki wycofają wnioski taryfowe i dokonają przeglądu sytuacji - Tchórzewski, ME
13.12.2018 07:50Spółki wycofają wnioski taryfowe i dokonają przeglądu sytuacji - Tchórzewski, ME
"Spółki wycofają wnioski, bo to jest dobra sytuacja, by się zastanowić nad tym co zostało zrobione i dokładnie przemyśleć. Skoro prezes URE zwraca się, by wnioski miały zostać wycofane, to dlaczego mają nie wycofać. Mają czas, by popatrzeć, przyjrzeć się. (...) Jeśli prezes URE zwraca się do spółek, by wycofali wnioski i dokonali przeglądu jeszcze raz sytuacji, to powinni to zrobić. To polecenie prezesa URE" - powiedział dziennikarzom Tchórzewski w rozmowie opublikowanej na stronie TVN24BiS.
Potwierdził, że po przeanalizowaniu sytuacji spółki złożą do URE nowe wnioski, choć - jak powiedział Tchórzewski - "mogą i nie złożyć".
We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach, o których informował wcześniej minister energii. Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”. W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe. Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.
Minister Tchórzewski wyjaśniał później, że 1 mld zł, którym spółki mają zasilić Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat, będzie "jednorazową wpłatą klimatyczną z zysku", a nie będzie pochodzić z oszczędności, bo – jak wskazał - audyty w spółkach mają się dopiero zakończyć do końca I kwartału.
Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.(PAP Biznes)
pel/
- 12.12.2018 10:58
Spółki energetyczne zapłacą 1 mld zł "jednorazowej opłaty klimatycznej” - Tchórzewski, ME
12.12.2018 10:58Spółki energetyczne zapłacą 1 mld zł "jednorazowej opłaty klimatycznej” - Tchórzewski, ME
"W projekcie roboczym, nad którym będziemy w styczniu dyskutować, zapisujemy, że ten 1 mld zł, który chcemy ze spółek wziąć, to będzie jednorazowa opłata klimatyczna z zysku” - powiedział Tchórzewski podczas komisji sejmowej.
Powtórzył, że to nie będą "dodatkowe oszczędności wygospodarowane ze spółek”, bo – jak wskazał - audyty w spółkach mają się dopiero zakończyć do końca I kwartału. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 11.12.2018 20:05
Tchórzewski chce 1 mld zł od spółek na fundusz efektywności "zaoszczędzić na akcjonariuszach"
11.12.2018 20:05Tchórzewski chce 1 mld zł od spółek na fundusz efektywności "zaoszczędzić na akcjonariuszach"
Jak tłumaczył Tchórzewski, spółki obniżą w ten sposób swoją rentowność.
"To jest oszczędność na akcjonariuszach, w tym i na Skarbie Państwa. Jako główny akcjonariusz zasygnalizowałem gotowość głosowania za takim rozwiązaniem” - podkreślił, zaznaczając, że organy spółek będą się tą sprawą zajmować dopiero w I kwartale 2019 r.
W poniedziałek minister Tchórzewski poinformował na konferencji, że koncerny energetyczne mogą zasilić fundusz kwotą ok. 1 mld zł dzięki możliwym do osiągnięcia oszczędnościom. O wdrożenie w spółkach programów oszczędności minister zaapelował w ubiegłym tygodniu.
We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności, o których informował wcześniej minister energii. Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”. W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe.
"To jest niezrozumienie, to są pieniądze, które spółki wydzielą ze swojego zysku. Tak to jest zapisane w projekcie ustawy” - powiedział we wtorek Tchórzewski. Jak zaznaczył, użył określenia „oszczędność”, mając na myśli „zaoszczędzenie na zysku". (PAP)
wkr/ je/ pel/ osz/
- 11.12.2018 19:05
Rekompensaty za energię m.in. ze sprzedaży starych uprawnień do emisji CO2 - Tchórzewski
11.12.2018 19:05Rekompensaty za energię m.in. ze sprzedaży starych uprawnień do emisji CO2 - Tchórzewski
Jak wyjaśnił we wtorek w Katowicach, chodzi o niewykorzystane przez polskie przedsiębiorstwa uprawnienia do emisji CO2 z tzw. II okresu rozliczeniowego, czyli z lat 2007-2013.
Minister dodał, że przychód z ich sprzedaży powinien wynieść w granicach 4-4,5 mld zł i trafi do funduszu efektywności energetycznej. Zaznaczył, że szczegóły znajdą się w odpowiednim projekcie ustawy, dotyczącej rekompensat dla odbiorców z tytułu wzrostu cen energii.
Drugim źródłem przychodów funduszu mają być kontrolowane przez państwo spółki energetyczne. Tchórzewski oświadczył, że oczekuje, iż zasilą one fundusz miliardem złotych, pochodzącym z zysku przed opodatkowaniem. (PAP)
wkr/ je/ osz/
- 11.12.2018 15:13
DZIEŃ NA GPW: Spółki energetyczne tracą po wezwaniu prezesa URE do korekty wniosków taryfowych
11.12.2018 15:13DZIEŃ NA GPW: Spółki energetyczne tracą po wezwaniu prezesa URE do korekty wniosków taryfowych
O godz. 15.10 kurs PGE spada 3,9 proc., akcje Tauronu zniżkują 1,8 proc. Kurs Enei spada 4 proc., a akcje Energi tanieją 1,1 proc.
We wtorek prezes URE, w ramach trwających postępowań taryfowych, wezwał dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w wysokości ok. 1 mld zł, o których poinformował w poniedziałek minister energii, oraz do korekty wniosków taryfowych.
"Pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe" - napisano w komunikacie URE.
Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.
W poniedziałek ministerstwo energii przedstawiło założenia do programu rekompensat dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw w kontekście ewentualnego wzrostu cen energii elektrycznej.
Resort szacuje koszt programu rekompensat na 4-5 mld zł. Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.
Źródłami finansowania funduszu mają być m.in. środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2 oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).
Minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował w poniedziałek, że koncerny energetyczne mogą zasilić fundusz kwotą ok. 1 mld zł dzięki możliwym do osiągnięcia oszczędnościom. O wdrożenie w spółkach programów oszczędności minister zaapelował w ubiegłym tygodniu. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 11.12.2018 14:11
URE wzywa spółki energetyczne do wyjaśnień i korekty wniosków taryfowych (opis)
11.12.2018 14:11URE wzywa spółki energetyczne do wyjaśnień i korekty wniosków taryfowych (opis)
"Regulator zwróci się także do Ministra Energii o przekazanie danych, które pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł" - napisano w komunikacie.
"Pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe" - dodano.
Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.
"Należy pamiętać, że zgodnie z ustawą Prawo energetyczne nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy" - napisano w komunikacie URE.
Obowiązujące taryfy na sprzedaż energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych obowiązują do 31 grudnia br.
W połowie listopada Urząd Regulacji Energetyki otrzymał wnioski taryfowe na sprzedaż energii na przyszły rok od czterech sprzedawców z urzędu: PGE Obrót, Energa Obrót, Tauron Sprzedaż i Enea. Rzecznik URE informowała później PAP, że sprzedawcy energii wnioskują o średnio ponad 30 proc. podwyżki taryf dla gospodarstw domowych.
W poniedziałek ministerstwo energii przedstawiło założenia do programu rekompensat dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw w kontekście ewentualnego wzrostu cen energii elektrycznej.
Resort szacuje, że cena energii w taryfie G11 w 2019 roku może wzrosnąć do 302 zł/MWh wobec 242,2 zł/MWh w 2018 roku. Koszt programu rekompensat za wzrost cen energii dla gospodarstw domowych oraz MŚP szacowany jest w przyszłym roku na 4-5 mld zł. Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.
Źródłami finansowania funduszu mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).
Minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował w poniedziałek, że koncerny energetyczne mogą zasilić fundusz kwotą ok. 1 mld zł dzięki możliwym do osiągnięcia oszczędnościom. W ubiegłym tygodniu minister zaapelował o wdrożenie w spółkach programów oszczędności.
W liście do przewodniczących rad nadzorczych PGE, Tauronu, Enei i Energi z 7 grudnia minister energii zwrócił się o "spowodowanie przeprowadzenia pogłębionej analizy przez niezależny podmiot zewnętrzny w zakresie optymalizacji przeprowadzonych w okresie 2 ostatnich lat kosztów w obszarach wytwarzania, dystrybucji i sprzedaży". Analizy "powinny być podstawą do wypracowania dalszych działań mających na celu ograniczenie kosztów zarówno stałych, jak i zmiennych wpływających docelowo na obniżenie rachunków za energię elektryczną dla odbiorców końcowych". Poprosił również o opinię dotyczącą "możliwości obniżenia cen sprzedawanej energii".
Audyty w spółkach i wnioski miałyby być gotowe do końca I kwartału 2019 r. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 10.12.2018 17:40
UE finalizuje reformę rynku energii; ważą się losy wsparcia dla elektrowni
10.12.2018 17:40UE finalizuje reformę rynku energii; ważą się losy wsparcia dla elektrowni
"Chcemy zakończyć prace podczas austriackiej prezydencji (...) Możemy to zrobić, ale wiemy, że są dalej trudne kwestie do rozwiązania" - mówił w poniedziałek w Brukseli unijny dyplomata.
Dla Polski najważniejszą sprawą jest kwestia limitu emisji (550 gr CO2 na kWh), który wyklucza elektrownie węglowe z korzystania ze wsparcia państwa w ramach rynku mocy. Kraje członkowskie po długich negocjacjach przyjęły w zeszłym roku stanowisko przewidujące, że restrykcje miałyby obowiązywać dopiero po 2030 r. Celem przepisów ma być zablokowanie ukrytego subsydiowania elektrowni węglowych.
Przedstawiciele polskich władz byli zadowoleni z kompromisu wypracowanego w Radzie UE, ale teraz nie jest pewne, na ile te ustalenia zostaną zmienione w kierunku oczekiwań nastawionego proekologicznie europarlamentu.
Według rozmówców PAP w Brukseli, choć sama data 2030 r. nie jest zagrożona, to teraz gra toczy się o to, które elektrownie będą mogły korzystać z wyłączenia od restrykcji. W przepisach ważne będzie zdefiniowanie, jak są rozumiane istniejące moce wytwórcze. W przypadku już działających elektrowni nie ma z tym problemu, ale kłopot pojawia się przy blokach, które są w budowie.
To przypadek wartej ponad 6 mld złotych inwestycji Energi i Enei w elektrownię węglową Ostrołęka C. W połowie października rozpoczęły się pierwsze prace budowlane przy realizacji tej jednostki o mocy 1 tys. megawatów, więc zakończenie budowy przed wejściem w życie przepisów nie ma szans.
Zdaniem ekologów Ostrołęka C może emitować do 2063 r. 6 mln ton CO2 rocznie i przyniesie co najmniej 2,34 mld zł straty. Rządowi zależy na tym, by nowa jednostka, która ma zacząć działać w 2023 r., mogła korzystać ze wsparcia w ramach rynku mocy (czyli dopłat do produkcji).
Dyplomaci podkreślają, że Parlament Europejski chciałby, aby data graniczna, po której niemożliwe byłoby wsparcie dla elektrowni węglowych, była wcześniejsza niż 2030 r. "Ale musimy wziąć pod uwagę też bezpieczeństwo dostaw i musimy znaleźć właściwy kompromis" - mówił jeden z nich.
Zaplanowany na 18 grudnia trylog, czyli negocjacje z udziałem przedstawiciele PE, KE i państw UE, ma zająć się też innymi problematycznymi kwestiami. Dla części państw z Francją na czele problematyczna jest kwestia zakazu regulowania cen energii. W Polsce zajmuje się tym teraz Urząd Regulacji Energetyki (URE).
Część stolic obawia się, że wprowadzenie czysto rynkowych rozwiązań mogłoby oznaczać znaczne podwyżki dla klientów końcowych. Kompromisem w tym przypadku mogą być rozwiązania chroniące mniej zasobne gospodarstwa domowe. "Coś będziemy musieli w tej kwestii wymyślić" - przyznaje dyplomata zaangażowany w rozmowy.
Reforma przewiduje też wzmocnienie Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER), która miałby mieć prawo kontrolowania, czy podmioty w państwach członkowskich przestrzegają zapisów prawa UE. Tu również część stolic z Paryżem na czele ma obiekcje.
Negocjacje z PE przyniosły także rozwiązania, z których zadowolona jest Polska. Parlament Europejski musiał zrezygnować z forsowania zapisów ograniczających długość umów na wsparcie (chciał, by możliwe były tylko umowy na 1 rok). Ostateczny kształt przepisów będzie zależał od ostatniej rundy negocjacji, która odbędzie się 18 grudnia.
Z Brukseli Krzysztof Strzępka (PAP)
stk/ mobr/ mc/ ana/
- 10.12.2018 16:49
ME szacuje cenę energii w taryfie G w '19 na 302 zł/MWh; rekompensaty na 4-5 mld zł (opis)
10.12.2018 16:49ME szacuje cenę energii w taryfie G w '19 na 302 zł/MWh; rekompensaty na 4-5 mld zł (opis)
"Pozwoliliśmy sobie na pewien szacunek. Taryfa na 2019 rok zatwierdzona jeszcze nie jest. Prezes URE około 15 grudnia ją zatwierdza, ale można szacować, na jakim poziomie można oczekiwać tej taryfy w 2019 roku. (...) Z obserwacji złożonych wniosków taryfowych można wnioskować, że w stosunku do poziomu z 2012 i 2013 roku wzrost cen w 2019 roku może wynieść około 7 proc." - powiedział na poniedziałkowej konferencji prasowej wiceminister energii Tadeusz Skobel.
Z prezentacji wynika, że cena energii w taryfie G11 mogłaby wynieść w 2019 roku 302 zł/MWh. W 2013 roku cena 1 zł/MWh wynosiła 282,4 zł.
Z kolei w 2018 roku cena energii w taryfie G11 wyniosła 242,2 zł/MWh, co oznacza wzrost ceny w 2019 r. o 24,7 proc. rdr.
"Polaków energia więcej nie będzie kosztować. Jesteśmy w przededniu złożenia ustawy do Sejmu. Niezwykle nam zależy, by odbudować zaufanie społeczne do polityki klimatycznej. (...) Chcemy wprowadzić dla obywateli i dla małych i średnich przedsiębiorstw rekompensaty" - powiedział na konferencji minister energii Krzysztof Tchórzewski.
Resort energii podał, że program rekompensat ma objąć 15 mln gospodarstw domowych miejskich i wiejskich, małe i średnie przedsiębiorstwa (zatrudniające mniej niż 250 pracowników oraz obrotem rocznym, który nie przekracza 50 mln euro lub całkowitym bilansem rocznym nieprzekraczającym 43 mln euro) oraz pozostałych odbiorców np. hospicja, domy opieki społecznej, akademiki, internaty i domy dziecka.
Rekompensaty dla gospodarstw domowych naliczane będą automatycznie i pojawią się na rachunku od kwietnia 2019 roku.
"W przypadku gospodarstw domowych, spółka obrotu wystąpi poprzez zarządcę rozliczeń do funduszu obsługiwanego np. przez BGK. Na podstawie prognoz dostaje przelew z BGK i te środki zwraca do gospodarstw domowych" - powiedział wiceminister Skobel.
W przypadku małych i średnich przedsiębiorstw rekompensaty będą wypłacane na ich wniosek. Pierwsze wnioski będzie można składać w kwietniu 2019 roku.
Rekompensaty dla MŚP będą w ramach pomocy de minimis, co oznacza, że jeśli firma już taką pomoc wykorzystuje, to nie dostanie rekompensaty przekraczającej ten poziom.
Resort podał, że wyłączenia w systemie rekompensat dotyczyć będą odbiorców posiadających umowy z ceną sprzed wzrostów cen energii na giełdzie np. posiadających umowy wieloletnie.
"Jest szereg przedsiębiorstw mających umowy wieloletnie. Ceny z tych umów są na dziś na tyle atrakcyjne, że nie ma potrzeby wspierania ich w ramach tego systemu" - powiedział wiceminister Skobel.
KOSZT PROGRAMU REKOMPENSAT WYNIESIE OK. 4-5 MLD ZŁ
ME szacuje, że koszt programu rekompensat wyniesie ok. 4-5 mld zł.
"Szacujemy koszt programu na ok. 4-5 mld zł. Rekompensaty dotyczyć będą okresu styczeń - grudzień 2019 roku" - powiedział Skobel.
Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.
Resort energii podał, że źródłami finansowania funduszu mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).
SPÓŁKI ENERGETYCZNE MIAŁYBY ZASILIĆ FUNDUSZ KWOTĄ OK. 1 MLD ZŁ
Minister Krzysztof Tchórzewski poinformował, że do funduszu trafić może ok. 1 mld zł z koncernów energetycznych. W ubiegłym tygodniu minister zaapelował o wdrożenie w spółkach programów oszczędności.
W liście do przewodniczących rad nadzorczych PGE, Tauronu, Enei i Energi z 7 grudnia minister energii zwrócił się o "spowodowanie przeprowadzenia pogłębionej analizy przez niezależny podmiot zewnętrzny w zakresie optymalizacji przeprowadzonych w okresie 2 ostatnich lat kosztów w obszarach wytwarzania, dystrybucji i sprzedaży". Analizy "powinny być podstawą do wypracowania dalszych działań mających na celu ograniczenie kosztów zarówno stałych, jak i zmiennych wpływających docelowo na obniżenie rachunków za energię elektryczną dla odbiorców końcowych". Poprosił również o opinię dotyczącą "możliwości obniżenia cen sprzedawanej energii".
Audyty w spółkach i wnioski miałyby być gotowe do końca 2019 r.
"Wyceniliśmy w ramach ministerstwa możliwości spółek energetycznych, zbierając informacje od przedsiębiorstw energetycznych, że oszczędności są możliwe na poziomie około 1 mld zł, by wprowadzić odpowiednie środki do Funduszu Efektywności Energetycznej i Rekompensat" - powiedział w poniedziałek minister Tchórzewski.
Resort energii nie przesądza, czy system rekompensat obowiązywać też będzie w 2020 roku.
