Enea SA

"List oznacza współpracę trzech naszych grup elektroenergetycznych, które będą realizować projekty w porozumieniu, wspólnie wykorzystując swój potencjał, by szansę - jaką jest morska energetyka wiatrowa - wykorzystać najlepiej jak potrafimy (...)" - powiedział obecny podczas uroczystości wiceminister aktywów państwowych Artur Soboń.

"(...) niezwykle pożądane jest, by działać wspólnie zarówno w zakresie lokalizacji tych inwestycji, ale i w zakresie możliwości ich finansowania" - dodał wiceminister.

Jak poinformował, podmioty założą spółkę celową. Dodał, że planowane wydzielenie aktywów wytwórczych opartych o węgiel z trzech grup energetycznych ułatwi finansowanie inwestycji w morską energetykę wiatrową. Jak powiedział, te inwestycje będą biznesowo rentowne.

Wojciech Dąbrowski, prezes PGE, wyjaśnił, że spółka celowa będzie aplikować o nowe koncesje.

"List intencyjny i idea powołania spółki celowej będzie dotyczyć nowych inwestycji, o które będziemy aplikować wspólnie, o prawo do wznoszenia sztucznych wysp na Bałtyku" - powiedział prezes Dąbrowski, dodając, że spółki będą miały równy udział w nowym podmiocie.

W ocenie prezesa PGE inwestowanie w offshore na Bałtyku to jeden z najważniejszych projektów dla polskich spółek energetycznych z udziałem Skarbu Państwa.

"To ogromna szansa dla nas, by skutecznie przeprowadzić transformację. (...) Naszym zadaniem jest, by jak najwięcej korzyści uzyskały polskie firmy i polska gospodarka, realizując te wielkie inwestycje. Mówimy o skali 140-150 mld zł, by wybudować 11 GW mocy" - powiedział Dąbrowski.

Jak poinformował prezes PGE, produkcja energii z farm morskich, które spółki zamierzają razem realizować, mogłaby się rozpocząć w drugiej połowie lat 30-tych.

PGE jest najbardziej zaawansowana ze spółek SP w realizacji projektów offshore. Spółka obecnie realizuje trzy projekty o łącznej mocy ok. 3,5 GW.

Jak poinformował Dąbrowski, na końcowym etapie są negocjacje PGE dotyczące partnerstwa z duńskim Orsted dla dwóch z tych projektów.

Enea prowadziła w ubiegłym roku negocjacje z hiszpańską Iberdrolą. We wrześniu zdecydowano jednak o zakończeniu prowadzonych na zasadzie wyłączności rozmów i odstąpiono od sporządzania dokumentu term sheet. Enea informowała wtedy, że nadal bada możliwości rozwoju w tym obszarze.

Prezes Enei Paweł Szczeszek poinformował w poniedziałek, że Enea stara się zaostrzyć kurs w kierunku zeroemisyjnym.

"Naszym celem jest stać się zupełnie zieloną jednostką wytwórczą" - powiedział prezes Szczeszek.

Prezes Tauronu Wojciech Ignacok poinformował, że offshore to przyszłość dla grupy Tauron.

"Chcemy wykorzystać kompetencje wszystkich spółek, a transformacja dotycząca wydzielenia aktywów węglowych z naszych zasobów pozwoli nam, by wspólnie zrealizować to szybciej i taniej" - powiedział prezes Ignacok.

Pod koniec 2020 r. Tauron podpisał porozumienie o współpracy w zakresie offshore ze spółką należącą do koncernów: EDP Renovaveis i Engie. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"List oznacza współpracę trzech naszych grup, które będą realizować projekty w porozumieniu, wspólnie wykorzystując swój potencjał (...)" - powiedział obecny podczas uroczystości wiceminister aktywów państwowych Artur Soboń. (PAP Biznes)

pel/ gor/

PGE podało, że konferencja odbędzie się z okazji podpisania listu intencyjnego, dotyczącego przyszłej współpracy w zakresie morskiej energetyki wiatrowej, pomiędzy PGE Polska Grupa Energetyczna, Enea i Tauron Polska Energia. (PAP Biznes)

seb/ osz/

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, że na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki, które odbyło się w dniu 7 stycznia 2021 roku ("NWZ") akcjonariuszami posiadającymi co najmniej 5% głosów na tym NWZ byli:

- Skarb Państwa, który posiadał na NWZ 227.353.628 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 227.353.628 głosów, co stanowiło 78,86% liczby głosów na tym NWZ i odpowiadało 51,50% ogólnej liczby głosów w Spółce,

- Otwarty Fundusz Emerytalny PZU "Złota Jesień", który posiadał na NWZ 22.000.000 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 22.000.000 głosów, co stanowiło 7,63% liczby głosów na tym NWZ i odpowiadało 4,98% ogólnej liczby głosów w Spółce,

- Nationale-Nederlanden Otwarty Fundusz Emerytalny, który posiadał na NWZ 15.320.000 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 15.320.000 głosów, co stanowiło 5,31% liczby głosów na tym NWZ i odpowiadało 3,47% ogólnej liczby głosów w Spółce.

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

kom espi zdz

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 3/2021 z dnia 7 stycznia 2021 roku, Zarząd ENEA S.A. przekazuje uzupełnienie informacji nt. Pani Doroty Szymanek powołanej w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A.

Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pani Dorota Szymanek nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pani Dorota Szymanek nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

"Jesteśmy pozytywnie nastawieni do sektora na 2021 rok, naszym faworytem w krótkim terminie jest spółka relatywnie najsłabsza, czyli Tauron" - powiedział PAP Biznes Michał Kozak, analityk Trigon DM.

Analitycy zgodnie wskazują, że rynek czeka na szczegóły zapowiedzianej transformacji sektora energetycznego, w tym wydzielenia ze spółek aktywów węglowych.

"Inwestorzy oczekują na finalną propozycję rządu dotyczącą funkcjonowania notowanych spółek energetycznych, co powinniśmy - według zapewnień Ministerstwa Aktywów Państwowych - poznać w marcu" - dodał Kozak.

Jego zdaniem, wydzielenie wydobycia i elektrowni węglowych jest procesem niezbędnym i ciężko wyobrazić sobie zmianę w innym kierunku w sektorze.

"Rok 2021, zgodnie z zapowiedziami rządu, powinien upłynąć na przygotowaniu i wydzieleniu aktywów węglowych ze spółek energetycznych. Jeśli ten scenariusz uda się zrealizować, to widzimy znaczący potencjał wzrostu akcji spółek z uwagi na to, że w końcu będą mogły one trafić na radary inwestycyjne funduszy, które wcześniej nie mogły się w nie zaangażować z uwagi na ekspozycję na węgiel" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.

Obecnie trwają rozmowy decydentów z doradcą nad wydzieleniem aktywów węglowych do odrębnego podmiotu, roboczo nazwanego NABE - Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego.

Wiceminister aktywów państwowych, pełnomocnik rządu ds. transformacji spółek energetycznych i górnictwa węglowego Artur Soboń nie wykluczał jednocześnie innych scenariuszy, choć zaznaczał, że separacja aktywów węglowych od niewęglowych jest konieczna. Zapowiadał, że strategia transformacji sektora będzie ogłoszona w marcu. Ma być konsultowana ze stroną społeczną.

"Ministerstwo Aktywów Państwowych zapowiada przedstawienie planu w marcu, ale jest to uzależnione od umowy społecznej z górnikami z PGG, która ma być w lutym i wymaga zgody Komisji Europejskiej. Wszystko może się więc przesunąć i zapewne tak będzie. Co najmniej do lutego, marca jest więc pod co grać, póki rynek nie pozna szczegółów planu wydzielenia. Zakładam, że może być to odwlekane, więc dobry sentyment na spółkach może się utrzymywać w miarę przesuwania tego czynnika w czasie" - powiedział PAP Biznes Krystian Brymora z DM BDM.

"Spółki już sporo zdyskontowały, ale dalej mają potencjał do wzrostów kursów, jeśli założyć, że rozegrany zostanie scenariusz po myśli inwestorów, czyli spółki pozbędą się aktywów węglowych łącznie z długiem. Nie wiadomo na razie jak to zostanie rozwiązane technicznie" - dodał analityk DM BDM.

W ciągu ostatnich trzech miesięcy kurs PGE wzrósł o ok. 20 proc. do ok. 7,1 zł. Akcje Tauronu podrożały ponad 40 proc. do ok. 3 zł, a Enei o ponad 30 proc. do 7,3 zł. Indeks WIG zyskał w tym czasie ok. 20 proc.

PO WYDZIELENIU AKTYWÓW WĘGLOWYCH - MOŻLIWA KONSOLIDACJA

Zwolennikiem wydzielenia aktywów węglowych jest prezes Polskiej Grupy Energetycznej Wojciech Dąbrowski. Podkreśla on, że umożliwi to pozyskanie korzystnego finansowania na inwestycje m.in. w energetykę odnawialną. Jak mówił, PGE mogłaby się zadłużyć nawet do 6x EBITDA.

PGE ocenia, że optymalne byłoby wydzielenie aktywów do końca 2021 roku. Prezes grupy wskazywał, że jeśli nie dojdzie do wydzielenia aktywów, to za półtora roku można będzie ogłosić upadłość firmy. Oceniał też, że w kolejnym kroku sensowne byłoby połączenie trzech grup energetycznych oczyszczonych z aktywów węglowych.

"Zakładamy, że największym beneficjentem może być Tauron, ze względu na najsłabszy bilans i negatywny wpływ segmentów wydobycia i elektrowni węglowych na przepływy. Przy względnie niższym udziale Skarbu Państwa w akcjonariacie niż w Enei, nie wykluczamy konsolidacji z PGE już w tym roku, co również może budować sentyment wokół Tauronu" - powiedział Kozak z Trigon DM.

Krystian Brymora, analityk DM BDM również wskazuje, że najbardziej na planach transformacji może skorzystać Tauron.

"Potrzebne byłoby jednak wydzielenie co najmniej dwóch kopalń, a to - z powodu oporu społecznego - jest trudniejsze niż wydzielenie elektrowni opalanych węglem" - powiedział Brymora.

Jak wskazał Kozak, można się zastanawiać, czy konsolidacja spółek wokół PGE będzie procesem kilkuletnim, czy względnie szybkim oraz która spółka może na tym skorzystać najbardziej.

"Istnieje szansa, że w średnim terminie, przy odpowiedniej strukturyzacji transakcji, to w PGE skumuluje się najwięcej korzyści, zwłaszcza gdyby notowania Tauronu i Enei nie zdążyły zdyskontować +spin-offu+ aktywów węglowych" - powiedział Michał Kozak z Trigona.

Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale wskazuje, że konsolidacja "oczyszczonych" spółek w drugim etapie nie byłaby złym pomysłem.

"To byłaby jednak ciągle spółka Skarbu Państwa, więc pewnie nie byłoby dywidendy, a zarządzanie byłoby takie jak teraz" - zauważył analityk.

Jak dodał, grupy energetyczne nie mają - jak dotąd - konkretnych projektów w energetyce odnawialnej, a raczej tylko plany. Tymczasem konkurencja na tym rynku jest duża.

Polska Grupa Energetyczna zakłada w opublikowanej w październiku strategii, że chce do 2050 r. osiągnąć neutralność klimatyczną oraz zapewniać swoim klientom 100 proc. energii z OZE. Do 2030 r. udział źródeł nisko- i zeroemisyjnych w portfelu wytwórczym ma wynieść 85 proc., a OZE stanowić ma 50 proc. energii.

Łączne planowane nakłady inwestycyjne PGE w latach 2021-2030 wynieść mają 75 mld zł. Inwestycje mają się skupiać na energetyce odnawialnej, transformacji ciepłownictwa i infrastrukturze sieciowej.

W trakcie prac nad aktualizacją strategii jest grupa Enea. Przedstawiciele spółki zapowiadają, że coraz większą rolę w inwestycjach będzie odgrywał obszar OZE.

Zaktualizowany dokument strategii może przedstawić też Grupa Tauron. Obecnie spółka zakłada, że za 10 lat będzie wytwarzać ponad 65 proc. energii z OZE, przy jednoczesnym ograniczeniu emisyjności o połowę. Największą inwestycją OZE grupy w 2020 roku był grudniowy zakup projektu farmy wiatrowej o mocy 30 MW w województwie łódzkim.

WYNIKI ZESZŁY NA DALSZY PLAN

Analitycy oceniają, że w związku z perspektywą transformacji sektora, wyniki mają teraz dla rynku mniejsze znaczenie. Tymczasem rynkowe otoczenie nie sprzyja wytwarzaniu energii z węgla, a szacunki zysków idą w dół.

Krystian Brymora ocenia, że prognozy EBITDA dla czterech grup energetycznych na 2021 rok obniżyły się od października o 5-10 proc.

"Spadły głównie oczekiwania w segmencie wytwarzania, gdzie bazowy CDS (cena energii minus cena CO2) cały czas spada, co oznacza, że rekordowe ceny CO2 nie są przenoszone na ceny energii" - powiedział analityk.

Ceny uprawnień do emisji CO2 wzrosły w ciągu 12 miesięcy ponad 40 proc. i wynoszą obecnie ok. 35 euro/t.

Dużym zastrzykiem gotówki dla grup energetycznych będą przychody z rynku mocy. Jak zauważył Bartłomiej Kubicki z Societe Generale to ponad 5 mld zł rocznie, z czego ok. 2,5 mld zł dostanie samo PGE.

Te środki powinny pozwolić w dużym stopniu pokryć niższe wyniki na wytwarzaniu, choć - jak ocenia Krystian Brymora - nie zrekompensują ich w całości.

"Do niedawna myśleliśmy, że spadający CDS zostanie skompensowany rynkiem mocy. Widać teraz, że będzie to trudne przy obecnej cenie CO2 i cenie energii na poziomie 240-250 zł/MWh, a także wygaszeniu dotychczasowych systemów wsparcia" - powiedział Brymora z DM BDM.

W ocenie Roberta Maja z Ipopema Securities pozostałe segmenty działalności poza wytwarzaniem, czyli dystrybucja, energia odnawialna czy sprzedaż powinny poprawić wyniki.

Krystian Brymora zakłada, że wyniki grup w 2021 roku będą porównywalne rok do roku.

"Spadną w Tauronie i Enei, wzrosną w PGE, bo to największy beneficjent rynku mocy" - powiedział analityk.

Grupa PGE informowała w listopadzie, że spodziewa się w 2021 roku wzrostu EBITDA rdr we wszystkich segmentach, z wyjątkiem energetyki konwencjonalnej.

Wiceprezes Tauronu Marek Wadowski informował w wywiadzie dla PAP Biznes, że w 2021 r. EBITDA grupy Tauron, w porównaniu do wyniku za 2020 r. oczyszczonego o one-offy, może być stabilna z lekką tendencją wzrostową.

Z kolei grupa Enea spodziewała się w 2021 roku stabilnej EBITDA w segmencie dystrybucji, poprawy wyniku w wydobyciu i obrocie. Prezes Paweł Szczeszek przewidywał, że EBITDA w wytwarzaniu konwencjonalnym będzie pod dużą presją.

Jak zauważył Krystian Brymora z DM BDM, rynek nie patrzy na perspektywy dla wyników, a wyceny spółek od kilku miesięcy rosną.

"Rynek gra pod inny scenariusz. Kluczowy czynnik to wydzielenie aktywów węglowych" - powiedział analityk DM BDM.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ tj/ ana/

"Spadek stawek własnych w taryfie Enea Operator wyniesie średnio 1,7 proc. dla wszystkich grup odbiorców (spadek o 2,2 proc. dla odbiorców w gospodarstwach domowych w grupie G11[1]), natomiast w taryfie Tauron Dystrybucja spadnie średnio o 1,5 proc. (1,7 proc. dla grupy G11)" - podano w komunikacie.

Urząd wskazał, że od 1 stycznia 2021 roku dystrybutorzy energii pobierają od odbiorców także tzw. opłatę mocową.

"Uwzględniając tę opłatę, średni wzrost rachunku w części dystrybucyjnej dla wszystkich grup odbiorców przyłączonych do sieci obu dystrybutorów wyniesie ok. 20 proc. (wzrost o ok. 15 proc. dla odbiorców w gospodarstwach domowych w grupie G11)" - podano w komunikacie.

URE poinformowało, że odbiorcy w najczęściej występującej grupie taryfowej G11[2] zapłacą tym dystrybutorom średnio od ok. 6 do 7 zł więcej miesięcznie, przy czym zmiana ta uwzględnia już stawkę opłaty mocowej.

Jak podano, średni wzrost całego rachunku dla odbiorców posiadających umowy kompleksowe i korzystających z taryfy Enea jak i Tauron Sprzedaż wyniesie około 10 proc., tj. około 8 zł miesięcznie.

Taryfy zostały zatwierdzone do końca 2021 roku i mogą zostać wprowadzone do stosowania najwcześniej po 14 dniach od ich publikacji przez URE. (PAP Biznes)

sar/ ana/

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, iż 7 stycznia 2021 roku Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki podjęło uchwałę, na mocy której z tym samym dniem w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A. X kadencji powołana została Pani Dorota Szymanek.

Poniżej Spółka przekazuje informacje nt. wykształcenia, kwalifikacji i zajmowanych wcześniej stanowisk, wraz z opisem przebiegu pracy zawodowej nowego Członka Rady Nadzorczej.

Pani Dorota Szymanek jest absolwentką Katolickiego Uniwersytetu Lubelskiego Jana Pawła II, Wydziału Prawa Kanonicznego i Świeckiego. Ukończyła także studia podyplomowe w zakresie wyceny nieruchomości na Politechnice Warszawskiej. W 2009 roku została wpisana na listę radców prawnych w Okręgowej Izbie Radców Prawnych w Warszawie.

Posiada bogate doświadczenie zawodowe w zakresie prawa finansowego. W latach 1998-2006 pracowała w Ministerstwie Finansów w Departamencie Podatków Pośrednich. Od 2006-2009 zajmowała stanowisko radcy w Prokuratorii Generalnej Skarbu Państwa. W Narodowym Banku Polskim od 2009 roku była zatrudniona na stanowisku Zastępcy Dyrektora Departamentu Prawnego, a od 2016 roku pełni funkcję Dyrektora Departamentu Prawnego.

Od 2010 roku jest Członkiem Komitetu Prawnego działającego w ramach Europejskiego Banku Centralnego, a od 2016 roku - wiceprzewodnicząca Rady Nadzorczej Krajowego Depozytu Papierów Wartościowych S.A. Prowadziła liczne szkolenia dla biegłych rewidentów i księgowych z zakresu prawa podatkowego i finansowego. Uczestniczka wielu szkoleń i konferencji w kraju i zagranicą (Bank Rezerwy Federalnej w Nowym Jorku, FED, Bank Światowy, ISDA) z zakresu prawa finansowego, obrotu instrumentami finansowymi, papierów wartościowych.

Pozostałe wymagane oświadczenia Pani Doroty Szymanek zostaną przekazane do publicznej wiadomości w odrębnym raporcie bieżącym niezwłocznie po ich uzyskaniu przez Spółkę.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") przekazuje w załączeniu treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 7 stycznia 2021 roku. Jednocześnie Spółka informuje, że Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. nie odstąpiło od rozpatrzenia któregokolwiek z punktów planowanego porządku obrad, a do protokołu nie zostały zgłoszone sprzeciwy. Dodatkowo Spółka informuje, że podczas obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. nie było projektów uchwał, które byłyby poddane pod głosowanie, a nie zostały podjęte.

Szczegółowa podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 6 - 9 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

W komunikacie podano, że jako przyczynę rezygnacji podano względy osobiste, związane z nowymi obowiązkami służbowymi. (PAP Biznes)

doa/ ana/

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, że w dniu 4 stycznia 2021 roku do Spółki wpłynęła rezygnacja Pani Izabeli Felczak-Poturnickiej z funkcji Przewodniczącej Rady Nadzorczej oraz członkostwa w Radzie Nadzorczej ENEA S.A. z dniem 5 stycznia 2021 roku. Jako przyczynę rezygnacji podano względy osobiste, związane z nowymi obowiązkami służbowymi.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 4 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

Orlen, PGNiG i Energa ustaliły, że powołana zostanie nowa spółka, która przejmie od Elektrowni Ostrołęka wybrane aktywa i pasywa niezbędne dla realizacji projektu gazowego.

W podpisanej umowie inwestycyjnej ustalono, że PKN Orlen oraz Energa będą miały łącznie 51 proc. udziałów w kapitale zakładowym nowej spółki, a PGNiG obejmie pozostałe 49 proc. udziałów.

Nowa spółka ma powstać do 30 czerwca 2021 roku po spełnieniu wszystkich przesłanek umożliwiających jej utworzenie, w tym pozyskania zgody odpowiednich organów antymonopolowych.

Dodatkowo przystąpienie PGNiG do nowej spółki będzie możliwe po przeprowadzeniu badania due dilligence projektu gazowego oraz od pozyskania zgód organów korporacyjnych PGNiG.

Ponadto PKN Orlen zawarł we wtorek z PGNIG aneks do umowy na dostawy gazu do grupy kapitałowej Orlenu do końca 2027 roku (z opcją przedłużenia do końca 2028 roku), z uwzględnieniem przyszłego zapotrzebowania Elektrowni Ostrołęka C na ten surowiec.

Podstawą kalkulacji formuły cenowej w kontrakcie są rynkowe wartości indeksów cen gazu.

Początkowo projekt energetyczny "C" w Ostrołęce był realizowany przez Energę i Eneę w formule bloku opalanego węglem. Po przejęciu Energi przez Orlen projekt węglowy został porzucony. Wspólna spółka celowa Energi i Enei, budująca elektrownię węglową Ostrołęka C, dokonała w maju odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych w łącznej wysokości 1,03 mld zł.

Na początku czerwca PKN Orlen, Energa i Enea podpisały porozumienie dotyczące warunków budowy bloku energetycznego w Ostrołęce opalanego gazem. Spółki zapowiadały wówczas, że Enea zmniejszy swoje zaangażowanie w spółce celowej Elektrownia Ostrołęka i stanie się udziałowcem mniejszościowym. We wtorek Enea ostatecznie wycofała się z projektu gazowego.

Z kolei na początku września PKN Orlen i PGNiG podpisały list intencyjny zakładający analizę możliwości realizacji wspólnych inwestycji, obejmujących m.in. projekt budowy bloku gazowo-parowego CCGT w Ostrołęce.

Spółki podały wtedy, że projekt budowy CCGT w Ostrołęce zakłada wybudowanie do końca 2024 r. bloku gazowo-parowego o projektowanej mocy nominalnej ok. 750 MW netto. (PAP Biznes)

pr/

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") informuje, że w dniu 22 grudnia 2020 roku zostały podpisane:

1) porozumienie pomiędzy Spółką, Energa S.A. ("Energa") oraz Elektrownią Ostrołęka Sp. z o.o. (podmiot realizujący budowę Elektrowni Ostrołęka C) ("SPV") w sprawie współpracy przy podziale SPV ("Porozumienie podziałowe"),

2) porozumienie pomiędzy Spółką, a Energa w sprawie współpracy przy rozliczeniu zdefiniowanego poniżej Projektu Węglowego ("Porozumienie rozliczeniowe").

Porozumienia te zostały podpisane w związku z decyzją o zmianie źródła zasilania dla budowanej Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW z węglowego ("Projekt Węglowy") na gazowe ("Projekt Gazowy"), o czym Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 21/2020 z 2 czerwca 2020 roku, oraz decyzją o nieuczestniczeniu w Projekcie Gazowym, o czym Emitent informował w raporcie bieżącym nr 55/2020 z dnia 22 grudnia 2020 roku.

W treści obydwu porozumień Emitent złożył oświadczenie o rezygnacji z udziału w Projekcie Gazowym. Powody rezygnacji z dalszego zaangażowania kapitałowego w budowę bloku gazowego związany są w szczególności z zamiarem intensyfikacji działań inwestycyjnych Emitenta w obszarze odnawialnych źródeł energii, jak również dedykowania nakładów związanych z konwersją zasilania węglowego na gazowe w obszarze wytwarzania dla posiadanych przez Emitenta i istniejących już aktywów wytwórczych, w odniesieniu do których Emitent jest pełnym właścicielem.

Okoliczność uzgodnienia Porozumień potwierdzać będzie również, iż w związku z decyzją Emitenta o rezygnacji z Projektu gazowego pozostałe strony nie będą wywodzić z tej decyzji żadnych roszczeń względem Emitenta.

Zgodnie z postanowieniami Porozumienia podziałowego podział SPV nastąpi poprzez wydzielenie (w rozumieniu przepisów Kodeksu Spółek Handlowych) aktywów i pasywów (praw i obowiązków) oraz innych elementów, składających się na Projekt Gazowy. Zakończenie procesu podziału SPV planowane jest na drugi kwartał 2021 roku.

Porozumienie rozliczeniowe zostało zawarte jako konieczne dla realizacji postanowień Porozumienia podziałowego, wymagającej kooperacji wspólników SPV, w tym niezbędnego rozliczenia kosztów związanych z Projektem Węglowym. Porozumienie rozliczeniowe przewiduje, że koszty związane z Projektem Węglowym będą rozliczane w oparciu o dotychczasowe ustaleniami pomiędzy Spółką, a Energa i zgodnie założeniami, o których Emitent informował w przywołanym raporcie bieżącym nr 55/2020 z 22 grudnia 2020 roku.

Spółka poinformuje o ostatecznym rozliczeniu wszystkich kosztów związanych z Projektem Węglowym w odrębnym raporcie bieżącym.

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

kom espi zdz

"Plan rezygnacji z zaangażowania kapitałowego w budowę bloku gazowego związany jest w szczególności z zamiarem intensyfikacji działań inwestycyjnych Grupy Kapitałowej Enea w obszarze odnawialnych źródeł energii, jak również dedykowania nakładów związanych z konwersją zasilania węglowego na gazowe w obszarze wytwarzania dla posiadanych przez emitenta i istniejących już aktywów wytwórczych, w odniesieniu do których emitent jest pełnym właścicielem" - napisano.

Zgodnie z decyzją rady nadzorczej Enei, rozliczenie inwestycji związanej z realizacją bloku węglowego nastąpi, co do zasady w oparciu o dotychczasowe ustalenia pomiędzy spółką, a spółką Energa.

Enea podała, że podjęcie tych decyzji przez radę nadzorczą spółki oraz stron zaangażowanych w projekt Ostrołęka C skutkować będzie wyodrębnieniem w ramach projektu (w tym rachunkowo i organizacyjnie) części przedsiębiorstwa związanego z prowadzeniem projektu gazowego. Od dnia wyodrębnienia koszty inwestycyjne związane z rozliczeniem projektu gazowego nie będą ponoszone przez Eneę.

Na początku czerwca PKN Orlen, Energa i Enea podpisały porozumienie dotyczące warunków budowy bloku energetycznego w Ostrołęce opalanego gazem. Spółki zapowiadały wówczas, że Enea zmniejszy swoje zaangażowanie w spółce celowej Elektrownia Ostrołęka i stanie się udziałowcem mniejszościowym.

Zgodnie z warunkami porozumienia PKN Orlen wyraził wówczas wolę uczestniczenia w inwestycji i weźmie udział w jej finansowaniu oraz po uzyskaniu stosownych zgód korporacyjnych przystąpi do spółki Elektrownia Ostrołęka w charakterze wspólnika. (PAP Biznes)

epo/ gor/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 21/2020 z dnia 2 czerwca 2020 roku oraz raportów wcześniejszych, określających zasady zaangażowania ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") w realizację projektu budowy elektrowni Ostrołęka C ("Projekt Ostrołęka C"), Zarząd Emitenta informuje, że w dniu 22 grudnia 2020 roku Rada Nadzorcza Emitenta podjęła decyzje w sprawie odpowiednio:

i) rezygnacji Emitenta z zaangażowania kapitałowego w budowę bloku gazowego w ramach Projektu Ostrołęka C, jak również

ii) uzgodnienia z Energa S.A. zasad rozliczenia kosztów realizacji projektu budowy bloku węglowego w ramach Projektu Ostrołęka C.

Plan rezygnacji z zaangażowania kapitałowego w budowę bloku gazowego związany jest w szczególności z zamiarem intensyfikacji działań inwestycyjnych Grupy Kapitałowej ENEA w obszarze odnawialnych źródeł energii, jak również dedykowania nakładów związanych z konwersją zasilania węglowego na gazowe w obszarze wytwarzania dla posiadanych przez Emitenta i istniejących już aktywów wytwórczych, w odniesieniu do których Emitent jest pełnym właścicielem.

