Enea SA

"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/

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

"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/

§ 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

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/

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/

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/

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

"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:

* Dla Tauronu łączne skutki dla obiorców podano w przedziałach ze względu na istniejące jeszcze zróżnicowanie stawek opłat w poszczególnych obszarach. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"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/

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/

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

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

"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/

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

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/

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/

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

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.

* 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/

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.

* 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/

"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/

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/

„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/

„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/

"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/

"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/

"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/

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/

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/

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/

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/

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/

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/

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

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/

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/

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/

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/

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/

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/

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/

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/

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

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

"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/

"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/

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/

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/

„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/

"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/

"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/

"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/

"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/

"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/

"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/

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

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/

Dane operacyjne za trzeci kwartał 2019 roku:

EBITDA i przychody w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/

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/

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

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/

"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/

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

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

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/

"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/

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).

(PAP Biznes)

pel/ osz/

Dane w mln zł

***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/

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/

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

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

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/

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/

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/

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/

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/

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

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/

"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/

(PAP Biznes)

kuc/

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:

(PAP Biznes)

kuc/ ana/

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/

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

§ 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/

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/

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/

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/

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).

Ostateczne wyniki Enei zostaną przedstawione 30 września 2019 roku. (PAP Biznes)

sar/

Dane w mln zł

***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/

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/

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

§ 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

"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/

"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/

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/

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

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/

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

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/

"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/

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

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

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

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

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/

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/

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/

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

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/

"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/

"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/

"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/

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.).

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/

„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/

„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/

"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/

"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/

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/

Dane operacyjne za IV kw. i cały 2018 rok:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/

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/

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

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/

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

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/

"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/

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"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/

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/

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/

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/

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/

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

"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/

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/

Dane operacyjne za czwarty kwartał i narastająco 2018 r:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/

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).

Publikacja rocznych raportów finansowych Enei zaplanowana jest na 21 marca 2019 roku. (PAP Biznes)

sar/ asa/

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/

Dane w mln zł

***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/

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

"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/

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/

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/

"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/

"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/

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/

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/

"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/

"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/

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/

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

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/

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/

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

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)

(PAP Biznes)

pel/ gty/ ana/ gor/

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/

"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/

"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/

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/

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

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/

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/

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/

"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/

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/

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/

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/

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/

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

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

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/

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/

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/

"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/

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/

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/

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

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/

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/

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/

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2023 wynosi 10 631,191 MW. (PAP Biznes)

pr/

"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/

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

"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/

"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/

"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/

"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/

Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 189,95 – 217,06 PLN/kW/rok. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"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/

"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/

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/

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/

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/

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/

"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/

"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/

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/

"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/

"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/

"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/

"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/

"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/

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/

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/

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/

"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/

"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/

"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/

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/

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

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/

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/

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/

"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/

"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/

"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/

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/

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/

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

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/

"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/

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/

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

"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/

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/

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/

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/

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/

"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/

"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/

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/

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/

„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]

Prognoza wytwarzania energii elektrycznej do 2040 r. wg technologii [TWh]

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/

„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/

pel/ ana/

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:

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.:

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/

Dane operacyjne za III kw. 2018 r (wg wyliczeń PAP Biznes):

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/

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/

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/

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"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/

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/

"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/

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/

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

kuc/

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/

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/

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):

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/

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

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/

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

"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/

„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/

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/

"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).

(PAP Biznes)

pr/ asa/

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).

(PAP Biznes)

sar/ asa/

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).