"Początkowo mieliśmy zamiar tworzyć ustawę na okres dwóch lat, ale wiele wskaźników makro pokazuje, że może się różnie dziać. (...) Dostosujemy się do tego, co będzie w 2020 roku, w drugiej połowie 2019 roku. Nie chcemy przesądzać w tym momencie" - powiedział minister Tchórzewski. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 10.12.2018 16:19
DZIEŃ NA GPW: Spółki energetyczne tracą po konferencji ministra energii, najmocniej spada kurs PGE
10.12.2018 16:19DZIEŃ NA GPW: Spółki energetyczne tracą po konferencji ministra energii, najmocniej spada kurs PGE
Ministerstwo Energii poinformowało podczas poniedziałkowej konferencji prasowej, że zwróciło się do spółek energetycznych Skarbu Państwa o działania oszczędnościowe w związku ze wzrostem cen hurtowych energii elektrycznej na giełdach w Europie i w Polsce, co może przełożyć się na wzrost taryf dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw w 2019 roku.
Resort oszacował, że możliwe oszczędności w spółkach energetycznych mogą wynieść ok. 1 mld zł. Środki mają trafić na specjalny fundusz związany z efektywnością i rekompensatami za wzrost cen energii.
W reakcji na te szacunki spadają kursy akcji notowanych na giełdzie spółek energetycznych. Najmocniej traci PGE, którego akcje o 16.10 zniżkowały około 5 proc. Tauron zniżkuje ponad 3 proc., Energa traci ponad 1 proc., a Enea niecały 1 proc.
Podczas konferencji przedstawiono też szacunki, z których wynika, że cena energii w taryfie G w 2019 roku może wynieść 302 zł/MWh wobec 242,2 zł/MWh w 2018 roku, co oznaczałoby wzrost cen w 2019 r. o 24,7 proc. rdr.
Ministerstwo Energii szacuje, że koszt programu rekompensat wzrostu cen energii w całym 2019 roku wyniesie ok. 4-5 mld zł. Pierwsze wypłaty rekompensat planowane są na kwiecień 2019 roku.
Źródłami finansowania funduszu, który będzie obsługiwał wypłaty rekompensat, mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych. (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 10.12.2018 15:02
ENEA SA (65/2018) Informacja w sprawie ogłoszonych przez PSE wstępnych wyników aukcji rynku mocy na 2022 rok
10.12.2018 15:02ENEA SA (65/2018) Informacja w sprawie ogłoszonych przez PSE wstępnych wyników aukcji rynku mocy na 2022 rok
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 64/2018, Zarząd ENEA S.A. ("Emitent", "Spółka") informuje, że 10 grudnia 2018 roku Spółka powzięła informacje o przekazaniu przez PSE S.A. do publicznej wiadomości wstępnych wyników aukcji głównej rynku mocy na 2022 rok, w tym cenę zamknięcia aukcji mocy, która wynosi 198,00 PLN/kW/rok.
Mając na uwadze wyniki powyższej aukcji, jak również wyniki aukcji z 15 listopada 2018 roku Emitent szacuje, iż przychody Grupy Kapitałowej ENEA z rynku mocy mogą wynosić w 2022 roku:
1) dla bloku 11 w Elektrowni Kozienice (z umową mocową na 15 lat) i zakontraktowanych 915 MW - ok. 220 mln PLN;
2) dla jednostek modernizowanych (z umową mocową na 5 lat) i zakontraktowanych 2.711 MW - ok. 651 mln PLN;
3) dla jednostek istniejących (z umową mocową na 1 rok) i zakontraktowanych 37 MW - ok. 7 mln PLN.
Wskazane powyżej obowiązki mocowe dla kontraktów jednorocznych nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21 dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.
Jednocześnie Emitent informuje, iż w przypadku gdy ostateczne wyniki aukcji mocy będą istotnie różniły się od zaprezentowanych wstępnych wyników, Spółka przekaże stosowną aktualizację w trybie raportu bieżącego.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 07.12.2018 20:50
Wstępne wyniki aukcji głównej na rynku mocy na rok dostaw 2022 (dokumentacja)
07.12.2018 20:50Wstępne wyniki aukcji głównej na rynku mocy na rok dostaw 2022 (dokumentacja)
PSE podały, że aukcja główna na rok dostaw 2022 zakończyła się w rundzie 7. z ceną zamknięcia 198,00 zł/kW/rok.
Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2022 wynosi 10.580,056 MW.
Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.(PAP Biznes)
pel/
- 07.12.2018 20:44
Cena w aukcji rynku mocy na rok 2022 wynosi 198 zł/kW/rok - PSE (opis)
07.12.2018 20:44Cena w aukcji rynku mocy na rok 2022 wynosi 198 zł/kW/rok - PSE (opis)
Aukcja zakończyła się w rundzie 7, gdzie cena wywoławcza wynosiła 219,66 zł, a cena minimalna 195,28 zł.
"Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych dla roku dostaw 2022 wynosi 10.580,056 MW"- podały Polskie Sieci Elektroenergetyczne w piątkowym komunikacie.
Kolejna aukcja główna odbędzie się 21 grudnia 2018 r. i będzie dotyczyła roku dostaw 2023.
W pierwszej aukcji głównej na rynku mocy, na rok dostaw 2021, która odbyła się 15 listopada, cena zamknięcia wyniosła 240,32 zł/kW/rok.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.
Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 07.12.2018 20:38
Cena w aukcji rynku mocy na rok 2022 wynosi 198 zł/kW/rok - PSE
07.12.2018 20:38Cena w aukcji rynku mocy na rok 2022 wynosi 198 zł/kW/rok - PSE
Aukcja zakończyła się w rundzie 7.
Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych dla roku dostaw 2022 wynosi 10.580,056 MW.
Kolejna aukcja główna odbędzie się 21 grudnia 2018 r. i będzie dotyczyła roku dostaw 2023. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 07.12.2018 12:03
Perspektywa dla spółek energetycznych na '19 jest stabilna - Fitch (wywiad)
07.12.2018 12:03Perspektywa dla spółek energetycznych na '19 jest stabilna - Fitch (wywiad)
"Perspektywa dla polskich spółek energetycznych jest stabilna. PGE i Energa mają nadal miejsce, by zwiększyć zadłużenie w ramach obecnych ratingów. Z kolei Tauron i Enea mają dźwignię bliską maksymalnemu poziomowi dla obecnych ratingów, ale spodziewamy się, że ich dźwignia będzie stabilna" - powiedział PAP Biznes Arkadiusz Wicik, dyrektor z europejskiego zespołu energetycznego Fitch Ratings.
W przypadku PGE maksymalny poziom dźwigni finansowej netto opartej na przepływach środków z działalności operacyjnej FFO dla obecnego ratingu wynosi 3,0x, podczas gdy - według prognoz - w 2019 roku może ona wynieść 2,5x. Dla Energi maksymalna dźwignia wynosi 3,5x, a w przyszłym roku może wynieść poniżej 3,0x.
Maksymalna dźwignia dla Tauronu wynosi 3,5x, a dla Enei 3,0x.
Aktualnie rating Fitch dla PGE jest na poziomie "BBB+", a dla Tauronu, Enei i Energi wynosi "BBB".
OSTROŁĘKA C NEGATYWNA DLA RATINGÓW ENEI I ENERGI
Agencja Fitch ocenia, że planowana inwestycja budowy nowej elektrowni węglowej Ostrołęka C jest negatywna dla ratingów Enei i Energi.
"Inwestycja Ostrołęka C jest negatywna dla ratingów Enei i Energi z trzech powodów. Po pierwsze, to przejście w stronę biznesu wytwórczego, który jest bardziej ryzykowny z punktu widzenia profilu kredytowego niż dystrybucja. Po drugie, projekt jest duży, wart ok. 6 mld zł, a obie spółki mają już spore zadłużenie. Po trzecie, wzrost cen CO2 został przeniesiony na hurtowe ceny energii, ale nie musi tak być w przyszłości" - powiedział PAP Biznes Artur Galbarczyk, dyrektor europejskiego zespołu energetycznego.
Wskazał jednocześnie, że te czynniki są obecnie "mitygowane".
"Projekt ubiega się o płatności z rynku mocy. Ma być realizowany przy wsparciu innych podmiotów, więc zakładamy, że obie spółki przeznaczą po 1 mld zł" - powiedział.
Fitch przewiduje, że na czas budowy bloku Ostrołęka C Enea i Energa nie będą wypłacać dywidend.
W ocenie agencji, do wypłaty dywidendy od ok. 2020 roku wrócić mogą z kolei PGE i Tauron.
"Zakładamy, że spółki energetyczne: PGE i Tauron powrócą do wypłaty dywidendy od około 2020 roku, choć na niższych poziomach" - powiedział Galbarczyk.
TROCHĘ WIĘCEJ PLUSÓW PO STRONIE OFFSHORE VS. ATOM
Dwa tygodnie temu Ministerstwo Energii przedstawiło projekt polityki energetycznej Polski do 2040 roku. Z dokumentu wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne.
"Projekt polityki energetycznej do 2040 roku zakłada łączne nakłady na inwestycje w wysokości 400 mld zł, z czego 130 mld zł w latach 2021-30, a 270 mld zł w latach 2031-40. Polskie spółki energetyczne nie będą w stanie sfinansować tych inwestycji w całości. Zakładamy, że pojawią się też inni inwestorzy, w tym inwestorzy finansowi, zagraniczne spółki energetyczne oraz że gospodarstwa domowe będą inwestować w energetykę prosumencką" - powiedział Arkadiusz Wicik.
Projekt PEP 2040 przewiduje duże inwestycje w morskie farmy wiatrowe i energetykę jądrową. Pierwsza farma wiatrowa na morzu miałaby zostać uruchomiona po 2025 r. W 2030 r. w offshore byłoby zainstalowane - według prognoz - 4,6 GW, a w 2040 r. 10,3 GW. Z kolei ok. 2033 r. miałby zostać uruchomiony w Polsce pierwszy blok pierwszej elektrowni jądrowej o mocy ok. 1-1,5 GW, a docelowo miałoby być 6 bloków jądrowych o łącznej mocy 6-9 GW.
"Z punktu widzenia kredytodawców, gdy porównujemy atom i morską energetykę wiatrową, to widzimy trochę więcej pozytywów po stronie offshore" - ocenił dyrektor Fitch.
Wskazał, że skala i czas przygotowania projektów są na korzyść offshore.
"W przypadku elektrowni jądrowej potrzeba co najmniej 10 lat, a w offshore czas jest krótszy i wynosi kilka lat. W przypadku inwestycji jądrowych jest też ryzyko dużych opóźnień i przekroczenia budżetów, jak to ma miejsce w obecnie prowadzonych procesach budowy nowych elektrowni w Finlandii i Francji" - powiedział Wicik.
W jego ocenie atom ma również ograniczone opcje finansowania.
"Łatwiej sfinansować offshore niż atom. Projekty offshore można realizować z inwestorami finansowymi czy branżowymi z zagranicy. W przypadku atomu pozyskanie finansowania będzie trudniejsze. Ponadto, kredytobiorcy będą oczekiwać długoterminowego mechanizmu wsparcia" - powiedział dyrektor Fitch.
"Ministerstwo Energii bierze jednak pod uwagę także inne czynniki poza finansowymi, w tym stabilność dostaw, emisję CO2 czy ceny energii dla odbiorców" - dodał.
Jego zdaniem projekt atomowy może być "zarządzalny" dla spółek, jeśli zostanie wdrożony z silnym wsparciem: kontraktem różnicowym albo rynkiem mocy.
"Zdecydowanie jednak cztery polskie spółki energetyczne nie mają możliwości, by sfinansować 6-9 GW mocy w technologii jądrowej" - powiedział Wicik.
"Pozytywne jest, że według projektu polityki energetycznej najpierw będą inwestycje w morskie farmy wiatrowe, a dopiero potem elektrownia jądrowa. To daje firmom trochę przestrzeni" - dodał.
W projekcie polityki energetycznej założono, że koszt budowy 1 GW mocy w offshore wynosi 14,6 mld zł, a w przypadku atomu 20 mld zł.
Agencja nie będzie na razie uwzględniać tego typu inwestycji w swoich założeniach.
"Horyzont dla naszych ratingów wynosi pięć lat. Koncentrujemy się więc na inwestycjach, które już są zaplanowane i realizowane w tym okresie. Tymczasem polityka energetyczna zakłada inwestycje w długim horyzoncie i dopóki nie ma szczegółów dotyczących udziału poszczególnych firm w inwestycjach oraz sposobu finansowania tych inwestycji, nie uwzględniamy ich w naszych założeniach" - powiedział Arkadiusz Wicik.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 06.12.2018 13:04
ME wystąpi do RN spółek energetycznych o audyt kosztów i wdrożenie oszczędności (opis, aktl.)
06.12.2018 13:04ME wystąpi do RN spółek energetycznych o audyt kosztów i wdrożenie oszczędności (opis, aktl.)
"Cen dla jednostek samorządowych i większych przedsiębiorstw prezes URE nie wyznacza. To cena na styku sprzedawcy i samorządu. Zauważamy, że ceny są wysokie nie tylko w stosunku do samorządów, ale i części dużych przedsiębiorstw. Z tego tytułu przygotowuję w tej chwili wystąpienie do przewodniczących rad nadzorczych, korzystając z prawa większościowego akcjonariusza, z prośbą o dokonanie audytów kosztów w kierunku wprowadzenia nadzwyczajnych procedur oszczędności w przedsiębiorstwach (energetycznych - PAP) celem sprowadzenia cen do minimum na tyle, na ile można" - powiedział w czwartek w Sejmie minister Tchórzewski.
"Mam nadzieję, że w ciągu roku ceny się jeszcze zmienią. (...) Jako minister nakazać nie mogę, ale zwracam się do przewodniczących rad nadzorczych o dokładne zbadanie poziomu kosztów i tego, dlaczego ceny są takie, a nie inne" - powiedział minister.
Wskazał, że możliwości ingerencji przez ministra energii są małe w związku z upublicznieniem spółek energetycznych.
"Decydują warunki rynkowe. Trudno mówić, że to tylko odpowiedzialność ministra energii" - powiedział.
"Wdrażamy nadzwyczajne programy oszczędnościowe w spółkach w takim zakresie jak umożliwia ład korporacyjny. (...) W takim zakresie będziemy się starać wdrażać nadzwyczajne programy i iść w kierunku takim, by w przyszłym roku jeszcze zmniejszyć taryfy" - dodał.
Tchórzewski powtórzył, że podejmowane będą działania w celu zmniejszenia skutków wzrostu cen energii dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw.
Poinformował, że planowane rekompensaty obejmą miejskie i wiejskie gospodarstwa domowe, hospicja, domy opieki społecznej, akademiki, internaty, domy dziecka, małe i średnie przedsiębiorstwa i wszystkich innych korzystających z taryfy G.
Dodał, że nie ma potrzeby notyfikacji w przypadku pomocy dla obywateli, a rekompensaty dla małych i średnich firm mieszczą sie w zakresie dozwolonej pomocy publicznej.
Tchórzewski zauważył, że prezes URE odniesie się do wniosków taryfowych składanych przez spółki energetyczne w połowie grudnia i dopiero wtedy będzie wiadomo, ile wyniosą rachunki za energię w 2019 roku.
Zaznaczył jednocześnie, że cena energii jest jedną ze składowych rachunku za energię elektryczną i jej procentowa zmiana nie przekłada się w proporcji jeden do jednego na zmianę rachunku płaconego przez odbiorców.
"Są jeszcze koszty dystrybucji, akcyza, VAT - one stanowią w rachunku gospodarstw domowych 50 proc. kosztów. Jeśli mówimy, że cena energii wzrasta o 5 proc., to rachunek wzrasta o 2,5 proc." - powiedział minister.
Wcześniej minister szacował, że rekompensaty dla gospodarstw domowych mogłyby kosztować ok. 1,8-2,1 mld zł, a podobną kwotę pochłonąć miałyby rekompensaty dla małych i średnich firm. Zapowiadał, że w przyszłym tygodniu projekt w tej sprawie trafi do Sejmu. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 06.12.2018 12:15
ME wystąpi do RN spółek energetycznych o audyt kosztów i wdrożenie oszczędności (opis)
06.12.2018 12:15ME wystąpi do RN spółek energetycznych o audyt kosztów i wdrożenie oszczędności (opis)
"Cen dla jednostek samorządowych i większych przedsiębiorstw prezes URE nie wyznacza. To cena na styku sprzedawcy i samorządu. Zauważamy, że ceny są wysokie nie tylko w stosunku do samorządów, ale i części dużych przedsiębiorstw. Z tego tytułu przygotowuję w tej chwili wystąpienie do przewodniczących rad nadzorczych, korzystając z prawa większościowego akcjonariusza, z prośbą o dokonanie audytów kosztów w kierunku wprowadzenia nadzwyczajnych procedur oszczędności w przedsiębiorstwach (energetycznych - PAP) celem sprowadzenia cen do minimum na tyle, na ile można" - powiedział w czwartek w Sejmie minister Tchórzewski.
"Mam nadzieję, że w ciągu roku ceny się jeszcze zmienią. (...) Jako minister nakazać nie mogę, ale zwracam się do przewodniczących rad nadzorczych o dokładne zbadanie poziomu kosztów i tego, dlaczego ceny są takie, a nie inne" - powiedział minister.
Wskazał, że możliwości ingerencji przez ministra energii są małe w związku z upublicznieniem spółek energetycznych.
"Decydują warunki rynkowe. Trudno mówić, że to tylko odpowiedzialność ministra energii" - powiedział.
Tchórzewski powtórzył, że podejmowane będą działania w celu zmniejszenia skutków wzrostu cen energii dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw.
Poinformował, że planowane rekompensaty obejmą miejskie i wiejskie gospodarstwa domowe, hospicja, domy opieki społecznej, akademiki, internaty, domy dziecka, małe i średnie przedsiębiorstwa i wszystkich innych korzystających z taryfy G.
Tchórzewski zauważył, że prezes URE odniesie się do wniosków taryfowych składanych przez spółki energetyczne w połowie grudnia i dopiero wtedy będzie wiadomo, ile wyniosą rachunki za energię w 2019 roku.
Zaznaczył jednocześnie, że cena energii jest jedną ze składowych rachunku za energię elektryczną i jej procentowa zmiana nie przekłada się w proporcji jeden do jednego na zmianę rachunku płaconego przez odbiorców.