Zgodnie z decyzją Rady Nadzorczej Spółki rozliczenie inwestycji związanej z realizacją bloku węglowego nastąpi, co do zasady w oparciu o dotychczasowe ustalenia pomiędzy Spółką a Energa S.A., o których Emitent informował w raportach bieżących nr 68/2018 z 29 grudnia 2018 roku oraz 12/2019 z 30 kwietnia 2019 roku.

Podjęcie decyzji w ww. obszarze przez Radę Nadzorczą Spółki oraz stron zaangażowanych w Projekt Ostrołęka C skutkować będzie wyodrębnieniem w ramach Projektu Ostrołęka C (w tym rachunkowo i organizacyjnie) części przedsiębiorstwa związanego z prowadzeniem projektu gazowego. Od dnia wyodrębnienia koszty inwestycyjne związane z rozliczeniem projektu gazowego nie będą ponoszone przez Spółkę.

Emitent informuje, iż na dzień sporządzenia niniejszego raportu bieżącego analizuje wpływ proponowanego modelu rozliczenia realizacji projektu budowy bloku węglowego w ramach Projektu Ostrołęka C na sprawozdania finansowe właściwego okresu sprawozdawczego.

Intencją Emitenta pozostaje, uregulować z Energa S.A. oraz Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. zasady rozliczenia projektu węglowego oraz podziału projektu na część węglową oraz gazową w formie odpowiednich porozumień.

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

kom espi zdz

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2025 wynosi 2.367,304 MW, w tym 275,717 MW dotyczy umów mocowych zawartych na okres od 1 stycznia 2025 r. do 30 czerwca 2025 r.

PSE podały, że ostateczne wyniki aukcji głównej zostaną ogłoszone przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. (PAP Biznes)

seb/ asa/

DM BDM (raport poranny):

"Absolutną nowością w strategii jest chęć produkcji węgla koksującego (34), który jest dużo droższy niż energetyczny i zdecydowanie bardziej perspektywiczny (od hutnictwa stali). Jednocześnie spółka prognozuje mocne wolumeny produkcji węgla energetycznego (9,7 mln ton średnio vs 7,4 mln ton w 2020 i 9,3 mln ton w poprzedniej strategii) zakładając wyraźny wzrost udziałów rynkowych (z poprzednich 25 proc. do 35 proc.).

Spodziewa się przy tym średniej marży EBITDA ok. 33 proc. i chce się dalej dzielić zyskiem (do 50 proc.).

Zwracamy uwagę, że cel produkcji 9,7 mln ton (konsensus 8 mln ton), marży EBITDA 33 proc. (konsensus 25 proc.) czy ROE 6,6 proc. (konsensu 2-3 proc.) są wyraźnie powyżej oczekiwań rynku przy zbliżonym CAPEX (535 vs 450- 500 mln zł w konsensusie Bloomberg).

Tym samym rynek powinien dobrze przyjąć ujawnioną strategię. Kurs akcji spółki w tym roku (YTD) stracił 45 proc. Na konsensusie Bloomberga spółka jest wyceniana <1,0x EBITDA z niskim DY 1-2 proc."

**********************************************

Bogdanka zakłada w nowej strategii średnią produkcję węgla w latach 2021-2025 na poziomie 9,7 mln ton. Od 2026 r. spółka chce też produkować węgiel koksowy - podała Bogdanka w komunikacie dotyczącym strategii do 2030 r. z perspektywą do 2040 r.

Jak podano, spółka przewiduje średnią produkcję w latach 2021-2025 na poziomie 9,7 mln ton - w tym okresie produkowany będzie wyłącznie węgiel energetyczny. Z kolei w latach 2026 - 2040 wydobywany ma być także węgiel koksowy (typ 34). W okresie od roku 2026 wolumen węgla koksowego waha się od 0,7 do 3,1 mln ton rocznie, z wartością przeciętną na poziomie 1,9 mln ton. Średnia produkcja węgla ogółem w okresie do 2040 roku wynosić ma ok. 8,8 mln ton.

Bogdanka poinformowała, że przeciętna wartość nakładów w latach 2021-2025 wyniesie ok. 535 mln zł, w latach 2026-2030 ok. 405 mln zł, w latach 2031-2035 ok. 352 mln zł oraz ok. 307 mln zł w latach 2036-2040. Jak podano, wartości te nie uwzględniają ewentualnych wydatków na udostępnienie pionowe Pola Ostrów (2,1 mld zł).

Spółka będzie dążyła do osiągniecia średnio w latach 2021-2025 wskaźnika rentowności kapitału (ROE) na poziomie 6,6 proc. (6,2 proc. w latach 2026-2030), wskaźnika rentowności aktywów (ROA) na poziomie 6,2 proc. (7,1 proc. w latach 2026-2030) oraz marży EBITDA na poziomie 33 proc. (36 proc. w latach 2026-2030).

Strategia przewiduje, że wskaźnik zużycia na potrzeby własne grupy Enea do 2025 roku wyniesie 85 proc., a następnie od roku 2030 osiągnie 67 proc.

Bogdanka chce osiągnąć w 2030 r. 34 proc. udziału w rynku miałów energetycznych dostarczanych do energetyki zawodowej.

Bogdanka chce pozostać spółką dywidendową w perspektywie średnio- i długoterminowej. Zarząd spółki będzie chciał w przyszłości wnioskować o wypłatę dywidendy na poziomie do 50 proc. jednostkowego zysku netto. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"W oparciu o opracowane prognozy (projekt Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku, Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu na lata 2021-2030), LW Bogdanka będzie dążyć do pozostania najbardziej efektywnym kosztowo producentem węgla energetycznego w Polsce, skutecznie konkurującym z innymi producentami i dostawcami węgla, przy zachowaniu dotychczasowego potencjału produkcyjnego w perspektywie do 2040 roku" - napisano w komunikacie.

Jak podano, spółka przewiduje średnią produkcję w latach 2021-2025 na poziomie 9,7 mln ton - w tym okresie produkowany będzie wyłącznie węgiel energetyczny. Z kolei w latach 2026 - 2040 wydobywany ma być także węgiel koksowy (typ 34).

"W okresie od roku 2026 wolumen węgla koksowego waha się od 0,7 do 3,1 mln ton rocznie, z wartością przeciętną na poziomie 1,9 mln ton. Średnia produkcja węgla ogółem w okresie do 2040 roku wynosić będzie zatem ok. 8,8 mln ton" - napisano.

Bogdanka poinformowała, że przeciętna wartość nakładów w latach 2021-2025 wyniesie ok. 535 mln zł, w latach 2026-2030 ok. 405 mln zł, w latach 2031-2035 ok. 352 mln zł oraz ok. 307 mln zł w latach 2036-2040. Jak podano, wartości te nie uwzględniają ewentualnych wydatków na udostępnienie pionowe Pola Ostrów (2,1 mld zł).

Dzięki wybiegom ścian rzędu 6 – 7 km, spółka zakłada wyższą koncentrację wydobycia i niższe koszty eksploatacji, co ma umożliwić skuteczne konkurowanie, w szczególności z węglem z importu.

Spółka będzie dążyła do osiągniecia średnio w latach 2021-2025 wskaźnika rentowności kapitału (ROE) na poziomie 6,6 proc. (6,2 proc. w latach 2026-2030), wskaźnika rentowności aktywów (ROA) na poziomie 6,2 proc. (7,1 proc. w latach 2026-2030) oraz marży EBITDA na poziomie 33 proc. (36 proc. w latach 2026-2030).

Strategia przewiduje, że wskaźnik zużycia na potrzeby własne grupy Enea do 2025 roku wyniesie 85 proc., a następnie od roku 2030 osiągnie 67 proc.

Bogdanka chce osiągnąć w 2030 r. 34 proc. udziału w rynku miałów energetycznych dostarczanych do energetyki zawodowej.

Spółka zakłada wzrost udziału w przychodach z inicjatyw spoza podstawowego biznesu do 30 proc. w 2040 roku. Jak podano, zmiana struktury przychodów odbywać się będzie etapowo (5 proc. w 2025 roku, 10 proc. w 2030 roku).

Bogdanka chce pozostać spółką dywidendową w perspektywie średnio- i długoterminowej.

Zarząd spółki będzie chciał w przyszłości wnioskować o wypłatę dywidendy na poziomie do 50 proc. jednostkowego zysku netto.

"Priorytetem zarządu jest zapewnienie bezpieczeństwa finansowego i płynnościowego spółki ze względu na dynamiczne zmiany na rynku węgla w Polsce i na świecie" - podała Bogdanka.

Jak podano, wysokość każdorazowo rekomendowanej przez zarząd dywidendy będzie uzależniona od aktualnej sytuacji rynkowej, generowanych przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej, realizacji planowanych inwestycji rozwojowych, możliwości i warunków pozyskania finansowania dłużnego.

"Realizacja strategicznych inicjatyw organizacyjnych i techniczno-technologicznych, których celem jest wzrost efektywności produkcji, może mieć wpływ na wielkość nakładów inwestycyjnych, a w konsekwencji na ukształtowanie w przyszłości polityki dywidendowej spółki" - podała Bogdanka.

Polityka wypłaty dywidendy będzie podlegać okresowej weryfikacji. (PAP Biznes)

pel/

"Priorytetem zarządu jest zapewnienie bezpieczeństwa finansowego i płynnościowego spółki ze względu na dynamiczne zmiany na rynku węgla w Polsce i na świecie" - napisano.

Jak podano, wysokość każdorazowo rekomendowanej przez zarząd dywidendy będzie uzależniona od aktualnej sytuacji rynkowej, generowanych przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej, realizacji planowanych inwestycji rozwojowych, możliwości i warunków pozyskania finansowania dłużnego.

"Realizacja strategicznych inicjatyw organizacyjnych i techniczno-technologicznych, których celem jest wzrost efektywności produkcji, może mieć wpływ na wielkość nakładów inwestycyjnych, a w konsekwencji na ukształtowanie w przyszłości polityki dywidendowej spółki" - podała Bogdanka.

Jak dodano, polityka wypłaty dywidendy będzie podlegać okresowej weryfikacji. (PAP Biznes)

pel/

"W oparciu o opracowane prognozy (projekt Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku, Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu na lata 2021-2030), LW Bogdanka będzie dążyć do pozostania najbardziej efektywnym kosztowo producentem węgla energetycznego w Polsce, skutecznie konkurującym z innymi producentami i dostawcami węgla, przy zachowaniu dotychczasowego potencjału produkcyjnego w perspektywie do 2040 roku" - napisano.

Jak podano w komunikacie, spółka przewiduje średnią produkcję w latach 2021-2025 na poziomie 9,7 mln ton - w tym okresie produkowany będzie wyłącznie węgiel energetyczny. Z kolei w latach 2026 - 2040 wydobywany ma być także węgiel koksowy (typ 34).

"W okresie od roku 2026 wolumen węgla koksowego waha się od 0,7 do 3,1 mln ton rocznie, z wartością przeciętną na poziomie 1,9 mln ton. Średnia produkcja węgla ogółem w okresie do 2040 roku wynosić będzie zatem ok. 8,8 mln ton" - napisano.

Bogdanka poinformowała, że przeciętna wartość nakładów w latach 2021-2025 wyniesie ok. 535 mln zł, w latach 2026-2030 ok. 405 mln zł, w latach 2031-2035 ok. 352 mln zł oraz ok. 307 mln zł w latach 2036-2040. Jak podano, wartości te nie uwzględniają ewentualnych wydatków na udostępnienie pionowe Pola Ostrów (2,1 mld zł).

Spółka będzie dążyła do osiągniecia średnio w latach 2021-2025 wskaźnika rentowności kapitału (ROE) na poziomie 6,6 proc. (6,2 proc. w latach 2026-2030), wskaźnika rentowności aktywów (ROA) na poziomie 6,2 proc. (7,1 proc. w latach 2026-2030) oraz marży EBITDA na poziomie 33 proc. (36 proc. w latach 2026-2030).(PAP Biznes)

pel/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 53/2020 z dnia 9 grudnia 2020 roku, Zarząd ENEA S.A. przekazuje uzupełnienie informacji nt. Pana Rafała Marka Muchy, powołanego na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Finansowych.

Pan Rafał Marek Mucha jest absolwentem Wydziału Prawa i Administracji oraz Wydziału Ekonomicznego Uniwersytetu Szczecińskiego. Ukończył studia podyplomowe w zakresie zarządzania projektami europejskimi, rachunkowości oraz rynku nieruchomości, kursy i seminaria w zakresie analizy finansowej przedsiębiorstw, ochrony środowiska oraz prawa. Posiada certyfikat księgowy. Ukończył również studia doktoranckie na Wydziale Prawa i Administracji Uniwersytetu Szczecińskiego.

Od 2016 r. do 2020 r. związany był z Grupą Kapitałową PGE. W 2020 r. pełnił funkcję wiceprezesa zarządu ds. finansowych w PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A., w latach 2016-2020 był zastępcą dyrektora oddziału i jednocześnie dyrektorem ekonomiczno-finansowym w PGE GiEK S.A. Zespół Elektrowni Dolna Odra.

W latach 2002-2016 zarządzał Przedsiębiorstwem Usług Komunalnych w Gryfinie, a od sierpnia do grudnia 2012 r. pełnił obowiązki dyrektora Centrum Wodnego Laguna w Gryfinie. Doświadczenie zawodowe zdobywał również w sektorze bankowym, gdzie zajmował się głównie oceną sytuacji ekonomicznej przedsiębiorstw na potrzeby udzielania kredytów, w tym także restrukturyzacją zadłużenia. Prowadził działalność gospodarczą i współpracował zawodowo z kancelarią adwokacką.

W latach 2015-2020 prowadził zajęcia z przedmiotów ekonomicznych w Wyższej Szkole Administracji Publicznej w Szczecinie, dzieląc się swoim doświadczeniem z przyszłymi pracownikami administracji publicznej. Od czerwca do listopada 2019 r. sprawował funkcję posła na Sejm.

Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Rafał Marek Mucha nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pan Rafał Marek Mucha nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

Z harmonogramu aukcji wynika, że w 7. rundzie cena wywoławcza wynosiła 207,4 zł/kW/rok, a cena minimalna 172,86 zł/kW/rok.

PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1.000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 3.000 MW.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2025 wynosiło 2.526 MW.

Cena maksymalna aukcji wynosiła 414,70 zł/kW/rok.

Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.(PAP Biznes)

pel/ osz/

§ 1

1. Zarząd Giełdy, działając na podstawie § 20 ust. 5 Statutu Giełdy, zgodnie ze Standardem programu kontraktów terminowych na akcje spółek, określonym Uchwałą Nr 978/2007 Zarządu Giełdy z dnia 3 grudnia 2007 r. (z późn. zm.) oraz zgodnie z Warunkami obrotu dla programu kontraktów terminowych na akcje spółek z dnia 16 czerwca 2008 r. (z późn. zm.), zatwierdzonymi przez Komisję Nadzoru Finansowego decyzją z dnia 10 lipca 2008 r., postanawia o zmianie liczby akcji przypadających na jeden kontrakt terminowy dla kontraktów terminowych na akcje spółki ENEA S.A.:

- ze 100 akcji na 1.000 akcji.

2. Zmiana, o której mowa w ust. 1, dotyczyć będzie wyłącznie serii kontraktów terminowych na akcje spółki ENEA S.A. wprowadzanych do obrotu giełdowego począwszy od dnia 21 grudnia 2020 r.

§ 2

Uchwała wchodzi w życie z dniem podjęcia.

kom amp/

URE podał, że zakończył postępowania i zatwierdził spółkom Enea, PGE Obrót oraz Tauron taryfy na sprzedaż energii elektrycznej dla odbiorców w gospodarstwach domowych korzystających z oferty tzw. sprzedawcy z urzędu.

"W wyniku wnioskowanych przez trzech przedsiębiorców i zatwierdzonych przez Prezesa URE nowych taryf, od nowego roku rachunki odbiorców energii w gospodarstwach domowych o przeciętnym zużyciu energii elektrycznej (grupa G11), w części dotyczącej sprzedaży energii, będą wyższe o ok. 3,5 proc., co odpowiada ok. 1,5 złotego miesięcznie" - napisano w komunikacie.

"W przypadku odbiorców w grupach taryfowych G12, zużywających średnio znacznie więcej energii elektrycznej niż przeciętny odbiorca, nominalny wzrost opłat będzie odpowiednio wyższy" - dodano.

URE podał, że głównym powodem podwyżek był nieznacznie wyższy niż uznany przez regulatora za uzasadniony w taryfach obowiązujących w 2020 r. poziom ceny energii elektrycznej nabywanej przez sprzedawców na potrzeby odbiorców z grup G, a także wzrost kosztów zakupu świadectw pochodzenia energii zielonej oraz efektywności energetycznej.

URE poinformował, że postępowanie w sprawie zatwierdzenia taryfy dla czwartego sprzedawcy, tj. przedsiębiorstwa Energa Obrót, podobnie jak postępowania dotyczące zatwierdzenia taryf na 2021 rok dla dystrybutorów energii, nadal jest prowadzone.

Pod koniec każdego roku w URE prowadzone są postępowania mające na celu zatwierdzenie taryf za energię elektryczną na kolejny rok. Zarówno sprzedawcy (spółki obrotu) jak i dystrybutorzy, kalkulują swoje koszty, a następnie przekładają je na ceny energii oraz stawki za jej dostarczenie do swoich odbiorców końcowych.(PAP Biznes)

seb/ ana/

W połowie listopada ze stanowiska odwołano Jarosława Ołowskiego. (PAP Biznes)

kuc/ asa/

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, iż 9 grudnia 2020 roku Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwałę w przedmiocie powołania z dniem 21 grudnia 2020 roku Pana Rafała Marka Muchę na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Finansowych na wspólną kadencję, rozpoczętą z dniem odbycia Zwyczajnego Zgromadzenia Spółki zatwierdzającego sprawozdanie finansowe za 2018 r.

Pozostałe informacje nt. powołanego Członka Zarządu Spółki zostaną przekazane do publicznej wiadomości w odrębnym raporcie bieżącym po uzyskaniu przez Spółkę stosownych informacji oraz oświadczeń.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Działając zgodnie z § 19 ust. 1 pkt 2 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...], Zarząd ENEA S.A. przekazuje w załączeniu treść projektów uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A., które odbędzie się w dniu 7 stycznia 2021 roku.

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

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd spółki ENEA S.A. ("Spółka"), działając na podstawie art. 399 § 1 w związku z art. 400 § 1 ustawy z dnia 15.09.2000 r. Kodeks spółek handlowych oraz § 29 ust. 1 Statutu Spółki, zwołuje na dzień 07.01.2021 roku, na godzinę 12.00 Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. z siedzibą w Poznaniu. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. odbędzie się w Dago Centrum, 2 piętro, sala konferencyjna nr I, przy ul. Rondo ONZ 1

w Warszawie.

Pełną treść ogłoszenia Spółka przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu.

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

kom espi zdz

"Nie spodziewam się specjalnie dużych wzrostów w taryfie na obrót energią elektryczną” - powiedział PAP Gawin. „Nie widzę fundamentalnych czynników na rzecz istotnych zmian w stosunku do obecnie obowiązujących taryf. Myślę, że nastąpi pewna korekta w górę, ale raczej na poziomie niewiele wyższym od inflacji” - dodał prezes Urzędu Regulacji Energetyki.

Wyraził jednocześnie nadzieję, że wszystkie przedsiębiorstwa, których wnioskami URE aktualnie się zajmuje, będą w stanie dostosować się do oczekiwań regulatora, tak by taryfy mogły zostać opublikowane 17 grudnia i wejść w życie 1 stycznia.

Zgodnie z prawem, prezes URE zatwierdza taryfy na sprzedaż energii elektrycznej czterem tzw. sprzedawcom zobowiązanym. Z taryf tych korzysta ponad 60 proc. z ok. 15,5 mln gospodarstw domowych.

Na rynku jest widoczny wzrost cen energii elektrycznej na przyszły rok, w stosunku do tego, na czym opierają się aktualne taryfy sprzedawców z urzędu, ale na bardzo umiarkowanym poziomie - wskazał prezes URE. Jak dodał, nie spodziewa się, aby w porównaniu do opłaty mocowej czy OZE, wzrosty cen energii elektrycznej w taryfach były na "istotnym" poziomie.

Jak wskazał Gawin, w taryfach największą wagę mają koszty zakupu energii, a na Towarowej Giełdzie Energii kontrakty z dostawą na 2021 r. zasadniczo niewiele różnią się o tych, zatwierdzonych w taryfach na 2020 r. „W mojej ocenie, największy wpływ na rachunki odbiorców będą miały łącznie opłata mocowa oraz opłata OZE” - ocenił Gawin.

Dla przeciętnego gospodarstwa domowego, które zużywa między 1800 a 2000 kWh energii elektrycznej rocznie, stawka opłaty mocowej wyniesie w 2021 r. 7,47 zł netto miesięcznie. Dodatkowo opłata OZE to 2,20 zł netto za MWh. „I właśnie łącznie opłata mocowa i OZE, w mojej opinii, będą największym czynnikiem wzrostu kosztów dostawy energii elektrycznej” - powiedział Gawin.

Drugim, obok taryfy na sprzedaż energii, najważniejszym składnikiem rachunków jest taryfa dystrybucyjna, która zawiera w sobie także koszty przeniesione z taryfy operatora przesyłowego energii elektrycznej.

Tutaj - jak wskazał prezes URE - sprawa jest bardziej skomplikowana. Ponieważ od 2021 r. wchodzi rynek mocy, konieczna była uzgodniona z KE przebudowa rynku bilansującego. Pociąga ona za sobą zmianę kosztów operatora przesyłowego, którą ten musi uwzględnić w taryfie. Rozporządzenie ws. zmian rynku bilansującego weszło w życie dość późno i regulator jest obecnie na etapie zatwierdzania taryfy przesyłowej. Dopiero gdy ją zatwierdzi, operatorzy systemów dystrybucyjnych będą mogli ostatecznie przedstawić propozycje swoich taryf do zatwierdzenia Prezesowi URE.

„Termin 17 grudnia, wymagany, aby taryfy dystrybucyjne weszły w życie od 1 stycznia jest bardzo mocno zagrożony. Obawiam się, że w tym terminie nie będzie możliwe zakończenie postępowań ws. taryf dystrybucyjnych” - ocenił Rafał Gawin.

W takim przypadku, do czasu wejścia w życie nowych taryf, obowiązywać będą taryfy dotychczasowe. (PAP)

autor: Wojciech Krzyczkowski

wkr/ drag/ pel/

"Enea aktywnie kontynuuje badanie możliwości rozwoju morskich farm wiatrowych. Pozostajemy otwarci na możliwość współpracy z partnerami w sprawie rozwoju offshore na polskim obszarze Bałtyku i mamy opcje na strategiczne alianse" - powiedział Szczeszek podczas piątkowej wideokonferencji.

"Myślę, że konkretną informację przekażemy w ciągu najbliższych kilku dni" - dodał prezes.

W czerwcu tego roku Enea podpisała list intencyjny z Iberdrola Eólica Marina dotyczący potencjalnej inwestycji w projekty morskich elektrowni wiatrowych o łącznej mocy do około 3,3 GW, które miały być rozwijane w obszarze polskiej strefy ekonomicznej Morza Bałtyckiego. We wrześniu zdecydowano jednak o zakończeniu prowadzonych na zasadzie wyłączności rozmów i odstąpiono od sporządzania dokumentu term sheet. Enea informowała wtedy, że nadal bada możliwości rozwoju w tym obszarze. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"W wydobyciu spodziewamy się poprawy EBITDA w stosunku do bardzo trudnego 2020 roku" - powiedział prezes podczas wideokonferencji.

Jak dodał, EBITDA w wytwarzaniu konwencjonalnym będzie po dużą presją.

"Biorąc pod uwagę widoczne w drugiej połowie roku przełamanie korelacji między cenami CO2 a cenami energii elektrycznej (wzrost cen uprawnień i jednocześnie spadek cen hurtowych energii) spodziewamy się wyraźnie niższych CDS-ów w 2021 roku. Spadek ten powinien w znacznym stopniu, choć nie w pełni zostać skompensowany oczekiwanymi wpływami z rynku mocy. Reasumując, uważamy, że w 2021 EBITDA w wytwarzaniu, w energetyce konwencjonalnej, będzie pod bardzo dużą presją, w odróżnieniu od segmentu OZE, gdzie spodziewamy się wzrostu EBITDA" - powiedział Szczeszek.

"W dystrybucji oczekujemy stabilnego poziomu EBITDA, z pewnym ryzykiem wynikającym z możliwych skutków pandemii. W segmencie obrót oczekujemy poprawy EBITDA, przy założeniu, że uzyskamy akceptację wyższych stawek w taryfie G pokrywających nasze koszty prowadzenia działalności w segmencie detalicznym" - dodał prezes.

Wcześniej Szczeszek powiedział, że dla spółki optymalna byłaby podwyżka taryfy G na przyszły rok o kilkanaście procent.

Po trzech kwartałach 2020 roku grupa Enea ma 2,6 mld zł EBITDA (wzrost o 1 proc. rdr).

EBITDA w wydobyciu wyniosła po trzech kwartałach 2020 roku 325 mln zł, w wytwarzaniu 1.209 mln zł, w dystrybucji 994 mln zł, a w obrocie 59 mln zł.(PAP Biznes)

pel/ osz/

"Spodziewamy się, że poziom nakładów inwestycyjnych w 2021 roku będzie zbliżony lub nieco niższy od tegorocznego" - powiedział prezes.

"Jesteśmy w trakcie prac nad aktualizacją strategii grupy, więc plan inwestycyjny będzie podlegał rewizji. Zakładamy, że segment OZE będzie odgrywał coraz większą rolę w naszych inwestycjach w 2021 roku" - dodał.

Po trzech kwartałach 2020 roku nakłady inwestycyjne grupy Enea wyniosły ponad 1,6 mld zł wobec 1,5 mld zł przed rokiem. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"W wydobyciu spodziewamy się poprawy EBITDA. (...) Uważamy, że w 2021 EBITDA w wytwarzaniu, w energetyce konwencjonalnej, będzie pod bardzo dużą presją, w odróżnieniu od segmentu OZE, gdzie spodziewamy się wzrostu EBITDA. W dystrybucji oczekujemy stabilnego poziomu EBITDA, z pewnym ryzykiem wynikającym z możliwych skutków pandemii" - powiedział prezes podczas wideokonferencji.

"W segmencie obrót oczekujemy poprawy EBITDA, przy założeniu, że uzyskamy akceptację wyższych stawek w taryfie G pokrywających nasze koszty prowadzenia działalności w segmencie detalicznym" - dodał prezes. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Prezes pytany o oczekiwania spółki co do taryfy dla gospodarstw domowych na 2021 rok, odpowiedział: "Analizując naszą sytuację handlu energią, optymalnym rozwiązaniem dla Enei byłoby zwiększenie taryfy o kilkanaście proc. Złożyliśmy wniosek do Prezesa URE, jesteśmy w procesie taryfowym, decyzja należy do Prezesa URE".

Przedstawiciele PGE informowali wcześniej, że grupa oczekuje podwyżki cen energii o kilkanaście proc. (PAP Biznes)

pel/ ana/

EBITDA wyniosła 2.635 mln zł (wzrost rdr o 37 mln zł), zgodnie z szacunkami.

Przychody ze sprzedaży netto oraz inne dochody wyniosły w tym okresie 13.464 mln zł, czyli były zgodne z wcześniejszymi szacunkami. W analogicznym okresie 2019 roku wynosiły 12.169 mln zł.

Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła po trzech kwartałach 2020 roku 325 mln zł, w Wytwarzaniu 1.209 mln zł, w Dystrybucji 994 mln zł, a w Obrocie 59 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ asa/

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

kom espi zdz

W trzecim kwartale przychody spadły o 4,4 proc. rok do roku do 504,5 mln zł.

Zysk operacyjny obniżył się do 0,8 mln zł z 77,9 mln zł rok wcześniej. EBITDA była niższa o 45,4 proc. i wyniosła 96,5 mln zł.

Tak jak podawała spółka w szacunkowych danych, zysk netto Bogdanki po trzech kwartałach 2020 roku wyniósł 34,8 mln zł i był o 86,8 proc. niższy niż przed rokiem. Przychody spadły o 16,8 proc. do 1,353 mld zł.

Spółka wydobyła w trzecim kwartale 3,06 mln ton węgla, o 14,1 proc. mniej niż przed rokiem, a produkcja węgla handlowego spadła o 20 proc. do 1,84 mln ton. Sprzedaż węgla zmniejszyła się o 4,9 proc. do 2,18 mln ton.

Wydobycie węgla w ciągu trzech kwartałów 2020 r. spadło rdr o 21,7 proc. do 8,59 mln ton, a produkcja węgla handlowego wyniosła 5,54 mln ton, czyli o 22,3 proc. mniej niż w analogicznym okresie 2019 roku.