"Są jeszcze koszty dystrybucji, akcyza, VAT - one stanowią w rachunku gospodarstw domowych 50 proc. kosztów. Jeśli mówimy, że cena energii wzrasta o 5 proc., to rachunek wzrasta o 2,5 proc." - powiedział minister.
Wcześniej minister szacował, że rekompensaty dla gospodarstw domowych mogłyby kosztować ok. 1,8-2,1 mld zł, a podobną kwotę pochłonąć miałyby rekompensaty dla małych i średnich firm. Zapowiadał, że w przyszłym tygodniu projekt w tej sprawie trafi do Sejmu. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 06.12.2018 08:31
DM mBanku podniósł cenę docelową Enei, PGE i Tauronu, obniżył cenę dla Energi
06.12.2018 08:31DM mBanku podniósł cenę docelową Enei, PGE i Tauronu, obniżył cenę dla Energi
Cena docelowa Enei została podniesiona z 12,62 zł na 15,58 zł, PGE z 13,6 zł na 14,82 zł, a Tauronu z 2,77 zł na 3,06 zł.
W środę na zamknięciu za jedną akcję Enei płacono 10,86 zł, za akcję PGE 11,74 zł, Tauronu 2,37 zł, a Energi 9,71 zł.
"Ostatnie wzrosty rynkowych spreadów CDS oraz korzystne rozstrzygnięcie aukcji mocowej budują najbardziej sprzyjające otoczenie dla wytwarzania w Polsce od wielu lat. (...) Sektor ma zapewnione stabilne przychody mocowe w 5-15 letnich kontraktach, wchodzi w okres dodatnich przepływów pieniężnych, a rentowność segmentu wytwarzania rośnie i to przy rekordowych cenach CO2" - napisano w raporcie.
Jak podano, korzystnie wygląda polityka energetyczna kraju z rosnącą wagą OZE i "słabo" uargumentowaną koniecznością budowy elektrowni atomowej.
"Podtrzymujemy pozytywną rekomendację dla całego indeksu WIG-Energia, ze szczególnym wskazaniem na Eneę" - dodano.
Autorzy raportu prognozują, że obecny cykl inwestycyjny powoli wygasa, co wraz z poprawą wyników pozwoli na wygenerowanie gotówki w przyszłym roku.
"Systematyczny spadek poziomu zadłużenia z 1,9x na koniec 2018 do 1,5x w 2020 powinien uzasadnić powrót do polityki dywidendowej" - napisano.
Analitycy szacują, że EBITDA dla Enei w 2018 roku wyniesie 2622,7 mln zł, a w 2019 roku 3588,8 mln zł. Dla Energi EBITDA ma być na poziomie 2068,2 mln zł w 2018 roku, a w 2019 roku na poziomie 2205,8 mln zł. Dla PGE szacują EBITDA w wysokości 6748,7 mln zł w 2018 roku i 7693,8 mln zł w 2019 roku. Prognozowana EBITDA Tauronu ma wynieść 3604,5 mln zł w 2018 roku, a w 2019 roku 3695,4 mln zł.
Autorem raportu, którego pierwsze udostępnienie miało miejsce 29 listopada o godzinie 8.43, jest Kamil Kliszcz.
Depesza PAP Biznes stanowi wyciąg z raportu. W załączniku zamieszczamy plik PDF z raportem. (PAP Biznes)
doa/ ana/
- 05.12.2018 21:17
Enea zakontraktowała w aukcji rynku mocy na '22 łącznie nie mniej niż 3.663 MW obowiązku mocowego
05.12.2018 21:17Enea zakontraktowała w aukcji rynku mocy na '22 łącznie nie mniej niż 3.663 MW obowiązku mocowego
W porównaniu z wynikami aukcji głównej z dnia 15 listopada 2018 roku, poziom zawartych przez Grupę Kapitałową ENEA wieloletnich umów mocowych został uzupełniony o 37 MW w ramach odnowionych kontraktów jednorocznych zawartych na rok 2022 - podano w raporcie.
Cena zamknięcia aukcji z 5 grudnia 2018 roku na rundzie 7 mieści się w przedziale 195,28 – 219,66 PLN/kW/rok. W terminie 3 dni roboczych zostanie podana do publicznej wiadomości przez PSE SA.
Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21 dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych, dla tej aukcji, są warunkowe. (PAP Biznes)
asa/ asa/
- 05.12.2018 20:55
ENEA SA (64/2018) Informacja w sprawie wyniku aukcji rynku mocy na 2022 rok
05.12.2018 20:55ENEA SA (64/2018) Informacja w sprawie wyniku aukcji rynku mocy na 2022 rok
Zarząd ENEA S.A. informuje, że w wyniku rozstrzygnięcia w dniu 5 grudnia 2018 roku aukcji rynku mocy, po uwzględnieniu wyników aukcji z 15 listopada 2018 roku, dla jednostek należących do Grupy Kapitałowej ENEA na rok 2022 zakontraktowanych zostało łącznie nie mniej niż 3.663 MW obowiązku mocowego.
W porównaniu z wynikami aukcji głównej z dnia 15 listopada 2018 roku, o których ENEA S.A. informowała w raporcie bieżącym nr 62/2018, poziom zawartych przez Grupę Kapitałową ENEA wieloletnich umów mocowych został uzupełniony o 37 MW w ramach odnowionych kontraktów jednorocznych zawartych na rok 2022.
Cena zamknięcia aukcji z 5 grudnia 2018 roku na rundzie 7 mieści się w przedziale 195,28 - 219,66 PLN/kW/rok, i zgodnie z art.38 ust.1 ustawy o rynku mocy z dnia 8 grudnia 2017 roku, zostanie w terminie 3 dni roboczych podana do publicznej wiadomości przez PSE S.A.
Obowiązki mocowe zakontraktowane na podstawie aukcji z 5 grudnia 2018 roku nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21 dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych, dla tej aukcji, są warunkowe.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 05.12.2018 14:53
Aukcja mocowa na rok 2022 została zakończona w 7. rundzie - PSE
05.12.2018 14:53Aukcja mocowa na rok 2022 została zakończona w 7. rundzie - PSE
Z harmonogramu aukcji wynika, że w 7. rundzie cena wywoławcza wynosiła 219,66 zł, a cena minimalna 195,28 zł.
Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia.
PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 13.000 MW.
Jak podano, wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy została wyznaczona na podstawie sumy oferowanych obowiązków mocowych wynikających ze wszystkich wydanych przez PSE certyfikatów dotyczących aukcji głównej na rok dostaw 2022, w tym także certyfikatów warunkowych, oraz została pomniejszona w związku z zawarciem umów mocowych w wyniku aukcji głównej na rok dostaw 2021 obejmujących rok dostaw 2022.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2022 wynosiło 10.544,181 MW.
Jak podano, wskazana wielkość może zostać skorygowana w przypadku unieważnienia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki lub Ministra Energii aukcji głównej na rok dostaw 2021, na podstawie przepisów ustawy o rynku mocy.
Cena maksymalna aukcji wynosiła 366,00 zł/kW/rok.
Aukcja na 2023 rok odbędzie się 21 grudnia. (PAP Biznes)
doa/ pel/
- 05.12.2018 12:42
Zadłużenie 6 polskich spółek energetycznych wzrośnie do 60 mld zł w latach 2019-21 – Fitch
05.12.2018 12:42Zadłużenie 6 polskich spółek energetycznych wzrośnie do 60 mld zł w latach 2019-21 – Fitch
"Zakładamy, że zadłużenie wzrośnie do około 60 mld zł w latach 2019-21. To będzie głównie efekt akwizycji Unipetrolu i Lotosu" - powiedział Galbarczyk podczas konferencji "Credit Outlook 2019: European Energy, Oil & Gas, and Utilities".
Agencja Fitch spodziewa się, że 2018 rok będzie rokiem z największymi nakładami na inwestycje i akwizycje w sektorze, gdyż większość projektów albo jest kończona, albo jest na zaawansowanym etapie.
Fitch przewiduje, że do 2021 roku wydatki spółek na inwestycje i akwizycje będą spadać. Jak powiedział Galbarczyk, dotyczy to głównie PGE, Tauronu, Enei i Energi, których dźwignia finansowa jest wyższa. W przypadku PKN Orlen i PGNiG jest więcej miejsca na dodatkowe projekty inwestycyjne.
Galbarczyk zauważył, że PKN Orlen i PGNiG są teraz głównymi płatnikami dywidend w sektorze. W ocenie agencji, od 2020 roku spółki energetyczne wrócą do wypłaty dywidend, ale na niższych poziomach niż wcześniej.
"W przypadku Enei i Energi nie spodziewamy się dywidend, bo spółki będą budować Ostrołękę C" - powiedział dyrektor.
Poinformował, że projekt Ostrołęka C jest negatywny dla ratingów Enei i Energi, ale obecnie ryzyka są zmitygowane. Fitch zakłada m.in., że projekt zapewni sobie płatności z rynku mocy. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 04.12.2018 21:45
Enea jest wstępnie zainteresowana sprzedażą udziałów w PGE EJ1
04.12.2018 21:45Enea jest wstępnie zainteresowana sprzedażą udziałów w PGE EJ1
Enea posiada 10 proc. udziałów w spółce PGE EJ1.
Polska Grupa Energetyczna podała w zeszłym tygodniu, że jest wstępnie zainteresowana nabyciem wszystkich udziałów w spółce PGE EJ1. Aktualnie grupa PGE jest posiadaczem 70 proc. udziałów w tej spółce. Pozostałe 30 proc. udziałów w PGE EJ1 należy do Tauronu, Enei i KGHM. Grupy te mają po 10 proc. udziałów.
PGE EJ1 to spółka odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji, polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. (PAP Biznes)
pr/
- 04.12.2018 21:04
ENEA SA (63/2018) Wyrażenie wstępnego zainteresowania sprzedażą udziałów w PGE EJ1 Sp. z o.o.
04.12.2018 21:04ENEA SA (63/2018) Wyrażenie wstępnego zainteresowania sprzedażą udziałów w PGE EJ1 Sp. z o.o.
W związku z wyrażonym przez PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. wstępnym zainteresowaniem dotyczącym nabycia wszystkich udziałów w PGE EJ1 Sp. z o.o., Zarząd ENEA S.A. ("Emitent") informuje, że 4 grudnia 2018 roku wyraził wstępne zainteresowanie sprzedażą udziałów w PGE EJ1 Sp. z o.o., których właścicielem jest Emitent.
PGE EJ 1 Sp. z o.o. jest spółką celową, która odpowiedzialna jest za przygotowanie i realizację inwestycji polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Emitent posiada 10% udziałów w spółce PGE EJ1.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 04.12.2018 18:51
Ostrołęka ważna dla synchronizacji energetycznej krajów bałtyckich z UE - Tchórzewski
04.12.2018 18:51Ostrołęka ważna dla synchronizacji energetycznej krajów bałtyckich z UE - Tchórzewski
"Projektowana elektrownia, którą wiele środowisk ekologicznych krytykuje – Ostrołęka (…) jest związana z (…) terminami, zobowiązaniami energetycznej synchronizacji Litwy, Łotwy i Estonii z Unią Europejską - tutaj zabezpieczamy jeden gigawat” – powiedział minister podczas jednej z dyskusji towarzyszących Szczytowi Klimatycznemu COP24 w Katowicach.
"To, że ta elektrownia była przygotowana, ma za sobą cztery lata przygotowań, powoduje, że szybciej będzie mogła być uruchomiona. A cel, który został postawiony - synchronizacji Litwy, Łotwy i Estonii - to 2025 rok” – mówił Tchórzewski, wskazując, że konieczna będzie jeszcze budowa kabla morskiego i zabezpieczenie rezerwy energetycznej w postaci kolejnego megawata energii.
"Są pewne cele, które niekonieczne z punktu widzenia naszego interesu - i ekologicznego i interesu gospodarczego - byłyby dla nas najważniejsze, tylko niekoniecznie na tym zyskujemy; ale to jest pewna solidarność europejska. Bez nas, bez Finlandii, bez Szwecji, kraje bałtyckie nie mogłyby się zsynchronizować z Unią Europejską, więc pewne takie działania też musimy podejmować” – tłumaczył Tchórzewski powody decyzji o budowie nowego bloku węglowego w Ostrołęce.
"Ale jest w Polsce bardzo duża determinacja walki o czystość klimatu i myślę, że (…) następne nasze działania to potwierdzą” – oświadczył szef resortu energii.
Z argumentacją ministra nie zgadzają się ekolodzy, którzy we wtorkowym oświadczeniu uznali, że swoją wypowiedzią Tchórzewski potwierdził, że „budowa Ostrołęki C nie leży w ekonomicznym ani ekologicznym interesie Polski". Według Koalicji "Stop Ostrołęce C", nie ma żadnych dokumentów międzynarodowych potwierdzających tezę o konieczności budowy bloku dla synchronizacji energetycznej UE i państw bałtyckich.
W ocenie ekologów, resort energii nie przedstawił żadnego dokumentu strategicznego, który twierdziłby, że elektrownia Ostrołęka C jest istotnym elementem warunkującym zakończenie synchronizacji systemów elektroenergetycznych państw bałtyckich z Europą Kontynentalną – ani dokumentów Komisji Europejskiej, ani Polskich Sieci Elektroenergetycznych ani litewskiego operatora LitGrid.
Ekolodzy apelują, by Polska zrezygnowała ze stosowania węgla między 2025 a 2030 rokiem. Jak wyliczyli, Ostrołęka C może emitować do 2063 r. 6 mln ton CO2 rocznie. Według koalicji organizacji przeciwnych budowie nowego bloku w Ostrołęce, „Ostrołęka C jest trwale i głęboko nieopłacalna – przyniesie co najmniej 2,34 mld zł straty. Będzie produkować prąd drożej, niż odnawialne źródła energii i grozi wzrostem cen energii dla odbiorców”, nie spełni też - uważają ekolodzy - unijnych standardów emisyjnych wynikających z najlepszych dostępnych technik, które obowiązywać będą od 2021 r.
W połowie października rozpoczęły się pierwsze prace budowlane przy realizacji Elektrowni Ostrołęka C o mocy 1 tys. megawatów. Nowy blok ma zacząć działać w 2023 r. Według zapowiedzi resortu energii, Ostrołęka C będzie ostatnią inwestycją opartą o moce węglowe. Wspólna inwestycja Grup Energa i Enea realizowana jest na podstawie umowy inwestycyjnej przez spółkę celową Elektrownia Ostrołęka. Wartość oferty konsorcjum, które ma wybudować nowy blok, to 5,049 mld zł netto, czyli 6,023 mld zł brutto. (PAP)
mab/ je/ osz/
- 28.11.2018 15:06
Sprzedawcy energii wnioskują o średnio ponad 30 proc. podwyżkę w taryfie G w '19 - URE
28.11.2018 15:06Sprzedawcy energii wnioskują o średnio ponad 30 proc. podwyżkę w taryfie G w '19 - URE
Jak przypomniała, tak jak w poprzednich latach Urząd wezwał czterech tzw. sprzedawców z urzędu - PGE, Tauron, Enea, Energa - do przedłożenia wniosków taryfowych na 2019 r. Wnioski taryfowe na sprzedaż energii wpłynęły do URE 15 listopada.
"Przedsiębiorstwa wnioskują o duże podwyżki, bo średnio rzędu ponad 30 proc. Prowadzimy teraz postępowania taryfowe" - poinformowała rzecznik Urzędu. Jak zaznaczyła Agnieszka Głośniewska o poziomie, na jakim będą kształtowały się opłaty za energię elektryczną w 2019 r. w gospodarstwach domowych, będzie wiadomo dopiero po zakończeniu procesu taryfowego.
Obowiązujące taryfy na sprzedaż energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych obowiązują do 31 grudnia br. Aby nowe taryfy mogły wejść w życie z początkiem roku prezes URE musiałby zakończyć postępowania do połowy grudnia.(PAP)
wkr/ skr/ pel/ ana/
- 28.11.2018 14:10
PGE chce nabyć pozostałe 30 proc. PGE EJ1, odpowiedzialnej za budowę elektrowni jądrowej (opis)
28.11.2018 14:10PGE chce nabyć pozostałe 30 proc. PGE EJ1, odpowiedzialnej za budowę elektrowni jądrowej (opis)
PGE EJ1 to spółka odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji, polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Pozostałe 30 proc. udziałów w PGE EJ1 należy do Tauronu, Enei i KGHM. Grupy te mają po 10 proc. udziałów.
Około godz. 14.05 kurs PGE spada o 5,1 proc. Notowania Tauronu rosną o 0,9 proc., Enei idą w dół o 0,9 proc., a kurs KGHM rośnie o 2,3 proc.
Celem PGE, jak podano w komunikacie, jest "restrukturyzacja operacyjna i kosztowa spółki oraz integracja działalności" w ramach grupy PGE.
"Realizacja transakcji będzie możliwa po przeprowadzeniu wyceny przez niezależnego doradcę oraz uzyskaniu zgód korporacyjnych przez wszystkie zaangażowane podmioty" - poinformowała energetyczna grupa w komunikacie.
Opublikowany 23 listopada projekt Polityki Energetycznej Państwa zakłada, że począwszy od 2033 roku w Polsce powstawać będzie co dwa lata nowy blok jądrowy. W sumie ma powstać 6 bloków o mocy 6-9 GW.
Analitycy sceptycznie ocenili projekt polityki energetycznej i prawdopodobieństwo jej realizacji w zaproponowanym kształcie, wskazując m.in. na brak szczegółów w sprawie modelu finansowania elektrowni jądrowej. (PAP Biznes)
sar/ ana/
- 28.11.2018 08:13
Wyniki aukcji rynku mocy pozytywne dla firm energetycznych - Moody’s
28.11.2018 08:13Wyniki aukcji rynku mocy pozytywne dla firm energetycznych - Moody’s
Agencja pozytywnie oceniła wyniki aukcji dodając, że płatności, które spółki energetyczne otrzymają w rezultacie aukcji zapewnią im stałe źródło przychodów.
Dodano, że chociaż wyniki ocenia się pozytywnie, wytwórcy będą musieli zmierzyć się z rosnącymi kosztami działalności w ciągu kilku najbliższych lat, wskazując na rosnące koszty emisji CO2.
Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2021 wyniosła 240,32 zł/kW/rok.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW.
Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia. (PAP Biznes)
doa/ maf/ kd/ gor/
- 27.11.2018 10:45
PKEE zadowolony z projektu PEP2040; liczy na środki unijne dla sektora na inwestycje (opinia)
27.11.2018 10:45PKEE zadowolony z projektu PEP2040; liczy na środki unijne dla sektora na inwestycje (opinia)
PKEE podał, że popiera główne elementy proponowanej Polityki: dywersyfikację i rozwój wytwarzania energii ze źródeł niskoemisyjnych, co doprowadzi do ograniczenia emisji CO2 w sektorze elektroenergetyki o 50 proc. do 2040 roku; ograniczenie udziału węgla w wytwarzaniu energii do ok. 60 proc. w 2030 roku (produkcja energii elektrycznej z węgla spadnie z 130 TWh w 2020 roku do 75 TWh w 2040 roku); wzrost udziału energii z OZE do 27 proc. całości w 2030 roku (pełne wykorzystanie potencjału morskich farm wiatrowych i fotowoltaiki może zapewnić łącznie do 30 GW nowych mocy wytwórczych do 2040 roku) oraz budowę elektrowni jądrowej.
"PKEE uważa, że ta strategia dobrze przystaje do długoterminowej polityki klimatyczno-energetycznej UE i jest znaczącym krokiem naprzód dla kraju wysoce uzależnionego od paliw węglowych w sektorze energetyki wytwórczej, mającego wiele miejsc pracy w regionach górniczych, w połączeniu z jednym z niższych poziomów PKB w Unii Europejskiej na mieszkańca" - napisano w komunikacie PKEE.
"Realizacja tej ambitnej polityki będzie wymagała ponoszenia niesamowicie wysokich nakładów inwestycyjnych i PKEE ma nadzieję, że polska energetyka na realizację swoich celów otrzyma pomoc finansową w ramach negocjacji nad wieloletnią perspektywą finansową (MFF) i nadchodzącymi przepisami wykonawczymi, wdrażającymi mechanizmy kompensacyjne w ramach znowelizowanej dyrektywy EU ETS. Polskie spółki energetyczne będą się borykały z brakiem pieniędzy na inwestycje. Wybieglibyśmy poza najbliższe MFF i powiązali dyskusje o finansach z oczekiwaniami na rok 2050. Dlatego popieramy utworzenie Funduszu Sprawiedliwej Transformacji Energetycznej w ramach prac nad nową wieloletnią perspektywą finansową UE po 2020 roku" - dodano.
PKEE jest zdania, że komunikat Komisji zapoczątkowuje formalną dyskusję i zadanie na najbliższy rok.
"Popieramy realistyczny harmonogram – neutralność węglowa może być osiągalna dla EU w ujęciu średnim, ale nie w takim samym stopniu przez wszystkie kraje członkowskie o różnych strukturach paliw energetycznych" - podał PKEE.
Według PKEE, końcowy pozostający procent emisji sektora energetyki będzie wymagał kompensowania i emisji ujemnych. Konieczne jest oszacowanie ostatecznych kosztów i dostępności komercyjnej takich rozwiązań (CCS, obszary leśne, kredyty międzynarodowe) oraz cen CO2 na półwiecze.
PKEE podał, że popiera stopniową elektryfikację gospodarki Unii Europejskiej w obszarach niepodlegających dyrektywie EU ETS, w tym branż energochłonnych oraz sektorów transportu i budownictwa. Jednocześnie będzie minimalizować wpływ środowiskowy sektora energetyki do roku 2050 poprzez stopniowe przekształcanie struktury paliw w kierunku niskoemisyjnym.
"Plany UE do roku 2050 muszą uwzględniać specyficzne uwarunkowania Polski" - napisał PKEE.
Polski Komitet Energii Elektrycznej jest stowarzyszeniem sektora elektroenergetycznego. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 27.11.2018 10:21
Udział w miksie PV i offshore pozytywny; rezygnacja z wiatraków na lądzie nieracjonalna - IEO (opinia)
27.11.2018 10:21Udział w miksie PV i offshore pozytywny; rezygnacja z wiatraków na lądzie nieracjonalna - IEO (opinia)
"Projekt jest daleki od realiów. Widać za dużo partykularnych interesów, a za mało patrzenia całościowo na energetykę. Polityka energetyczna idzie w dziwnym kierunku, oderwanym od światowych trendów technologicznych i kosztowych. Nie znam kraju, który by tak ryzykował" - powiedział PAP Biznes Wiśniewski.
"Dobrze, że w miksie są morska energetyka wiatrowa i fotowoltaika, ale szkoda, że tak późno. Nie potrafię jednak w sposób racjonalny wytłumaczyć zamykania lądowej energetyki wiatrowej i powolnej ścieżki wzrostu udziału zielonej energii w miksie energetycznym, bo to uderza w pozycję Polski w UE, utrudnia wykorzystanie funduszy unijnych i zamyka drogę do rozwoju elektromobilności" - dodał.
Wskazał, że proponowany w projekcie miks oznacza olbrzymie koszty.
"Nawet w ramach źródeł odnawialnych i niskoemisyjnych planowane są najdroższe obecnie źródła: czyli morska energetyka wiatrowa i źródło jądrowe. Dodatkowo, jest utrzymywane wysokie zapotrzebowanie na węgiel zwłaszcza do 2030 r. To niezwykle kosztotwórcze" - powiedział prezes.
Z projektu Polityki Energetycznej Państwa (PEP) do 2040 r. zaprezentowanego w Ministerstwie Energii wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne. W 2030 r. udział OZE w produkcji energii elektrycznej netto miałby wynieść ok. 27 proc. W 2033 r. pojawić ma się atom (pierwszy blok o mocy ok. 1-1,5 GW).
Planowany jest m.in. rozwój fotowoltaiki, zwłaszcza od 2022 r. Z prognoz ME wynika, że w 2020 r. w elektrowniach fotowoltaicznych zainstalowanych miałoby być 900 MW, w 2030 r. 10,2 GW, a w 2040 r. 20,2 GW.
"Ta technologia powoli się zrównuje kosztowo z kosztami energetyki wiatrowej. Ma olbrzymi niewykorzystany potencjał. Cieszę się, że została zauważona. W dokumencie napisano, że została wybrana nie z przyczyn ekonomicznych, a dlatego, że pozwoli rozładować problemy w szczycie letnim" - powiedział Wiśniewski.
Ocenił jednak, że zbyt małą produkcję ze źródeł fotowoltaicznych (0,8 TWh) przewiduje się na 2020 r.
"Fotowoltaika to szybka technologia, w 2020 roku mogłoby być spokojnie 3 TWh. Wszystkie inne technologie są powolne, mają kłopoty z oceną oddziaływania na środowisko, czy pozwoleniem budowlanym" - powiedział.
Polityka energetyczna zakłada też rozwój morskich farm wiatrowych (pierwsza farma wiatrowa na morzu miałaby zostać uruchomiona po 2025 r.). W 2030 r. w offshore byłoby zainstalowane - według prognoz - 4,6 GW, a w 2040 r. 10,3 GW.
"Trudno się nie cieszyć na plany rozwoju offshore do 40 TWh produkcji w 2040 r. To jednak potężne opóźnienie w stosunku do wcześniejszych założeń. Brakuje mi teraz pilotażu, by system mógł się uczyć" - powiedział Wiśniewski.
Zauważył, że problematyczna jest jednoczesna budowa morskich farm wiatrowych i elektrowni jądrowej z uwagi na dużą podaż energii w tym samym czasie i obciążenie inwestycjami krajowych koncernów energetycznych.
W projekcie Polityki energetycznej nie przewiduje się tak dynamicznego wzrostu udziału lądowych farm wiatrowych w bilansie energetycznym, jak w latach poprzednich. Z prognoz zawartych w dokumencie wynika, że w 2020 roku w wietrze na lądzie miałoby być zainstalowane 6,4 GW, a w 2040 roku już jedynie 800 MW. Minister energii Krzysztof Tchórzewski tłumaczył, że wynika to z przedwyborczych zobowiązań politycznych.
"To przejaw skrajnej niegospodarności, jeśli mamy ten majątek doprowadzić do skorodowania" - ocenił prezes IEO.
Wskazał, że powinna być możliwość repoweringu, czyli zastępowania starszych elektrowni nowymi, z większą wydajnością.
"Majątek jest już przyłączony. Gdyby stare turbiny zamienić na nowe, sprawniejsze, to moglibyśmy przy tych samych lokalizacjach podwoić produkcję do 30 TWh. Mielibyśmy najtańszą energię, zmniejszylibyśmy koszt energii w systemie" - powiedział Wiśniewski.
Projekt Polityki energetycznej do 2040 r. został przedłożony przez Ministerstwo Energii do konsultacji. Uwagi można zgłaszać do 15 stycznia.(PAP Biznes)
pel/ asa/
- 26.11.2018 14:21
Rezygnacja w PEP2040 z rozwoju farm wiatrowych na lądzie niezrozumiała - PSEW (opinia)
26.11.2018 14:21Rezygnacja w PEP2040 z rozwoju farm wiatrowych na lądzie niezrozumiała - PSEW (opinia)
"Z dużym zadowoleniem przyjmujemy uwzględnienie w proponowanym miksie energetyki wiatrowej na morzu. 10 GW to nie jest w pełni wykorzystanie potencjału Morza Bałtyckiego, ale to jest dobry kierunek w polityce energetycznej kraju" - powiedział PAP Biznes prezes Janusz Gajowiecki.
"Jednocześnie niezrozumiała jest rezygnacja z dalszego rozwoju farm wiatrowych na lądzie" - dodał.
Z projektu Polityki Energetycznej Państwa (PEP) do 2040 r. zaprezentowanego w Ministerstwie Energii wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. przy stabilnym wykorzystaniu przez energetykę. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne. W 2033 r. pojawić ma się atom (pierwszy blok o mocy ok. 1-1,5 GW).
Planowany jest m.in. rozwój fotowoltaiki (zwłaszcza od 2022 r.) oraz morskich farm wiatrowych (pierwsza farma wiatrowa na morzu miałaby zostać uruchomiona po 2025 r.). W projekcie podano, że kluczowe znaczenie dla inwestycji offshore będzie mieć możliwość ich bilansowania w KSE. Z prognoz wynika, że w 2030 r. w offshore byłoby zainstalowane 4,6 GW, a w 2040 r. 10,3 GW.
Nie przewiduje się z kolei tak dynamicznego wzrostu udziału lądowych farm wiatrowych w bilansie energetycznym, jak w latach poprzednich.
Jak wskazano w projekcie, istotnym utrudnieniem w wykorzystywaniu energetyki wiatrowej na lądzie jest brak zależności między pracą elektrowni a zapotrzebowaniem na energię, dlatego tempo ich rozwoju powinno być zależne od kosztów i możliwości bilansowania. Problemem jest także - według ME - zróżnicowany poziom akceptacji elektrowni wiatrowych przez społeczność lokalną.
Z prognoz zawartych w dokumencie wynika, że w 2020 roku w wietrze na lądzie miałoby być zainstalowane 6,4 GW, a w 2040 roku już jedynie 800 MW. Minister energii Krzysztof Tchórzewski tłumaczył, że wynika to z zobowiązań politycznych, wyborczych. Poinformował jednocześnie, że w tym roku i w roku przyszłym uruchomionych będzie w aukcjach ok. 2,5 GW zainstalowanej mocy.
Janusz Gajowiecki wskazał, że lądowe farmy wiatrowe to najbardziej konkurencyjna cenowo technologia wytwarzania energii.
W niedawnej aukcji dla nowych farm wiatrowych na lądzie zakontraktowano prawie 42 TWh energii elektrycznej po średniej ceny 196,17 zł za MWh, czyli poniżej cen rynkowych i poniżej prognozowanych kosztów produkcji bloków węglowych.
"Gdyby przepisy pozwalały na instalowanie jeszcze nowocześniejszych turbin wiatrowych, to ten poziom cen mógłby być jeszcze niższy niż osiągnięty w ostatnich aukcjach" - ocenił prezes PSEW.
"To najtańsza i najczystsza technologia w sytuacji kryzysu klimatycznego. Żadna inna nie jest w stanie dostarczyć tyle energii w krótkim czasie od momentu podjęcia decyzji, a mamy gotowych ok. 3 GW projektów z pełnym pozwoleniem na budowę" - dodał Gajowiecki.
Wskazał, że są możliwości wymiany turbin na nowocześniejsze, a wygaszanie elektrowni wiatrowych byłoby sprzeczne z interesem głównie spółek Skarbu Państwa, które mają najstarszy portfel wytwarzania farm wiatrowych w Polsce (ok. 20 proc. całego portfela należy do grup energetycznych).
"Tymczasem wszystkie kraje inwestują w nowe technologie, wykorzystując dotychczasowe lokalizacje. Dzisiejsze turbiny nowej technologii osiągają produktywność rzędu 40-50 proc. wykorzystania mocy zainstalowanej wobec ponad 20 proc. produktywności w starych turbinach. W niektórych krajach są prowadzone programy +life-time extension+ i turbiny, dzięki pracom serwisowym, pracują nie 15 lat, a 20 - 25 lat. Nigdzie na świecie się nie rezygnuje z tej technologii" - powiedział prezes PSEW.
Projekt Polityki energetycznej do 2040 r. został przedłożony przez Ministerstwo Energii do konsultacji. Uwagi można zgłaszać do 15 stycznia.
"Jesteśmy otwarci na dialog z rządem" - powiedział prezes PSEW.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 26.11.2018 11:35
Analitycy sceptycznie o projekcie polityki energetycznej (opinia)
26.11.2018 11:35Analitycy sceptycznie o projekcie polityki energetycznej (opinia)
Z projektu Polityki Energetycznej Państwa (PEP) do 2040 r. zaprezentowanego w Ministerstwie Energii wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. przy stabilnym wykorzystaniu przez energetykę. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne, zwłaszcza fotowoltaika i offshore. Wygaszane miałyby być wiatraki na lądzie. W 2033 r. pojawić ma się atom (pierwszy blok o mocy ok. 1-1,5 GW). W latach 2033-2039 r. miałyby zostać zbudowane 4 bloki jądrowe o całkowitej mocy ok. 4-6 GW, dwa kolejne w latach 2041 i 2043.
Łączne nakłady inwestycyjne w sektorze wytwórczym w latach 2021-2040 są zakładane na ok. 400 mld zł.
"Nie przywiązywałbym się do tego projektu. To fikcja ekonomiczna" - powiedział PAP Biznes Krzysztof Kubiszewski, analityk Trigon DM.
"EBITDA sektora energetycznego to 15 mld zł rocznie, a free cash flow to ok. 2-3 mld zł rocznie. Tymczasem zakładany CAPEX na transformację miksu energetycznego to 400 mld zł, a jednocześnie mówi się, że ceny energii mają nie rosnąć. EBITDA sektora przez 20 lat jest niższa niż planowane nakłady inwestycyjne, podczas gdy sektor już dziś jest relatywnie zadłużony" - ocenił Kubiszewski.
"Najtańsze technologie, na które nas stać, czyli gaz i wiatr na lądzie zostają - według projektu - porzucone, a w zamian mielibyśmy budować atom i fotowoltaikę" - dodał analityk.
Robert Maj, analityk Ipopema Securities, uważa, że rezygnacja z farm wiatrowych na lądzie jest "mało racjonalna".
"Infrastruktura jest już wybudowana. Rezygnacja z wiatru to kompletnie niezrozumiałe zmarnowanie potencjału i wydanych już pieniędzy. Możliwy przecież byłby repowering turbin" - ocenił Maj w rozmowie z PAP Biznes.
Analityk Ipopema Securities wskazuje, że brakuje szczegółów dotyczących atomu, zwłaszcza modelu finansowania inwestycji.
"Trudno powiedzieć, jakie byłyby implikacje dla spółek energetycznych, bo nie znamy modelu finansowania energetyki jądrowej" - powiedział Robert Maj.
Wskazał na niespójności w dokumencie.
"To projekt, który ma być dyskutowany do 15 stycznia, a napisano, że do końca 2018 roku ma być opracowany model finansowania atomu. W Czechach od dwóch lat trwa dyskusja na temat rozbudowy elektrowni atomowej, a ciągle nie ma ustalonego modelu finansowania. Nierealne wydaje się więc opracowanie modelu u nas w ciągu miesiąca. Zakłada się też, że w 2019 roku mają być przygotowane regulacje, by atom był prawnie możliwy, co też wydaje się ambitnym zadaniem, tym bardziej, że będą wybory" - powiedział analityk Ipopemy.
"Z harmonogramu wynika, że oddanie pierwszego reaktora jądrowego planowane jest na 2033 roku, a budowa miałaby trwać 9 lat. To ambitnie, patrząc na opóźnienia przy budowie tego typu jednostek w Europie. Bufor na błędy jest bardzo mały" - dodał.
Krzysztof Kubiszewski z Trigona zauważa, że skoro - według harmonogramu - atom miałby być budowany od 2023-24 roku, to realne decyzje trzeba podjąć za cztery lata.
"Do tego czasu może być inny rząd, a przynajmniej inny minister energii i kolejna już polityka energetyczna" - powiedział.
W poniedziałek na akcjach spółek energetycznych przeważają wzrosty. Ok. godz. 11.20 kurs PGE rośnie o 0,4 proc., a Energi 0,5 proc. Tauron drożeje 1,4 proc., a akcje Enei tanieją 0,9 proc.
"Widać, że rynek już się nie przywiązuje do zapowiedzi Ministerstwa Energii" - ocenił Kubiszewski.
"W ubiegłym tygodniu, gdy minister energii mówił o 10 GW w atomie, to kurs PGE spadał mocno, ale po wcześniejszych mocnych wzrostach. W piątek po publikacji projektu polityki była negatywna reakcja kursu, ale potem spółka szybko to odrobiła. Inwestorzy się trochę uodparniają na tę kwestię" - powiedział Robert Maj z Ipopemy.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 23.11.2018 17:18
W 2030 r. udział węgla w wytwarzaniu wyniesie 60 proc., atom od 2033 r. - projekt PEP (opis)
23.11.2018 17:18W 2030 r. udział węgla w wytwarzaniu wyniesie 60 proc., atom od 2033 r. - projekt PEP (opis)
Projekt został przedłożony przez ME do konsultacji. Uwagi można zgłaszać do 15 stycznia.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski powiedział, że PEP bierze pod uwagę oczekiwany wzrost zużycia energii w kraju. Projekt zakłada niezależność energetyczną oraz spełnienie oczekiwań KE w kwestii redukcji emisji CO2. W stosunku do roku 1990 r. emisja w 2030 r. ma spaść o 30 proc.