W raporcie podano, że przesunięciu uległy terminy rozpoczęcia kolejnych, przewidzianych do eksploatacji w roku bieżącym, ścian.

"W konsekwencji, we wrześniu wystąpiły łącznie czynniki ograniczające zakładane postępy ścian oraz poziomy uzysku. Największy, negatywny skutek, wywołało wystąpienie na jednej ze ścian przyrostu ciśnienia deformacyjnego powodującego ograniczenie funkcjonalności wyrobisk przyścianowych, a tym samym i postępu ścian" - napisano w raporcie. (PAP Biznes)

kuc/ gor/

Działając na podstawie § 19 ust. 1 pkt 10 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim, Zarząd ENEA S.A. (Spółka) informuje, iż w nawiązaniu do informacji nt. sprzeciwów zgłoszonych do uchwał podjętych przez Zwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 30 lipca 2020 roku (ZWZ), o których Spółka informowała w raporcie bieżącym 32/2020 z dnia 30 lipca 2020 roku, do Spółki wpłynął doręczony przez Sąd Okręgowy w Poznaniu, IX Wydział Gospodarczy odpis pozwu złożonego przez Międzyzakładowy Związek Zawodowy Synergia Pracowników Grupy Kapitałowej ENEA z siedzibą w Poznaniu przeciwko Spółce o uchylenie uchwał nr 7, 8, 9 oraz 11 ZWZ, w sprawie udzielenia poszczególnym byłym Członkom Zarządu Spółki absolutorium z wykonania obowiązków w 2019 roku.

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

kom espi zdz

Z wyliczeń PAP Biznes wynika, że w samym trzecim kwartale grupa Enea miała ok. 37 mln zł zysku netto jednostki dominującej i ok. 813 mln zł zysku EBITDA.

Analitycy ankietowani przez PAP Biznes spodziewali się, że w trzecim kwartale EBITDA grupy wyniesie 712 mln zł, a zysk netto jednostki dominującej 213 mln zł.

Pod koniec października Enea informowała jednak, że dokona odpisu aktualizującego wartość posiadanego pakietu akcji w Polskiej Grupie Górniczej, co zmniejszy skonsolidowany zysk przed opodatkowaniem i zysk netto w trzecim kwartale o ok. 129 mln zł. Wpływ na wynik jednostkowy wyniesie ok. 254 mln zł.

Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu po trzech kwartałach wyniosła 325 mln zł, w Wytwarzaniu 1.209 mln zł, w Dystrybucji 994 mln zł, a w Obrocie 59 mln zł.

Grupa podała także szacunkowe dane operacyjne.

Produkcja węgla netto wyniosła po 9 miesiącach 5,5 mln ton, a całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 16,9 TWh.

Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 14,3 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 15,6 TWh.

Ostateczne wyniki grupy Enea za III kwartał 2020 roku zostaną opublikowane 26 listopada 2020 roku.(PAP Biznes)

pel/ gor/ asa/

Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła 325 mln zł, w Wytwarzaniu 1.209 mln zł, w Dystrybucji 994 mln zł, a w Obrocie 59 mln zł.

Grupa podała także szacunkowe dane operacyjne.

Produkcja węgla netto wyniosła 5,5 mln ton, a całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 16,9 TWh.

Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 14,3 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 15,6 TWh.

Ostateczne wyniki grupy Enea za III kwartał 2020 roku zostaną opublikowane 26 listopada 2020 roku.(PAP Biznes)

pel/ gor/

W związku z przyjęciem przez Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") 18 listopada 2020 roku informacji o wstępnych wynikach finansowych i operacyjnych Grupy Kapitałowej ENEA ("GK ENEA") za I - III kwartał 2020 roku, Spółka przekazuje do publicznej wiadomości wstępne wyniki.

Skonsolidowane wyniki finansowe GK ENEA za okres I - III kwartał 2020 roku:

- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 13 464 mln zł,

- EBITDA: 2 635 mln zł,

- Zysk przed opodatkowaniem: 90 mln zł,

- Zysk/ strata netto okresu sprawozdawczego: -44 mln zł,

- Zysk/ strata netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej: -62 mln zł.

Wynik EBITDA w poszczególnych obszarach działalności:

- Wydobycie: 325 mln zł,

- Wytwarzanie: 1 209 mln zł,

- Dystrybucja: 994 mln zł,

- Obrót: 59 mln zł.

Wybrane dane operacyjne:

- Produkcja węgla netto: 5,5 mln ton,

- Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto: 16,9 TWh,

- Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym: 14,3 TWh,

- Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym: 15,6 TWh.

Wynik EBITDA osiągnięty przez GK ENEA w okresie I - III kwartał 2020 roku jest pochodną, m.in. następujących czynników (w porównaniu do okresu I - III kwartał 2019 roku):

W Obszarze Wydobycie niższy wynik segmentu wynika głównie ze spadku przychodów ze sprzedaży węgla (mniejsza sprzedaż ilościowa przy wyższej cenie) w związku z niekorzystną sytuacją nadpodaży surowca na rynku.

W Obszarze Wytwarzanie pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej (wyższa cena energii) oraz praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów węgla z transportem i praw do emisji CO2.

W Obszarze Dystrybucja wzrost wyniku jest efektem wyższej marży z działalności koncesjonowanej (na którą wpływ miała m.in. wyższa stawka opłaty sieciowej stałej w zatwierdzonej taryfie na 2020 rok) oraz wyższego wyniku na pozostałej działalności operacyjnej (głównie na skutek zmiany rezerw dotyczących majątku sieciowego oraz wyższych przychodów z kar umownych i odszkodowań).

W Obszarze Obrót pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost średniej ceny sprzedaży energii oraz aktualizacja wyceny CO2. Jednocześnie wzrosły koszty zakupu energii (spowodowane głównie wzrostem cen uprawnień do emisji CO2) oraz koszty obowiązków ekologicznych.

Jednostkowe wyniki finansowe ENEA S.A. za okres I - III kwartał 2020 roku:

- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 4 566 mln zł,

- EBITDA: -98 mln zł,

- Zysk/ strata przed opodatkowaniem: -486 mln zł,

- Zysk/ strata netto okresu sprawozdawczego: -462 mln zł.

Wstępne wyniki uwzględniają wpływ odpisu aktualizującego wartość posiadanego przez ENEA S.A. pakietu akcji w Polskiej Grupie Górniczej S.A. na jednostkowe oraz skonsolidowane sprawozdanie finansowe Emitenta za ww. okres w zakresie oraz w kwotach, o których Emitent informował w raporcie bieżącym nr 47/2020 z 27 października 2020 roku.

Ostateczne wyniki zostaną przedstawione w rozszerzonym skonsolidowanym raporcie kwartalnym GK ENEA za III kwartał 2020 roku, którego publikację zaplanowano na 26 listopada 2020 roku.

Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości dla okresu sprawozdawczego). Wskaźnik EBITDA jest standardowym wskaźnikiem miary efektywności działalności gospodarczej w tym w szczególności dla branży, w której działa Grupa Kapitałowa Emitenta. Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama, jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).

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

kom espi zdz

Zarząd ENEA S.A. informuje, iż 17 listopada 2020 roku Rada Nadzorcza Emitenta podjęła uchwałę w przedmiocie odwołania Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Finansowych, Pana Jarosława Ołowskiego ze składu Zarządu ENEA S.A.

Uchwała weszła w życie z chwilą podjęcia.

Rada Nadzorcza Emitenta nie podała przyczyn odwołania Pana Jarosława Ołowskiego.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 4 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

"Wszyscy czterej tzw. sprzedawcy z urzędu złożyli wnioski taryfowe dotyczące wysokości cen energii dla gospodarstw domowych w 2021 roku. Rozpoczynamy z związku z tym skrupulatną analizę złożonych wniosków" - poinformowała PAP Biznes Głośniewska.

Chodzi o spółki z grup PGE, Energa, Tauron i Enea.

Jak dodała, postępowania taryfowe prowadzone co roku o tej porze przez Prezesa URE mają na celu zapewnienie, że ceny energii elektrycznej proponowane odbiorcom końcowym będą miały racjonalne uzasadnienie w kosztach ponoszonych przez przedsiębiorców.

Wiceprezes PGE ds. finansowych Paweł Strączyński informował w poniedziałek w rozmowie z Parkiet TV, że grupa oczekuje podwyżki cen energii o kilkanaście proc. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Jak wskazali autorzy raportu, dzięki umiarkowanej ekspozycji i ograniczonej wrażliwości operacyjnej sektora na pandemiczny szok popytowy spółki energetyczne nie odczuły nagłej presji finansowej. Spółki utrzymały odpowiednią płynność, pokryły potrzeby inwestycyjne i gotówkowe i zrefinansowały zadłużenie.

W ocenie Fitcha, silne profile kredytowe, odpowiednio rozłożone zapadalności długu, zdywersyfikowane źródła finansowania, dostępne linie kredytowe i dostęp do rynku kapitałowego pozwolą spółkom na finansową elastyczność i bezpieczeństwo, nawet w scenariuszu warunków skrajnych.

"Oczekujemy, że profile płynnościowe pozostaną odpowiednie we wszystkich czterech grupach energetycznych, które Fitch ocenia (PGE, Tauron, Enea i Energa - przyp. PAP Biznes)" - napisano.(PAP Biznes)

pel/ osz/

"Rozpoczęliśmy proces analizy aktualizacji strategii, która będzie odpowiadała nowym uwarunkowaniom zewnętrznym i umożliwi ambitną, odpowiedzialną i efektywną transformację grupy Enea" - powiedział prezes Enei podczas konferencji EkoSfera.

"Aktualizacja nie jest jeszcze zatwierdzona. Myślę, że w ciągu miesiąca będzie ona przedstawiona" - dodał.

Prezes poinformował, że plany grupy będą zbieżne z założeniami rządu.

Jak powiedział, segment OZE będzie odgrywać coraz większą rolę w miksie energetycznym grupy.

Obecnie grupa ma ok. 6,3 GW mocy, z czego 414 MW przypada na źródła odnawialne.

Enea publikowała strategię w grudniu 2019 roku. Zakładała w niej m.in. 22 proc. udziału OZE w produkcji energii elektrycznej do 2025 r., a w perspektywie 2030 r. udział miałby wzrosnąć do 33 proc. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Spółka podała, że zdarzenie ma charakter niegotówkowy i nie ma wpływu zarówno na skonsolidowany, jak i jednostkowy wynik EBITDA za okres sprawozdawczy.

"Po uwzględnieniu odpisu aktualizującego, wartość inwestycji wycenianych metodą praw własności w odniesieniu do akcji w PGG, zarówno w skonsolidowanym, jak i jednostkowym sprawozdaniu z sytuacji finansowej, wyniesie 0 zł" - napisano.

Enea podała, że wysokość wskazanego odpisu ma charakter szacunkowy i może ulec zmianie, a jego ostateczna wartość oraz jej ostateczny wpływ na pozycje i wskaźnik, zamieszczone w niniejszym raporcie bieżącym, zostanie zaprezentowana w raporcie okresowym za trzeci kwartał 2020 roku. (PAP Biznes)

doa/ osz/

Zarząd ENEA S.A. (Spółka, Emitent) informuje, że w związku z przygotowaniem sprawozdań finansowych (jednostkowego i skonsolidowanego) za 3 kwartał 2020 roku, w dniu 27 października 2020 roku Spółka zidentyfikowała przesłanki wskazujące na konieczność dokonania odpisu aktualizującego wartość posiadanego przez Spółkę pakietu akcji w Polskiej Grupie Górniczej S.A. (PGG) w szacunkowej wartości ok. 254 mln zł w jednostkowym sprawozdaniu finansowym za 3 kwartał 2020 roku oraz ok. 129 mln zł w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za 3 kwartał 2020 roku.

Po uwzględnieniu odpisu aktualizującego, wartość inwestycji wycenianych metodą praw własności w odniesieniu do akcji w PGG, zarówno w skonsolidowanym, jak i jednostkowym sprawozdaniu z sytuacji finansowej, wyniesie 0 zł.

Powyższe zdarzenie wpłynie na jednostkowe sprawozdanie finansowe ENEA S.A. poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem i zysku netto okresu sprawozdawczego Spółki o ok. 254 mln zł.

Powyższe zdarzenie wpłynie na skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej ENEA poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem i zysku netto okresu sprawozdawczego o ok. 129 mln zł.

Powyższe zdarzenie ma charakter niegotówkowy i nie ma wpływu zarówno na skonsolidowany, jak i jednostkowy wynik EBITDA za okres sprawozdawczy.

Spółka informuje, że wysokość wskazanego odpisu ma charakter szacunkowy i może ulec zmianie, a jego ostateczna wartość oraz jej ostateczny wpływ na pozycje i wskaźnik zamieszczone w niniejszym raporcie bieżącym zostanie zaprezentowana w raporcie okresowym Emitenta za 3 kwartał 2020 roku.

Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości w ujęciu skonsolidowanym dla okresu sprawozdawczego). Wskaźnik EBITDA jest standardowym wskaźnikiem miary efektywności działalności gospodarczej w tym w szczególności dla branży w której działa Grupa Kapitałowa Emitenta. Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).

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

kom espi zdz

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 45/2020 z dnia 23 października 2020 roku, Zarząd ENEA S.A. przekazuje uzupełnienie informacji nt. Pana Marcina Pawlickiego, powołanego na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Operacyjnych.

Pan Marcin Pawlicki posiada wykształcenie bezpośrednio związane z zarządzaniem. Ukończył studia magisterskie w Wyższej Szkole Zarządzania w Warszawie, a także uzyskał tytuł Master of Business Administration Oxford Brookes University. Biegle posługuje się językiem angielskim. Posiada kilkunastoletnie doświadczenie zawodowe na stanowiskach menedżerskich, w tym branży energetycznej. W ramach dotychczasowej pracy zawodowej wykonywał wiele czynności związanych z analizą i oceną sprawozdań finansowych oraz innych dokumentów związanych z rachunkowością i sprawozdawczością finansową spółek handlowych. W swojej karierze zawodowej sprawował m.in. funkcję Zastępcy Prezydenta Szczecina, związaną z pełnieniem nadzoru właścicielskiego nad spółkami, co przełożyło się na rozwinięcie umiejętności w kierowaniu złożonymi i dużymi zespołami pracowników. Nadzór ten obejmował w szczególności zagadnienia racjonalnego wykorzystywania zasobów majątkowych dla zapewnienia prawidłowej realizacji zadań, w tym wynikających z realizacji zadań własnych gminy oraz skuteczne wykonywanie praw właścicielskich do realizacji zadań i celów, dla których zostały powołane ww. spółki. Ponadto Pan Marcin Pawlicki pełni funkcję przewodniczącego Rady Nadzorczej Grupy Azoty S.A. (od 03.2019 roku) i Komitetu Audytu w tej radzie. Nadzorował procesy w sprawie kluczowych inwestycji branży chemicznej. Prace te realizowane były w głównej mierze poprzez analizę sprawozdawczości finansowej i zarządczej nadzorowanych podmiotów. Od 2017 do 2019 roku był również członkiem Rady Nadzorczej Inwestycje Miejskie Stadion Sp. z o.o. Od blisko dwóch lat pracuje jako Doradca Zarządu ENEA Operator Sp. z o.o., dzięki czemu nabył szeroką wiedzę o branży energetycznej i jej funkcjonowaniu.

Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Marcin Pawlicki nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pan Marcin Pawlicki nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

Zarząd ENEA S.A. informuje, iż 23 października 2020 roku Rada Nadzorcza Emitenta podjęła uchwałę w przedmiocie powołania Pana Marcina Pawlickiego z dniem 29 października 2020 roku na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Operacyjnych na wspólną kadencję, rozpoczętą z dniem odbycia Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. zatwierdzającego sprawozdanie finansowe za 2018 rok.

Uchwała weszła w życie z chwilą podjęcia.

Pozostałe informacje nt. powołanego Członka Zarządu ENEA S.A. zostaną przekazane do publicznej wiadomości w odrębnym raporcie bieżącym po uzyskaniu przez Emitenta stosownych informacji oraz oświadczeń.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

"Naszym zdaniem docelowo połączenie trzech grup (PGE, Tauronu i Enei - przyp. PAP Biznes) oszczyszczonych z aktywów węglowych byłoby sensownym rozwiązaniem, ale decyzja nie należy do nas" - powiedział prezes PGE na konferencji.

Dodał, że połączyć można by było m.in. obszary dystrybucji.(PAP Biznes)

pel/ pr/ gor/

Wynik operacyjny sięgnął 50,7 mln zł, a EBITDA 317,6 mln zł. W analogicznym okresie 2019 roku było to odpowiednio 319,7 mln zł i 611,3 mln zł.

Produkcja węgla handlowego w okresie I-III kw. wyniosła 5,538 mln ton wobec 7,127 mln ton przed rokiem, a sprzedaż 5,7 mln ton wobec 7,061 mln ton rok wcześniej.

"Wpływ na działalność spółki w omawianym okresie miało przede wszystkim zmniejszenie popytu na węgiel energetyczny ze strony energetyki zawodowej i ciepłownictwa w pierwszym półroczu 2020. W pierwszym kwartale wynikało ono z ciepłej i wietrznej zimy, a w drugim - ze zmniejszenia zapotrzebowania na energię w kraju związanego z ograniczeniami wprowadzonymi w związku z pandemią koronawirusa, których skutkiem było spowolnienie procesów gospodarczych" - napisano w raporcie.

"Po okresie spowolnienia nastąpiła normalizacja po stronie popytu na węgiel energetyczny i powrót do poziomów sprzedaży notowanych w poprzednich latach. Niemniej jednak nastąpiły przesunięcia w harmonogramach biegu ścian oraz terminy ich zakończenia, jak również przesunięciu uległy terminy rozpoczęcia kolejnych, przewidzianych do eksploatacji w roku bieżącym, ścian" - dodano.

Bogdanka podała, że w konsekwencji we wrześniu, wystąpiły łącznie czynniki ograniczające zakładane postępy ścian oraz realizowane poziomy uzysku.

"Największy, negatywny skutek, wywołało wystąpienie na jednej ze ścian przyrostu ciśnienia deformacyjnego powodującego ograniczenie funkcjonalności wyrobisk przyścianowych, a tym samym i postępu ściany" - opisano.

Ostateczne wyniki grupy mają zostać podane w raporcie kwartalnym, którego publikacja zaplanowana jest na 26 listopada. (PAP Biznes)

kuc/ asa/

Wynik operacyjny sięgnął 50,7 mln zł, a EBITDA 317,6 mln zł. W analogicznym okresie 2019 roku było to odpowiednio 77,9 mln zł i 176,9 mln zł.

Produkcja węgla handlowego w okresie I-III kw. wyniosła 5,538 mln ton wobec 7,127 mln ton przed rokiem, a sprzedaż 5,7 mln ton wobec 7,061 mln ton rok wcześniej.

"Wpływ na działalność spółki w omawianym okresie miało przede wszystkim zmniejszenie popytu na węgiel energetyczny ze strony energetyki zawodowej i ciepłownictwa w pierwszym półroczu 2020. W pierwszym kwartale wynikało ono z ciepłej i wietrznej zimy, a w drugim - ze zmniejszenia zapotrzebowania na energię w kraju związanego z ograniczeniami wprowadzonymi w związku z pandemią koronawirusa, których skutkiem było spowolnienie procesów gospodarczych" - napisano w raporcie.

"Po okresie spowolnienia nastąpiła normalizacja po stronie popytu na węgiel energetyczny i powrót do poziomów sprzedaży notowanych w poprzednich latach. Niemniej jednak nastąpiły przesunięcia w harmonogramach biegu ścian oraz terminy ich zakończenia, jak również przesunięciu uległy terminy rozpoczęcia kolejnych, przewidzianych do eksploatacji w roku bieżącym, ścian" - dodano.

Bogdanka podała, że w konsekwencji we wrześniu, wystąpiły łącznie czynniki ograniczające zakładane postępy ścian oraz realizowane poziomy uzysku.

"Największy, negatywny skutek, wywołało wystąpienie na jednej ze ścian przyrostu ciśnienia deformacyjnego powodującego ograniczenie funkcjonalności wyrobisk przyścianowych, a tym samym i postępu ściany" - opisano.

Ostateczne wyniki grupy mają zostać podane w raporcie kwartalnym, którego publikacja zaplanowana jest na 26 listopada. (PAP Biznes)

kuc/ asa/

Wcześniejsza prognoza Moody's dotycząca cen hurtowych energii elektrycznej w Polsce mówiła o 240-280 zł/MWh.

Analitycy Moody's w datowanym na 14 października raporcie poświęconym polskiej energetyce wskazują, że obecne ceny uprawnień do emisji CO2 utrzymują się powyżej poziomu 25 euro za tonę wywierając silną presję na polskie kopalnie i bloki energetyczne oparte na węglu.

Obecna prognoza cen hurtowych nie jest w stanie pokryć w pełni tych cen uprawnień z powodu rosnącej konkurencji ze strony energii ze źródeł odnawialnych i importu.

Moody's spodziewa się, że do 2025 roku struktura wytwarzania energii w Polsce nie ulegnie większej zmianie. Pierwszych 5 GW z morskich farm wiatrowych analitycy spodziewają się na przełomie lat 2025/2026, o ile do tego czasu powstanie wymagana infrastruktura. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, iż w dniu 7 października 2020 roku Spółka powzięła informację o dokonaniu w dniu 6 października 2020 r. przez Sąd Rejonowy Poznań-Nowe Miasto i Wilda w Poznaniu, VIII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego ("Sąd") rejestracji zmian Statutu Spółki.

Zgodnie z uzyskanymi przez Spółkę informacjami Sąd dokonał rejestracji Statutu w zakresie: (i) zmiany § 20 ust. 3 pkt 8), § 20 ust. 4, § 20 ust. 3 pkt 3) lit. a), § 20 ust. 2 pkt 5), § 11 ust. 2 pkt 7), § 11 ust. 2 pkt 9), § 11 ust. 2 pkt 10), § 11 ust. 2 pkt 12), § 20 ust. 3 pkt 2), § 20 ust. 3 pkt 4), § 20 ust. 3 pkt 6), § 20 ust. 3 pkt 7), § 20 ust. 3 pkt 10), (ii) uchylenia w całości § 40 ust. 3, (iii) dodania w § 11 po ust. 8 nowego ust. 9, (iv) uchylenia w całości § 20 ust. 5 pkt 4), (v) zmiany § 22 ust. 7, § 27 ust. 1, § 27 ust. 4, § 27 ust. 5, § 29 ust. 4, § 30, § 6 ust. 3, (vi) uchylenia w całości § 7, (vii) zmiany § 11 ust. 4 pkt 2), § 13 ust. 6, § 13 ust. 8 lit. d), § 17 ust. 1, § 20 ust. 2 pkt 10) lit. b, § 20 ust. 5 pkt 5) lit. b, § 24 ust. 1, § 31 ust. 2, § 36 ust. 1, § 36 ust. 3 pkt 1), § 36 ust. 3 pkt 3) lit. d), § 36 ust. 4, (viii) dodania w § 40 Statutu Spółki po ust. 7 nowego ust. 8.

Wskazane powyżej zmiany Statutu Spółki zostały dokonane na mocy uchwał odpowiednio nr 25-27 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. z dnia 30 lipca 2020 roku.

Treść zmienionych lub nowych postanowień Spółka przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego w jednolitym tekście Statutu uwzględniającym ww. zmiany.

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

kom espi zdz

"Zakończyliśmy proces wyboru doradcy w zakresie przekształceń w sektorze elektroenergetycznym. Wybranym doradcą został KPMG Advisory" - powiedział dziennikarzom wiceminister Soboń w kuluarach Ogólnopolskiego Szczytu Gospodarczego w Lublinie.

"Doradca ma czas do końca roku na przygotowanie projektu transformacji sektora elektroenergetycznego. Od samego początku będziemy z nim współpracować, powołamy zespoły, żeby włączyć w to też stronę społeczną” – dodał.

Soboń powtórzył, że Ministerstwo Aktywów Państwowych nie sugeruje się tym, co wcześniej pojawiało się w przestrzeni publicznej, w tym propozycjami stworzenia na bazie wszystkich państwowych grup energetycznych jednego podmiotu, do którego trafiłyby aktywa górnicze i drugiego z aktywami z obszaru odnawialnych źródeł energii.

Jego zdaniem możliwe są różne warianty strategii przekształceń sektora z jednym koniecznym warunkiem separacji aktywów węglowych od niewęglowych.

„Doradca ma pełną swobodę, żeby samemu złożyć nam propozycję” – powiedział Soboń.

„W zależności od tego, co zaproponuje doradca, zależy harmonogram wdrażania tego projektu. To na pewno nie jest program na kwartał, ale na lata” – dodał. (PAP Biznes)

pr/ pel/ gor/

Spółka PGE EJ jest odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. PGE posiada obecnie 70 proc. udziałów w PGE EJ 1, a KGHM, Tauron i Enea po 10 proc. udziałów w spółce.

"Branża energetyczna jest obecnie na etapie głębokiej transformacji i tak duża inwestycja w projekt jądrowy przekracza możliwości finansowe spółek energetycznych. Dlatego dziś podpisujemy ze Skarbem Państwa list intencyjny otwierający negocjacje nad możliwością przejęcia przez administrację rządową całości inwestycji w pierwszą elektrownię jądrową w Polsce" – powiedział cytowany w komunikacie prasowym prezes PGE Wojciech Dąbrowski.

"W perspektywie szybkiego rozwoju odnawialnych źródeł energii i stopniowym wygaszaniu energetyki konwencjonalnej, energetyka jądrowa będzie ważnym elementem systemu energetycznego opartego na nisko i zeroemisyjnym wytwarzaniu" - dodał.

Aktualnie działalność spółki PGE EJ 1 koncentruje się na opracowaniu raportu o odziaływaniu przedsięwzięcia na środowisko oraz raportu lokalizacyjnego. Jednocześnie kontynuowane są badania lokalizacyjne i środowiskowe w dwóch rozważanych wariantach lokalizacyjnych: Lubiatowo-Kopalino (gmina Choczewo) oraz Żarnowiec (gmina Krokowa i Gniewino). Zakończenie prac nad raportami planowane jest na drugą połowę 2021 roku.

W komunikatach spółki podały, że strony listu intencyjnego zobowiązały się do przeprowadzenia w dobrej wierze wszelkich działań niezbędnych dla przygotowania i dokonania transakcji polegającej na nabyciu przez Skarb Państwa udziałów w spółce PGE EJ 1.

Intencją stron jest, by Skarb Państwa kupił udziały w spółce PGE EJ 1 do 31 grudnia 2020 r., przy czym nie określono terminu obowiązywania listu. (PAP Biznes)

kuc/ gor/

Spółka PGE EJ jest odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej.

PGE posiada obecnie 70 proc. udziałów w PGE EJ 1, a KGHM, Tauron i Enea po 10 proc. udziałów w spółce.

"Podmioty podpisujące list intencyjny zobowiązały się do przeprowadzenia w dobrej wierze wszelkich działań niezbędnych dla przygotowania i dokonania transakcji polegającej na nabyciu przez Skarb Państwa udziałów w spółce PGE EJ 1" - napisano w komunikacie.

"Intencją wyrażoną w liście intencyjnym jest, aby Skarb Państwa nabył udziały w spółce PGE EJ 1 do dnia 31 grudnia 2020 r., przy czym strony nie określiły terminu obowiązywania listu intencyjnego" - dodano. (PAP Biznes)

kuc/ gor/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 10/2015 w sprawie podpisania umowy nabycia udziałów w PGE EJ 1 sp. z o.o., Zarząd ENEA S.A. ("Emitent") informuje, że w dniu 1 października 2020 r. podpisał ze Skarbem Państwa ("Skarb Państwa") list intencyjny dotyczący nabycia przez Skarb Państwa 100 proc. udziałów w spółce PGE EJ 1 sp. z o.o. ("List intencyjny").

List intencyjny został podpisany przez wszystkie podmioty posiadające udziały w spółce PGE EJ 1 sp. z o.o. (oprócz Emitenta są to KGHM Polska Miedź S.A., PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. oraz TAURON Polska Energia S.A.), która jest odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Emitent posiada 10 proc. udziałów w PGE EJ1 sp. z o.o.