Projekt zawiera osiem głównych kierunków: optymalne wykorzystanie własnych zasobów energetycznych; rozbudowa infrastruktury wytwórczej i sieciowej; dywersyfikacja dostaw gazu ziemnego i ropy naftowej oraz rozbudowa infrastruktury sieciowej; rozwój rynków energii; wdrożenie energetyki jądrowej; rozwój OZE; rozwój ciepłownictwa i kogeneracji oraz poprawę efektywności energetycznej.
PEP zakłada, że popyt na węgiel kamienny będzie pokrywany zasobami własnymi, a relacja import–eksport będzie miała charakter uzupełniający. Popyt na gaz ziemny i ropę naftową będzie pokrywany głównie surowcem importowanym, przy czym realizowane będą działania mające na celu realną dywersyfikację kierunków i źródeł dostaw. Jednocześnie nadal poszukiwane będą krajowe złoża.
60 PROC. WĘGLA W WYTWARZANIU ENERGII W 2030 R.
Krajowe zasoby węgla mają pozostać głównym elementem bezpieczeństwa energetycznego Polski i podstawą bilansu energetycznego państwa, ale wzrost popytu będzie pokrywany przez źródła inne niż konwencjonalne moce węglowe.
"Wykorzystanie węgla przez energetykę utrzyma się na stabilnym poziomie, ale udział węgla w strukturze zużycia energii będzie spadał (do ok. 60 proc. w 2030 r.) ze względu na wzrost zużycia energii" - napisano.
Minister energii poinformował, że do 2040 r. udział produkcji energii z węgla miałby spaść do ok. 35 proc.
21 PROC. UDZIAŁU OZE W FINALNYM ZUŻYCIU ENERGII W '30
Polska deklaruje osiągnięcie 21 proc. udziału OZE w finalnym zużyciu energii (w elektroenergetyce – wzrost udziału OZE, w ciepłownictwie i chłodnictwie – 1-1,3 pkt proc. r/r. przyrostu w udziale, w transporcie – 10 proc. udziału w 2020 r., 14 proc. w 2030 r.) w 2030 r.
"Przyjęty cel 21 proc. udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 r. przełoży się na ok. 27 proc. udziału OZE w produkcji energii elektrycznej netto i będzie wymagał znacznego wysiłku ekonomicznego oraz organizacyjnego. Kluczową rolę w osiągnieciu celu w elektroenergetyce będzie mieć rozwój fotowoltaiki (zwłaszcza od 2022 r.) oraz morskich farm wiatrowych (pierwsza farma wiatrowa na morzu zostanie uruchomiona po 2025 r.)" - napisano w projekcie.
Minister pytany, czy resort przewiduje jeszcze aukcje OZE dla farm wiatrowych na lądzie, odpowiedział: „W tym nie. W przyszłym jeszcze będą”.
PIERWSZY BLOK JĄDROWY W '33; DO '43 ŁĄCZNIE 6-9 GW
Projekt przewiduje, że z uwagi na pożądany efekt środowiskowy, brak obciążenia kosztami polityki klimatyczno-środowiskowej oraz stabilność wytwarzania energii elektrycznej, ok. 2033 r. uruchomiony zostanie w Polsce pierwszy blok pierwszej elektrowni jądrowej (o mocy ok. 1-1,5 GW). W latach 2033-2039 r. miałyby zostać zbudowane 4 bloki jądrowe o całkowitej mocy ok. 4-6 GW, dwa kolejne w latach 2041 i 2043. Moc całkowita bloków jądrowych miałaby wynieść 6-9 GW.
W 2035 r. udział tej technologii w wytwarzaniu energii elektrycznej może wynieść ok. 10 proc.
"Nakłady inwestycyjne na energetykę jądrową są wysokie, ale koszty energii elektrycznej są dużo niższe w porównaniu z elektrowniami konwencjonalnymi. Żywotność tych elektrowni jest dużo dłuższa od pozostałych. (...) To się wiąże z bardzo niskimi kosztami eksploatacji, czyli niskimi kosztami paliwa i brakiem konieczności ponoszenia kosztów polityki klimatycznej" - powiedział minister Tchórzewski.
"W Polsce energetyka jądrowa nie zdominuje miksu, ale będzie stanowić ważny element w zapewnieniu dostaw energii w podstawie systemu elektroenergetycznego. To też ważne z punktu widzenia uzyskania średniego poziomu emisji w Polsce" - dodał.
Minister powiedział, że w ramach tego projektu czeka "wiele trudnych zadań", w tym wybór lokalizacji pierwszej elektrowni, zakończenie prac nad modelem finansowania, wybór technologii i generalnego wykonawcy, uproszczenie formalnej strony procesu inwestycyjnego.
Tchórzewski zastrzegł, że ostatecznej decyzji całego rządu w kwestii atomu jeszcze nie ma.
GAZ PALIWEM PRZEJŚCIOWYM
Z projektu wynika, że stopień wykorzystania mocy gazowych będzie zależny od konieczności bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego, w szczególności niesterowalnych OZE oraz cen surowca. Zwiększone możliwości dywersyfikacji dostaw surowca do Polski oraz rozbudowa infrastruktury wewnętrznej zapewnią bezpieczeństwo wykorzystania gazu ziemnego przez elektroenergetykę.
Projekt PEP traktuje gaz jako paliwo przejściowe - poinformował pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej Piotr Naimski. Jako powody wymienił emisyjność i brak krajowych zasobów.
"Gaz będzie używany w perspektywie strategii jako element regulacyjny, nie będziemy przestawiali gwałtownie polskiej energetyki na gaz" - podkreślił.
Naimski podtrzymał plany rozbudowy terminala LNG, Baltic Pipe i krajowego wydobycia. Poinformował, że ok. 2037-2040 będzie można przeznaczyć na cele energetyczne ok. 5 mld m sześc. gazu rocznie i to zapewni zaopatrzenie elektrowni regulacyjnych.
400 MLD ZŁ NAKŁADÓW NA ZMIANĘ MIKSU W LATACH 2021-40
Projekt polityki energetycznej zakłada, że zainstalowana moc netto do 2040 roku miałaby wzrosnąć do 72,6 GW z ok. 40 GW obecnie. Z kolei produkcja energii elektrycznej ma, według prognoz, wzrosnąć do 232 TWh do 2040 r. z ok. 165 TWh w 2020 roku i 200 TWh w 2030 r.
Aby pokryć zakładane zapotrzebowanie na moc, łączne nakłady inwestycyjne w sektorze wytwórczym w latach 2021-2040 są zakładane na ok. 400 mld zł.
„Skumulowane nakłady inwestycyjne, jeśli spełnimy cele OZE i zrealizujemy transformację systemu, będą się kształtować na poziomie ok. 400 mld zł. Bez celu OZE (27 proc. udziału OZE w elektroenergetyce - przyp. PAP Biznes) 350 mld zł” - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski na piątkowej konferencji prasowej.
Tauron, po ogłoszeniu projektu Polityki Energetycznej Polski, poinformował o rozpoczęciu prac nad aktualizacją strategii grupy w zakresie kształtowania miksu wytwórczego i planuje przedstawić ją po pierwszym kwartale 2019 roku. Tauron ocenia, że projekt jest zbieżny z kierunkami rozwoju grupy.
Pozytywnie projekt PEP ocenia Polska Grupa Energetyczna.
"Skierowanie do konsultacji projektu PEP2040 oceniamy pozytywnie, ponieważ docelowo pozwoli ona określić ramy i kierunki rozwoju polskiej energetyki. Będziemy teraz szczegółowo analizować ten dokument i planujemy wziąć udział w konsultacjach. Grupa PGE dysponuje kilkoma opcjami strategicznymi rozwoju po 2020 r. i dzięki temu będzie mogła dokonać optymalnego wyboru, uwzględniającego ostateczny kształt PEP2040 i przyszłych regulacji" - napisał na Twitterze Maciej Szczepaniuk, rzecznik PGE.
W załączniku dokumenty przedstawione przez resort energii do konsultacji. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 23.11.2018 15:48
Łączne nakłady inwestycyjne w sektorze wytwórczym do '40 zakładane na ok. 400 mld zł - ME (opis)
23.11.2018 15:48Łączne nakłady inwestycyjne w sektorze wytwórczym do '40 zakładane na ok. 400 mld zł - ME (opis)
„Skumulowane nakłady inwestycyjne, jeśli spełnimy cele OZE i zrealizujemy transformację systemu, będą się kształtować na poziomie ok. 400 mld zł. Bez celu OZE (27 proc. udziału OZE w elektroenergetyce - przyp. PAP Biznes) 350 mld zł” - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski na piątkowej konferencji prasowej.
Z przedstawionego wraz z projektem polityki energetycznej do 2040 r. dokumentu "Wnioski z analiz prognostycznych w zakresie bilansu elektroenergetycznego do 2040 r." wynika, że to nakłady, jakie należy ponieść w latach 2021-40, aby pokryć zakładane zapotrzebowanie na moc.
Zainstalowana moc netto do 2040 roku miałaby wzrosnąć do 72,6 GW z ok. 40 GW obecnie. Z kolei produkcja energii elektrycznej ma, według prognoz, wzrosnąć do 232 TWh do 2040 r. z ok. 165 TWh w 2020 roku i 200 TWh w 2030 r.
Prognoza struktury mocy zainstalowanej netto wg technologii do 2040 r. [MW]
2020 2025 2030 2035 2040 elektrownie na węgiel brunatny 7 400 7 600 7 600 3 800 1 500 elektrownie na węgiel kamienny – istniejące 12 700 11 100 9 300 5 400 3 100 elektrownie na węgiel kamienny – planowane i w budowie 2 500 3 400 3 400 3 400 3 400 elektrociepłownie na węgiel kamienny 5 450 5 210 5 130 5 010 5 485 elektrownie jądrowe 0 0 0 2 800 5 600 elektrownie na gaz ziemny 1 500 2 000 4 700 7 900 9 700 elektrociepłownie na gaz ziemny 1 350 1 520 2 200 2 330 2 745 elektrownie fotowoltaiczne 900 5 200 10 200 15 200 20 200 elektrownie wiatrowe lądowe 6 400 7 000 6 000 2 100 800 elektrownie wiatrowe morskie 0 0 4 600 6 100 10 300 elektrownie OZE pozostałe (na biomasę, biogaz, wodne) 3 400 3 800 4 100 4 300 4 300 elektrociepłownie pozostałe 400 470 470 460 470 elektrownie rezerwowe (OCGT*/diesel) 0 0 0 3 600 5 000 RAZEM 42 000 47 300 57 700 62 400 72 600 Prognoza wytwarzania energii elektrycznej do 2040 r. wg technologii [TWh]
2020 2025 2030 2035 2040 elektrownie na węgiel brunatny 54,3 58,4 56,9 30,3 11,7 elektrownie na węgiel kamienny – istniejące 33,1 30,2 24,5 21,5 15,5 elektrownie na węgiel kamienny – planowane i w budowie 18,2 21,3 20,6 25,6 25 elektrociepłownie na węgiel kamienny – istniejące i nowe 23,2 22,3 22,3 21,9 22,4 elektrownie jądrowe 0 0 0 20,8 41,5 elektrownie na gaz ziemny 3,7 9,3 9,4 24,5 26,8 elektrociepłownie na gaz ziemny 5,8 6,5 9,6 10,2 11,2 elektrownie fotowoltaiczne 0,8 4,8 9,6 14,7 19,9 elektrownie wiatrowe lądowe 14,7 16 13,7 4,9 1,8 elektrownie wiatrowe morskie 0 0 17,1 23,3 41,1 elektrownie OZE pozostałe (na biomasę, biogaz, wodne) 9,5 11 14,1 15,9 13 elektrociepłownie pozostałe 1,7 2 2 2 1,9 elektrownie rezerwowe (OCGT/diesel) 0 0 0 0 0 RAZEM 165 181,8 199,8 215,6 231,8 Resort energii podał, że powyższe prognozy są wynikiem modelowania optymalizacyjnego kształtu bilansu elektroenergetycznego w perspektywie 2040 r. wykonane w oparciu o kluczowe przesądzenia polityczne przedstawione w polityce energetycznej (także wynikające ze zobowiązań międzynarodowych) oraz parametrów techniczno-ekonomicznych źródeł wytwórczych energii.(PAP Biznes)
pel/ asa/ gor/
- 23.11.2018 14:39
Łączne nakłady inwestycyjne w energetyce do '40 zakładane na ok. 400 mld zł – Tchórzewski, ME
23.11.2018 14:39Łączne nakłady inwestycyjne w energetyce do '40 zakładane na ok. 400 mld zł – Tchórzewski, ME
„Skumulowane nakłady inwestycyjne, jeśli spełnimy cele OZE i zrealizujemy transformację systemu, będą się kształtować na poziomie ok. 400 mld zł” - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 23.11.2018 13:27
Pierwsza elektrownia jądrowa zostanie uruchomiona w 2033 r. - projekt PEP
23.11.2018 13:27Pierwsza elektrownia jądrowa zostanie uruchomiona w 2033 r. - projekt PEP
pel/ ana/
- 23.11.2018 07:39
Zysk netto j.d. Enei w III kw. '18 wyniósł 152,9 mln zł wobec 204,4 mln zł rok wcześniej (opis)
23.11.2018 07:39Zysk netto j.d. Enei w III kw. '18 wyniósł 152,9 mln zł wobec 204,4 mln zł rok wcześniej (opis)
Zysk operacyjny wyniósł 287,4 mln zł wobec 288,2 mln zł rok wcześniej, a przychody ze sprzedaży netto wyniosły 3,34 mld zł wobec 2,79 mld zł przed rokiem.
EBITDA wzrosła o 13,7 proc. rdr do 669,3 mln zł.
Narastająco, po trzech kwartałach 2018 roku zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł 584,1 mln zł, a w analogicznym okresie rok wcześniej wynosił 785,5 mln zł.
Zysk operacyjny wyniósł 920,2 mln zł wobec 1.069,9 mln zł zysku rok wcześniej. EBITDA grupy wyniosła 1,97 mld zł wobec 1,95 mld zł rok wcześniej.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 9,38 mld zł wobec 8,36 mld zł przed rokiem.
Kilka tygodni temu Enea podała wstępne szacunki wyników. Ostateczne rezultaty okazały się z nimi zgodne.
Poniżej przedstawiamy wynik EBITDA grupy w obszarach działalności:
EBITDA (tys. zł) 3Q2018 3Q2017 różnica YTD2018 YTD2017 różnica Obrót 8 724 25 919 -66,3% 37 822 130 971 -71,1% Dystrybucja 291 907 281 020 3,9% 871 717 797 831 9,3% Wytwarzanie 226 878 182 301 24,5% 663 494 609 581 8,8% Wydobycie 126 300 129 834 -2,7% 399 849 451 068 -11,4% Pozostała działalność 26 721 18 953 41,0% 61 807 42 008 47,1% Wyłączenia -11 255 -49 207 -77,1% -61 350 -84 204 -27,1% RAZEM 669 275 588 820 13,7% 1 973 339 1 947 255 1,3% Najwyższa EBITDA po trzech kwartałach, na poziomie 872 mln zł, zrealizowana została w obszarze Dystrybucji, jej wzrost wyniósł 9,3 proc. rdr, głównie w wyniku wzrostu wolumenu sprzedaży usług dystrybucji oraz wyniku na pozostałej działalności operacyjnej.
W obszarze Wytwarzania wynik EBITDA wyniósł 663 mln zł i wzrósł o 8,8 proc. rdr.
Spółka podała w raporcie, że wzrost ilości wyprodukowanej energii nie zrównoważył negatywnego wpływu wzrostu kosztów zmiennych. Na wielkość produkcji energii wpływ miały równoważące się czynniki - przejęcie Elektrowni Połaniec pod koniec I kw. 2017 r. oraz oddanie do użytkowania bloku 11 w Elektrowni Kozienice, przy jednoczesnym wydłużeniu postojów modernizacyjnych bloków nr 9 i 10 w Kozienicach, związanych również z dostosowaniem jednostek do konkluzji BAT.
Wynik EBITDA w obszarze Obrotu wyniósł 38 mln zł, co oznacza spadek o 71 proc. rdr. Wpływ na to miał wzrost kosztów obowiązków ekologicznych oraz cen zakupu energii w obrocie detalicznym, a także wzrost cen CO2 w obrocie hurtowym.
Wynik w obszarze Wydobycia wyniósł 399,8 mln zł (spadek o 11,4 proc.) i nadal pozostaje pod presją przejściowych trudności geologicznych i hydrotechnicznych w I kwartale 2018 r.
Dane operacyjne za III kw. 2018 r.:
3Q2018 3Q2017 różnica YTD2018 YTD2017 różnica Sprzedaż odbiorcom końcowym (GWh) 5 207 4 530 14,9% 15 862 14 039 13,0% Liczba odbiorców (tys.) 2 471 2 412 2,4% 2 471 2 412 2,4% Dystrybucja (Gwh) 4 888 4 668 4,7% 14 935 14 322 4,3% Liczba klientów (tys.) 2 579 2 541 1,5% 2 579 2 541 1,5% Całkowite wytwarzanie (GWh), w tym: 7 147 5 841 22,4% 19 940 15 178 31,4% ze źródeł konwencjonalnych 6 599 5 350 23,3% 18 490 13 834 33,7% z odnawialnych źródeł energii 548 491 11,6% 1 450 1 344 7,9% Wytwarzanie ciepła (TJ) 1 015 1 066 -4,8% 5 226 4 790 9,1% Sprzedaż energii, w tym: 9 520 6 633 43,5% 26 962 17 676 52,5% ze źródeł konwencjonalnych 6 617 5 465 21,1% 18 602 14 105 31,9% z odnawialnych źródeł energii 531 376 41,2% 1 339 1 073 24,8% z zakupu 2 373 792 199,6% 7 022 2 498 181,1% Sprzedaż ciepła (TJ) 879 915 -3,9% 4 703 4 326 8,7% Produkcja węgla netto (tys. t) 2 301 2 154 6,8% 6 820 6 712 1,6% Sprzedaż węgla (tys. t) 2 447 2 036 20,2% 6 788 6 698 1,3% Zapas na koniec okresu 57 140 -59,3% 57 140 -59,3% Roboty przygotowawcze (m) 8,9 7,5 18,7% 28,6 22,5 27,1% Po trzech kwartałach 2018 roku grupa Enea wydała na inwestycje 1,45 mld zł wobec 3,1 mld zł rok wcześniej (spadek o 53,4 proc. rdr).
Wskaźnik dług netto / EBITDA na koniec III kwartału wyniósł 1,7x wobec 2,1x po trzech kwartałach 2017 r.
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej w III kwartale wzrosły o 26,8 proc. rdr do 2,83 mld zł.
Enea podtrzymała w sprawozdaniu zarządu swoje wcześniejsze założenia, że w tym roku, w porównaniu z rokiem ubiegłym, pod presją będą obszary wydobycia, wytwarzania i obrotu, a stabilny ma być trend w obszarze dystrybucji.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 23.11.2018 07:13
Wyniki operacyjne grupy Enea w III kw.'18 oraz wynik EBITDA wg segmentów (tabela)
23.11.2018 07:13Wyniki operacyjne grupy Enea w III kw.'18 oraz wynik EBITDA wg segmentów (tabela)
Dane operacyjne za III kw. 2018 r (wg wyliczeń PAP Biznes):
3Q2018 3Q2017 różnica YTD2018 YTD2017 różnica Sprzedaż odbiorcom końcowym (GWh) 5 207 4 530 14,9% 15 862 14 039 13,0% Liczba odbiorców (tys.) 2 471 2 412 2,4% 2 471 2 412 2,4% Dystrybucja (Gwh) 4 888 4 668 4,7% 14 935 14 322 4,3% Liczba klientów (tys.) 2 579 2 541 1,5% 2 579 2 541 1,5% Całkowite wytwarzanie (GWh), w tym: 7 147 5 841 22,4% 19 940 15 178 31,4% ze źródeł konwencjonalnych 6 599 5 350 23,3% 18 490 13 834 33,7% z odnawialnych źródeł energii 548 491 11,6% 1 450 1 344 7,9% Wytwarzanie ciepła (TJ) 1 015 1 066 -4,8% 5 226 4 790 9,1% Sprzedaż energii, w tym: 9 520 17 633 -46,0% 26 962 17 676 52,5% ze źródeł konwencjonalnych 6 617 5 465 21,1% 18 602 14 105 31,9% z odnawialnych źródeł energii 531 376 41,2% 1 339 1 073 24,8% z zakupu 2 373 792 199,6% 7 022 2 498 181,1% Sprzedaż ciepła (TJ) 879 915 -3,9% 4 703 4 326 8,7% Produkcja węgla netto (tys. t) 2 301 2 154 6,8% 6 820 6 712 1,6% Sprzedaż węgla (tys. t) 2 447 2 036 20,2% 6 788 6 698 1,3% Zapas na koniec okresu -145 119 - 57 140 -59,3% Roboty przygotowawcze (m) 8,9 7,5 18,7% 28,6 22,5 27,1% EBITDA w obszarach działalności:
EBITDA (tys. zł) 3Q2018 3Q2017 różnica YTD2018 YTD2017 różnica Obrót 8 724 25 919 -66,3% 37 822 130 971 -71,1% Dystrybucja 291 907 281 020 3,9% 871 717 797 831 9,3% Wytwarzanie 226 878 182 301 24,5% 663 494 609 581 8,8% Wydobycie 126 300 129 834 -2,7% 399 849 451 068 -11,4% Pozostała działalność 26 721 18 953 41,0% 61 807 42 008 47,1% Wyłączenia -11 255 -49 207 -77,1% -61 350 -84 204 -27,1% RAZEM 669 275 588 820 13,7% 1 973 339 1 947 255 1,3% (PAP Biznes)
pel/
- 23.11.2018 06:54
Bogdanka miała w III kw. 2018 r. 9,7 mln zł zysku netto j.d. wobec 31,6 mln zł przed rokiem
23.11.2018 06:54Bogdanka miała w III kw. 2018 r. 9,7 mln zł zysku netto j.d. wobec 31,6 mln zł przed rokiem
Zysk operacyjny wyniósł 14,6 mln zł wobec 44,4 mln zł zysku rok wcześniej.
EBITDA grupy wyniosła 120,8 mln zł, co oznacza spadek o 9,8 proc. rdr.
Przychody wyniosły 479,7 mln zł wobec 405 mln zł przed rokiem (wzrost o 18,4 proc. rdr).
Na poziomie jednostkowym zysk netto Bogdanki wyniósł w III kwartale 9,7 mln zł, zysk operacyjny 14,4 mln zł, a przychody 479,8 mln zł. Wyniki jednostkowe są zgodne z szacunkami spółki z października.(PAP Biznes)
pel/
- 23.11.2018 06:44
Zysk netto j.d. Enei w III kw. '18 wyniósł 152,9 mln zł wobec 204,4 mln zł rok wcześniej
23.11.2018 06:44Zysk netto j.d. Enei w III kw. '18 wyniósł 152,9 mln zł wobec 204,4 mln zł rok wcześniej
Zysk operacyjny wyniósł 287,4 mln zł wobec 288,2 mln zł rok wcześniej, a przychody ze sprzedaży netto wyniosły 3,34 mld zł wobec 2,79 mld zł przed rokiem.
EBITDA wzrosła o 13,7 proc. rdr do 669,3 mln zł.
Narastająco, po trzech kwartałach 2018 roku zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 584,1 mln zł, a w analogicznym okresie rok wcześniej wynosił 785,5 mln zł.
Zysk operacyjny wyniósł 920,2 mln zł wobec 1.069,9 mln zł zysku rok wcześniej. EBITDA grupy wyniosła 1,97 mld zł wobec 1,95 mld zł rok wcześniej.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 9,38 mld zł wobec 8,36 mld zł przed rokiem.
Kilka tygodni temu Enea podała wstępne szacunki wyników. Ostateczne rezultaty okazały się z nimi zgodne.(PAP Biznes)
pel/
- 23.11.2018 06:37
ENEA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 3/2018 QSr
23.11.2018 06:37ENEA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 3/2018 QSr
WYBRANE DANE FINANSOWE w tys. zł w tys. EUR 3 kwartał(y) narastająco / 2018 okres od 2018-01-01 do 2018-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2017 okres od 2017-01-01 do 2017-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2018 okres od 2018-01-01 do 2018-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2017 okres od 2017-01-01 do 2017-09-30 Dane dotyczące skonsolidowanego sprawozdania GK ENEA dane przekształcone dane przekształcone Przychody ze sprzedaży netto 9 384 198 8 362 198 2 206 230 1 964 525 Zysk z działalności operacyjnej 920 248 1 069 855 216 351 251 340 Zysk przed opodatkowaniem 763 780 1 036 030 179 565 243 394 Zysk netto okresu sprawozdawczego 620 289 837 949 145 830 196 859 EBITDA 1 973 339 1 947 255 463 933 457 467 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej 2 834 248 2 234 993 666 333 525 065 Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (1 754 164) (2 828 149) (412 405) (664 415) Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej (454 223) (67 845) (106 788) (15 939) Przepływy pieniężne netto, razem 625 861 (661 001) 147 140 (155 288) Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk netto przypadający na akcjonariuszy Jednostki Dominującej na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 1,32 1,78 0,31 0,42 Rozwodniony zysk na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 1,32 1,78 0,31 0,42 Aktywa razem 29 596 840 28 312 994 6 929 072 6 788 222 Zobowiązania razem 14 639 193 14 313 325 3 427 259 3 431 711 Zobowiązania długoterminowe 10 149 518 10 063 012 2 376 157 2 412 672 Zobowiązania krótkoterminowe 4 489 675 4 250 313 1 051 102 1 019 040 Kapitał własny 14 957 647 13 999 669 3 501 814 3 356 510 Kapitał zakładowy 588 018 588 018 137 664 140 981 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 33,88 31,71 7,93 7,60 Rozwodniona wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na jedną akcję) 33,88 31,71 7,93 7,60 Dane dotyczące sprawozdania finansowego ENEA S.A. Przychody ze sprzedaży netto 3 422 516 4 174 851 804 635 980 795 Zysk z działalności operacyjnej (19 473) 85 252 (4 578) 20 028 Zysk przed opodatkowaniem 680 998 930 311 160 103 218 557 Zysk netto okresu sprawozdawczego 712 318 910 620 167 466 213 931 EBITDA (17 785) 87 325 (4 181) 20 515 Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej (651 291) 330 597 (153 119) 77 667 Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej 292 585 (1 403 303) 68 787 (329 677) Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej (299 070) 226 646 (70 312) 53 246 Przepływy pieniężne netto, razem (657 776) (846 060) (154 643) (198 764) Średnioważona liczba akcji (w szt.) 441 442 578 441 442 578 441 442 578 441 442 578 Zysk netto na akcję (w PLN / EUR na jedną akcję) 1,61 2,06 0,38 0,48 Rozwodniony zysk na akcję (w PLN / EUR) 1,61 2,06 0,38 0,48 Aktywa razem 22 517 453 22 452 921 5 271 680 5 383 232 Zobowiązania razem 9 201 350 9 820 944 2 154 177 2 354 634 Zobowiązania długoterminowe 7 535 671 7 695 443 1 764 216 1 845 032 Zobowiązania krótkoterminowe 1 665 679 2 125 501 389 961 509 602 Kapitał własny 13 316 103 12 631 977 3 117 503 3 028 597 Kapitał zakładowy 588 018 588 018 137 664 140 981 Wartość księgowa na akcję (w PLN / EUR) 30,16 28,62 7,06 6,86 Rozwodniona wartość księgowa na akcję(w PLN / EUR) 30,16 28,62 7,06 6,86 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 22.11.2018 20:04
Zarząd Mennicy Polskiej chce, by spółka zainwestowała 80 mln zł w akcje Enei
22.11.2018 20:04Zarząd Mennicy Polskiej chce, by spółka zainwestowała 80 mln zł w akcje Enei
"Nabycie akcji nie stanowi dla spółki inwestycji o charakterze strategicznym. Lokata w akcje będzie stanowić dla spółki alternatywną wobec innych możliwych lokat inwestycję z wykorzystaniem nadwyżki środków pieniężnych" - napisano w komunikacie.
"Zarząd będzie na bieżąco dokonywał analizy wskaźników finansowych Enea i na ich podstawie będzie podejmował decyzje o realizacji inwestycji w ramach limitu wskazanego powyżej" - dodano.
Realizacja przez Mennicę Polską dalszej inwestycji w akcje Enei wymaga zgody nadzorczej tej pierwszej spółki oraz zgody "instytucji finansującej" Mennicę.
Od początku roku kurs Enei spadł o 9,3 proc. Podobny spadek zanotował cały sektor energetyczny na GPW - WIG-Energia od stycznia notuje 10,2-proc. zniżkę. (PAP Biznes)
kuc/ ana/
- 21.11.2018 09:28
Przychody z rynku mocy dla Elektrowni Kozienice wyniosą średniorocznie ok. 220 mln zł - Enea (popr.)
21.11.2018 09:28Przychody z rynku mocy dla Elektrowni Kozienice wyniosą średniorocznie ok. 220 mln zł - Enea (popr.)
Dla jednostek modernizowanych (z umową mocową na 5 lat) i zakontraktowanych 2.711 MW średnioroczne przychody wyniosą około 651 mln zł, a dla jednostek istniejących (z umową mocową na 1 rok) i zakontraktowanych 37 MW - ok. 9 mln zł.
Zgodnie z informacjami opublikowanymi we wtorek przez PSE cena zamknięcia aukcji wyniosła 240,32 zł/kW/rok. (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 21.11.2018 08:48
Udział banków w finansowaniu bloku w Elektrowni Ostrołęka wyniesie 30-35 proc. - Tchórzewski
21.11.2018 08:48Udział banków w finansowaniu bloku w Elektrowni Ostrołęka wyniesie 30-35 proc. - Tchórzewski
"Rozmowy o finansowaniu nowego bloku w Ostrołęce zakończyły się, chociaż nie były łatwe. Wiele banków zagranicznych i niektóre nasze krajowe nie chcą finansować projektów opartych o węgiel" - powiedział Tchórzewski.
"Udział instytucji finansowych będzie na poziomie 30-35 proc., co jest rozwiązaniem nietypowym. Ponad 60 proc. stanowić będzie wkład własny Energi, Enei i TFI Energia" - dodał.
Wcześniej zakładano, że udział kapitału własnego i długu wyniesie po 50 proc.
Tchórzewski poinformował, że koszt budowy nowego bloku energetycznego w Ostrołęce wyniesie razem z VAT ponad 6 mld zł. (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 20.11.2018 22:03
Łączne przychody Enei z rynku mocy wyniosą 880 mln zł średniorocznie
20.11.2018 22:03Łączne przychody Enei z rynku mocy wyniosą 880 mln zł średniorocznie
Enea wstępnie szacuje, że przychody dla bloku 11 w Elektrowni Kozienice (z umową mocową na 15 lat) i zakontraktowanych 915 MW wyniosą średniorocznie około 220 mln zł.
Dla jednostek modernizowanych (z umową mocową na 5 lat) i zakontraktowanych 2.711 MW średnioroczne przychody wyniosą około 651 mln zł, a dla jednostek istniejących (z umową mocową na 1 rok) i zakontraktowanych 37 MW - ok. 9 mln zł.
Zgodnie z informacjami opublikowanymi we wtorek przez PSE cena zamknięcia aukcji wyniosła 240,32 zł/kW/rok. (PAP Biznes)
pr/
- 20.11.2018 21:48
ENEA SA (62/2018) Informacja w sprawie ogłoszonych przez PSE wstępnych wyników aukcji rynku mocy na 2021 rok
20.11.2018 21:48ENEA SA (62/2018) Informacja w sprawie ogłoszonych przez PSE wstępnych wyników aukcji rynku mocy na 2021 rok
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 60/2018, Zarząd ENEA S.A. ("Emitent", "Spółka") informuje, że 20 listopada 2018 roku PSE S.A. podała do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji głównej rynku mocy na 2021 rok, w tym cenę zamknięcia aukcji mocy, która wynosi 240,32 PLN/kW/rok.
Mając powyższe na uwadze Emitent szacuje, iż przychody Grupy Kapitałowej ENEA z rynku mocy mogą wynosić średniorocznie:
1) dla bloku 11 w Elektrowni Kozienice (z umową mocową na 15 lat) i zakontraktowanych 915 MW - ok. 220 mln PLN;
2) dla jednostek modernizowanych (z umową mocową na 5 lat) i zakontraktowanych 2.711 MW - ok. 651 mln PLN;
3) dla jednostek istniejących (z umową mocową na 1 rok) i zakontraktowanych 37 MW - ok. 9 mln PLN.
Powyższe obowiązki mocowe nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21 dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.
Jednocześnie Emitent informuje, iż w przypadku gdy ostateczne wyniki aukcji mocy będą istotnie różniły się od zaprezentowanych wstępnych wyników, Spółka przekaże stosowną aktualizację w trybie raportu bieżącego.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 20.11.2018 16:57
Wstępne wyniki aukcji głównej na rynku mocy na 2021 rok (dokumentacja)
20.11.2018 16:57Wstępne wyniki aukcji głównej na rynku mocy na 2021 rok (dokumentacja)
kuc/
- 20.11.2018 16:39
Cena w aukcji rynku mocy na rok 2021 wynosi 240,32 zł/kW/rok - PSE (opis)
20.11.2018 16:39Cena w aukcji rynku mocy na rok 2021 wynosi 240,32 zł/kW/rok - PSE (opis)
W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. PSE miały 3 dni robocze na podanie jej wstępnych wyników.
Aukcja zakończyła się w piątej rundzie, gdzie cena wywoławcza wynosiła 240,4 zł, a cena minimalna 218,56 zł.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.
"Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych dla roku dostaw 2021 wynosi 22.427,066 MW" - podały Polskie Sieci Elektroenergetyczne we wtorkowym komunikacie.
Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.
Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.
Jednostki nowe otrzymują umowę mocową na 15 lat, modernizowane na 5 lat, a jednostki istniejące na 1 rok. (PAP Biznes)
pel/ sar/ osz/
- 20.11.2018 16:34
Cena w aukcji rynku mocy na rok 2021 wynosi 240,32 zł/kW/rok - PSE
20.11.2018 16:34Cena w aukcji rynku mocy na rok 2021 wynosi 240,32 zł/kW/rok - PSE
W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. PSE miały 3 dni robocze na podanie jej wstępnych wyników.
Aukcja zakończyła się w piątej rundzie, gdzie cena wywoławcza wynosiła 240,4 zł, a cena minimalna 218,56 zł.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.
Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.
Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.
Jednostki nowe otrzymują umowę mocową na 15 lat, modernizowane na 5 lat, a jednostki istniejące na 1 rok. (PAP Biznes)
pel/ sar/ osz/
- 16.11.2018 12:03
Cena w pierwszej aukcji mocowej wyższa od oczekiwań, pozytywna dla wytwórców energii (opinia)
16.11.2018 12:03Cena w pierwszej aukcji mocowej wyższa od oczekiwań, pozytywna dla wytwórców energii (opinia)
W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. Polskie Sieci Elektroenergetyczne poinformowały, że została zakończona w 5. rundzie.
Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia, ale już wiadomo, że cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 218,56 do 240,40 zł/kW/rok.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.
Analitycy wskazują, że osiągnięta w aukcji cena jest wyższa niż można się było spodziewać.
"Przy przedziale cenowym 218,56-240,4 zł/kW/rok budżet rynku mocy na 2021 wynosi 5-5,5 mld zł. Dotychczasowe oczekiwania mieściły się w granicach 3-4 mld zł (w OSR do ustawy o rynku mocy z 08.12.2017 budżet szacowano na 3,7 mld zł rocznie)" - napisano w piątkowym raporcie BDM.
"Wysoka cena jest pozytywna dla spółek wytwórczych, nie spodziewaliśmy się alokacji aż tak dużego budżetu" - powiedział PAP Biznes Paweł Puchalski, analityk Santander BM.