Podmioty podpisujące List intencyjny zobowiązały się do przeprowadzenia w dobrej wierze wszelkich działań niezbędnych dla przygotowania i dokonania transakcji polegającej na nabyciu przez Skarb Państwa udziałów w spółce PGE EJ 1 sp. z o.o. ("Transakcja"). Intencją wyrażoną w Liście intencyjnym jest, aby Skarb Państwa nabył udziały w spółce PGE EJ 1 sp. z o.o. do dnia 31 grudnia 2020 r., przy czym Strony nie określiły terminu obowiązywania Listu intencyjnego. List intencyjny nie pociąga za sobą zobowiązania stron do dokonania Transakcji. Decyzja o przeprowadzeniu Transakcji uzależniona będzie od wyników negocjacji w tym zakresie oraz spełnienia innych warunków określonych w przepisach prawa lub dokumentach korporacyjnych.

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

kom espi zdz

Bogdanka podała, że wpływ na jej działalność w I półroczu 2020 miało przede wszystkim zmniejszenie popytu na węgiel energetyczny ze strony energetyki zawodowej i ciepłownictwa.

"W I kwartale wynikało ono z ciepłej i wietrznej zimy, a w drugim – ze zmniejszenia zapotrzebowania na energię w kraju związanego z ograniczeniami wprowadzonymi w związku z pandemią koronawirusa, których skutkiem było spowolnienie procesów gospodarczych" - napisano w komunikacie.

Jak dodano, po okresie spowolnienia nastąpiła normalizacja po stronie popytu na węgiel energetyczny i powrót do poziomów sprzedaży notowanych w poprzednich latach.

Spółka wskazała jednak, że nastąpiły przesunięcia w harmonogramach biegu ścian oraz terminy ich zakończenia, jak również przesunięciu uległy terminy rozpoczęcia kolejnych, przewidzianych do eksploatacji w roku bieżącym, ścian.

"W konsekwencji, w miesiącu wrześniu, wystąpiły łącznie czynniki ograniczające zakładane postępy ścian oraz realizowane poziomy uzysku. Największy, negatywny skutek, wywołało wystąpienie na jednej ze ścian przyrostu ciśnienia deformacyjnego powodującego ograniczenie funkcjonalności wyrobisk przyścianowych, a tym samym i postępu ściany" - podała Bogdanka.

"Powyższe trudności, w połączeniu z niedoborami kadrowymi, wynikającymi z rosnącej w regionie liczby zachorowań na COVID-19 i koniecznością izolowania pracowników mających kontakt z osobami chorymi, ale również i tzw. +drugiego kręgu+ powodują, że spółka aktualizuje cel produkcyjny na 2020 r. przyjmując go na poziomie ok. 7,4 mln ton" - dodano.

W lipcu spółka zakładała, że w tym roku produkcja węgla handlowego wyniesie ok. 8,2 mln ton.

W I półroczu 2020 roku produkcja węgla wyniosła 3,7 mln ton, a sprzedaż 3,5 mln ton. Rok wcześniej produkcja i sprzedaż wynosiła w tym okresie po 4,8 mln ton.

Jednocześnie spółka podtrzymała we wtorkowym komunikacie przyjęte w ogłoszonej w lutym 2017 r. strategii założenia produkcyjne na kolejne lata przewidujące średnioroczną produkcję w latach 2021-2025 na poziomie ok. 9,3 mln ton i 2026-2030 na poziomie ok. 9,1 mln ton.

Ponadto, Bogdanka poinformowała, iż w związku ze spełnieniem kryteriów uprawniających do skorzystania z Tarczy Antykryzysowej, złożyła wniosek do Wojewódzkiego Urzędu Pracy w Lublinie o dofinansowanie świadczeń na rzecz ochrony miejsc pracy ze środków FGŚP w wysokości ok. 33,7 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Jednocześnie spółka podtrzymała przyjęte w ogłoszonej w lutym 2017 r. strategii założenia produkcyjne na kolejne lata przewidujące średnioroczną produkcję w latach 2021-2025 na poziomie ok. 9,3 mln ton i 2026-2030 na poziomie ok. 9,1 mln ton. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Ministerstwo Aktywów Państwowych wskazuje na możliwe zmiany w energetyce, podział sektora na część węglową i odnawialną. (...) Nie wiemy, jaki będzie ostateczny kształt polskiego sektora energetycznego, czy i jak aktywa węglowe będą wydzielone. Jeśli założymy, że w wyniku tego procesu powstanie jedna albo kilka wyłącznie +zielonych+ grup energetycznych, może z sieciami, to nie sądzę, by miały problem ze znalezieniem finansowania z rynków długu" - powiedział PAP Biznes Remshardt.

"Także UE może pomóc w sfinansowaniu części inwestycji. (...) Ponadto, inwestorzy coraz bardziej zwracają uwagę na kryteria ESG (środowiskowe, społeczne i dotyczące ładu korporacyjnego - przyp. PAP Biznes)" - dodał.

Jak wskazał, zainteresowane udzieleniem finansowania na rozwój OZE będą inwestorzy długoterminowi, np. fundusze emerytalne.

"Ciekawsze jednak będzie, jak finansowane i modernizowane będą moce na węglu kamiennym i brunatnym. Większość inwestycji już miała miejsce, ale będzie konieczność pewnych modernizacji źródeł" - powiedział analityk.

Jak zauważył Remshardt, jak na razie polskie grupy energetyczne mają głównie dopiero plany rozwoju w sektorze odnawialnych źródeł energii, które trzeba teraz wdrożyć.

"Tauron zrealizował akwizycje farm wiatrowych, PGE chce budować morskie farmy wiatrowe, Enea myśli o współpracy z sektorem rolniczym przy rozwoju mocy fotowoltaicznych. To wszystko są potrzebne działania, ale - jak się wydaje - wynikają głównie z polityki energetycznej rządu. Ich kontynuacja zależeć będzie od tego, w jakim kształcie będą spółki po restrukturyzacji sektora. Co będzie za rok? Czy PGE, Tauron, Enea będą jeszcze niezależnymi grupami, w obecnym kształcie? Nie sądzę" - powiedział.

"Myślę, że rząd poważnie myśli o restrukturyzacji i podziale sektora na aktywa węglowe i niewęglowe. Dopiero gdy poznamy ostateczny plan przekształceń, będzie można ocenić, czy jest wykonalny pod kątem pomocy publicznej i kwestii konkurencji. Myślę, że za rok czy dwa nie będzie w Polsce grup energetycznych z mieszanym portfelem aktywów, tak jak dzisiaj" - dodał.

Pytany, czy OZE mogą wpłynąć na ratingi firm energetycznych, odpowiedział: "Jak dotąd nie było zmian w ratingach, które by wynikały wyłącznie z odnawialnych źródeł energii, gdyż OZE są w modelach biznesowych częścią miksu. W którymś momencie OZE spowodują zmiany w ratingach, ale to będzie indywidualna sprawa, w zależności od firmy".

Przedstawiciel Moody's wskazał, że polski rząd przyznał, iż nie ma innej drogi niż transformacja energetyczna.

"Polska nie zobowiązała się do osiągnięcia celu neutralności klimatycznej w 2050 roku, ale widać, że rząd po wyborach jest bardziej ugodowy. Wierzę, że jest ta świadomość. Polska podejmie potrzebne kroki, ale pytanie, jak sprawić, by ten proces nie zniszczył zbytnio tkanki społecznej. Jak widać było przy okazji strajków górniczych związków zawodowych, ciągle jest opór przed szybkim porzuceniem węgla. Myślę, że transformacja energetyczna to kwestia czasu i pieniędzy, Polska nie zostanie przy węglu" - powiedział Mark Remshardt.

Jego zdaniem Polska musi przyspieszyć działania związane z dekarbonizacją. W jego opinii sens mają plany rozwoju morskiej energetyki wiatrowej. Spodziewa się też zastępowania mocy węglowych gazem.

Zaktualizowany projekt Polityki energetycznej Polski do 2040 roku zakłada, że w 2030 r. udział OZE w końcowym zużyciu energii brutto wyniesie co najmniej 23 proc., w tym nie mniej niż 32 proc. w elektroenergetyce (głównie energetyka wiatrowa i PV), 28 proc. w ciepłownictwie i 14 proc. w transporcie.

Projekt PEP2040 przewiduje, że w 2030 r. udział węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej ma nie przekraczać 56 proc., a przy podwyższonych cenach uprawnień do emisji CO2 może spaść do poziomu 37,5 proc. W roku 2040 udział węgla ma spaść odpowiednio do 28 proc. lub 11 proc.

"W mojej opinii nowy projekt Polityki energetycznej Polski do 2040 roku przedstawia raczej zamierzenia niż ustalone cele. Poczekajmy na ostateczny kształt dokumentu. Cele założone w projekcie wydają się możliwe do osiągnięcia, ale polski rząd musi podjąć działania" - powiedział Mark Remshardt z Moody's.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Aktualna sytuacja związana z zakażeniami koronawirusem w LW Bogdanka jest stabilna, a w większości przypadków do zakażenia naszych pracowników dochodzi poza zakładem pracy. W spółce funkcjonuje sztab kryzysowy, który szczegółowo analizuje każdą sytuację i ściśle współpracuje z instytucjami państwowymi" - poinformował PAP Biznes Marcin Kujawiak, główny specjalista ds. komunikacji korporacyjnej w Bogdance.

Jak poinformował, spółka pozostaje w ścisłym kontakcie z Sanepidem.

"Z najwyższą starannością podchodzimy do przestrzegania wdrożonych w spółce procedur, które pozwalają nam zachować ciągłość działania we wszystkich obszarach. Obecna sytuacja nie powoduje ograniczeń w ruchu, a tym bardziej konieczności wstrzymania prac zakładu górniczego" - dodał Kujawiak.

Ognisko koronawirusa w kopalni Bogdanka jest w fazie rozwojowej. Lubelski sanepid podał w niedzielę, że potwierdzono 20 przypadków zakażenia. Kwarantannie poddanych jest 150 osób, przebadanych 89, a 16 osób znajduje się w izolacji domowej.

Według danych z 27 września, łącznie na Lubelszczyźnie stwierdzono dotąd 2.487 przypadków koronawirusa, 611 jest aktywnych. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Pragnę poinformować również, że na skutek reorganizacji struktur Ministerstwa Aktywów Państwowych i przeniesienia działu energia do Ministerstwa Klimatu projekt ustawy o rekompensatach z tytułu wzrostu cen energii elektrycznej w 2020 roku, który w lutym br. ukazał się na stronie Biuletynu Informacji Publicznej Rządowego Centrum Legislacji, w zakładce Rządowy Proces Legislacyjny, jest poddawany ponownej analizie w zakresie obecnych uwarunkowań prawnych i regulacyjnych" - napisano.

Resort klimatu wyjaśnia, że związane są one między innymi z aktualnymi pracami Ministerstwa Klimatu nad wdrożeniem dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej, w ramach których konieczne jest wprowadzenie systemowego rozwiązania w zakresie ochrony najsłabszych odbiorców energii elektrycznej (w szczególności tzw. odbiorców wrażliwych) przed zjawiskiem ubóstwa energetycznego.

"Planowane rozwiązanie będzie miało charakter systemowy i działać będzie w horyzoncie długoterminowym (wieloletnim). Ostateczne rozwiązania powinny zostać zaprezentowane w tym roku" - napisano.

Ministerstwo Aktywów Państwowych przygotowało w lutym projekt ustawy o rekompensatach z tytułu wzrostu cen energii elektrycznej w 2020 r.

Rekompensaty dla gospodarstw domowych miały być uzależnione od dwóch kryteriów: poziomu zużycia energii elektrycznej w 2020 r. i uzyskanego dochodu w 2019 r.

Rekompensaty miały być udzielane za pośrednictwem przedsiębiorstw obrotu, które 31 grudnia 2020 r. będą miały zawarte umowy sprzedaży energii elektrycznej albo umowy kompleksowe z odbiorcami końcowymi, poprzez korektę kwoty płatności brutto pierwszej faktury za energię elektryczną wystawionej po dniu 15 marca 2021 r. o odpowiednią kwotę. (PAP Biznes)

map/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 41/2020 z dnia 17 września 2020 roku, Zarząd ENEA S.A. przekazuje uzupełnienie informacji nt. Pana Rafała Włodarskiego, powołanego w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A.

Pan Rafał Włodarski, radca prawny z ponad 10-letnim doświadczeniem w korporacyjnej oraz regulacyjnej obsłudze prawnej spółek sektora energetycznego polegającej na wsparciu spółek zarówno w ich bieżącej działalności, transakcjach, jak i wdrażaniu innowacyjnych rozwiązań oraz reprezentowaniu spółek w precedensowych postępowaniach.

Posiada wieloletnie doświadczenie transakcyjne związane ze sprzedażą spółek (share deal) oraz aktywów (asset deal), jak również z ustalaniem zasad współpracy wspólników (joint venture) oraz przeprowadzaniu kompleksowych analiz due diligence polegających na identyfikowaniu ryzyk prawnych związanych z prowadzoną przez spółki działalnością.

Do obszaru jego specjalizacji należy również doradztwo prawne na rzecz spółek sektora energetycznego oraz odbiorców energii elektrycznej w zakresie obecnej jak i planowanej legislacji, w szczególności w związku z autoprodukcją z OZE/CHP, Corporate PPA oraz aukcjami OZE.

Pan Rafał Włodarski jest obecnie Zastępcą Dyrektora Departamentu Prawnego w Ministerstwie Aktywów Państwowych, a przed dołączeniem do Ministerstwa Aktywów Państwowych współpracował z czołowymi kancelariami prawniczymi w Polsce, gdzie jako członek zespołów Energy & Natural Resources, Corporate/M&A; oraz Banking&Finance; uczestniczył w szeregu kluczowych transakcji na polskim rynku przekraczających łączną wartość 10 mld PLN.

Jest absolwentem Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego oraz został wpisany na listę radców prawnych w 2013 roku po ukończeniu aplikacji radcowskiej prowadzonej przez Okręgową Izbę Radców Prawnych w Warszawie.

Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Rafał Włodarski nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pan Rafał Włodarski nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

Zarząd ENEA S.A. informuje o wpłynięciu 17 września 2020 roku do Spółki oświadczenia Ministra Aktywów Państwowych z dnia 16 września 2020 roku, o skorzystaniu przez Ministra Aktywów Państwowych z uprawnienia do powołania na podstawie § 24 ust. 1 Statutu Spółki Członka Rady Nadzorczej ENEA S.A.

Zgodnie z ww. uprawnieniem z dniem 16 września 2020 roku do składu Rady Nadzorczej Spółki powołany został Pan Rafał Włodarski.

Pozostałe informacje nt. powołanego Członka Rady Nadzorczej ENEA S.A. zostaną przekazane do publicznej wiadomości w odrębnym raporcie bieżącym niezwłocznie po uzyskaniu przez Spółkę stosownych informacji oraz oświadczeń.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

Strony listu intencyjnego - podpisanego 3 czerwca - zdecydowały o zakończeniu prowadzonych na zasadzie wyłączności rozmów o potencjalnej inwestycji w morskie farmy i odstąpiły od sporządzania dokumentu term sheet.

"Jednocześnie strony listu intencyjnego pozostają otwarte na możliwość współpracy w przyszłości. Enea aktywnie kontynuuje badanie możliwości rozwoju morskich farm wiatrowych" - napisano w komunikacie.

Enea podpisała 3 czerwca z Iberdrola Eólica Marina list intencyjny dotyczący potencjalnej inwestycji w projekty morskich elektrowni wiatrowych o łącznej mocy do około 3,3 GW, które miały być rozwijane w obszarze polskiej strefy ekonomicznej Morza Bałtyckiego.

Enea w grudniu 2019 r. zapowiedziała w strategii rozwoju do 2030 r., z perspektywą do 2035 r., rozbudowę aktywów wytwórczych i zmianę struktury wytwarzania. Podano, że projekt farm wiatrowych offshore na Morzu Bałtyckim wpisuje się w te założenia i może mieć istotny wpływ na realizację celu strategicznego grupy, który zakłada osiągnięcia udziału odnawialnych źródeł energii w produkcji energii elektrycznej na poziomie 22 proc. do 2025 roku oraz 33 proc. w 2030 roku (ponad czterokrotny wzrost udziału OZE).(PAP Biznes)

kuc/ gor/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 22/2020 z dnia 3 czerwca 2020 roku w sprawie zawarcia Listu intencyjnego, dotyczącego potencjalnej inwestycji w projekty morskich farm wiatrowych (dalej: "LOI"), Zarząd ENEA S.A. informuje, że w dniu 8 września 2020 roku strony LOI podjęły decyzję o zakończeniu prowadzonych na zasadzie wyłączności rozmów w zakresie potencjalnej inwestycji w przedmiotowe projekty oraz odstąpieniu od sporządzania dokumentu term sheet. W związku z powyższym w tym samym dniu strony LOI potwierdziły zakończenie jego obowiązywania. Jednocześnie strony LOI pozostają otwarte na możliwość współpracy w przyszłości. ENEA S.A. aktywnie kontynuuje badanie możliwości rozwoju morskich farm wiatrowych.

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

kom espi zdz

EBITDA wyniosła 1.821,7 mln zł wobec wcześniej szacowanych 1.822 mln zł.

Przychody ze sprzedaży netto oraz inne dochody wyniosły w tym okresie 8.949 mln zł, czyli były zgodne z wcześniejszymi szacunkami.

Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła w pierwszej połowie 2020 roku 214,3 mln zł, w Wytwarzaniu 872,1 mln zł, w Dystrybucji 680,6 mln zł, a w Obrocie 40,3 mln zł.

Na poziomie jednostkowym Enea odnotowała 3.051 mln zł przychodów ze sprzedaży netto, stratę EBITDA na poziomie 64 mln zł i 373,7 mln zł straty netto okresu sprawozdawczego. (PAP Biznes)

epo/ osz/

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

kom espi zdz

EBIT wyniósł w I półroczu 2020 roku 49,9 mln zł, a przychody 849 mln zł. Wyniki te także okazały się zgodne z szacunkami.(PAP Biznes)

epo/ osz/

Spółki podały, że projekt budowy CCGT w Ostrołęce zakłada wybudowanie do końca 2024 r. bloku gazowo-parowego o projektowanej mocy nominalnej ok. 750 MW netto.

Projekt rozwoju biogazowni obejmuje prowadzenie prac analitycznych i rozwojowych w obszarze biogazu, w tym akwizycje i rozbudowę testowych biogazowni oraz uruchomienie pilotażowej produkcji. Docelowo planowana jest budowa bazy technologicznej, naukowej, prawnej i ekonomicznej do stworzenia sieci biogazowni o mocy około 2,0-2,2 MW każda do końca 2025 roku. Zaangażowanie PGNiG i PKN ORLEN w tę inwestycję miałoby charakter wspólnego przedsięwzięcia (joint venture).

"Chcemy maksymalnie wykorzystać potencjały naszych spółek, aby osiągać wymierne korzyści biznesowe. Współpracując możemy efektywniej realizować inwestycje wpisujące się w proces transformacji energetycznej. List intencyjny z PGNiG to kolejny krok PKN Orlen przybliżający nas do budowy elektrowni Ostrołęka w technologii gazowej, a także do zintensyfikowania działań na rzecz powstania sieci biogazowni. To dobry przykład kooperacji polskich spółek ukierunkowany na rozwój ich działalności i wzmacnianie polskiej gospodarki w zgodzie z europejską polityką energetyczną" – powiedział, cytowany w komunikacie, prezes PKN Orlen Daniel Obajtek.

Zgodnie z podpisanym listem, w ramach analizy, strony ustalą najważniejsze zasady potencjalnej współpracy, w tym dotyczące jej warunków prawnych, technicznych i finansowych.

Strony zakładają, że w przypadku pozytywnego wyniku analiz, wiążące projekty umów dotyczących współpracy zostaną opracowane do 30 października 2020 roku.

"Możliwe zaangażowanie PGNiG w budowę bloku gazowo-parowego w Elektrowni Ostrołęka postrzegamy jako szansę na budowę wartości spółki i wzmocnienie jej pozycji na rynku gazu ziemnego oraz w segmencie wytwarzania energii. Połączenie kompetencji i zasobów PGNiG i PKN Orlen może też przyczynić się do zdynamizowania krajowego rynku biogazu i efektywnej transformacji polskiej energetyki w oparciu o alternatywne paliwa gazowe" - powiedział, cytowany w komunikacie, prezes PGNiG Jerzy Kwieciński. (PAP Biznes)

epo/ osz/

Spółki podały, że projekt budowy CCGT w Ostrołęce zakłada wybudowanie do końca 2024 r. bloku gazowo-parowego o projektowanej mocy nominalnej ok. 750 MW netto.

Projekt rozwoju biogazowni obejmuje prowadzenie prac analitycznych i rozwojowych w obszarze biogazu, w tym akwizycje i rozbudowę testowych biogazowni oraz uruchomienie pilotażowej produkcji. Docelowo planowana jest budowa bazy technologicznej, naukowej, prawnej i ekonomicznej do stworzenia sieci biogazowni o mocy około 2,0-2,2 MW każda do końca 2025 r.(PAP Biznes)

epo/ osz/

DM BDM (raport poranny):

"Wyniki są lepsze od konsensusu o ok. 14 proc. na poziomie EBITDA. Spółka nie podaje one-offs w EBITDA. Możemy się jedynie domyślać proporcjonalnego rozwiązania rezerw na taryfę G (ok. 24 mln zł) czy jakichś zdarzeń w dystrybucji, gdzie wynik jest nadzwyczaj dobry (+34 proc. rdr adj. przy -15 proc./- 12 proc. rdr w Enerdze/Tauronie), ale nie jesteśmy w stanie tego ocenić.

Po wyeliminowaniu rozwiązanej rezerwy w sprzedaży skorygowana EBITDA rośnie o 5 proc. rdr, co na tle pozostałych spółek energetycznych, które opublikowały już wyniki (spadek oczyszczonej EBITDA w Enerdze i Tauronie o odpowiednio -30 proc./-8 proc. rdr), jest relatywnie mocnym wynikiem.

Na poziomie netto widoczne odpisy (łącznie 879 mln zł, z czego -523 mln zł na Enea Wytwarzanie, a -356 mln zł na projekt w Ostrołęce), o czym spółka informowała w ESPI z 11.08. Tym samym wynik netto obciążyła kwota 779 mln zł, czego nie zakładał konsensus"

******************************

Grupa Enea szacuje, że odnotowała w pierwszej połowie 2020 roku 1.822 mln zł EBITDA i 99 mln zł straty netto przypadającej na akcjonariuszy jednostki dominującej. Przychody ze sprzedaży netto oraz inne dochody wyniosły w tym okresie 8.949 mln zł.

Według wyliczeń PAP Biznes, w samym drugim kwartale 2020 r. Enea miała 909 mln zł EBITDA, 543,6 mln zł straty netto przypadającej na akcjonariuszy jednostki dominującej oraz 4.362 mln zł przychodów, w porównaniu do 867 mln zł EBITDA, 259,6 mln zł zysku netto oraz 3.579,6 mln zł przychodów rok wcześniej.

Konsensus PAP Biznes zakładał zysk EBITDA na poziomie 797,25 mln zł, 4.068,3 mln zł przychodów oraz zysk netto w wysokości 264,95 mln zł.

Dla porównania, w pierwszym półroczu 2019 r. Enea miała 1,666 mld zł EBITDA, 505,8 mln zł zysku netto przypadającego akcjonariuszom jednostki dominującej oraz 7,589 mld zł przychodów ze sprzedaży.

Konsensus nie uwzględniał odpisów, o których grupa informowała w sierpniu.

Ostateczne wyniki Enei zostaną przedstawione 3 września 2020 roku. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Według wyliczeń PAP Biznes, w samym drugim kwartale 2020 r. Enea miała 909 mln zł EBITDA, 543,6 mln zł straty netto przypadającej na akcjonariuszy jednostki dominującej oraz 4.362 mln zł przychodów, w porównaniu do 867 mln zł EBITDA, 259,6 mln zł zysku netto oraz 3.579,6 mln zł przychodów rok wcześniej.

Konsensus PAP Biznes zakładał zysk EBITDA na poziomie 797,25 mln zł, 4.068,3 mln zł przychodów oraz zysk netto w wysokości 264,95 mln zł.

Dla porównania, w pierwszym półroczu 2019 r. Enea miała 1,666 mld zł EBITDA, 505,8 mln zł zysku netto przypadającego akcjonariuszom jednostki dominującej oraz 7,589 mld zł przychodów ze sprzedaży.

Konsensus nie uwzględniał odpisów, o których grupa informowała w sierpniu.

Grupa podała, że wstępne wyniki uwzględniają wpływ odpisu aktualizującego wartość udziałów w spółce Enea Wytwarzanie oraz odpisu aktualizującego wartość aktywów wytwórczych spółki zależnej Enea Wytwarzanie, a także wpływ odpisów związanych z udzieloną pożyczką, jak również ze zobowiązaniem Enei wobec Energi do zwrotu połowy pożyczek wraz z odsetkami, udzielonych przez ten podmiot do spółki Elektrownia Ostrołęka i utworzenia rezerwy na przyszłe zobowiązania inwestycyjne wobec tej spółki.

"Powyższe zdarzenia miały wpływ na jednostkowe sprawozdanie finansowe Enea poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem i zysku netto okresu sprawozdawczego spółki o ok. 674 mln zł. Powyższe zdarzenia miały wpływ na skonsolidowane sprawozdanie finansowe grupy Kapitałowej Enea poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem o ok. 879 mln zł i zysku netto okresu sprawozdawczego o ok. 779 mln zł" - napisano.

Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła w pierwszej połowie 2020 roku 214 mln zł (434 mln zł rok wcześniej), w Wytwarzaniu 872 mln zł (730 mln zł rok wcześniej), w Dystrybucji 681 mln zł (515 mln zł rok wcześniej), a w Obrocie 40 mln zł (35 mln zł rok wcześniej).

Według komunikatu, niższy wynik segmentu w obszarze Wydobycie wynika głównie ze spadku przychodów ze sprzedaży węgla (mniejsza sprzedaż ilościowa przy wyższej cenie) w związku z niekorzystną sytuacją nadpodaży surowca na rynku.

W obszarze Wytwarzanie - jak podano - pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej (wyższa cena energii) oraz praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów węgla z transportem i praw do emisji CO2.

Wzrost wyniku w obszarze Dystrybucja ma być efektem wyższej marży z działalności koncesjonowanej (na którą wpływ miała m.in. wyższa stawka opłaty sieciowej stałej w zatwierdzonej taryfie na 2020 rok) oraz wyższego wyniku na pozostałej działalności operacyjnej (głównie na skutek: zmiany rezerw dotyczących majątku sieciowego).

"W obszarze Obrót pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost średniej ceny sprzedaży energii oraz aktualizacja wyceny kontraktów CO2. Jednocześnie wzrosły koszty zakupu energii (spowodowane głównie wzrostem cen uprawnień do emisji CO2) oraz koszty obowiązków ekologicznych" - napisano.

Grupa podała także szacunkowe dane operacyjne.

Produkcja węgla netto przez Eneę w pierwszym półroczu wyniosła 3,7 mln ton, a całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 10,4 TWh.

Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 9,5 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 10,5 TWh.

Na poziomie jednostkowym Enea odnotowała 3.051 mln zł przychodów ze sprzedaży netto, stratę EBITDA na poziomie 64 mln zł i 374 mln zł straty netto okresu sprawozdawczego.

Ostateczne wyniki Enei zostaną przedstawione 3 września 2020 roku. (PAP Biznes)

doa/ ana/

Grupa podała, że EBITDA w Wydobyciu wyniosła w pierwszej połowie 2020 roku 214 mln zł, w Wytwarzaniu 872 mln zł, w Dystrybucji 681 mln zł, a w Obrocie 40 mln zł.

Grupa podała także szacunkowe dane operacyjne.

Produkcja węgla netto przez Eneę w pierwszym półroczu wyniosła 3,7 mln ton, a całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 10,4 TWh.

Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 9,5 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 10,5 TWh.

Na poziomie jednostkowym Enea odnotowała 3.051 mln zł przychodów ze sprzedaży netto, stratę EBITDA na poziomie 64 mln zł i 374 mln zł straty netto okresu sprawozdawczego. (PAP Biznes)

doa/ ana/

W związku z przyjęciem przez Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") w dniu 25 sierpnia 2020 roku informacji o wstępnych wynikach finansowych i operacyjnych Grupy Kapitałowej ENEA za I półrocze 2020 roku, Spółka przekazuje do publicznej wiadomości wstępne wyniki.

Skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej ENEA za I półrocze 2020 roku:

- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 8 949 mln zł,

- EBITDA: 1 822 mln zł,

- Zysk/ strata przed opodatkowaniem: -10 mln zł,

- Zysk/ strata netto okresu sprawozdawczego: -82 mln zł,

- Zysk/ strata netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej: -99 mln zł.