Analitycy BDM zauważają, że po wynikach pierwszej aukcji głównej rynku mocy najwięcej wsparcia w relacji do swoich aktywów otrzyma PGE (73 proc. zainstalowanej mocy), niemniej będzie to wsparcie głównie dla starych bloków, tylko na 1 rok.
Najwięcej wsparcia dla bloków nowych (na 15 lat) i modernizowanych (na 5 lat) otrzymały Enea i Tauron.
"W rezultacie porównując NPV uzyskanego wsparcia do aktualnej kapitalizacji największymi beneficjentami wczorajszej aukcji wydają się być właśnie Enea i Tauron" - napisano w raporcie BDM.
Na Eneę i Tauron wskazuje też Robert Maj, analityk Ipopema Securities.
"Aukcje pomagają wszystkim, całemu sektorowi. PGE dostanie najwięcej środków, ale patrząc na wyniki i wielkość spółek, to Enea i Tauron wygrywają, dla nich znaczenie tych pieniędzy będzie większe" - powiedział PAP Biznes Maj.
Kolejna aukcja, na 2022 rok, odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia.
"Te aukcje będą też bardzo ciekawe, bo cena może się ukształtować zupełnie inaczej" - powiedział Puchalski.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.
Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane. Zwycięzcami aukcji zostaną jednostki o najniższym koszcie dostawy, przy czym zachowana będzie neutralność technologiczna.
Jednostki nowe otrzymują umowę mocową na 15 lat, modernizowane na 5 lat, a jednostki istniejące na 1 rok.
Poniżej wyniki pierwszej aukcji rynku mocy (na 2021 rok):
ogółem MW w tym nowe w tym modernizowane w tym stare 15 lat 5 lat 1 rok 2021 rok [MW] 22 732 PGE 11 652 1 944 2 698 7 009 Tauron 2 672 773 1 228 672 Enea 3 473 915 2 521 37 Energa 977 - 585 392 ZE PAK 587 587 Polenergia 114 114 pozostali 3 257 Źródło: raport BDM, spółki, PSE. Dla Tauronu moc obliczona wg podanego wsparcia w mln zł.
Ok. godz. 12.00 kurs PGE zyskuje 1,8 proc., a Tauronu 1 proc. Papiery Enei drożeją 1,1 proc., a akcje Energi zyskują 0,5 proc.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 15.11.2018 20:11
ENEA SA (61/2018) Informacje udzielone akcjonariuszowi ENEA S.A. poza walnym zgromadzeniem w trybie Art. 428 § 6 KSH
15.11.2018 20:11ENEA SA (61/2018) Informacje udzielone akcjonariuszowi ENEA S.A. poza walnym zgromadzeniem w trybie Art. 428 § 6 KSH
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Działając na podstawie § 19 ust. 1 pkt 12 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych [...], Zarząd spółki ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") informuje, że w związku z zapytaniami akcjonariusza Spółki zgłoszonymi poza walnym zgromadzeniem, Emitent przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego informacje udzielone w dniu dzisiejszym akcjonariuszowi Spółki, na podstawie Art. 428 § 6 Kodeksu spółek handlowych.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 15.11.2018 19:03
Grupa Enea zakontraktowała w aukcji rynku mocy na 2021 łącznie nie mniej niż 3 473 MW
15.11.2018 19:03Grupa Enea zakontraktowała w aukcji rynku mocy na 2021 łącznie nie mniej niż 3 473 MW
Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 218,56 do 240,40 zł/kW/rok.
"Łączny obowiązek mocowy Grupy Kapitałowej ENEA obejmuje: 915 MW z umową mocową na 15 lat dla bloku nr 11 w Elektrowni Kozienice oraz nie mniej niż 2 521 MW dla jednostek zmodernizowanych z umową mocową na 5 lat. Ponadto kontraktem rocznym zostanie objęte 37 MW" - napisano.
"Powyższe obowiązki mocowe nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21 dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe" - dodano.(PAP Biznes)
epo/ ana/
- 15.11.2018 18:55
ENEA SA (60/2018) Informacja w sprawie wyniku aukcji rynku mocy na 2021 rok
15.11.2018 18:55ENEA SA (60/2018) Informacja w sprawie wyniku aukcji rynku mocy na 2021 rok
Zarząd ENEA S.A. informuje, że 15 listopada 2018 roku, w wyniku aukcji rynku mocy na 2021 rok (aukcja główna), zakontraktowanych zostało łącznie nie mniej niż 3 473 MW obowiązku mocowego dla jednostek należących do Grupy Kapitałowej ENEA. Cena zamknięcia aukcji na rundzie 5 mieści się w przedziale 218,56 - 240,40 PLN/kW/rok, i zgodnie z art.38 ust.1 ustawy o rynku mocy z dnia 8 grudnia 2017 roku, zostanie w terminie 3 dni roboczych podana do publicznej wiadomości przez PSE S.A.
Łączny obowiązek mocowy Grupy Kapitałowej ENEA obejmuje: 915 MW z umową mocową na 15 lat dla bloku nr 11 w Elektrowni Kozienice oraz nie mniej niż 2 521 MW dla jednostek zmodernizowanych z umową mocową na 5 lat. Ponadto kontraktem rocznym zostanie objęte 37 MW.
Powyższe obowiązki mocowe nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21 dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 15.11.2018 16:51
Prezes Enei pozytywnie ocenia cenę zamknięcia aukcji rynku mocy
15.11.2018 16:51Prezes Enei pozytywnie ocenia cenę zamknięcia aukcji rynku mocy
"Cena jest bardzo obiecująca" - powiedział prezes pytany o komentarz do czwartkowej aukcji rynku mocy.
Firmy energetyczne podały w czwartek, że cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 218,56 do 240,40 zł/kW/rok. Cena zamknięcia aukcji zostanie w terminie 3 dni roboczych podana do publicznej wiadomości przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne.
W grudniu odbędzie się aukcja rynku mocy na 2023 rok. Według wcześniejszych planów w rynku mocy ma brać udział projekt Ostrołęka C.
Inwestorem w projekcie budowy nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW jest Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o., w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa.(PAP Biznes)
pr/ epo/ ana/
- 15.11.2018 15:44
Do URE trafiły wnioski od czterech sprzedawców z urzędu ws. taryf na energię w 2019 r.
15.11.2018 15:44Do URE trafiły wnioski od czterech sprzedawców z urzędu ws. taryf na energię w 2019 r.
„Dziś upływa termin dla sprzedawców z urzędu do złożenia wniosków taryfowych na rok przyszły. Otrzymaliśmy wszystkie cztery wnioski” - poinformowała PAP Biznes Głośniewska.
Chodzi o spółki PGE Obrót, Energa Obrót, Tauron Sprzedaż i Enea.
Kilka dni temu wiceprezes grupy PGE Emil Wojtowicz oceniał, że przy podejmowaniu decyzji w sprawie taryfy G (dla gospodarstw domowych) na 2019 rok Urząd Regulacji Energetyki zrównoważy interesy spółek obrotu i konsumentów.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski nie wykluczał kilka tygodni temu, że w 2019 r. będzie podwyżka rachunku za energię elektryczną dla gospodarstw domowych, ale - jak mówił - nie przekroczy ona 5 proc. Zapowiadał, że w przypadku, gdyby rachunek miał wzrosnąć powyżej 5 proc., resort energii przedstawi projekt ustawy łagodzącej skutki społeczne polityki klimatycznej Unii Europejskiej.
Prezes URE Maciej Bando informował wcześniej, że Urząd Regulacji Energetyki w sytuacji rosnących cen energii może być zmuszony zadbać o interesy przedsiębiorstw energetycznych przy ustalaniu wysokości taryfy G. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 15.11.2018 13:35
Aukcja mocowa na rok 2021 została zakończona w 5. rundzie - PSE (opis)
15.11.2018 13:35Aukcja mocowa na rok 2021 została zakończona w 5. rundzie - PSE (opis)
Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia.
W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. Rozpoczęła się o godz. 8.00.
PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 26.000 MW.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.
Z harmonogramu aukcji wynika, że w piątej rundzie cena wywoławcza wynosiła 240,4 zł, a cena minimalna 218,56 zł.
Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 09.11.2018 08:45
Enea pozytywnie zaskoczyła zyskiem operacyjnym, dobrze wygląda segment dystrybucji (opinia)
09.11.2018 08:45Enea pozytywnie zaskoczyła zyskiem operacyjnym, dobrze wygląda segment dystrybucji (opinia)
"Wynik operacyjny zaskoczył pozytywnie dzięki lepszemu od oczekiwań segmentowi dystrybucji i lekko lepszym skonsolidowanym wynikom Bogdanki" - napisał Robert Maj w porannym raporcie Ipopema Securities.
"Wyniki są lepsze od oczekiwań, ale warto przypomnieć, że po słabym drugim kwartale konsensus rynkowy został zrewidowany w dół i wyniki po trzech kwartałach stanowią 69/74 proc. naszych/rynkowych oczekiwań" - dodał Kamil Kliszcz w porannym raporcie DM mBanku.
Jego zdaniem, reakcja rynku na wyniki szacunkowe Enei może być pozytywna, zwłaszcza że spółka zachowywała się ostatnio gorzej niż jej konkurenci z branży.
Grupa Enea szacuje, że miała w trzecim kwartale 2018 roku 153 mln zł zysku netto jednostki dominującej wobec 180 mln zł konsensusu. Prognozy analityków wahały się w przedziale 139-215,9 mln zł.
Przychody grupy w trzecim kwartale, według wyliczeń PAP Biznes, wyniosły 3.344 mln zł wobec 3.154,8 mln zł konsensusu. EBITDA w tym okresie wyniosła 669 mln zł, a zysk operacyjny 287 mln zł. Konsensus PAP Biznes zakładał, że EBITDA Enei wyniesie 605,3 mln zł, a EBIT 275,6 mln zł.
Dla porównania, w trzecim kwartale 2017 roku zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej Enei wyniósł 204,4 mln zł. Zysk operacyjny wyniósł w tamtym okresie 288,2 mln zł, a EBITDA grupy wyniosła 588,8 mln zł
Narastająco po trzech kwartałach przychody Enei wyniosły 9.384 mln zł, EBITDA wyniosła 1.973 mln zł, EBIT 920 mln zł, a zysk netto 620 mln zł. Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej wyniósł 584 mln zł.
EBITDA w obrocie wyniosła po trzech kwartałach 2018 roku 38 mln zł, w dystrybucji 872 mln zł, w wytwarzaniu 663 mln zł, a w wydobyciu 400 mln zł.
W samym trzecim kwartale, według wyliczeń PAP Biznes, EBITDA w obrocie wyniosła 8,9 mln zł, w dystrybucji 292,2 mln zł, w wytwarzaniu 226,4 mln zł, a w wydobyciu 126,5 mln zł.
Dla porównania, w trzecim kwartale 2017 roku EBITDA w segmencie dystrybucji wyniosła 281 mln zł, w obrocie 25,9 mln zł, w wytwarzaniu 182,3 mln zł, a w wydobyciu 129,8 mln zł.
Produkcja węgla netto po trzech kwartałach tego roku wyniosła 6,82 mln ton. Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło w tym okresie 19,94 TWh, sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 14,935 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 15,862 TWh.
Na poziomie jednostkowym Enea miała w trzech kwartałach 2018 roku 3.423 mln zł przychodów, 18 mln zł straty EBITDA, 19 mln zł straty EBIT i 712 mln zł zysku netto.
Poniżej przedstawiamy szacunkowe wyniki Grupy Enea w trzecim kwartale 2018 roku według wyliczeń PAP Biznes i ich odniesienie do konsensusu PAP (dane w mln zł).
3Q2018 wyniki kons. różnica r/r q/q YTD 2018 rdr Przychody 3344,0 3154,8 6,0% 18,1% 9,6% 9384,0 11,7% EBITDA 669,0 605,3 10,5% 13,6% 11,1% 1973,0 1,3% EBIT 287,0 275,6 4,1% -0,3% -2,4% 920,0 -13,1% zysk netto j.d. 153,0 180,0 -15,0% -25,1% -19,9% 584,0 -25,7% marża EBITDA 20,0% 19,3% 0,75 -0,80 0,27 21,03% -2,16 marża EBIT 8,6% 8,8% -0,20 -1,59 -1,05 9,80% -2,80 marża netto 4,6% 5,7% -1,17 -2,64 -1,68 6,22% -3,66 (PAP Biznes)
pr/ asa/
- 08.11.2018 19:14
Grupa Enea szacuje, że miała w III kw. 153 mln zł zysku netto j. d. wobec 180 mln zł konsensusu (opis)
08.11.2018 19:14Grupa Enea szacuje, że miała w III kw. 153 mln zł zysku netto j. d. wobec 180 mln zł konsensusu (opis)
Przychody grupy w trzecim kwartale, według wyliczeń PAP Biznes, wyniosły 3.344 mln zł wobec 3.154,8 mln zł konsensusu. EBITDA w tym okresie wyniosła 669 mln zł, a zysk operacyjny 287 mln zł. Konsensus PAP Biznes zakładał, że EBITDA Enei wyniesie 605,3 mln zł, a EBIT 275,6 mln zł.
Dla porównania, w trzecim kwartale 2017 roku zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej Enei wyniósł 204,4 mln zł. Zysk operacyjny wyniósł w tamtym okresie 288,2 mln zł, a EBITDA grupy wyniosła 588,8 mln zł
Narastająco po trzech kwartałach przychody Enei wyniosły 9.384 mln zł, EBITDA wyniosła 1.973 mln zł, EBIT 920 mln zł, a zysk netto 620 mln zł. Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej wyniósł 584 mln zł.
EBITDA w obrocie wyniosła po trzech kwartałach 2018 roku 38 mln zł, w dystrybucji 872 mln zł, w wytwarzaniu 663 mln zł, a w wydobyciu 400 mln zł.
W samym trzecim kwartale, według wyliczeń PAP Biznes, EBITDA w obrocie wyniosła 8,9 mln zł, w dystrybucji 292,2 mln zł, w wytwarzaniu 226,4 mln zł, a w wydobyciu 126,5 mln zł.
Dla porównania, w trzecim kwartale 2017 roku EBITDA w segmencie dystrybucji wyniosła 281 mln zł, w obrocie 25,9 mln zł, w wytwarzaniu 182,3 mln zł, a w wydobyciu 129,8 mln zł.
Produkcja węgla netto po trzech kwartałach tego roku wyniosła 6,82 mln ton. Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło w tym okresie 19,94 TWh, sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 14,935 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 15,862 TWh.
Na poziomie jednostkowym Enea miała w trzech kwartałach 2018 roku 3.423 mln zł przychodów, 18 mln zł straty EBITDA, 19 mln zł straty EBIT i 712 mln zł zysku netto.
Poniżej przedstawiamy szacunkowe wyniki Grupy Enea w trzecim kwartale 2018 roku według wyliczeń PAP Biznes i ich odniesienie do konsensusu PAP (dane w mln zł).
3Q2018 wyniki kons. różnica r/r q/q YTD 2018 rdr Przychody 3344,0 3154,8 6,0% 18,1% 9,6% 9384,0 11,7% EBITDA 669,0 605,3 10,5% 13,6% 11,1% 1973,0 1,3% EBIT 287,0 275,6 4,1% -0,3% -2,4% 920,0 -13,1% zysk netto j.d. 153,0 180,0 -15,0% -25,1% -19,9% 584,0 -25,7% marża EBITDA 20,0% 19,3% 0,75 -0,80 0,27 21,03% -2,16 marża EBIT 8,6% 8,8% -0,20 -1,59 -1,05 9,80% -2,80 marża netto 4,6% 5,7% -1,17 -2,64 -1,68 6,22% -3,66 (PAP Biznes)
sar/ asa/
- 08.11.2018 18:47
Grupa Enea szacuje, że miała w III kw. 153 mln zł zysku netto j. d. wobec 180 mln zł konsensusu
08.11.2018 18:47Grupa Enea szacuje, że miała w III kw. 153 mln zł zysku netto j. d. wobec 180 mln zł konsensusu
Przychody grupy w trzecim kwartale, według wyliczeń PAP Biznes, wyniosły 3.344 mln zł wobec 3.154,8 mln zł konsensusu. EBITDA w tym okresie wyniosła 669 mln zł, a zysk operacyjny 287 mln zł. Konsensus PAP Biznes zakładał, że EBITDA Enei wyniesie 605,3 mln zł, a EBIT 275,6 mln zł.
Narastająco po trzech kwartałach przychody Enei wyniosły 9.384 mln zł, EBITDA wyniosła 1.973 mln zł, EBIT 920 mln zł, a zysk netto 620 mln zł. Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej wyniósł 584 mln zł.
EBITDA w obrocie wyniosła po trzech kwartałach 2018 roku 38 mln zł, w dystrybucji 872 mln zł, w wytwarzaniu 663 mln zł, a w wydobyciu 400 mln zł.
Produkcja węgla netto po trzech kwartałach tego roku wyniosła 6,82 mln ton. Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło w tym okresie 19,94 TWh, sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 14,935 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 15,862 TWh.
Na poziomie jednostkowym Enea miała w trzech kwartałach 2018 roku 3.423 mln zł przychodów, 18 mln zł straty EBITDA, 19 mln zł straty EBIT i 712 mln zł zysku netto.
Poniżej przedstawiamy szacunkowe wyniki Grupy Enea w trzecim kwartale 2018 roku według wyliczeń PAP Biznes i ich odniesienie do konsensusu PAP (dane w mln zł).