Wynik EBITDA w poszczególnych obszarach działalności:

- Wydobycie: 214 mln zł,

- Wytwarzanie: 872 mln zł,

- Dystrybucja: 681 mln zł,

- Obrót: 40 mln zł.

Wybrane dane operacyjne:

- Produkcja węgla netto: 3,7 mln ton,

- Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto: 10,4 TWh,

- Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym: 9,5 TWh,

- Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym: 10,5 TWh.

Wynik EBITDA osiągnięty przez Grupę Kapitałową ENEA w I półroczu 2020 roku jest pochodną, m.in. następujących czynników (w porównaniu do I półrocza 2019 roku):

W Obszarze Wydobycie niższy wynik segmentu wynika głównie ze spadku przychodów ze sprzedaży węgla (mniejsza sprzedaż ilościowa przy wyższej cenie) w związku z niekorzystną sytuacją nadpodaży surowca na rynku.

W Obszarze Wytwarzanie pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej (wyższa cena energii) oraz praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów węgla z transportem i praw do emisji CO2.

W Obszarze Dystrybucja wzrost wyniku jest efektem wyższej marży z działalności koncesjonowanej (na którą wpływ miała m.in. wyższa stawka opłaty sieciowej stałej w zatwierdzonej taryfie na 2020 rok) oraz wyższego wyniku na pozostałej działalności operacyjnej (głównie na skutek: zmiany rezerw dotyczących majątku sieciowego).

W Obszarze Obrót pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost średniej ceny sprzedaży energii oraz aktualizacja wyceny kontraktów CO2. Jednocześnie wzrosły koszty zakupu energii (spowodowane głównie wzrostem cen uprawnień do emisji CO2) oraz koszty obowiązków ekologicznych.

Jednostkowe wyniki finansowe ENEA S.A. za I półrocze 2020 roku:

- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 3 051 mln zł,

- EBITDA: -64 mln zł,

- Zysk/ strata przed opodatkowaniem: -411 mln zł,

- Zysk/ strata netto okresu sprawozdawczego: -374 mln zł.

Wstępne wyniki uwzględniają wpływ odpisu aktualizującego wartość udziałów w spółce ENEA Wytwarzanie sp. z o.o. oraz odpisu aktualizującego wartość aktywów wytwórczych spółki zależnej ENEA Wytwarzanie sp. z o.o., a także wpływ odpisów związanych z udzieloną pożyczką, jak również ze zobowiązaniem ENEA S.A. wobec ENERGA S.A. do zwrotu połowy pożyczek wraz z odsetkami, udzielonych przez ten podmiot do Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. i utworzenia rezerwy na przyszłe zobowiązania inwestycyjne wobec Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. oraz ENERGA S.A. w jednostkowym sprawozdaniu ENEA S.A. oraz w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA, zgodnie z raportem bieżącym nr 36/2020 z dnia 11 sierpnia 2020 roku.

Powyższe zdarzenia miały wpływ na jednostkowe sprawozdanie finansowe ENEA S.A. poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem i zysku netto okresu sprawozdawczego Spółki o ok. 674 mln zł.

Powyższe zdarzenia miały wpływ na skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej ENEA poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem o ok. 879 mln zł i zysku netto okresu sprawozdawczego o ok. 779 mln zł.

Powyższe zdarzenia mają charakter niegotówkowy i nie mają wpływu zarówno na skonsolidowany, jak i jednostkowy wynik EBITDA za okres sprawozdawczy.

Ostateczne wyniki zostaną przedstawione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA oraz jednostkowym sprawozdaniu finansowym ENEA S.A. za I półrocze 2020 roku, którego publikację zaplanowano na dzień 3 września 2020 roku.

Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości dla okresu sprawozdawczego). Wskaźnik EBITDA jest standardowym wskaźnikiem miary efektywności działalności gospodarczej w tym w szczególności dla branży w której działa Grupa Kapitałowa Emitenta. Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).

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

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 34/2020, Zarząd ENEA S.A. w załączeniu przekazuje uzupełnienie informacji nt. Pana Tomasza Szczegielniaka powołanego na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Korporacyjnych oraz Pana Tomasza Siwaka powołanego z dniem 17 sierpnia 2020 r. na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Handlowych.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 6/2019 w sprawie wyroku Sądu Okręgowego w Poznaniu ("Sąd Okręgowy") oddalającego powództwo o stwierdzenie nieważności lub ewentualne uchylenie uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. z 28 maja 2018 roku w sprawie przyjęcia zmian w § 23 Statutu Spółki ("Uchwała") oraz informacji zamieszczonych w tym zakresie m.in. w ostatnim raporcie okresowym, Zarząd ENEA S.A. informuje, iż w dniu 12 sierpnia 2020 roku powziął informację o ogłoszeniu w tym samym dniu przez Sąd Apelacyjny w Poznaniu ("Sąd Apelacyjny") wyroku, którym Sąd Apelacyjny oddalił w całości apelację wniesioną przez Międzyzakładowy Związek Zawodowy Synergia Pracowników Grupy Kapitałowej ENEA ("Powód") od ww. wyroku Sądu Okręgowego.

Jak zostało wskazane w ustnych zasadniczych powodach rozstrzygnięcia, Sąd Apelacyjny w całości podzielił ustalenia Sądu Okręgowego. Sąd Apelacyjny uznał apelację Powoda za pozbawioną podstaw oraz wskazał, że zarzuty apelacji stanowią próbę podważenia zasadności przyznania pracownikom spółek zależnych prawa wyboru i odwołania przedstawicieli pracowników w Radzie Nadzorczej, które zostały przyznane na mocy ustawy o zmianie ustawy o komercjalizacji. W konsekwencji z dniem 12 sierpnia 2020 roku wyrok Sądu Okręgowego oddalający powództwo o stwierdzenie nieważności lub ewentualne uchylenie Uchwały stał się prawomocny.

Szczegółowa podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 10 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

Spółka podała, że zidentyfikowała konieczność dokonania odpisu aktualizującego wartość udziałów w spółce Enea Wytwarzanie sp. z o.o. w szacunkowej wartości ok. 318 mln zł w jednostkowym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 roku oraz ok. 523 mln zł w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym.

Ponadto, po dokonaniu 11 sierpnia 2020 roku oceny wpływu decyzji o zamiarze kontynuacji budowy Elektrowni Ostrołęka C z uwzględnieniem zmiany źródła zasilania z węglowego na gazowe, zidentyfikowała konieczność:

- dokonania odpisów związanych z udzieloną pożyczką, jak również ze zobowiązaniem Enea względem Energa do zwrotu połowy pożyczek wraz z odsetkami, udzielonych przez ten podmiot do Elektrowni Ostrołęka sp. z o.o. Odpis aktualizacyjny obejmie pozostałą, nieobjętą do tej pory odpisem aktualizującym i wyniesie ok. 137 mln zł w jednostkowym oraz skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 roku.

- utworzenia w jednostkowym oraz skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 roku rezerwy w kwocie ok. 219 mln zł na przyszłe zobowiązania inwestycyjne wobec Elektrowni Ostrołęka sp. z o.o. oraz Energa, której poziom odzwierciedla możliwe, szacowane na dzień utworzenia rezerwy kwoty finansowania Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. dla celów rozliczenia dotychczasowej realizacji projektu realizowanego przez Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o.

Enea podała, że że wysokość wskazanych odpisów i rezerwy ma charakter szacunkowy i może ulec zmianie, a ich ostateczna wartość zostanie przedstawiona w raporcie za I półrocze 2020 roku. (PAP Biznes)

seb/ asa/

Zarząd ENEA S.A. (Spółka, Emitent) informuje, że w związku z przygotowaniem sprawozdań finansowych (jednostkowego i skonsolidowanego) za I półrocze 2020 roku, Spółka zidentyfikowała konieczność dokonania odpisu aktualizującego wartość udziałów w spółce ENEA Wytwarzanie sp. z o.o. (ENEA Wytwarzanie) w szacunkowej wartości ok. 318 mln zł w jednostkowym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 roku oraz odpisu aktualizującego wartość aktywów wytwórczych spółki zależnej ENEA Wytwarzanie w szacunkowej wartości ok. 523 mln zł w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 roku, co jest związane z zakończeniem 11 sierpnia 2020 roku testów na utratę wartości majątku trwałego obejmującego m.in. udziały w ENEA Wytwarzanie.

Ponadto, po dokonaniu 11 sierpnia 2020 roku oceny wpływu decyzji o zamiarze kontynuacji budowy jednostki wytwórczej - Elektrowni Ostrołęka C z uwzględnieniem zmiany źródła zasilania z węglowego na gazowe, Spółka zidentyfikowała konieczność:

- dokonania odpisów związanych z udzieloną pożyczką, jak również ze zobowiązaniem ENEA względem ENERGA S.A. do zwrotu połowy pożyczek wraz z odsetkami, udzielonych przez ten podmiot do Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. wynikającymi z umów pożyczek zawartych w dniu 30 września 2019 roku oraz w dniu 23 grudnia 2019 roku, o których Emitent informował m.in. w rocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za 2019 rok. Odpis aktualizacyjny obejmie pozostałą, nieobjętą do tej pory odpisem aktualizującym, o którym informowano w raporcie bieżącym nr 18/2020, wartość pożyczek wraz z odsetkami udzielonych spółce Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o., i wyniesie ok. 137 mln zł w jednostkowym oraz skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 roku.

- utworzenia w jednostkowym oraz skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za I półrocze 2020 roku rezerwy w kwocie ok. 219 mln zł na przyszłe zobowiązania inwestycyjne wobec Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. oraz ENERGA S.A., której poziom odzwierciedla możliwe, szacowane na dzień utworzenia rezerwy kwoty finansowania Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. dla celów rozliczenia dotychczasowej realizacji projektu realizowanego przez Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o.

Powyższe zdarzenia wpłyną na jednostkowe sprawozdanie finansowe ENEA S.A. poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem i zysku netto okresu sprawozdawczego Spółki o ok. 674 mln zł.

Powyższe zdarzenia wpłyną na skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej ENEA poprzez zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem o ok. 879 mln zł i zysku netto okresu sprawozdawczego o ok. 779 mln zł.

Powyższe zdarzenia mają charakter niegotówkowy i nie mają wpływu zarówno na skonsolidowany, jak i jednostkowy wynik EBITDA za okres sprawozdawczy.

Spółka informuje, że wysokość wskazanych odpisów i rezerwy ma charakter szacunkowy i może ulec zmianie, a ich ostateczna wartość zostanie zaprezentowana w raportach okresowych Spółki oraz Grupy Kapitałowej ENEA za I półrocze 2020 roku.

Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości w ujęciu skonsolidowanym dla okresu sprawozdawczego). Wskaźnik EBITDA jest standardowym wskaźnikiem miary efektywności działalności gospodarczej w tym w szczególności dla branży w której działa Grupa Kapitałowa Emitenta. Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).

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

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd ENEA S.A. przekazuje w załączeniu odpowiedzi na pytania, złożone przez Akcjonariuszy podczas obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A., które odbyło się 30 lipca 2020 roku.

Szczegółowa podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 12 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, iż 7 sierpnia 2020 roku Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwały w przedmiocie powołania na wspólną kadencję rozpoczętą z dniem odbycia Zwyczajnego Zgromadzenia Spółki zatwierdzającego sprawozdanie finansowe za 2018 r.:

- Pana Tomasza Szczegielniaka na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Korporacyjnych,

- z dniem 17 sierpnia 2020 r. Pana Tomasza Siwaka na stanowisko Członka Zarządu ENEA S.A. ds. Handlowych.

Uchwały weszły w życie z dniem podjęcia.

Pozostałe informacje nt. powołanych Członków Zarządu Spółki zostaną przekazane do publicznej wiadomości w odrębnym raporcie bieżącym po uzyskaniu przez Spółkę stosownych informacji oraz oświadczeń.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

Zarząd ENEA S.A. informuje, że na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki, które odbyło się w dniu 30 lipca 2020 roku ["ZWZ"] akcjonariuszami posiadającymi ponad 5% głosów na tym ZWZ byli:

- Skarb Państwa, który posiadał na ZWZ 227.353.628 akcji Spółki, z których przysługiwało 227.353.628 głosów, co stanowiło 72,97% liczby głosów na tym ZWZ i odpowiada 51,50% ogólnej liczby głosów w Spółce,

- Otwarty Fundusz Emerytalny PZU "Złota Jesień", który posiadał na ZWZ 22.000.000 akcji Spółki, z których przysługiwało 22.000.000 głosów, co stanowiło 7,06% liczby głosów na tym ZWZ i odpowiada 4,98% ogólnej liczby głosów w Spółce.

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

kom espi zdz

Wiceprezes Enei Jarosław Ołowski poinformował, że grupa zakończyła inwentaryzację potencjalnych nieruchomości, które byłyby odpowiednie dla postawienia wielkoobszarowych farm fotowoltaicznych.

"Potencjał oceniam na poziomie setek MW, natomiast trudno jest ocenić, jak dalece będziemy zaawansowani do końca roku. Ten projekt jest jednym z kluczowych w naszej strategii" - powiedział Ołowski.

Piotr Adamczak, wiceprezes Enei ds. handlowych, poinformował, że w pierwszym kwartale 2020 roku liczba mikroinstalacji prosumenckich w grupie Enea wzrosła do ponad 5000 wobec 1000 rok wcześniej.

"Przyglądamy się tej dynamice, ona jest dość znaczna. Nasze szacunki oscylują na poziomie około 30 tys. mikroinstalacji" - powiedział Adamczak, pytany o liczbę instalacji prosumenckich, które chciałaby docelowo zainstalować Enea.

"Ważnym czynnikiem rozwoju jest też offshore, obecnie prowadzimy rozmowy dotyczące farm na morzu o mocy od około 1,6 do 3,3 GW. W grupie Enea konsekwentnie rośnie udział odnawialnych źródeł energii w produkcji energii. Wzrosła ona rok do roku o 34 proc." - dodał.

"Odnawialne źródła energii są jednym z filarów rozwoju grupy Enea zapisanej w aktualizacji strategii ogłoszonej pod koniec 2019 roku.

Do 2030 roku udział źródeł zero i niskoemisyjnych ma wzrosnąć do 41 proc., natomiast w perspektywie do 2035 roku ma się on zwiększyć do 60 proc.

W efekcie poziom dwutlenku węgla na megawatogodzinę ma zmniejszyć się do 2030 roku do 550 kg, a do 2035 roku spaść poniżej 500 kg. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Enea Operator w 2019 roku wydała ponad 1 mld zł na inwestycje. W 2020 roku zamierzamy utrzymać ten ambitny plan i wydać około 1,2 mld zł. Ponad 90 proc. tej kwoty to nakłady na budowę i modernizację infrastruktury sieciowej" - powiedział Szczeszek.

W pierwszym kwartale 2020 roku grupa Enea przeznaczyła na inwestycje łącznie 564 mln zł, czyli tyle samo co rok wcześniej. Z tej kwoty 116 mln zł trafiło do segmentu wytwarzania, 173 mln zł do dystrybucji, 266 mln zł wydobycie, a 9 mln to inwestycje pozostałe. (PAP Biznes)

pr/ asa/

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

kom espi zdz

Dane operacyjne za pierwszy kwartał 2020 roku:

EBITDA i przychody w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

seb/

Przed rokiem zysk netto grupy wynosił 279,8 mln zł, a zysk przypisany jednostce dominującej 246 mln zł.

Zysk operacyjny grupy Enea wyniósł w pierwszym kwartale 531,9 mln zł wobec 441,3 mln zł zysku rok wcześniej.

EBITDA grupy wynosi po trzech miesiącach tego roku 913 mln zł, a przed rokiem była na poziomie 799 mln zł.

Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 4,6 mld zł wobec 4 mld zł przed rokiem.

Enea podała wstępne wyniki na początku czerwca. Sześć prognoz dla zysku netto znajdowało się w przedziale 263,1-300,9 mln zł. (PAP Biznes)

seb/ osz/

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

kom espi zdz

"Ministerstwo Klimatu, w miejsce doraźnych rozwiązań zastosowanych w 2019 r., dąży do wypracowania nowego rozwiązania o charakterze systemowym, działającego w horyzoncie długoterminowym (wieloletnim). Taki mechanizm powinien służyć ochronie najsłabszych odbiorców energii elektrycznej (w szczególności tzw. odbiorców wrażliwych), przed zjawiskiem ubóstwa energetycznego, na co zezwalają przepisy dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE)" - napisano.

Jak wskazał resort klimatu, podstawą do dalszych prac jest projekt ustawy o rekompensatach z tytułu wzrostu cen energii elektrycznej w 2020 r. autorstwa Ministerstwa Aktywów Państwowych z lutego br.

Według tego projektu MAP, rekompensaty dla gospodarstw domowych za wzrost cen prądu miały być uzależnione od dwóch kryteriów: poziomu zużycia energii elektrycznej w 2020 r. i uzyskanego dochodu w 2019 r.

Rekompensaty udzielane byłyby za pośrednictwem przedsiębiorstw obrotu, które 31 grudnia 2020 r. będą miały zawarte umowy sprzedaży energii elektrycznej albo umowy kompleksowe z odbiorcami końcowymi, poprzez korektę kwoty płatności brutto pierwszej faktury za energię elektryczną wystawionej po dniu 15 marca 2021 r. o odpowiednią kwotę.

W 2019 r. zamrożono ceny prądu (na poziomie z 30 czerwca 2018 r.) dla odbiorców z grupy taryfowej G, w tym gospodarstw domowych, mikro- i małych firm, szpitali, jednostek sektora finansów publicznych, w tym samorządów, oraz państwowych jednostek organizacyjnych nieposiadających osobowości prawnej.

W 2020 r. URE zatwierdził taryfy głównych grup energetycznych na sprzedaż energii dla gospodarstw domowych na poziomie kilkanaście proc. wyższym niż wcześniej. (PAP Biznes)

tus/ asa/

Słowa wicepremiera zostały przyjęte entuzjastycznie przez inwestorów giełdowych. Kursy akcji spółek energetycznych wystrzeliły w górę. Ponad 10 proc. zyskiwały PGE i Tauron, ponad 8 proc. rosną akcje Enei.

"Pracujemy nad takim projektem - on daje szansę z jednej strony na utrzymanie aktywów węglowych korzystając z takich źródeł finansowania jak rynek mocy, a z drugiej strony da wielkie szanse rozwojowe tej części energetyki, która sięga po nowe źródła energii" - powiedział wicepremier Sasin.

Wicepremier poinformował, że ministerstwo aktywów państwowych pracuje nad projektem, który musi być programem na kilka dziesięcioleci.

"To musi być program na kilka dziesięcioleci. Wydaje się, że to jest pomysł dobry, żeby iść w tym kierunku, żeby budować dwie nogi energetyki. Z jednej strony energetykę przyszłości, opartą o odnawialne źródła energii i z drugiej - to, co jest i będzie jeszcze przez wiele lat podstawą polskiej energetyki, czyli aktywa węglowe. Takie elektrownie będą jeszcze przez wiele lat funkcjonowały i dobrze by było, żeby były one w innym podmiocie, który byłby nastawiony już tylko i wyłącznie na węgiel" - powiedział Jacek Sasin.

W opinii wicepremiera, prace nad koncepcją wydzielenia aktywów węglowych ze spółek energetycznych będą trwały długo, prawdopodobnie wiele miesięcy, gdyż jest to skomplikowany proces.

"To nie będzie proces łatwy, będzie wymagał zmian organizacyjnych i znalezienia całej konstrukcji finansowania. Jesteśmy na etapie tworzenia koncepcji, to na pewno będzie trwać wiele miesięcy, a nie tygodni. Ważne, by podjąć decyzję startu i iść konsekwentnie w tym kierunku, bo to daje szansę na niezakłócone funkcjonowanie mimo trudnych warunków, jakie stworzyła polskiej energetyce polityka klimatyczna Unii Europejskiej" - dodał.

Sasin poinformował, że trwają prace nad określeniem, jak ten nowy podmiot skupiający wszystkie energetyczne aktywa węglowe miałby wyglądać.

"Na razie nie chcę mówić o decyzjach, bo decyzje są jeszcze przed nami. Rozważamy bardzo różne formy organizacyjne i prawne - od spółki rynkowej po różne inne rozwiązania. Najważniejsze jest zapewnienie 2-3 dziesięcioleci mocnych podstaw finansowych funkcjonowania węglowej części energetyki" - powiedział.

W przekonaniu Jacka Sasina, górnictwo węgla kamiennego jeszcze przez długi czas będzie ważną częścią gospodarki.

"Musimy myśleć o tym i tak działać, żeby ta część była rentowna, bo nie mamy możliwości dopłacania do górnictwa. Możemy to osiągnąć w drodze pewnego konsensusu społecznego i nie podejmując działań drastycznych, czyli zamykania kopalń. Przygotowujemy pomysł na funkcjonowanie górnictwa w kolejnych latach i będziemy go w najbliższych tygodniach przedstawiać" - powiedział wicepremier i minister aktywów państwowych.

Pomysłodawcą wydzielenia aktywów państwowych ze spółek energetycznych i przeniesienia ich do innej, wydzielonej spółki pod nadzorem Skarbu Państwa jest prezes PGE Wojciech Dąbrowski.

Mówił on kilka dni temu, że trwają nad tą koncepcją prace na szczeblu rządowym. Liczy on, że do jesieni zapadną już jakieś decyzje w tej sprawie.

"Chcielibyśmy wiedzieć, w jakim kierunku mamy myśleć i dalej się rozwijać. Będziemy jesienią ogłaszać strategię grupy na dziesięć lat, ona będzie miała silny związek z tym, jakie będzie stanowisko administracji rządowej i co zostanie ogłoszone w Polityce Energetycznej Polski do 2040 roku, bo będzie musiało być zbieżne z tym, co ogłosimy w strategii" - powiedział prezes Dąbrowski w wywiadzie dla telewizji Parkiet.

Dąbrowski wskazywał, że PGE, mając aktywa węglowe wydzielone do innej spółki, mogłoby korzystać z tańszego finansowania, co w konsekwencji przełożyłoby się na niższy koszt inwestycji i niższą cenę energii.

W opinii prezesa PGE węgiel jest paliwem schodzącym, nie jest też akceptowany przez Unię Europejską. Koszty wydobycia węgla też rosną, gdyż jego zasoby się kończą.

Minister klimatu Michał Kurtyka powiedział kilka dni temu, że ostateczna wersja Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku powinna ujrzeć światło dzienne do końca 2020 roku. Jego zdaniem, trwająca pandemia może wymusić zmianę niektórych jej założeń.

Kurtyka oceniał, że finansowanie transformacji wymaga relokacji aktywów energetycznych. Bez tego spółki będą miały trudności z pozyskiwaniem funduszy na zielone inwestycje. Jego zdaniem rząd musi też na nowo określić rolę elektrowni węglowych w systemie energetycznym. (PAP Biznes)

pr/ gor/

"Spodziewam się, że w ciągu półtora miesiąca dojdzie do podpisania umowy inwestycyjnej z wykonawcą w sprawie budowy bloku energetycznego w Ostrołęce opalanego gazem" - powiedział Obajtek.

W maju PKN Orlen zadeklarował wstępną gotowość bezpośredniego zaangażowania finansowego w budowę bloku w Elektrowni Ostrołęka, wyłącznie w przypadku zmiany założeń technologicznych dla inwestycji na technologię opartą na paliwie gazowym.

PKN Orlen posiada 80 proc. udziału w kapitale zakładowym Energi, co odpowiada 85 proc. ogólnej liczby głosów na walnym. Energa posiada 50 proc. udziału w kapitale zakładowym spółki Elektrownia Ostrołęka, która realizuje inwestycję budowy energetycznego bloku węglowego.(PAP Biznes)

pr/ gor/

Termin przyjmowania zgłoszeń upływa 24 czerwca o godz. 14. Otwarcie zgłoszeń nastąpi 25 czerwca o godzinie 11. Rozmowy kwalifikacyjne mają odbyć się w dniach 29 czerwca - 1 lipca 2020 r.

Obecnie p.o. prezesa zarządu Enei jest Paweł Szczeszek. 5 czerwca, po złożeniu rezygnacji z funkcji prezesa oraz z członkostwa w zarządzie przez Mirosława Kowalika, rada nadzorcza spółki delegowała Szczeszka, członka RN, do czasowego wykonywania czynności prezesa na okres do trzech miesięcy.

Paweł Szczeszek został powołany do rady nadzorczej Enei 27 maja 2020 roku. Od grudnia 2018 do maja 2020 r. był prezesem Zespołu Elektrociepłowni Wrocławskich Kogeneracja. (PAP Biznes)

doa/

URE podał, że zakończył się tegoroczny proces uzgadniania planów rozwoju dotyczących zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną dla największych elektroenergetycznych przedsiębiorstw sieciowych. Plany te uzgadniają z regulatorem Polskie Sieci Elektroenergetyczne, pełniące funkcję operatora systemu przesyłowego, oraz pięciu największych operatorów systemów dystrybucyjnych - Enea Operator, Energa Operator, PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja oraz innogy Stoen Operator.

W ramach uzgodnień dystrybutorzy ocenili realizację dotychczasowych planów rozwoju uzgodnionych na lata 2015-2019 i opracowali nowe plany na lata 2020-2025. Z kolei operator przesyłowy, Polskie Sieci Elektroenergetyczne, przedłożył Prezesowi URE projekt planu rozwoju dotyczący zaspokojenia zapotrzebowania na energię na lata 2021-2030.

"Z zatwierdzonych dokumentów wynika, że w najbliższych pięciu latach, tj. do 2025 roku, największe przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się dystrybucją i przesyłem energii elektrycznej planują zainwestować prawie 52 mld zł w infrastrukturę sieciową. Zdecydowana większość środków skierowana zostanie na budowę, rozbudowę, modernizację i odtworzenie majątku sieciowego" - napisano w komunikacie prasowym.

Inwestycje w latach 2020-2021 mają wynieść po ok. 8,6 mld zł, a w 2022 roku wzrosnąć do 9,2 mld zł. Na rok 2023 dystrybutorzy oraz operator systemu szacują wydatki na 8,5 mld zł, a w kolejnych dwóch latach mają one wynieść odpowiednio 8,9 mld zł i 8 mld zł.

W komunikacie przypomniano, że uzgadnianie planów rozwoju pozostaje w ścisłym związku z zatwierdzaniem przez Prezesa URE taryf dystrybucyjnych.

"Dlatego rolą regulatora jest także dbałość o to, by plany inwestycyjne uwzględniały długookresową maksymalizację efektywności nakładów i kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwa oraz by nie powodowały w poszczególnych latach nadmiernego wzrostu cen i stawek opłat dla odbiorców jednocześnie zapewniając ciągłość, niezawodność i odpowiednią jakość dostaw energii i gazu" - napisano. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

Konsensus PAP Biznes zakładał, że grupa odnotuje w pierwszym kwartale 2020 roku 4.329 mln zł przychodów, 806 mln zł EBITDA i 291 mln zł zysku netto jednostki dominującej. Sześć prognoz dla zysku netto znajdowało się w przedziale 263,1-300,9 mln zł.

Dla porównania, w pierwszym kwartale 2019 roku zysk netto Enei wyniósł 279,8 mln zł, a zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 246 mln zł. EBITDA grupy wyniosła przed rokiem 799 mln zł, a przychody ze sprzedaży netto 4 mld zł.

Wynik EBITDA w pierwszym kwartale 2020 roku wyniósł w segmencie wydobycia 129 mln zł (219,4 mln zł rok wcześniej). EBITDA w wytwarzaniu wyniosła 472 mln zł (399,8 mln zł rok wcześniej), w dystrybucji 307 mln zł (248,8 mln zł rok wcześniej), a w obrocie 8 mln zł (-10,8 mln zł rok wcześniej).

Grupa podała, że w obszarze wydobycia niższy wynik segmentu wynika głównie ze spadku przychodów ze sprzedaży węgla w związku z niekorzystną sytuacją nadpodaży surowca na rynku.

W wytwarzaniu pozytywnie na wynik - jak podano - wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej oraz praw majątkowych.

Enea wskazała, że w obszarze dystrybucji wzrost wyniku jest efektem wyższej marży z działalności koncesjonowanej (na którą wpływ miała m.in. wyższa stawka opłaty sieciowej stałej w zatwierdzonej taryfie na 2020 rok) oraz wyższego wyniku na pozostałej działalności operacyjnej.

"W Obszarze Obrót pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost średniej ceny sprzedaży energii. Jednocześnie wzrosły koszty zakupu energii (spowodowane głównie wzrostem cen uprawnień do emisji CO2) oraz koszty obowiązków ekologicznych" - podała Enea w komunikacie.

Grupa opublikowała także wybrane dane operacyjne. Produkcja węgla netto wyniosła w pierwszym kwartale 2,1 mln ton wobec 2,5 mln ton przed rokiem.

Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 5,4 TWh, sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym wyniosła 5 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 5,6 TWh.

Publikacja raportu Enei za pierwszy kwartał 2020 roku zaplanowana jest na 18 czerwca 2020 roku. (PAP Biznes)

sar/ gor/

Wynik EBITDA w segmencie wydobycie wyniósł 129 mln zł, w wytwarzaniu 472 mln zł, w dystrybucji 307 mln zł, a w obrocie 8 mln zł.

Grupa opublikowała także wybrane dane operacyjne. Produkcja węgla netto wyniosła w pierwszym kwartale 2,1 mln ton, całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 5,4 TWh, sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym 5 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 5,6 TWh. (PAP Biznes)

sar/ gor/

W związku z przyjęciem przez Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") 09 czerwca 2020 roku informacji o wstępnych wynikach finansowych i operacyjnych Grupy Kapitałowej ENEA za I kwartał 2020 roku, Spółka przekazuje do publicznej wiadomości wstępne wyniki.

Skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej ENEA za I kwartał 2020 roku:

- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 4 592 mln zł,

- EBITDA: 913 mln zł,

- Zysk przed opodatkowaniem: 555 mln zł,

- Zysk netto okresu sprawozdawczego: 459 mln zł,

- Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej: 445 mln zł.

Wynik EBITDA w poszczególnych obszarach działalności:

- Wydobycie: 129 mln zł,

- Wytwarzanie: 472 mln zł,

- Dystrybucja: 307 mln zł,

- Obrót: 8 mln zł.

Wybrane dane operacyjne:

- Produkcja węgla netto: 2,1 mln ton,

- Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto: 5,4 TWh,

- Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym: 5,0 TWh,

- Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym: 5,6 TWh.

Wynik EBITDA osiągnięty przez Grupę Kapitałową ENEA w I kwartale 2020 roku jest pochodną, m.in. następujących czynników (w porównaniu do I kwartału 2019 roku):

W Obszarze Wydobycie niższy wynik segmentu wynika głównie ze spadku przychodów ze sprzedaży węgla w związku z niekorzystną sytuacją nadpodaży surowca na rynku.

W Obszarze Wytwarzanie pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej oraz praw majątkowych.

W Obszarze Dystrybucja wzrost wyniku jest efektem wyższej marży z działalności koncesjonowanej (na którą wpływ miała m.in. wyższa stawka opłaty sieciowej stałej w zatwierdzonej taryfie na 2020 rok) oraz wyższego wyniku na pozostałej działalności operacyjnej.

W Obszarze Obrót pozytywnie na wynik segmentu wpłynął wzrost średniej ceny sprzedaży energii. Jednocześnie wzrosły koszty zakupu energii (spowodowane głównie wzrostem cen uprawnień do emisji CO2) oraz koszty obowiązków ekologicznych.

Jednostkowe wyniki finansowe ENEA S.A. za I kwartał 2020 roku:

- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 1 617 mln zł,

- EBITDA: -15 mln zł,

- Strata przed opodatkowaniem: -37 mln zł,

- Zysk netto okresu sprawozdawczego: 14 mln zł.

Ostateczne wyniki zostaną przedstawione w rozszerzonym skonsolidowanym raporcie kwartalnym Grupy Kapitałowej ENEA za I kwartał 2020 roku, którego publikację zaplanowano na 18 czerwca 2020 roku.

Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości dla okresu sprawozdawczego). Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).

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

kom espi zdz

Spółka podała w prezentacji, że CAPEX w wytwarzaniu ma wynieść 752 mln zł (wzrost o 53 proc. rdr), w dystrybucji 1.181 mln zł (wzrost o 17 proc. drr), w wydobyciu 654 mln zł (wzrost o 59 proc.), a w pozostałych obszarach 181 mln zł (spadek o 32 proc.).

"Zwiększamy nakłady o 27 proc. w stosunku do 2019 roku, co jest zgodne z naszą strategią zwiększania inwestycji. Inwestujemy, bo uważamy, że szczególnie w okresie, gdy na rynku mamy pewną stagnację inwestycyjną, przyczyni się to do rozwoju systemu energetycznego, segmentu energetyki w gospodarce i pociągnie za sobą inne segmenty gospodarki" - powiedział podczas telekonferencji Jarosław Ołowski, wiceprezes Enei ds. finansowych.

W 2019 roku grupa Enea wydała na inwestycje 2,18 mld zł.

Wiceprezes Ołowski, pytany o przedstawiony przez PGE pomysł wydzielenia aktywów węglowych, odpowiedział: "Jeśli decyzje właścicieli dotyczące grup energetycznych będą szły w kierunku optymalizacji i bezpieczeństwa energetycznego kraju, to grupa Enea będzie wiązać z tym nadzieje na własną przyszłość".

Jak powiedział, pandemia COVID-19 "w zasadzie nie ma negatywnego wpływu na grupę".

"Być może będzie pozytywny w drugiej części roku" - powiedział.

Prezes Bogdanki Artur Wasil poinformował, że spółka prowadzi skuteczne działania przeciwko koronawirusowi. W kopalni nie ma w tej chwili żadnych przypadków zakażenia.

Jak poinformował wiceprezes Jarosław Ołowski, Enea przewiduje, że ten rok nie będzie dla grupy rekordowy, ale liczy na dodatnie wyniki.

W 2019 roku grupa Enea miała 3,41 mld zł zysku EBITDA (wzrost o 45 proc. rdr) i 541 mln zł zysku netto (spadek o 25 proc. rdr). W samym czwartym kwartale grupa zanotowała 449 mln zł straty netto z powodu odpisu z tytułu utraty wartości udziałów i udzielonych pożyczek spółce Elektrownia Ostrołęka, realizującej projekt budowy nowego bloku energetycznego.

Ołowski poinformował, że zarząd Enei ma nadzieję, że z tego projektu spółka otrzyma w przyszłości zdyskontowane dodatnie przepływy pieniężne i odpis będzie mógł zostać odwrócony.

Wiceprezes Zbigniew Piętka poinformował, że elektrownie grupy są przygotowane na niskie stany wód. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Spółka podała w prezentacji, że CAPEX w wytwarzaniu ma wynieść 752 mln zł, w dystrybucji 1.181 mln zł, w wydobyciu 654 mln zł, a w pozostałych obszarach 181 mln zł.

W 2019 roku grupa Enea wydała na inwestycje 2,18 mld zł. (PAP Biznes)

pel/ osz/

W związku z zawarciem listu intencyjnego Enea i hiszpański koncern energetyczny Iberdrola rozpoczną na zasadzie wyłączności negocjacje dotyczące oceny możliwości realizacji inwestycji kapitałowej we wskazane projekty farm wiatrowych i ich wspólnego przygotowania, budowy i eksploatacji o łącznej mocy do ok. 3,3 GW.

"Podpisany list intencyjny rozpoczyna negocjacje dotyczące wspólnego rozwoju inwestycji w elektrownie wiatrowe offshore o możliwej łącznej mocy do 3,3 GW. Projekt wpisuje się w strategię rozwoju grupy Enea, która zakłada zrównoważoną transformację aktywów wytwórczych w kierunku zastosowania odnawialnych i niskoemisyjnych technologii wytwarzania energii elektrycznej" - napisano w komunikacie.

Enea zakłada obecnie mniejszościowy udział w projektach inwestycyjnych realizowanych z hiszpańskim partnerem. Poziom zaangażowania oraz dalsze szczegóły dotyczące zakresu współpracy będą ustalane na kolejnych etapach negocjacji.

Zgodnie z postanowieniami listu intencyjnego strony zamierzają opracować dokument term sheet określający główne parametry potencjalnej transakcji.

Enea w grudniu 2019 r. zapowiedziała w strategii rozwoju grupy Enea do 2030 r., z perspektywą do 2035 r., rozbudowę aktywów wytwórczych i zmianę struktury wytwarzania. Projekt farm wiatrowych offshore na Morzu Bałtyckim wpisuje się w te założenia i może mieć istotny wpływ na realizację celu strategicznego Grupy, który zakłada osiągnięcia udziału Odnawialnych Źródeł Energii w produkcji energii elektrycznej na poziomie 22 proc. do 2025 roku oraz 33 proc. w 2030 roku (ponad czterokrotny wzrost udziału OZE).

Grupa energetyczna Iberdrola to druga największa europejska grupa energetyczna. Posiada doświadczenie w rozwoju projektów offshore. Koncern dysponuje 964 MW mocy zainstalowanej w morskich farmach wiatrowych oraz planuje w pespektywie najbliższych czterech lat rozwój projektów o szacowanej mocy ok. 1,8 GW. (PAP Biznes)

pr/

W związku z zawarciem listu intencyjnego Enea i Iberdrola rozpoczną na zasadzie wyłączności negocjacje dotyczące oceny możliwości realizacji inwestycji kapitałowej we wskazane projekty farm wiatrowych i ich wspólnego przygotowania, budowy i eksploatacji o łącznej mocy do ok. 3,3 GW.

Poziom zaangażowania Enei w projektach morskich elektrowni wiatrowych będzie ustalany na dalszym etapie rozmów, przy czym na moment zawarcia listu intencyjnego strony zakładają mniejszościowy udział poznańskiego koncernu.

Zgodnie z postanowieniami listu intencyjnego strony zamierzają opracować dokument term sheet określający główne parametry potencjalnej transakcji.

"Realizacja projektu stanowić będzie istotny etap realizacji celu strategicznego emitenta dotyczącego osiągnięcia udziału Odnawialnych Źródeł Energii w produkcji energii elektrycznej na poziomie 22 proc. do 2025 roku oraz 33 proc. w 2030 roku" - napisano w komunikacie. (PAP Biznes)

pr/

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") informuje, iż w dniu 3 czerwca 2020 roku zawarł z Iberdrola Eólica Marina S.A. ("Iberdrola") list intencyjny ("List Intencyjny") dotyczący potencjalnej inwestycji Emitenta w projekty morskich elektrowni wiatrowych rozwijanych w obszarze polskiej wyłącznej strefy ekonomicznej Morza Bałtyckiego. W związku z zawarciem Listu Intencyjnego strony rozpoczną na zasadzie wyłączności, negocjacje dotyczące oceny możliwości realizacji inwestycji kapitałowej Spółki oraz Iberdrola we wskazane projekty farm wiatrowych i ich wspólnego przygotowania, budowy i eksploatacji o łącznej mocy do ok. 3.3 GW.

Poziom zaangażowania Emitenta w projektach morskich elektrowni wiatrowych będzie ustalany na dalszym etapie rozmów, przy czym na moment zawarcia Listu Intencyjnego strony zakładają mniejszościowy udział Emitenta.

Zgodnie z postanowieniami Listu Intencyjnego strony zamierzają opracować dokument term sheet określający główne parametry potencjalnej transakcji.

Postanowienia Listu Intencyjnego mają niewiążący charakter z zastrzeżeniem w szczególności postanowień odnoszących się do wyłączności negocjacyjnej oraz postanowień dotyczących poufności.

List Intencyjny nie zawiera postanowień odnoszących się do kar umownych, a ewentualna odpowiedzialność stron związanych z realizacją jego postanowień wynika z powszechnie obowiązujących przepisów prawa.

Emitent wskazuje przy tym, iż realizacja powyższego projektu stanowić będzie istotny etap realizacji celu strategicznego Emitenta dotyczącego osiągnięcia udziału Odnawialnych Źródeł Energii w produkcji energii elektrycznej na poziomie 22% do 2025 roku oraz 33% w 2030 roku.

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

kom espi zdz

"Nasze wydatki inwestycyjne już dawno przekroczyły 1 mld zł w skali roku i rosną. Aczkolwiek w 2020 r. (...) nieznacznie redukuje się plany inwestycyjne, od kilku do 10 proc., żeby zachować płynność finansową" - powiedział prezes podczas Economic Security Forum Econsec.

"My ograniczamy wydatki, ograniczamy zbędne zakupy, ograniczamy nawet wydatki na szkolenia. (...) Od złotówki do złotówki nasze oszczędności wyniosą 100-150 mln zł" - dodał.

Prezes ocenił, że pandemia nie wpływa zasadniczo na plany rozwoju i inwestycje spółki. Wskazał, że zmniejszone będzie w tym roku zużycie energii i sprzedaż usług dystrybucyjnych. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zawarte we wtorek porozumienie przewiduje kontynuację inwestycji w Ostrołęce ze zmianą założeń z technologii dotychczas realizowanej opartej na węglu na technologię opartą na paliwie gazowym.

Zgodnie z warunkami porozumienia PKN Orlen wyraził wolę uczestniczenia w inwestycji i weźmie udział jej finansowaniu oraz po uzyskaniu stosownych zgód korporacyjnych przystąpi do spółki Elektrownia Ostrołęka w charakterze wspólnika.

"Chcemy aktywnie uczestniczyć w procesie transformacji energetycznej w Polsce. Dlatego w naszej strategii stawiamy na rozwój aktywów energetycznych w kierunku źródeł nisko i zeroemisyjnych. W wielu krajach elektrownie gazowe są preferowanym rozwiązaniem przejściowym, które znacząco zmniejsza poziom emisji, a jednocześnie daje krajom czas na rozwój infrastruktury Odnawialnych Źródeł Energii. Zgodnie z zapowiedziami będziemy realizować inwestycję w Ostrołęce, ale musimy brać przy tym pod uwagę potencjalne korzyści biznesowe i aspekty regulacyjne" - powiedział prezes PKN Orlen Daniel Obajtek, cytowany w komunikacie Orlenu.

PKN Orlen ma 80 proc. akcji Energi. Natomiast Energa i Enea mają obecnie po 50 proc. udziałów w kapitale zakładowym Elektrownia Ostrołęka, realizującym budowę bloku energetycznego C o mocy około 1000 MW.

Porozumienie przewiduje zmiany struktury organizacyjnej spółki Elektrownia Ostrołęka, które będą odzwierciedlać wartość zaangażowania wspólników, w tym ograniczenie udziału Enei jako wspólnika mniejszościowego w inwestycji z ograniczonym kwotowo limitem zaangażowania, w konsekwencji czego Enea nie będzie podmiotem współkontrolującym Elektrownię Ostrołęka.

"Niezależnie od treści porozumienia nie należy też wykluczyć, iż projekt ten będzie realizowany z udziałem innych inwestorów" - napisano w komunikacie PKN Orlen.

"Zarówno wielkość zaangażowania stron porozumienia, jak i idące za tym wielkości uczestnictwa kapitałowego w spółce Elektrownia Ostrołęka oraz uprawnienia wspólników stanowić będą przedmiot dalszych rozmów i negocjacji, prowadzących do zawarcia docelowej umowy wspólników" - napisano w komunikacie PKN Orlen.

Porozumienie zakłada, że PKN Orlen nie będzie uczestniczył w rozliczeniach z dotychczasowymi wykonawcami inwestycji, które to rozliczenia dokonane zostaną wg dotąd określonych zasad, ale jako docelowy wspólnik spółki Elektrownia Ostrołęka zakłada się, że będzie o ich zakresie współdecydował.

Z zakończonych właśnie analiz wynika, że nie ma uzasadnienia dla kontynuowania realizacji projektu Ostrołęka C w dotychczasowej formie, tj. jako projektu budowy elektrowni wytwarzającej energię elektryczną w procesie spalania węgla kamiennego. Na powyższą ocenę wpływ mają m.in. zmiany regulacyjne na poziomie Unii Europejskiej i polityka kredytowa poszczególnych instytucji finansowych, wskazujące na istotnie większą dostępność finansowania dla projektów energetycznych opartych na spalaniu gazu niż projektów węglowych, a także przejęcie kontroli nad Energą przez PKN Orlen, którego strategia nie zakłada inwestycji w wytwarzanie energii elektrycznej w oparciu o spalanie węgla.

Według prognoz Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA) do 2040 r. segment energetyki oparty na gazie będzie rósł w tempie 1,4 proc. r/r.

W komunikacie Orlenu podano, że obecnie w Polsce średnia emisyjność jednostek wytwórczych opartych o gaz ziemny jest ponad dwukrotnie niższa w porównaniu do funkcjonujących bloków węglowych. Dodatkowo przy uwzględnieniu obecnych i prognozowanych cen gazu, emisji i węgla, technologia oparta o gaz ziemny pozwala wytwarzać energię taniej niż rozwiązania bazujące na węglu kamiennym.

"Na rzecz rozwiązania gazowego przemawiają niższe koszty kapitałowe oraz większa elastyczność bloków gazowych, umożliwiająca bilansowanie energii ze źródeł odnawialnych. Nawet w długim horyzoncie, w którym Odnawialne Źródła Energii mogą ogrywać wiodącą rolę, elektrownie gazowe stanowiłyby więc istotne, a czasami niezbędne wsparcie. To powoduje, iż jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej jest wyraźnie niższy dla bloku parowo-gazowego niż węglowego" - napisano. (PAP Biznes)

pr/

Zawarte we wtorek porozumienie przewiduje kontynuację inwestycji w Ostrołęce ze zmianą założeń z technologii dotychczas realizowanej opartej na węglu na technologię opartą na paliwie gazowym.

Zgodnie z warunkami porozumienia PKN Orlen wyraził wolę uczestniczenia w inwestycji i weźmie udział jej finansowaniu oraz po uzyskaniu stosownych zgód korporacyjnych przystąpi do spółki Elektrownia Ostrołęka w charakterze wspólnika.

PKN Orlen ma 80 proc. akcji Energi. Natomiast Energa i Enea mają obecnie po 50 proc. udziałów w kapitale zakładowym Elektrownia Ostrołęka, realizującym budowę bloku energetycznego C o mocy około 1000 MW.

Porozumienie przewiduje zmiany struktury organizacyjnej spółki Elektrownia Ostrołęka, które będą odzwierciedlać wartość zaangażowania wspólników, w tym ograniczenie udziału Enei jako wspólnika mniejszościowego w inwestycji z ograniczonym kwotowo limitem zaangażowania, w konsekwencji czego Enea nie będzie podmiotem współkontrolującym Elektrownię Ostrołęka.

"Zarówno wielkość zaangażowania stron porozumienia, jak i idące za tym wielkości uczestnictwa kapitałowego w spółce Elektrownia Ostrołęka oraz uprawnienia wspólników stanowić będą przedmiot dalszych rozmów i negocjacji, prowadzących do zawarcia docelowej umowy wspólników" - napisano w komunikacie PKN Orlen.

Porozumienie zakłada, że PKN Orlen nie będzie uczestniczył w rozliczeniach z dotychczasowymi wykonawcami inwestycji, które to rozliczenia dokonane zostaną wg dotąd określonych zasad, ale jako docelowy wspólnik spółki Elektrownia Ostrołęka zakłada się, że będzie o ich zakresie współdecydował.

Z zakończonych właśnie analiz wynika, że nie ma uzasadnienia dla kontynuowania realizacji projektu Ostrołęka C w dotychczasowej formie, tj. jako projektu budowy elektrowni wytwarzającej energię elektryczną w procesie spalania węgla kamiennego. Na powyższą ocenę wpływ mają m.in. zmiany regulacyjne na poziomie Unii Europejskiej i polityka kredytowa poszczególnych instytucji finansowych, wskazujące na istotnie większą dostępność finansowania dla projektów energetycznych opartych na spalaniu gazu niż projektów węglowych, a także przejęcie kontroli nad Energą przez PKN Orlen, którego strategia nie zakłada inwestycji w wytwarzanie energii elektrycznej w oparciu o spalanie węgla. (PAP Biznes)

pr/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 4/2020 z 13 lutego 2020 roku, Zarząd Spółki ENEA S.A. ("Spółka") informuje, że w dniu 2 czerwca 2020 roku przyjął raport końcowy z analiz przeprowadzonych we współpracy z Energa S.A. ("Energa"), w zakresie aspektów techniczno-technologicznych, ekonomicznych i organizacyjno-prawnych oraz dalszego finansowania projektu budowy nowego bloku węglowego - planowanej elektrowni Ostrołęka C w Ostrołęce o mocy ok. 1.000 MW ("Projekt").

Wnioski z przeprowadzonych analiz nie uzasadniają kontynuowania realizacji Projektu w dotychczasowej formie, tj. jako projektu budowy elektrowni wytwarzającej energię elektryczną w procesie spalania węgla kamiennego. Na powyższą ocenę wpływ mają m.in.:

(i) zmiany regulacyjne na poziomie Unii Europejskiej i polityka kredytowa poszczególnych instytucji finansowych, wskazujące na istotnie większą dostępność finansowania dla projektów energetycznych opartych na spalaniu gazu, niż projektów węglowych;

oraz

(ii) przejęcie kontroli nad Energą przez Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A. ("PKN ORLEN"), którego strategia nie zakłada inwestycji w wytwarzanie energii elektrycznej w oparciu o spalanie węgla.

Jednocześnie, analiza techniczna potwierdziła możliwość realizacji wariantu budowy elektrowni wytwarzającej energię elektryczną w procesie spalania gazu ziemnego ("Projekt gazowy") w dotychczasowej lokalizacji budowanego bloku węglowego.

W konsekwencji powyższego, Zarząd Spółki podjął decyzję o zamiarze kontynuacji budowy jednostki wytwórczej w Ostrołęce z uwzględnieniem zmiany źródła zasilania z węglowego na gazowe.

W dniu 2 czerwca 2020 roku zostało zawarte trójstronne porozumienie pomiędzy Spółką, Energa oraz PKN ORLEN, określające następujące główne zasady współpracy w Projekcie gazowym:

- z zastrzeżeniami poczynionymi poniżej, kontynuację współpracy Spółki z Energa w ramach istniejącej spółki celowej, tj. Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. ("Elektrownia Ostrołęka") i dokonanie rozliczenia pomiędzy Spółką i Energa kosztów związanych z Projektem oraz dokonanie rozliczenia z wykonawcami Projektu, według dotychczasowych zasad,

- uwzględnienie ewentualnej roli PKN ORLEN w Projekcie gazowym w charakterze nowego wspólnika,

- udział ENEA S.A. w Projekcie gazowym jako wspólnika mniejszościowego z ograniczonym kwotowo limitem zaangażowania, w konsekwencji czego Spółka nie będzie podmiotem współkontrolującym Elektrownię Ostrołęka,

- z zastrzeżeniem uzyskania niezbędnych zgód korporacyjnych, zawarcie nowej umowy wspólników w sprawie realizacji Projektu gazowego uwzględniającej powyższe zasady współpracy,

- realizację działań dla pozyskania finansowania dla Projektu gazowego przez Energa wspólnie z PKN ORLEN.

O zawarciu nowej umowy wspólników w sprawie realizacji Projektu gazowego, uwzględniającej powyższe zasady współpracy, Spółka poinformuje odrębnym raportem bieżącym.

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

kom espi zdz

Kursy spółek energetycznych odbijają od marca. Od marcowego dołka WIG-Energia wzrósł o ok. 50 proc. W poniedziałek wzrosty przyspieszyły. Kurs PGE wzrósł ponad 9 proc. do 5,28 zł. Akcje Tauronu zyskały 4,5 proc., Enei blisko 6 proc. Kurs Energi wzrósł ponad 1 proc.

"Fundamentalnie nic się nie zmieniło, ceny energii są relatywnie niskie, popyt na energię spada. Nie ma wytłumaczenia w fundamentach dla dużego wzrostu kursów. Pojawiły się ostatnio wypowiedzi prezesa PGE, np. dotyczące wydzielenia aktywów węglowych, które mogą sygnalizować zmianę kierunku myślenia i które mogły poprawić trochę sentyment do sektora" - powiedział PAP Biznes Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale.

Prezes PGE Wojciech Dąbrowski ocenia, że wydzielenie wytwarzania opartego na węglu do osobnego podmiotu byłoby rozwiązaniem, które by umożliwiło spółkom energetycznym pozyskiwanie znacznie bardziej konkurencyjnego finansowania na rozwój, w tym energetykę odnawialną. Podkreśla, że pomysł, jeśli zyskałby akceptację polityczną, musiałby być wdrożony w pełnej zgodzie ze stroną społeczną. Koncepcja musiałaby też uzyskać akceptację Komisji Europejskiej.

Krystian Brymora, analityk DM BDM, również ocenia, że inwestorzy pozytywnie odbierają propozycję zarządu PGE, czyli pomysł stworzenia - na wzór niemiecki - rezerwy węglowej.

"Myślę, że przecena sektora, która miała miejsce w 2019 roku i w tym roku miała związek z tym, co się działo w sektorze węgla kamiennego. Rynek obawiał się dokapitalizowania PGG. Wydaje się, że w ostatnim czasie, po zmianie zarządu PGE, jest zmiana retoryki i PGE odcina się od górnictwa węgla kamiennego" - powiedział PAP Biznes Krystian Brymora z DM BDM.

"Wiemy, z jakim dyskontem do zagranicznych podmiotów były handlowane polskie spółki energetyczne, nawet poniżej 3x EBITDA. Zmniejszenie prawdopodobieństwa ryzyka zaangażowania w górnictwo i energetykę węglową powinno skutkować zmniejszeniem tego dyskonta i to właśnie obecnie obserwujemy. Była duża luka w wycenie, teraz sentyment się poprawił, widać odreagowanie" - dodał analityk.

Kubicki z Societe Generale wskazuje, że nie wiadomo, jak wydzielenie aktywów węglowych miałoby wyglądać.

"Gdyby chodziło tylko o wydzielenie aktywów PGE, to pytanie, po jakiej cenie. Gdyby miało dojść do wydzielenia aktywów węglowych wszystkich spółek i wniesienia ich do jednej spółki, to mógłby być problem z urzędem antymonopolowym" - powiedział.

Według Brymory, największym beneficjentem wydzielenia aktywów węglowych mógłby być Tauron.

"Tauron ma relatywnie najwięcej starych elektrowni węglowych, które podobnie jak kopalnie, w naszej ocenie ujemnie kontrybuują do wyceny grupy" - powiedział analityk DM BDM.

Jak zauważa Kubicki, zarząd PGE mówi też, że nie będzie inwestowania w PGG, czy w atom.

"Wydaje się więc, że część ryzyk w PGE zniknęła. Pytanie, czy będzie zgoda polityczna na takie kroki" - powiedział analityk.

W jego ocenie ostatni wzrost zainteresowania spółkami energetycznymi na warszawskiej giełdzie może być też wynikiem zmiany podejścia funduszy inwestycyjnych.

"Możliwe, że nastąpiła też zmiana strategii inwestycyjnej funduszy, które teraz chcą inwestować w wartość i takich aktywów poszukują, a spółki energetyczne w Polsce są przecenione" - powiedział Kubicki.

Krystian Brymora z DM BDM ocenia, że dobry sentyment wokół energetyki trochę potrwa.

"W naszej strategii doważamy sektor energetyczny od kilku miesięcy" - powiedział.

PERSPEKTYWY DLA WYNIKÓW W '20 SĄ NIEZBYT DOBRE

Ten rok może być jednak trudny dla spółek energetycznych pod względem wyników finansowych. Grupa Tauron informowała, że w 2020 r. możliwy jest spadek wyniku EBITDA w dystrybucji i wytwarzaniu. PGE zapowiedziała z kolei, że spodziewa się w tym roku spadku raportowanego wyniku EBITDA rdr we wszystkich segmentach.

"Perspektywy dla tegorocznych wyników finansowych sektora są niezbyt dobre, tak jak i dla innych branż, ale bardziej dotknięte pandemią są banki, handel, turystyka. Energetyka jest relatywnie mniej narażona na skutki kryzysu" - powiedział Krystian Brymora.

"Perspektywy na ten rok dla wyników energetyki są słabe" - ocenił Bartłomiej Kubicki.

"PGE ucierpi z powodu braku darmowych uprawnień do emisji CO2. Spada zyskowność aktywów węglowych, także tych nowych. Bloki w Opolu, Kozienicach nie są wykorzystywane, jak powinny, bo jest niski popyt na energię, do tego mamy import energii i wchodzi więcej wiatru" - dodał.

Analitycy zauważają, że z powodu trwającej pandemii najbardziej ucierpieć mogą segmenty dystrybucja i sprzedaż.

"W segmencie dystrybucji są niższe wolumeny, w sprzedaży wzrost należności" - powiedział Kubicki.

Energa informowała, że w I kwartale tego roku, wpływ pandemii na EBITDA grupy m.in. w postaci zmniejszenia wolumenu sprzedaży i dystrybucji energii oszacowano na około 27 mln zł.

Jak powiedział Brymora z DM BDM najgorszy będzie drugi kwartał.