3Q2018 wyniki kons. różnica r/r q/q YTD 2018 rdr Przychody 3344,0 3154,8 6,0% 18,1% 9,6% 9384,0 11,7% EBITDA 669,0 605,3 10,5% 13,6% 11,1% 1973,0 1,3% EBIT 287,0 275,6 4,1% -0,3% -2,4% 920,0 -13,1% zysk netto j.d. 153,0 180,0 -15,0% -34,1% -19,9% 584,0 -29,7% marża EBITDA 20,0% 19,3% 0,75 -0,80 0,27 21,03% -2,16 marża EBIT 8,6% 8,8% -0,20 -1,59 -1,05 9,80% -2,80 marża netto 4,6% 5,7% -1,17 -3,62 -1,68 6,22% -3,66 (PAP Biznes)
sar/ asa/
- 08.11.2018 18:33
Szacunkowe wyniki Enei w III kw. 2018 roku vs. konsensus PAP (tabela)
08.11.2018 18:33Szacunkowe wyniki Enei w III kw. 2018 roku vs. konsensus PAP (tabela)
Dane w mln zł
3Q2018 wyniki kons. różnica r/r q/q YTD 2018 rdr Przychody 3344,0 3154,8 6,0% 18,1% 9,6% 9384,0 11,7% EBITDA 669,0 605,3 10,5% 13,6% 11,1% 1973,0 1,3% EBIT 287,0 275,6 4,1% -0,3% -2,4% 920,0 -13,1% zysk netto j.d. 153,0 180,0 -15,0% -34,1% -19,9% 584,0 -29,7% marża EBITDA 20,0% 19,3% 0,75 -0,80 0,27 21,03% -2,16 marża EBIT 8,6% 8,8% -0,20 -1,59 -1,05 9,80% -2,80 marża netto 4,6% 5,7% -1,17 -3,62 -1,68 6,22% -3,66 ***Prognozy roczne i kwartalne dla ponad 200 spółek notowanych na GPW znajdują się w bazie Konsensusy, dostępnej dla abonentów w Serwisie Ekonomicznym PAP Biznes. http://biznes.pap.pl/nse-2/pl/consensus/main/newWindow/?referer=nse2. (PAP Biznes)
sar/
- 08.11.2018 18:22
ENEA SA (59/2018) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych za okres I - III kwartał 2018 roku
08.11.2018 18:22ENEA SA (59/2018) Informacja w sprawie wstępnych wyników finansowych za okres I - III kwartał 2018 roku
W związku z przyjęciem przez Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") w dniu 8 listopada 2018 roku informacji o wstępnych wynikach finansowych i operacyjnych Grupy Kapitałowej ENEA za okres I - III kwartał 2018 roku, Spółka przekazuje do publicznej wiadomości wstępne wyniki, które zostały zaprezentowane poniżej.
Skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej ENEA za okres I - III kwartał 2018 roku:
Przychody ze sprzedaży netto: 9.384 mln zł
EBITDA: 1.973 mln zł
EBIT: 920 mln zł
Zysk netto: 620 mln zł
Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej: 584 mln zł.
Wynik EBITDA w poszczególnych obszarach działalności:
Obrót: 38 mln zł
Dystrybucja: 872 mln zł
Wytwarzanie: 663 mln zł
Wydobycie: 400 mln zł
Wybrane dane operacyjne:
Produkcja węgla netto: 6,82 mln ton,
Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto: 19,94 TWh,
Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym: 14,935 TWh,
Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym: 15,862 TWh.
Na wstępny wynik EBITDA Grupy Kapitałowej ENEA w okresie I - III kwartał 2018 roku wpływ miały następujące zdarzenia:
- Obszar Obrót - w obrocie detalicznym w całym okresie 2018 roku najistotniejsze znaczenie miał fakt, iż wzrost wolumenu i cen sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych nie zrekompensował wzrostu kosztów związanych z obowiązkami ekologicznymi oraz zakupem energii elektrycznej; obrót hurtowy pozostawał pod presją wzrostu cen uprawnień do emisji CO2;
- Obszar Dystrybucja - stabilny wynik generowany w tym obszarze tradycyjnie wspierany był wzrostem wolumenu sprzedaży usług dystrybucji; w omawianym okresie odnotowano wzrost wyniku pozostałej działalności operacyjnej głównie w związku z otrzymanymi odszkodowaniami, niższymi rezerwami dot. majątku sieciowego i wzrostem wartości przychodów z nieodpłatnie przyjętych środków trwałych w wyniku usuwania kolizji na majątku sieciowym;
- Obszar Wytwarzanie - wynik pozostawał pod wpływem szeregu czynników:
a) wytwarzanie konwencjonalne: obok zwiększenia mocy wytwórczych w stosunku do 2017 roku zanotowano szereg ograniczeń w dyspozycyjności bloków wytwórczych związanych z remontami planowanymi, pracami modernizacyjnymi związanymi z dostosowaniem jednostek do konkluzji BAT, przeglądami gwarancyjnymi, o których Emitent informował również w poprzednich okresach roku 2018; wynik obszaru pozostawał pod presją sytuacji rynkowej w zakresie obrotu energią elektryczną, rosnących kosztów zmiennych produkcji (przede wszystkim w odniesieniu do cen węgla energetycznego, jego transportu oraz uprawnień do emisji CO2), nie bez znaczenia pozostaje zmniejszający się poziom darmowych praw do emisji dwutlenku węgla;
b) wytwarzanie oparte o odnawialne źródła energii odnotowało w całym okresie 2018 roku wyższe wyniki niż w porównywalnym okresie 2017 roku na co najistotniejszy wpływ miały rosnące przychody ze sprzedaży energii elektrycznej wspierane przez wyższe ceny zielonych certyfikatów;
- Obszar Wydobycie - po trudnościach I kwartału, kolejne okresy wspierane stabilizacją poziomu wydobycia oraz wzrostem ceny sprzedaży pozwoliły na odbudowanie wyników do poziomu odnotowanego w porównywalnym okresie roku 2017.
Jednostkowe wyniki finansowe ENEA S.A. za okres I - III kwartał 2018 roku:
Przychody ze sprzedaży netto: 3.423 mln zł
EBITDA: - 18 mln zł
EBIT: - 19 mln zł
Zysk netto: 712 mln zł
Na wstępny jednostkowy wynik netto ENEA S.A. za okres I - III kwartał 2018 roku miały wpływ dwa czynniki:
- ujemny wynik na działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej do odbiorców końcowych, gdzie wzrost wolumenu i cen sprzedaży energii elektrycznej nie rekompensował istotnych wzrostów po stronie kosztów w odniesieniu do obowiązków ekologicznych oraz cen energii elektrycznej na rynku hurtowym;
- pozytywny wynik na działalności finansowej będący pochodną stabilnej działalności spółek zależnych wchodzących w skład Grupy Kapitałowej ENEA.
Jednocześnie Emitent informuje, iż w wyniku wdrożenia MSSF 15, skutki umów dla których Spółki wchodzące w skład Grupy Kapitałowej ENEA są agentami, prezentowane są w przychodach w wartościach netto, co w sposób istotny wpływa na obniżenie pozycji przychodów i kosztów w stosunku do analogicznego okresu roku ubiegłego, ale pozostaje bez wpływu na wynik działalności operacyjnej poszczególnych Spółek.
Ostateczne wyniki zostaną przedstawione w rozszerzonym skonsolidowanym raporcie kwartalnym Grupy Kapitałowej ENEA za III kwartał 2018 roku, którego publikację zaplanowano na 23 listopada 2018 roku.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 30.10.2018 23:17
ENEA SA (58/2018) Powzięcie informacji o złożeniu pozwu o stwierdzenie nieważności, ewentualnie uchylenie uchwały Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki
30.10.2018 23:17ENEA SA (58/2018) Powzięcie informacji o złożeniu pozwu o stwierdzenie nieważności, ewentualnie uchylenie uchwały Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki
Działając na podstawie § 19 ust. 1 pkt 10 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...], Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, że 30 października 2018 roku powziął informację o złożeniu pozwu o stwierdzenie nieważności, ewentualnie uchylenie uchwały nr 3 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. z 24 września 2018 roku w sprawie wyrażenia kierunkowej zgody na przystąpienie do Etapu Budowy w ramach projektu Ostrołęka C przez akcjonariusza Spółki Międzyzakładowy Związek Zawodowy Synergia Pracowników Grupy Kapitałowej ENEA z siedzibą w Poznaniu.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 26.10.2018 22:09
ENEA SA (57/2018) Powzięcie informacji o złożeniu pozwu o stwierdzenie nieważności lub ustalenie nieistnienia, ewentualnie uchylenie uchwały Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki
26.10.2018 22:09ENEA SA (57/2018) Powzięcie informacji o złożeniu pozwu o stwierdzenie nieważności lub ustalenie nieistnienia, ewentualnie uchylenie uchwały Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki
Działając na podstawie § 19 ust. 1 pkt 10 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...], Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, że 25 października 2018 roku powziął informację o złożeniu pozwu o stwierdzenie nieważności lub ewentualnie ustalenie nieistnienia lub ewentualnie o uchylenie uchwały nr 3 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. z 24 września 2018 roku w sprawie wyrażenia kierunkowej zgody na przystąpienie do Etapu Budowy w ramach projektu Ostrołęka C przez akcjonariusza Spółki Fundację "CLIENTEARTH Prawnicy dla ziemi" z siedzibą w Warszawie.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 24.10.2018 15:36
Energa da zgodę na NTP dla Ostrołęki C tylko przy akceptowalnym poziomie rentowności projektu
24.10.2018 15:36Energa da zgodę na NTP dla Ostrołęki C tylko przy akceptowalnym poziomie rentowności projektu
"(...) Energa, jako jeden z udziałowców projektu Ostrołęka C, z należytą starannością podchodzi do procesu decyzyjnego i wyrazi zgodę na wydanie NTP dla generalnego wykonawcy, wyłącznie w przypadku, kiedy projekt ten wykaże poziom rentowności akceptowalny przez organy korporacyjne Energa i akcjonariuszy" - napisał zarząd Energi w odpowiedzi na pytania akcjonariusza, podnoszącego kwestię nieopłacalności inwestycji.
Poinformowano, że decyzja w zakresie daty wydania NTP nie została jeszcze podjęta, a poprzedzą ją analizy.
"Wszystkie decyzje dotyczące harmonogramu projektu są podejmowane w celu maksymalizacji stopy zwrotu, a tym samym maksymalizacji jego wartości. Umowa z generalnym wykonawcą została podpisana w dniu 12 lipca 2018 r. i określa ramy czasowe, w których może zostać wydany NTP. Data wydania NTP jest związana z harmonogramem prac przygotowawczych i harmonogramem prac budowlanych, finansowym rozliczeniem z osobami trzecimi, uprzednio zaciągającymi dług wobec projektu, warunkami udziału projektu w systemie rynku mocy. Co najważniejsze, decyzja wydania NTP powinna wpłynąć na ocenę ryzyka projektu" - napisano.
Zarząd Energi zapewnił, że spółka nie angażuje się w żaden projekt inwestycyjny o ujemnej rentowności, co dotyczy również inwestycji Ostrołęka C.
"Opłacalność projektu Ostrołęka C została potwierdzona zarówno w analizach wykonywanych przez samą spółkę, jak i w analizach wykonanych przez zewnętrznych, profesjonalnych doradców. Co więcej spółka zleca ponowne ekspertyzy w przypadku podejmowania decyzji o zaangażowaniu w kolejny etap realizacji projektu" - napisano.
Dodano, że kluczowym czynnikiem mającym wpływ na analizę rentowności są prognozy cen energii elektrycznej wykonywane zewnętrznie, przez firmy konsultingowe.
Zarząd Energi ocenił, że polski mechanizm rynku mocy nie jest idealnie dopasowany do projektu Ostrołęka C.
"Z jednej strony, stabilna opłata za moc zwiększa bezpieczeństwo finansowe projektu i ułatwia podjęcie decyzji inwestycyjnej. Z drugiej strony, przedział czasowy między aukcją rynku mocy a dniem, w którym usługa mocowa musi być faktycznie świadczona, jest krótszy niż okres budowy bloku. Ponadto dotrzymanie wymogu tak zwanego +finansowego kamienia milowego+ jest utrudnione ze względu na harmonogram budowy. Projekt Ostrołęka C musi odpowiednio adresować te czynniki" - napisano.
Oczekuje się, że Ostrołęka C będzie korzystać z płatności w ramach systemu rynku mocy do końca 2037 r. Zarząd Energi podkreślił jednak, że system rynku mocy jest tylko jednym z wielu czynników wpływających na rentowność projektu.
"Oczekujemy również, że proponowany przez Komisję Europejską zakaz uczestnictwa w rynku mocy nowych elektrowni emitujących ponad 550 gramów CO2/kWh nie będzie miał zastosowania do umów, które zostały zawarte przed wejściem w życie tych regulacji. Oczekujemy, że projekty takie, jak Ostrołęka C zachowają swoje prawa nabyte w tym zakresie, ale bierzemy pod uwagę, że obecnie nie ma na to gwarancji" - napisano.
Inwestorem w projekcie budowy nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW jest Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o., w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa.
Wartość umowy Elektrowni Ostrołęka z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą wynosi ok. 6 mld zł brutto. Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku nastąpi w ciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac.
Podpisanie umowy z wykonawcą w lipcu tego roku nie było równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (NTP). Do czasu wydania NTP projekt znajduje się na etapie rozwoju i inwestor uruchomił dla generalnego wykonawcy środki w wysokości 4 proc. wartości kontraktu, czyli 240 mln zł.
4 września Energa i Enea poinformowały o podpisaniu porozumienia z Funduszem Inwestycyjnym Zamkniętym Aktywów Niepublicznych Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł.
Zgodnie z określoną wstępną strukturą finansowania projektu, łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energę i Eneę (po 1 mld zł), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez te spółki przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej, oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez fundusz. Informowano wtedy, że pozostała kwota przypadać ma na pozostałe formy finansowania.
6 września Elektrownia Ostrołęka pozyskała promesę bankową wystawioną przez konsorcjum polskich banków. Jak informowano, kwota z promesy wypełnia potrzeby zewnętrznego finansowania projektu. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 23.10.2018 14:59
ENEA SA (56/2018) Zawiadomienie o zmianie udziału w ogólnej liczbie głosów w ENEA S.A.
23.10.2018 14:59ENEA SA (56/2018) Zawiadomienie o zmianie udziału w ogólnej liczbie głosów w ENEA S.A.
Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, iż w dniu 23 października 2018 roku wpłynęło do Spółki zawiadomienie od Towarzystwa Funduszy Inwestycyjnych PZU SA o następującej treści:
"Towarzystwo Funduszy Inwestycyjnych PZU SA ("TFI PZU SA") z siedzibą w Warszawie działając w imieniu
i na rzecz zarządzanych przez siebie funduszy inwestycyjnych, tj.:
1. PZU Fundusz Inwestycyjny Otwarty Parasolowy,
2. PZU Specjalistyczny Fundusz Inwestycyjny Otwarty Globalnych Inwestycji,
3. PZU Specjalistyczny Fundusz Inwestycyjny Otwarty Universum,
4. inPZU Specjalistyczny Fundusz Inwestycyjny Otwarty,
("Fundusze TFI PZU"), stosownie do art. 69 ust. 1 pkt 2) oraz art. 87 ust. 1 pkt 2) lit. a) ustawy z dnia 29 lipca 2005 r. o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu oraz o spółkach publicznych (tj. Dz. U. z 2018 r., poz. 512 ze zm.; dalej: "Ustawa o Ofercie") niniejszym zawiadamia, że w wyniku rozliczenia w dniu 19 października 2018 r. zbycia 2.170.000 (słownie: dwa miliony sto siedemdziesiąt tysięcy) akcji ENEA S.A., dokonanego w dniu 17 października 2018 r. w ramach transakcji zwykłych na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie SA, udział Funduszy TFI PZU w ogólnej liczbie głosów na walnym zgromadzeniu Spółki zmniejszył się poniżej progu 5%, tj.:
Liczba akcji posiadanych przed zmianą udziału: 22 872 130
Procentowy udział w kapitale zakładowym Spółki: 5,1812%
Liczba głosów z akcji: 22 872 130
Procentowy udział w ogólnej liczbie głosów: 5,1812%
Liczba akcji posiadanych po zmianie udziału: 20 702 130
Procentowy udział w kapitale zakładowym Spółki: 4,6897%
Liczba głosów z akcji: 20 702 130
Procentowy udział w ogólnej liczbie głosów: 4,6897%.
Ponadto TFI PZU SA informuje, iż:
- Fundusze TFI PZU nie posiadają podmiotów zależnych będących w posiadaniu akcji Spółki;
- Fundusze TFI PZU nie posiadają instrumentów finansowych, o których mowa w art. 69b Ustawy o Ofercie, odnoszących się do akcji Spółki;
- TFI PZU SA jako podmiot zarządzający, może w imieniu Funduszy TFI PZU wykonywać prawo głosu na walnym zgromadzeniu Spółki."
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 23.10.2018 09:03
El. Ostrołęka ma promesę bankową wystawioną przez konsorcjum banków na budowę bloku - ME
23.10.2018 09:03El. Ostrołęka ma promesę bankową wystawioną przez konsorcjum banków na budowę bloku - ME
"Elektrownia Ostrołęka na potrzeby certyfikacji do aukcji głównej rynku mocy zobligowana była do przedstawienia źródeł finansowania Projektu. W związku z powyższym, w dniu 6 września 2018 roku spółka pozyskała promesę bankową wystawioną przez konsorcjum polskich banków. Kwota z promesy wypełnia potrzeby zewnętrznego, poza-kapitałowego finansowania Projektu" - napisał resort.
4 września 2018 roku zostało zawarte porozumienie pomiędzy Energą, Eneą, Elektrownią Ostrołęka a Funduszem Inwestycyjnym Zamkniętym Aktywów Niepublicznych Energia, w zakresie potencjalnego zaangażowania kapitałowego Funduszu (poprzez objęcie udziałów w kapitale zakładowym Spółki) w Projekt.
"W treści Porozumienia określono wstępną strukturę finansowania Projektu, gdzie łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energa i Enea (po 1 mld zł) oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez Fundusz" - podaje ME.
Resort napisał, że szczegóły rozmów prowadzonych w sprawie finansowania Projektu oraz informacje dotyczące etapu, na którym się znajdują nie są jawne.
"Aktualnie trwają prace nad wypracowaniem ostatecznej struktury finansowania Projektu, która będzie stanowić wynik prowadzonych negocjacji, a jej ostateczny kształt będzie wspierał ekonomikę Projektu" - napisano.
Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku o mocy 1000 MW brutto nastąpi w ciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac.
Dzięki zastosowanej technologii obiekt w Ostrołęce osiągnie najwyższą wśród elektrowni parowych w Polsce sprawność na poziomie 46 proc. i znacznie przewyższy średnią światową, która wynosi 33 proc.
Wykonawcą prac jest konsorcjum z udziałem GE Power. (PAP Biznes)
pel/ map/ ana/
<