"W kwietniu zapotrzebowanie na energię spadło o 10 proc., w maju nie widać było dużego odbicia. Według naszych szacunków, po restarcie gospodarki w maju zużycie energii wzrosło o 4 proc. w stosunku do dołka z marca i wciąż jest 5-6 proc. poniżej okresu sprzed pandemii. Na razie więc odmrażanie gospodarki przebiega powoli, co będzie rzutować na segment dystrybucji w drugim kwartale" - powiedział analityk.

Jak dodał, obniżenie stóp procentowych obciąży segment dystrybucji w 2021 r., ale nie powinno mieć znaczenia dla wyceny segmentu.

"Bardziej chodzi o wstrzymanie inwestycji przekładających się na niższą wartość aktywów regulacyjnych. Spółki informowały zresztą, że trwają rozmowy z URE dotyczące zmiany modelu zwrotu z inwestycji w tym obszarze" - powiedział Brymora z DM BDM.

Analitycy wskazują, że w przyszłym roku wyniki energetyki podreperuje rynek mocy.

"Możliwa jest też poprawa wolumenów, jeśli wyjdziemy z kryzysu" - powiedział Bartłomiej Kubicki z Societe Generale.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ ana/

Ponadto aneks określa wolumeny ilościowe oraz warunki dostaw (w tym warunki cenowe), na poszczególne lata obowiązywania umowy.

Wartość całej umowy w latach 2013 - 2023 po zawarciu aneksu wynosi szacunkowo 4,203 mld zł netto. Wartość ta zawiera wolumenowe opcje dodatkowe do wykorzystania przez strony w latach 2020 - 2023 o wartości szacunkowej ok. 266 mln zł.

Jak podano, wartość umowy tylko w latach 2020 - 2023 wynosi 1,719 mld zł netto łącznie z powyższą wartością opcji dodatkowych. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Jesteśmy na etapie przeglądu i analizy naszej strategii. Nasze działania nadal będziemy kierunkować na rozwój dystrybucji, (...) a w zakresie wytwórczym nasze działania, stosownie do deklaracji kierunków wskazywanych przez Orlen, będziemy kierować na aktywa nisko- i zeroemisyjne" - powiedział podczas wideokonferencji wiceprezes Energi Dominik Wadecki.

Jak powiedział, analizy dotyczące projektu budowy bloku w Ostrołęce nadal trwają.

"Sponsorzy projektu Enea i Energa prowadzą analizy dotyczące aspektów technicznych i technologicznych. Uwzględniamy kwestie paliwa, również analizowane są zagadnienia organizacyjno-prawne, ekonomika i kwestie związane z finansowaniem przedsięwzięcia" - powiedział Wadecki.

"W analizach uwzględniamy zadeklarowaną przez Orlen chęć uczestnictwa w projekcie w formule gazowej. Analizy są nadal prowadzone, o wynikach będziemy informować już wkrótce" - dodał wiceprezes.

PKN Orlen, który kupił 80,01 proc. akcji Energi, zadeklarował ostatnio wstępną gotowość bezpośredniego zaangażowania finansowego w budowę bloku w Elektrowni Ostrołęka, wyłącznie w przypadku zmiany założeń technologicznych dla inwestycji na technologię opartą na paliwie gazowym.

Wiceprezes Marek Kasicki poinformował, że trwają też analizy, które mają dać odpowiedź co do dalszego kierunku rozwoju spółki Elektrownia Ostrołęka.

"Ten element zdeterminuje stopień aranżacji istniejącej infrastruktury na terenie inwestycji oraz ewentualne odpisy" - powiedział.

Pytany o plany Energi dotyczące udziałów w PGG, odpowiedział: "Nie przewidujemy na tym etapie dodatkowego zaangażowania w ten podmiot".

Dodał, że Energa rozmawia o konkretnych scenariuszach ze swoim inwestorem strategicznym, grupą PKN Orlen.

Energa nie planuje wypłaty dywidendy za 2019 rok. Zarząd spółki zarekomendował pokrycie straty netto w wysokości 374 mln zł z kapitału zapasowego. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") informuje o wpłynięciu do Spółki w dniu 27 maja 2020 roku oświadczeń Ministra Aktywów Państwowych z tego samego dnia o skorzystaniu przez Ministra Aktywów Państwowych z uprawnienia do powołania i odwołania na podstawie § 24 ust. 1 Statutu Spółki członka Rady Nadzorczej ENEA S.A.

Zgodnie z otrzymanymi oświadczeniami Minister Aktywów Państwowych korzystając z ww. uprawnienia z dniem 27 maja 2020 roku odwołał z Rady Nadzorczej Spółki Pana Bartosza Nieściora i jednocześnie powołał z tym samym dniem do Rady Nadzorczej Spółki Pana Pawła Szczeszka.

Poniżej Spółka przekazuje informacje nt. wykształcenia, kwalifikacji i zajmowanych wcześniej stanowisk, wraz z opisem przebiegu pracy zawodowej nowego Członka Rady Nadzorczej.

Pan Paweł Szczeszek jest absolwentem Wydziału Inżynierii Mechanicznej i Informatyki oraz Wydziału Zarządzania Politechniki Częstochowskiej. Ukończył również studia podyplomowe w zakresie dyplomacji.

Od grudnia 2018 do 26 maja 2020 Prezes Zarządu Zespołu Elektrociepłowni Wrocławskich KOGENERACJA SA. W latach 2017-2018 Zastępca Prezesa Zarządu PGNiG Termika Energetyka Przemysłowa S.A. Od 2016 r. do sierpnia 2017 r. Prezes Zarządu Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej S.A. w Jastrzębiu-Zdroju, wcześniej Wiceprezes Zarządu Agencji Rozwoju Regionalnego w Częstochowie, gdzie realizował kilkanaście projektów współfinansowanych z funduszy strukturalnych Unii Europejskiej.

Doświadczenie zawodowe zdobywał także w administracji publicznej oraz Przedsiębiorstwie Państwowym "Porty Lotnicze" Sp. z o.o., gdzie był odpowiedzialny za kontrolę majątku portu lotniczego Warszawa Okęcie. Uczestniczył w licznych konferencjach o tematyce energetycznej i środowiskowej, m.in. w 55 sesji plenarnej ONZ dotyczącej zmiany klimatu.

Uzyskał dyplom Ministra Skarbu Państwa potwierdzający zaliczenie egzaminu dla kandydatów na członków rad nadzorczych spółek Skarbu Państwa. Zasiadał w Radach Nadzorczych następujących spółek: Wojewódzkie Przedsiębiorstwo Robót Drogowych w Katowicach Sp. z o.o., Agencja Rozwoju Regionalnego w Częstochowie S.A., Radomskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej S.A., SEJ-Serwis sp. z o.o., Jelcz sp. z o.o. oraz Geotermia Podhalańska S.A.

Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Paweł Szczeszek nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pan Paweł Szczeszek nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 4 i 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

Szacunkowe przychody ze sprzedaży netto wyniosły 15,796 mld zł, a przychody ze sprzedaży oraz inne dochody (przychody ze sprzedaży netto, z tytułu leasingu oraz otrzymanej rekompensaty): 16,401 mld zł.

Według wstępnych danych zysk przed opodatkowaniem wyniósł 871 mln zł, a zysk netto 541 mln zł.

Wynik EBITDA w segmencie Wydobycie wyniósł 771 mln zł, w segmencie Wytwarzanie 1.594 mln zł, w Dystrybucji 1.090 mln zł, a w Obrocie 23 mln zł.

Produkcja węgla netto wyniosła 9,5 mln ton. Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto wyniosło 25,9 TWh, sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym 19,8 TWh, a sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym 20,3 TWh.

Na poziomie jednostkowym Enea miała w 2019 roku 283 mln zł zysku netto.

Wyniki Enei uwzględniają m.in. wpływ odpisów aktualizujących wartość udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka oraz udzielonych jej pożyczek. Ich szacowany wpływ na jednostkowy zysk netto za 2019 rok wyniósł ok. 521,1 mln zł i ok. 500,9 mln zł na skonsolidowany zysk netto.

Ostateczne wyniki za 2019 rok grupa Enea przedstawi 4 czerwca 2020 roku.(PAP Biznes)

pel/ osz/

Szacunkowe przychody ze sprzedaży netto wyniosły 15,796 mld zł, a przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 16,401 mld zł.

Według wstępnych danych zysk przed opodatkowaniem wyniósł 871 mln zł, a zysk netto 541 mln zł.

Wynik EBITDA w segmencie Wydobycie wyniósł 771 mln zł, w segmencie Wytwarzanie 1.594 mln zł, w Dystrybucji 1.090 mln zł, a w Obrocie 23 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ osz/

W związku z przyjęciem przez Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") 26 maja 2020 roku informacji

o wstępnych wynikach finansowych i operacyjnych Grupy Kapitałowej ENEA za 2019 rok, Spółka przekazuje do publicznej wiadomości wstępne wyniki.

Skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej ENEA za 2019 rok:

- Przychody ze sprzedaży netto: 15 796 mln zł,

- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 16 401 mln zł,

- EBITDA: 3 410 mln zł,

- Zysk przed opodatkowaniem: 871 mln zł,

- Zysk netto okresu sprawozdawczego: 541 mln zł,

- Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej: 423 mln zł.

Wynik EBITDA w poszczególnych obszarach działalności:

- Wydobycie: 771 mln zł,

- Wytwarzanie: 1 594 mln zł,

- Dystrybucja: 1 090 mln zł,

- Obrót: 23 mln zł.

Wybrane dane operacyjne:

- Produkcja węgla netto: 9,5 mln ton,

- Całkowite wytwarzanie energii elektrycznej netto: 25,9 TWh,

- Sprzedaż usług dystrybucji odbiorcom końcowym: 19,8 TWh,

- Sprzedaż energii elektrycznej i paliwa gazowego odbiorcom detalicznym: 20,3 TWh.

Wynik EBITDA osiągnięty przez Grupę Kapitałową ENEA w 2019 roku jest pochodną, m.in. następujących czynników (w porównaniu do 2018 roku):

W Obszarze Wydobycie wyższy wynik segmentu wynika głównie z wyższego poziomu produkcji netto oraz z wyższych przychodów ze sprzedaży węgla.

W Obszarze Wytwarzanie pozytywnie na wynik wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej oraz praw majątkowych, mimo negatywnego odchylenia kosztów paliw i praw do emisji CO2. W 2019 roku ujawniono zdarzenie o charakterze jednorazowym: rozwiązanie rezerwy dotyczącej farmy wiatrowej Skoczykłody (w kwocie 129 mln zł).

W Obszarze Dystrybucja nieznacznie niższy wynik roku 2019 w porównaniu z rokiem 2018 jest efektem wzrostu kosztów zakupu energii na potrzeby własne oraz na pokrycie różnicy bilansowej, a także spadek wyniku na pozostałej działalności operacyjnej z uwagi na fakt, że w 2018 roku ujawniono zdarzenie

o charakterze jednorazowym: wypłaty odszkodowań z tytułu skutków wichur, które wystąpiły w roku 2017.

W Obszarze Obrót na wzrost wyniku wpłynęła otrzymana rekompensata oraz kwota różnicy ceny, zmiana rezerw dotyczących umów rodzących obciążenia, a także wzrost średniej ceny sprzedaży energii. Jednocześnie na wynik wpłynęły rosnące koszty zakupu energii (spowodowane głównie wzrostem cen uprawnień do emisji CO2) oraz spadek wolumenu sprzedaży energii.

Jednostkowe wyniki finansowe ENEA S.A. za 2019 rok:

- Przychody ze sprzedaży netto: 5 100 mln zł,

- Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody: 5 697 mln zł,

- EBITDA: -109 mln zł,

- Zysk przed opodatkowaniem: 287 mln zł,

- Zysk netto okresu sprawozdawczego: 283 mln zł,

Różnica między zyskiem netto okresu sprawozdawczego, a stratą operacyjną Spółki wynika

przede wszystkim z przychodów z tytułu dywidend wypłaconych przez spółki zależne.

Ponadto Emitent zwraca uwagę, iż w zaprezentowanych wynikach finansowych Grupy Kapitałowej ENEA oraz ENEA S.A. za 2019 rok został uwzględniony wpływ skutków Ustawy z dnia 28 grudnia 2018 roku o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z późniejszymi zmianami.

Wstępne wyniki uwzględniają wpływ odpisów aktualizujących wartość udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. (Elektrownia Ostrołęka) oraz udzielonych jej pożyczek w jednostkowym sprawozdaniu ENEA S.A. oraz skonsolidowanym sprawozdaniu Grupy Kapitałowej ENEA, zgodnie

z raportem bieżącym nr 18/2020 z dnia 19 maja 2020 roku.

Szacowany wpływ ww. odpisów na jednostkowy zysk netto okresu sprawozdawczego Spółki za 2019 rok wyniósł ok. 521,1 mln zł i ok. 500,9 mln zł na skonsolidowany zysk netto okresu sprawozdawczego Grupy Kapitałowej ENEA za rok 2019. Powyższe zdarzenia mają charakter niegotówkowy i nie mają wpływu zarówno na skonsolidowany, jak i jednostkowy wynik EBITDA za rok 2019.

W celu zachowania porównywalności danych finansowych za 2019 rok do poprzednich okresów, przychody w raporcie bieżącym zostały zaprezentowane w dwóch pozycjach:

-Przychody ze sprzedaży netto oraz

-Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody.

Przychody ze sprzedaży oraz inne dochody stanowią sumę przychodów ze sprzedaży netto, przychodów

z tytułu leasingu i subleasingu operacyjnego oraz otrzymanej rekompensaty.

Ostateczne wyniki zostaną przedstawione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA oraz jednostkowym sprawozdaniu finansowym ENEA S.A. za rok 2019, których publikację zaplanowano na 4 czerwca 2020 roku.

Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości dla okresu sprawozdawczego). Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).

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

kom espi zdz

Elektrownia Ostrołęka, budująca elektrownię węglową Ostrołęka C, dokonała odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych w łącznej wysokości 1,03 mld zł. Odpisy są efektem przeprowadzonego testu na utratę wartości w związku z aktualizacją założeń biznesowych projektu Ostrołęka C opartego o technologię węglową.

Jak podano, Enea zdecydowała o dokonaniu odpisu aktualizującego wartość udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka w jednostkowym i skonsolidowanym sprawozdaniu. Szacowana wartość odpisu wyniesie ok. 455,3 mln zł w jednostkowym sprawozdaniu Enei za rok 2019 i ok. 435,2 mln zł w skonsolidowanym.

Ponadto, Enea dokona odpisu udzielonych Elektrowni Ostrołęka pożyczek, wraz z odsetkami, w łącznej kwocie ok. 65,8 mln zł.

Szacowany wpływ tych odpisów na jednostkowy zysk netto Enei za 2019 rok wyniesie ok. 521,1 mln zł, a na wynik grupy ok. 500,9 mln zł.

Spółka podała, że zdarzenia mają charakter niegotówkowy i nie mają wpływu zarówno na skonsolidowany, jak i jednostkowy wynik EBITDA za rok 2019.

"Po uwzględnieniu odpisu, wartość inwestycji wycenianych metodą praw własności w odniesieniu do udziałów Elektrowni Ostrołęka, zarówno w skonsolidowanym, jak i jednostkowym sprawozdaniu z sytuacji finansowej, wyniesie 0 zł" - napisano.

O odpisach Elektrowni Ostrołęka wcześniej poinformowała też Energa. Szacowany wpływ na skonsolidowany wynik netto Grupy Energa za 2019 rok wynosi minus 443 mln zł, a na jednostkowy wynik netto Energa za 2019 rok minus 453 mln zł. (PAP Biznes)

pel/

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") informuje, że w dniu 19 maja 2020 roku powziął informację od spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. ("Elektrownia Ostrołęka"), realizującej projekt budowy elektrowni Ostrołęka C (" Projekt"), o dokonaniu odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych Elektrowni Ostrołęka, w wysokości 1 027,3 mln zł. Elektrownia Ostrołęka poinformowała, że powyższe odpisy są efektem przeprowadzonego testu na utratę wartości majątku trwałego w związku z aktualizacją założeń biznesowych Projektu opartego o technologię węglową.

W związku z powyższym, Zarząd Emitenta podjął w dniu 19 maja 2020 roku decyzję o dokonaniu odpisu aktualizującego wartość udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka w jednostkowym sprawozdaniu ENEA S.A. oraz skonsolidowanym sprawozdaniu Grupy Kapitałowej ENEA.

Szacowana wartość ww. odpisu wyniesie ok. 455,3 mln zł w jednostkowym sprawozdaniu finansowym Spółki za rok 2019 i ok. 435,2 mln zł w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENEA ("GK ENEA") za rok 2019.

Ponadto, Emitent podjął również w tym samym dniu decyzję o dokonaniu odpisu udzielonych Elektrowni Ostrołęka pożyczek, wraz z odsetkami, w łącznej kwocie ok. 65,8 mln zł.

Szacowany wpływ ww. odpisów na jednostkowy zysk netto okresu sprawozdawczego Spółki za 2019 rok wyniesie ok. 521,1 mln zł i ok. 500,9 mln zł na skonsolidowany zysk netto okresu sprawozdawczego GK ENEA za rok 2019.

Powyższe zdarzenia mają charakter niegotówkowy i nie mają wpływu zarówno na skonsolidowany, jak i jednostkowy wynik EBITDA za rok 2019.

Po uwzględnieniu odpisu, wartość inwestycji wycenianych metodą praw własności w odniesieniu do udziałów Elektrowni Ostrołęka, zarówno w skonsolidowanym, jak i jednostkowym sprawozdaniu z sytuacji finansowej, wyniesie 0 zł. Jednocześnie Emitent informuje, że wysokość wskazanego odpisu może ulec zmianie, a jego ostateczna wartość oraz jej ostateczny wpływ na pozycje i wskaźnik zamieszczone w niniejszym raporcie bieżącym zostanie zaprezentowana w stosownych raportach okresowych Spółki oraz GK ENEA za rok 2019.

Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości w ujęciu skonsolidowanym dla okresu sprawozdawczego). Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).

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

kom espi zdz

Odpisy są efektem przeprowadzonego testu na utratę wartości majątku trwałego w związku z aktualizacją założeń biznesowych projektu budowy bloku C o mocy około 1000 MW opartego o technologię węglową.

Uwzględnienie w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Energa udziału w stracie Elektrowni Ostrołęka spowodowało obniżenie wartości inwestycji w tę spółkę do wartości zero zł.

"Szacowany wpływ powyższych zdarzeń na skonsolidowany wynik netto Grupy Energa za 2019 rok wynosi minus 443 mln zł, a na jednostkowy wynik netto Energa za 2019 rok minus 453 mln zł" - napisano w komunikacie.

W obu przypadkach jest to zdarzenie o charakterze niegotówkowym, pogarszające wynik netto bez wpływu na EBITDA.

PKN Orlen we wtorek zadeklarował wstępną gotowość bezpośredniego zaangażowania finansowego w budowę Elektrowni Ostrołęka, ale wyłącznie w przypadku zmiany założeń technologicznych dla inwestycji na technologię opartą na paliwie gazowym zamiast na węglu.

PKN Orlen zadeklarował także swoją gotowość do rozmów z udziałowcami spółki realizującej inwestycję, czyli z Energą oraz Eneą co do formy, zakresu i sposobu zaangażowania.

PKN Orlen posiada 80 proc. udziału w kapitale zakładowym Energi, co odpowiada 85 proc. głosów na walnym. Energa posiada 50 proc. udziału w kapitale zakładowym spółki Elektrownia Ostrołęka, która realizuje inwestycję. Drugie 50 proc. ma Enea. (PAP Biznes)

pr/

"Zgodnie z zapowiedziami i porozumieniem ze Skarbem Państwa trwają analizy dotyczące m.in. warunków kluczowych inwestycji Grupy Energa. Widzimy duży potencjał dla budowy nowych źródeł energii w Polsce, które wzmocnią bezpieczeństwo energetyczne kraju i regionu. Nie możemy jednak działać w oderwaniu od trendów rynkowych i polityki regulacyjnej Unii Europejskiej. Wszystkie projekty, które realizujemy w Grupie Orlen muszą mieć mocne uzasadnienie biznesowe i wzmacniać naszą konkurencyjność na wymagającym rynku. Inwestycja w Ostrołęce będzie realizowana, ale musi być oparta na technologii gazowej. Jest to zgodne z naszą strategią, obejmującą rozwój źródeł nisko i zeroemisyjnych" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PKN Orlen Daniel Obajtek.

Finalną decyzję PKN Orlen, dotyczącą inwestycji w Ostrołęce, mają poprzedzić rozmowy ze spółkami Enea i Energa – właścicielami projektu - dotyczące technologii, sposobu finansowania oraz harmonogramu.

Jak podał Orlen w komunikacie prasowym, znaczenie źródeł nisko i zeroemisyjnych będzie rosło w związku z restrykcyjną polityką klimatyczną na świecie.

"Realizacja jej założeń jest procesem długofalowym, który będzie łączył transformację sektora wytwarzania w Unii Europejskiej z koniecznością zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Oznacza to stopniowe zmiany w miksie wytwarzania, w którym nowe źródła mogłyby efektywnie pracować nawet 25 lat, będąc jednocześnie źródłami niskoemisyjnymi" - podał koncern.

"Obecnie w Polsce emisyjność jednostek wytwórczych opartych o gaz ziemny jest ponad dwukrotnie niższa w porównaniu do funkcjonujących bloków węglowych. Dodatkowo przy uwzględnieniu obecnych i prognozowanych cen gazu, emisji i węgla, technologia oparta o gaz ziemny pozwala wytwarzać energię taniej niż rozwiązania bazujące na węglu kamiennym. Dodatkowo na rzecz rozwiązania gazowego przemawiają niższe koszty kapitałowe oraz większa elastyczność bloków gazowych, umożliwiająca bilansowanie energii ze źródeł odnawialnych. To powoduje, iż jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej jest wyraźnie niższy dla bloku parowo-gazowego niż węglowego" - dodano.

Grupa Energa, której od 30 kwietnia większościowym udziałowcem jest PKN Orlen, posiada łącznie ponad 50 aktywów produkujących energię z odnawialnych źródeł, w tym przede wszystkim elektrownie wodne, lądowe farmy wiatrowe i farmy fotowoltaiczne. Ponad 30 proc. produkowanego przez grupę Energa wolumenu energii elektrycznej pochodzi z OZE.

"Jednocześnie koncern planuje dalszy rozwój obszarów, w których Orlen i Energa są już aktywne, np. elektromobilność, ale też wejście w nowe projekty, np. morskie farmy wiatrowe. W tym kontekście kluczowe będzie bilansowanie portfela OZE z wykorzystaniem aktywów konwencjonalnych, w tym na przykład bloków parowo-gazowych w Płocku i Włocławku lub nowych inwestycji opartych o gaz ziemny" - podał Orlen w komunikacie.

PKN Orlen posiada 80 proc. udziału w kapitale zakładowym Energi, co odpowiada 85 proc. ogólnej liczby głosów na walnym. Energa posiada 50 proc. udziału w kapitale zakładowym spółki Elektrownia Ostrołęka, która realizuje inwestycję budowy energetycznego bloku węglowego. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"W ocenie emitenta wynik przeprowadzonych analiz uzasadnia przyjęcie wniosku, że konieczna jest zmiana przedmiotu realizacji inwestycji, jak powyżej" - napisano w komunikacie.

Jak podano, PKN Orlen zadeklarował także swoją gotowość do rozmów z udziałowcami spółki realizującej inwestycję, czyli z Energą oraz Eneą co do formy, zakresu i sposobu zaangażowania.

PKN Orlen posiada 80 proc. udziału w kapitale zakładowym Energi, co odpowiada 85 proc. ogólnej liczby głosów na walnym. Energa posiada 50 proc. udziału w kapitale zakładowym spółki Elektrownia Ostrołęka, która realizuje inwestycję. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Program restrukturyzacji energetyki jest przez mój resort przygotowywany. (...) Myślę, że w ciągu 2-3 tygodni będziemy mogli opowiedzieć o nim opinii publicznej, po skonsultowaniu również z partnerami społecznymi" - powiedział Sasin w radiowej Trójce.

Wskazał, że z powodu epidemii spółki energetyczne sprzedają mniej energii i mniej zarabiają.

Powtórzył, że do końca czerwca powinien być gotowy program dla górnictwa. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Wcześniej spółka planowała opublikować wyniki za 2019 rok 14 maja, a za I kwartał 2020 r. 22 maja. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Zarząd ENEA S.A. ("Emitent") informuje, iż zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Finansów z dnia 7 kwietnia 2020 roku w sprawie określenia innych terminów obowiązków sprawozdawczych i informacyjnych podjął decyzję o zmianie terminu publikacji jednostkowego i skonsolidowanego raportu rocznego za 2019 rok z dnia 14 maja 2020 roku, na dzień 4 czerwca 2020 roku.

Jednocześnie Emitent informuje o zmianie terminu publikacji skonsolidowanego raportu kwartalnego za I kwartał 2020 roku z dnia 22 maja 2020 roku, na dzień 18 czerwca 2020 roku.

Szczegółowa podstawa prawna: § 80 ust. 2 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

"Energa i Enea (dalej łącznie "Sponsorzy") postanowiły o przedłużeniu okresu prowadzenia analiz dotyczących dalszych działań w projekcie budowy Elektrowni Ostrołęka "C" o mocy ok. 1000 MW, które zgodnie z pierwotnymi założeniami Sponsorów miały zakończyć się do 7 maja 2020 roku. Sponsorzy zakładają, że prace w ramach analiz potrwają jeszcze około miesiąca" - napisano w komunikacie.

13 lutego Enea i Energa zawiesiły finansowanie projektu budowy nowego bloku energetycznego opalanego węglem w Ostrołęce o mocy ok. 1000 MW. Jak wtedy podawano, decyzja jest związana z potrzebą analiz co do dalszych działań w projekcie i jego dalszego finansowania. (PAP Biznes)

ana/

"Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny nie jest objęty zakresem stabilizującej reguły wydatkowej (SRW), jednakże jest częścią sektora finansów publicznych zarówno wg metodyki krajowej (określonej w ustawie o finansach publicznych) jak i metodyki unijnej (ESA2010) i dlatego jego wynik ma wpływ na wynik całego sektora" - napisano.

"Wprowadzenie proponowanego mechanizmu wypłaty rekompensat za wzrost cen energii elektrycznej, bez redukcji innych kosztów/wydatków, spowoduje więc pogorszenie wyniku sektora liczonego według metodyki unijnej o ok. 2,4 mld zł w 2021 r" - napisano.

Ministerstwo Aktywów Państwowych przygotowało w lutym projekt ustawy o rekompensatach z tytułu wzrostu cen energii elektrycznej w 2020 r.

Rekompensaty dla gospodarstw domowych uzależnione będą od dwóch kryteriów: poziomu zużycia energii elektrycznej w 2020 r. i uzyskanego dochodu w 2019 r.

Rekompensaty będą udzielone za pośrednictwem przedsiębiorstw obrotu, które 31 grudnia 2020 r. będą miały zawarte umowy sprzedaży energii elektrycznej albo umowy kompleksowe z odbiorcami końcowymi, poprzez korektę kwoty płatności brutto pierwszej faktury za energię elektryczną wystawionej po dniu 15 marca 2021 r. o odpowiednią kwotę. (PAP Biznes)

map/ asa/

"Z uwagi na obecną sytuację wywołaną rozprzestrzenianiem się na niespotykaną skalę choroby zakaźnej COVID-19, podmioty gospodarcze, które znacząco ograniczyły działalność lub zdecydowały się na jej zawieszenie, powodują duży spadek zapotrzebowania na energię elektryczną. Podmiotami tymi są nie tylko małe i średnie przedsiębiorstwa, ale także duzi odbiorcy końcowi energii, których ograniczenie działalności powoduje pogłębienie spadku cen. Nieplanowane ubytki zapotrzebowania na energię elektryczną wzmacniają zagrożenie dla utrzymania płynności finansowej podmiotów zajmujących się sprzedażą energii elektrycznej" - napisano.

"Z punktu widzenia działań zabezpieczających transakcje zakupu energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii różnica w cenie (w okresie do dostawy) musi być pokryta przez depozyt uzupełniający w niespotykanej dotąd skali. Przedkładanie tak dużych zabezpieczeń do Izby Rozliczeniowej Giełd Towarowych ogranicza możliwość dalszego prowadzenia działalności spółek w sposób bezpieczny i między innymi ogranicza bieżące, niełatwe rozliczenia z klientami, jak i możliwości inwestycyjne, tak potrzebne w obecnych czasach" - dodano.

W uzasadnieniu napisano, że w chwili obecnej spółki w ramach wnoszonych zabezpieczeń zamroziły w Izbie Rozliczeniowej Giełd Towarowych kilka miliardów złotych.

Proponowane rozwiązania pozwalają ograniczyć zakres wnoszenia zabezpieczeń w formie pieniężnej, obejmując:

- podniesienie limitu dla możliwych do przedstawienia świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii z odnawialnych źródeł energii (bez współczynnika redukcji i limitów na poziomie danego członka izby oraz całej izby);

- zniesienie współczynnika redukcji dla zabezpieczenia niepieniężnego w postaci uprawnień do emisji (EUA) oraz zniesienie limitów na poziomie danego członka izby oraz całej izby;

- wprowadzenie możliwości przedstawienia, jako zabezpieczenie niepieniężne, poręczenia spółki matki;

- zwolnienie z obowiązku ustanowienia zabezpieczenia finansowego w stosunku do części wymaganych depozytów w przypadku wykazania odpowiedniego ratingu inwestycyjnego. (PAP Biznes)

map/ osz/

Enea Operator w I kwartale przyłączyła do swojej sieci 58 odnawialnych źródeł powyżej 50 kW, o łącznej mocy ponad 135 MW. Rok temu było ich 22, a łączna moc przekroczyła wówczas 18,5 MW.

Łączna moc zainstalowanych ponad 5,5 tys. mikroinstalacji to ponad 41,5 MW. Dla porównania w pierwszym kwartale 2019 roku moc przyłączonych mikroinstalacji wyniosła nieco ponad 8 MW.

Jak podano, Enea Operator, mimo różnego rodzaju ograniczeń wprowadzanych ze względu na stan epidemii w Polsce, cały czas realizuje przyłączenia do sieci odnawialnych źródeł w ustawowych terminach. Jedynymi przypadkami, w których mogą nastąpić ograniczenia, są sytuacje, gdy licznik trzeba zainstalować na terenie obiektów, w których przebywają osoby objęte kwarantanną. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Zarząd ENEA S.A. informuje, iż zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Finansów z dnia 7 kwietnia 2020 roku w sprawie określenia innych terminów obowiązków sprawozdawczych i informacyjnych podjął decyzję o zmianie terminu publikacji jednostkowego i skonsolidowanego raportu rocznego za 2019 rok z dnia 23 kwietnia 2020 roku, na dzień 14 maja 2020 roku.

Szczegółowa podstawa prawna: § 80 ust. 2 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

"Ustanawia się Pełnomocnika do spraw funkcjonowania i rozwoju przedsiębiorstw energetycznych. Pełnomocnika powołuje i odwołuje Minister Aktywów Państwowych" - napisano.

W zarządzeniu podano, że do zadań pełnomocnika należy koordynacja działań podejmowanych w celu wzmocnienia bezpieczeństwa funkcjonowania i zapewnienia rozwoju przedsiębiorstw

energetycznych objętych nadzorem właścicielskim Ministra Aktywów Państwowych.

W szczególności do zadań Pełnomocnika należeć będzie:

- koordynacja działań w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa funkcjonowania sieci dystrybucyjnych i jednostek wytwórczych energii elektrycznej objętych nadzorem właścicielskim Ministra Aktywów Państwowych;

- koordynowanie współpracy pomiędzy podmiotami nadzorowanymi;

- analiza kierunków rozwoju przedsiębiorstw energetycznych z uwzględnieniem kierunków określonych w rządowych dokumentach strategicznych z zakresu energetyki. (PAP Biznes)

map/ asa/

W obszarze Wytwarzanie Enei wyniki przeprowadzonych testów wskazały na wzrost bilansowej wartości aktywów, która ujęta będzie w drodze odwrócenia odpisów dokonanych w 2016 r. w jednostkowym sprawozdaniu finansowym ENEA Wytwarzanie na 11,6 mln zł. Ponadto w obszarze Odnawialnych Źródeł Energii CGU Biogaz rozpoznano utratę wartości aktywów na 1,3 mln zł.

W obszarze Ciepło w wyniku przeprowadzonych testów zidentyfikowano konieczność odpisu wartości bilansowej aktywów w jednostkowym sprawozdaniu finansowym Enea Ciepło na kwotę 20,4 mln zł.

Zarząd Enei podjął teżź decyzję o ujęciu w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym odpisu z tytułu utraty wartości akcji Polskiej Grupy Górniczej w kwocie 52,7 mln zł.

Ujęcie powyższych zdarzeń wpłynie na zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem grupy kapitałowej Enea o 62,8 mln zł oraz zysku netto o 60,8 mln zł, nie wpłynie natomiast na skonsolidowany wynik EBITDA.

Jednocześnie na skonsolidowane wyniki 2019 roku wpływ będzie miało również rozwiązanie rezerwy na kwotę 129 mln zł dotyczącej sporu sądowego dotyczącego nabycia udziałów spółki Eco-Power. Wpłynie to odpowiednio na zysk przed opodatkowaniem w kwocie 129 mln zł oraz na zysk netto w wysokości 104,5 mln zł na skonsolidowany wynik EBITDA w kwocie 129 mln zł. (PAP Biznes)

pr/

Zarząd ENEA S.A. ("Emitent", "Spółka") informuje, że w dniu 31 marca 2020 r. podjęta została decyzja o dokonaniu ujęć aktualizujących bilansową wartość aktywów.

Wpływ na skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej ENEA ("GK ENEA")

W Obszarze Wytwarzanie wyniki przeprowadzonych testów wskazują na wzrost bilansowej wartości aktywów, która ujęta będzie w drodze odwrócenia odpisów dokonanych w roku 2016 (o czym Emitent informował raportem bieżącym nr 10/2016), w Jednostkowym Sprawozdaniu Finansowym ENEA Wytwarzanie sp. z o.o. na łączną kwotę 11,6 mln zł. Ponadto, w Obszarze Odnawialnych Źródeł Energii CGU (z ang. Cash Generation Unit) Biogaz rozpoznano utratę wartości aktywów na kwotę 1,3 mln zł.

W Obszarze Ciepło, w wyniku przeprowadzonych testów zidentyfikowano konieczność odpisu wartości bilansowej aktywów w jednostkowym sprawozdaniu finansowym ENEA Ciepło sp. z o.o. na kwotę 20,4 mln zł.

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 6/2020 z 14 lutego 2020 r. Emitent informuje, iż w dniu 31 marca 2020 r. podjęta została decyzja o ujęciu w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym GK ENEA odpisu z tytułu utraty wartości akcji Polskiej Grupy Górniczej S.A. w kwocie 52,7 mln zł.

Ujęcie powyższych zdarzeń wpłynie na zmniejszenie zysku przed opodatkowaniem GK ENEA o 62,8 mln zł oraz zysku netto okresu sprawozdawczego GK ENEA o 60,8 mln zł, nie wpłynie natomiast na skonsolidowany wynik EBITDA.

Jednocześnie, w nawiązaniu do raportu bieżącego nr 9/2020 z 21 lutego 2020 r. Emitent wskazuje, iż na skonsolidowane wyniki 2019 roku wpływ będzie miało również rozwiązanie rezerwy na kwotę 129 mln zł, dotyczącej sporu opisanego w przywołanym raporcie bieżącym. Wpłynie to odpowiednio na zysk przed opodatkowaniem w kwocie 129 mln zł oraz 104,5 mln zł na zysk netto okresu sprawozdawczego na poziomie skonsolidowanym oraz w kwocie 129 mln zł na wynik EBITDA na poziomie skonsolidowanym.

Łącznie opisane wyżej operacje wpłyną na poprawę zysku przed opodatkowaniem GK ENEA o 66,2 mln zł oraz 43,7 mln zł na zysk netto okresu sprawozdawczego, a także na poprawę o 129 mln zł skonsolidowanego wyniku EBITDA GK ENEA.

Wpływ na jednostkowe sprawozdanie finansowe ENEA S.A.

W związku zakończeniem opisanych powyżej testów na utratę wartości aktywów ENEA Wytwarzanie sp. z o.o. podjęta została decyzja o konieczności ujęcia w księgach Emitenta kwoty 238,4 mln zł z tytułu odwrócenia dokonanych w latach ubiegłych odpisów aktualizujących bilansową wartość udziałów w ENEA Wytwarzanie sp. z o.o., o których Emitent informował w szczególności w raporcie bieżącym nr 10/2016 z 4 marca 2016 r.

Ponadto, w toku prac zidentyfikowano konieczność ujęcia odpisu aktualizującego wartość udziałów w ENEA Ciepło sp. z o.o. w kwocie 28,8 mln zł.

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 6/2020 z 14 lutego 2020 r. Emitent informuje, iż w dniu 31 marca 2020 r. podjęta została decyzja o konieczności ujęcia w księgach Emitenta odpisu wartości akcji Polskiej Grupy Górniczej S.A. w kwocie 47,7 mln zł, w jednostkowym sprawozdaniu finansowym Spółki.

Łączny wpływ powyższych ujęć wpłynie na zwiększenie zysku przed opodatkowaniem i zysku netto okresu sprawozdawczego Spółki o 161,9 mln zł.

Jednocześnie Emitent zwraca uwagę, iż powyższe operacje mają charakter księgowy i nie wpływają na sytuację płynnościową Spółki. Spółka zastrzega, że prezentowane powyżej wartości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Ostateczne efekty opisanych powyżej jednorazowych operacji o charakterze księgowym zostaną przedstawione w sprawozdaniach finansowych ENEA S.A. i Grupy Kapitałowej ENEA za rok 2019, których publikację zaplanowano na 23 kwietnia 2020 roku.

Spółka wyjaśnia, iż termin EBITDA definiowany jest jako wartość odpowiednio zysku (straty) operacyjnej + amortyzacji + odpisu z tytułu utraty wartości niefinansowych aktywów trwałych (wartości dla okresu sprawozdawczego). Powyższa definicja oraz metodologia jej obliczania jest taka sama jak definicja oraz metodologia obliczania tego wskaźnika w raportach okresowych Emitenta. Powyższa definicja jest również ujęta w słowniku pojęć i skrótów dostępnym na stronie internetowej Spółki (https://ir.enea.pl/slownik).

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

kom espi zdz

Pytany, czy wydarzenia związane z koronawirusem mogą w jakikolwiek sposób wpłynąć na planowany na ten rok CAPEX, odpowiedział: "Tak. W przypadku rozwoju epidemii liczymy się z możliwością jego ograniczenia".

CAPEX grupy Bogdanka na 2020 rok zaplanowany został na ok. 654 mln zł, z czego ponad 290 mln zł spółka zamierza wydać na nowe wyrobiska i modernizacje istniejących, blisko 170 mln zł na kompleksy ścianowe, a blisko 130 mln zł na utrzymanie parku maszynowego. W 2019 roku grupa wydała na inwestycje 410,4 mln zł, ok. 80 proc. planu rocznego.

Prezes Wasil poinformował, że ze względu na zagrożenie koronawirusem spółka zmieniła sposób organizacji pracy, by realizować założone cele produkcyjne.

"Spółka wdrożyła szereg procedur mających na celu ograniczenia potencjalnego ryzyka zakażenia. Do najważniejszych rozwiązań należy ograniczenie skupisk ludzi pracujących pod ziemią. Nasze zdolności produkcyjne nie uległy zmianie, widzimy natomiast ograniczenia popytu na energię elektryczną, które pośrednio wpływa na zapotrzebowanie na nasz produkt" - powiedział prezes Bogdanki.

Jak dodał, w przypadku zmniejszenia zapotrzebowania na węgiel, spółka może ograniczyć koszty poprzez rezygnację ze zlecania prac w weekendy.

W 2019 r. spółka zrealizowała plan produkcyjny na poziomie 9,45 mln ton węgla oraz plan sprzedażowy na poziomie 9,36 mln ton. Średni uzysk wyniósł 64,1 proc. wobec 60,5 proc. rok wcześniej.

Prezes poinformował, że w tym roku spółkę satysfakcjonowałby uzysk na poziomie 65 proc.

Pytany, czy Bogdanka wypłaci dywidendę za 2019 roku, odpowiedział: "Jak co roku zarząd ogłosi swoją rekomendację przed ZWZA zatwierdzającym sprawozdania roczne za 2019 r. uwzględniając aktualną i przewidywaną sytuację. Polityka dywidendowa określona w strategii jest aktualna i przewiduje wypłatę do 50 proc. zysku netto".(PAP Biznes)

pel/ gor/

Zarząd ENEA S.A. (Spółka) informuje, że na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki, które odbyło się w dniu 19 marca 2020 roku (NWZ) akcjonariuszami posiadającymi ponad 5% głosów na tym NWZ byli:

- Skarb Państwa, który posiadał na NWZ 227.353.628 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 227.353.628 głosów, co stanowiło 82,87% liczby głosów na tym NWZ i odpowiadało 51,50% ogólnej liczby głosów w Spółce,

- Otwarty Fundusz Emerytalny PZU "Złota Jesień", który posiadał na NWZ 22.000.000 akcji ENEA S.A., z których przysługiwało 22.000.000 głosów, co stanowiło 8,02% liczby głosów na tym NWZ i odpowiadało 4,98% ogólnej liczby głosów w Spółce.

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

kom espi zdz

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, iż 19 marca 2020 roku Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki podjęło uchwały, na mocy których z tym samym dniem w skład Rady Nadzorczej ENEA S.A. X kadencji powołani zostali:

- Pani Izabela Felczak-Poturnicka, jednocześnie została jej powierzona funkcja Przewodniczącej Rady Nadzorczej Spółki;

- Pan Mariusz Fistek.

Poniżej Spółka przekazuje informacje nt. wykształcenia, kwalifikacji i zajmowanych wcześniej stanowisk, wraz z opisem przebiegu pracy zawodowej ww. osób.

Pani Izabela Felczak-Poturnicka jest absolwentką ekonomii Wyższej Szkoły Handlu i Prawa im. Ryszarda Łazarskiego w Warszawie. Ukończyła także studia doktoranckie z zakresu zarządzania i finansów oraz studia podyplomowe z zakresu metod wyceny spółek kapitałowych w Szkole Głównej Handlowej w Warszawie.

Posiada 15-letnie doświadczenie zawodowe związane, m.in. z nadzorem korporacyjnym nad spółkami z udziałem Skarbu Państwa oraz transakcjami na rynku kapitałowym. Obecnie pełni funkcje Dyrektora Departamentu Nadzoru Właścicielskiego w Ministerstwie Aktywów Państwowych. Wcześniej piastowała funkcję Zastępcy Dyrektora w Kancelarii Prezesa Rady Ministrów. W 2016 i 2018 roku oddelegowana do pełnienia funkcji Prezesa Zarządu Polskiego Holdingu Nieruchomości S.A.

Jest Przewodniczącą Rady Nadzorczej Polskiego Holdingu Nieruchomości S.A. Ponadto zasiadała w radach nadzorczych następujących spółek: PKN ORLEN S.A., Jastrzębska Spółka Węglowa S.A., ZEW Niedzica S.A., MERAZET S.A., Z.Ch. ZACHEM S.A. oraz MERITUM BANK ICB S.A.

Członek Centrum Informacji i Organizacji Badań Finansów Publicznych i Prawa Podatkowego Krajów Europy Środkowej i Wschodniej przy Wydziale Prawa Uniwersytetu w Białymstoku, a także członek dwóch zespołów eksperckich przy Komisji ds. Reformy Nadzoru Właścicielskiego. Wiceprzewodnicząca Komisji Rozpatrującej Wnioski o Wyrażenie Zgody na Zatrudnianie Osób, które Pełniły Funkcje Publiczne. Laureatka konkursu Brylanty Łazarskiego.

Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pani Izabela Felczak-Poturnicka nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pani Izabela Felczak-Poturnicka nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.

Pan Mariusz Fistek jest radcą prawnym, członkiem Okręgowej Izby Radców Prawnych w Warszawie; Komisji ds. Wykonywania Zawodu Okręgowej Izby Radców Prawnych w Warszawie. Mec. Fistek uzyskał tytuł Executive Master of Business Administration (MBA) w Apsley Business School of London i Wyższej Szkole Menedżerskiej w Warszawie. Jest absolwentem Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego. Ukończył Centrum Prawa Amerykańskiego, które jest wspólną inicjatywą Wydziału Prawa stanowego Uniwersytetu Floryda i Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego. W 2011 roku ukończył studia prawnicze (Master in Law and IT) na Uniwersytecie w Sztokholmie z prawa międzynarodowego i technologii informatycznych uzyskując stopień naukowy LL.M. Mec. Fistek jest wpisany na listę arbitrów Sądu Arbitrażowego przy Stowarzyszeniu Inżynierów Doradców Rzeczoznawców (SIDiR) oraz na listę mediatorów SIDiR. Prowadzi szkolenia jako trener oraz zajęcia edukacyjne dla studentów studiów podyplomowych, środowisk prawniczych oraz kadry zarządzającej.

Mec. Mariusz Fistek od 2014 roku jest zatrudniony na stanowisku radcy prawnego w Biurze Prawnym i Nadzoru Właścicielskiego Poczty Polskiej S.A. Nadto, reprezentuje podmioty gospodarcze oraz osoby fizyczne w postępowaniach cywilnych i administracyjnych przed sądami i organami państwowymi, doradza w zakresie prawa budowlanego, energetycznego, odpowiedzialności odszkodowawczej. Posiada doświadczenie procesowe przed Sądem Arbitrażowym przy Krajowej Izbie Gospodarczej. Specjalizuje się w sporach z zakresu szeroko rozumianego prawa gospodarczego oraz cywilnego. Jest uczestnikiem wielu konferencji krajowych i międzynarodowych (m.in. brał udział w Grupie Roboczej UNCITRAL przy Organizacji Narodów Zjednoczonych w Nowym Jorku).

Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Mariusz Fistek nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pan Mariusz Fistek nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka") informuje, iż w wydanym dnia 19 marca 2020 roku komunikacie agencja ratingowa Fitch Ratings ("Agencja") potwierdziła dla Spółki długoterminowe ratingi w walucie krajowej i zagranicznej na poziomie "BBB" z perspektywą stabilną.

Potwierdzenie ratingów odzwierciedla profil biznesowy Spółki jako zintegrowanego przedsiębiorstwa energetycznego z dużymi segmentami wytwarzania i dystrybucji energii elektrycznej oraz umiarkowaną dźwignią finansową. Ratingi Spółki wspiera wysoki udział w wynikach działalności regulowanej i quasi-regulowanej, odpowiednio z dystrybucji energii elektrycznej oraz płatności z tytułu rynku mocy. Główne czynniki ryzyka to prawie całkowite uzależnienie od węgla w segmencie wytwarzania energii elektrycznej, a także ekspozycja na bardziej ryzykowne segmenty górnictwa i obrotu.

Pełna treść komunikatu w języku angielskim dostępna jest na stronie internetowej Agencji https://www.fitchratings.com/site/pr/10114857.

Zgodnie z objaśnieniami opublikowanymi na stronie internetowej Agencji (https://www.fitchratings.com/site/poland/definitions), rating krajowy "BBB" oznacza, że dany emitent lub emisja reprezentuje średnie ryzyko w porównaniu z innymi występującymi w Polsce. Jednak, istnieje większe prawdopodobieństwo, że zmiany czynników lub warunków ekonomicznych mogą mieć wpływ na zdolność do terminowego wywiązania się z danych zobowiązań finansowych niż w przypadku zdolności do obsługi zobowiązań finansowych zaliczonych do wyższych kategorii ratingu.

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

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd ENEA S.A. (Spółka) przekazuje w załączeniu treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. w dniu 19 marca 2020 roku. Jednocześnie Spółka informuje, że Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. nie odstąpiło od rozpatrzenia któregokolwiek z punktów planowanego porządku obrad, a do protokołu nie zostały zgłoszone sprzeciwy. Dodatkowo Spółka informuje, że podczas obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A. nie było projektów uchwał, które byłyby poddane pod głosowanie, a nie zostały podjęte.

Szczegółowa podstawa prawna § 19 ust. 1 pkt 6 - 9 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

pel/ ana/

Największa część mikroinstalacji prosumenckich została przyłączona do sieci PGE Dystrybucja (55,1 tys.), na drugim miejscu znalazł się Tauron Dystrybucja (45,2 tys.) Trzecie miejsce przypadło Enerdze – Operator (26,7 tys.), a czwarte Enei Operator (18,6 tys.).

Na koniec 2019 roku liczba mikroinstalacji wyniosła 6,3 tys. (wobec 4,3 tys. rok wcześniej), a łączna ilość energii elektrycznej sprzedanej sprzedawcy zobowiązanemu wyniosła 12.732,810 MWh. Łączna ilość energii wprowadzonej przez mikroinstalacje do sieci wyniosła 47.896,048 MWh.

Jak podał URE, ubiegły rok był rekordowy pod względem przyrostu mocy zainstalowanej w mikroinstalacjach fotowoltaicznych. W 2018 r. moc zainstalowana w źródłach PV wynosiła 344 MW, a na koniec 2019 r. przekroczyła już 900 MW. (PAP Biznes)

pel/ asa/

pel/ asa/

Zarząd ENEA S.A. informuje, iż podjął decyzję o zmianie terminu publikacji jednostkowego i skonsolidowanego raportu rocznego za 2019 rok z 26 marca 2020 roku, na 23 kwietnia 2020 roku.

Szczegółowa podstawa prawna: § 80 ust. 2 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

"Dotychczas skupialiśmy się przede wszystkim na wycenie dochodowej, podkreślając perspektywę zakończenia cyklu inwestycyjnego i poprawy wyników (nowe moce, normalizacja w obrocie, rynek mocy), co miało przełożyć się na FCF i powrót do wypłaty dywidend. Wiele wskazuje na to, że nasz bazowy scenariusz dla wysokości nakładów inwestycyjnych i przepływów dla akcjonariuszy jest już nieaktualny" - napisano w raporcie.

"Do czasu opublikowania zaktualizowanych strategii spółek i ostatecznej wersji polityki energetycznej państwa (PEP40), nie jesteśmy jednak w stanie rzetelnie zrewidować naszych prognoz i modeli wyceny, a co za tym idzie odnieść się w rekomendacjach do bieżących kursów akcji w sektorze" - dodano.

Biuro Maklerskie mBanku utrzymuje bieżący monitoring spółek energetycznych i będzie publikować prognozy wyników dla poszczególnych spółek.

Jako najważniejsze determinanty wycen - których uszczegółowienia BM mBanku spodziewa się w strategiach spółek oraz polityce energetycznej państwa - broker wskazuje: kształt miksu energetycznego kraju w średnim terminie, ścieżkę planowanych wydatków inwestycyjnych (wraz z oczekiwaniami co do ich rentowności), ewentualne zaangażowanie w restrukturyzację PGG, plany konsolidacji sektora, zaadresowanie kwestii dekarbonizacji (projekt Złoczew, zgazowanie węgla, projekt Ostrołęka C) oraz politykę dywidendową (szczególnie w kontekście ostatniej wypowiedzi Ministra Aktywów Państwowych w tym temacie). (PAP Biznes)

kuc/ asa/

"Nie jestem zwolennikiem, żeby dywidendy ogałacały spółki Skarbu Państwa; chcemy, żeby one przede wszystkim inwestowały, gdyż nie ma rozwoju bez inwestycji. Jeśli jakieś spółki będą chciały wypłacić dywidendy, to tak, ale będę je zachęcał do tego, by nie było to realizowane w taki sposób, żeby dywidendy ograniczały rozwój i inwestycje" - powiedział dziennikarzom wicepremier Sasin.

"Chciałbym, by spółki posiadały środki na inwestycje, bo wyzwania są ogromne" - dodał.(PAP Biznes)

pr/ pel/ ana/

"Będziemy bardzo poważnie rozważać przyszły model energetyki. Trudno też uciec od pytania o rolę górnictwa, ponieważ mamy w dalszym ciągu znaczący udział energetyki opartej o węgiel. Nasze analizy będą zmierzały do tego, jak ten model powinien wyglądać w sytuacji, gdy wchodzi coraz mocniej energetyka odnawialna. Czy ten model organizacji rynku, w którym funkcjonują cztery podmioty energetyczne i niezależnie od niego również spółki węglowe, to model właściwy do wyzwań, które przed nami stoją" - powiedział dziennikarzom Sasin.

Poinformował, że analizy są na bardzo wczesnym etapie.

"Trudno więc mówić, jaki to będzie model" - powiedział wicepremier.

"Chciałbym do połowy roku mieć jasność, jak powinien docelowo wyglądać model polskiej energetyki" - dodał.

Powtórzył, że jest zwolennikiem konsolidacji w branży, ale zaznaczył, że jest za wcześnie na szczegóły w tej sprawie.

Pytany, czy PGE mogłoby być centrum konsolidacji sektora, odpowiedział, że za wcześnie na takie wnioski.(PAP Biznes)

pr/ pel/ ana/

"Chciałbym do połowy roku mieć jasność, jak powinien docelowo wyglądać model polskiej energetyki" - powiedział dziennikarzom Sasin.

Dodał, że cały czas trwają analizy w resorcie aktywów państwowych.

"Będziemy bardzo poważnie rozważać model energetyki i to, jak ująć rolę górnictwa w energetyce" - powiedział wicepremier.

Powtórzył, że jest zwolennikiem konsolidacji w branży, ale zaznaczył, że jest za wcześnie na szczegóły w tej sprawie.

Pytany, czy PGE mogłoby być centrum konsolidacji sektora, odpowiedział, że za wcześnie na takie wnioski. (PAP Biznes)

pr/ pel/ asa/

"Maksymalne koszty programu rekompensat wzrostu cen energii elektrycznej w 2020 r. wyniosą 2.431,8 mln zł. Poza kosztami wynikającymi z wypłacanych rekompensat mechanizm wygeneruje koszty obsługi Funduszu Wypłat Różnicy Ceny, które wniosą ok. 0,1 proc. całkowitych kosztów mechanizmu, tzn. ok. 2,5 mln zł" - napisano.

W osr podano, że na realizację celu ustawy przeznaczony zostanie dochód ze sprzedaży 25.000.000 uprawnień do emisji, które stanowią część krajowej puli aukcyjnej w ramach nowego okresu rozliczeniowego EU ETS rozpoczynającego się od dnia 1 stycznia 2021 r. Środki te zostaną zgromadzone na specjalnym subkoncie w ramach Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny.

Przygotowując projekt ustawy założono, że 15,1 mln odbiorców końcowych to gospodarstwa domowe objęte prawem do rekompensaty.

Założono średni wzrost opłat w taryfie dystrybucyjnej w stosunku do 2019 r. o 3,1 proc. oraz średni wzrost cen energii elektrycznej o 48 zł/MWh netto.

Twórcy projektu wyznaczyli kwoty rekompensat w podziale na przedziały zużycia, tak aby kwota ta rekompensowała poniesione większe koszty na zakup energii elektrycznej w 2020 r. w porównaniu do roku 2019.

"W tym celu do wyliczenia rekompensaty przyjęto największe zużycie w danym przedziale tzn. 0,5 MWh, 1,2 MWh i 2,8 MWh. Dla ostatniego przedziału, który jest przedziałem niezamkniętym, przyjęto do wyliczeń kwoty rekompensaty zużycie roczne na poziomie 4,5 MWh" - napisano.

W projekcie napisano, że rekompensata za wzrost cen energii elektrycznej będzie uzależniona od zużycia energii elektrycznej w 2020 roku.

W celu uproszczenia całego mechanizmu przyjęto cztery przedziały zużycia energii elektrycznej:

· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 zużyje od 63 kWh do 500 kWh energii elektrycznej otrzyma 34,08 zł;

· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 zużyje od 500 kWh do 1200 kWh energii elektrycznej otrzyma 82,80 zł;

· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 powyżej 1200 kWh do 2800 kWh energii elektrycznej otrzyma 190,86 zł;

· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 zużyje powyżej 2800 kWh, otrzyma 306,75 zł.

"Ponadto w celu wyeliminowania sytuacji, w której dofinasowanie otrzymają zamożni odbiorcy końcowi, rekompensata nie będzie przysługiwała odbiorcy końcowemu, którego dochód w 2019 r. przekroczy kwotę wskazaną w art. 27 ust. 1 ustawy z dnia 26 lipca 1991 r. o podatku dochodowym od osób fizycznych, tj. kwotę 85 528 zł" - napisano. (PAP Biznes)

map/ pel/ asa/

"Uzgodnienie określa szczegółowy zakres i harmonogram analiz aspektów techniczno – technologicznych, ekonomicznych, organizacyjno-prawnych oraz finansowych projektu. Zgodnie z założeniami sponsorów, wieloetapowy proces analiz zostanie ukończony do dnia 7 maja 2020 roku" - napisano w komunikacie.

13 lutego Enea i Energa zawiesiły finansowanie projektu budowy nowego bloku energetycznego opalanego węglem w Ostrołęce o mocy ok. 1000 MW. Jak wtedy podawano, decyzja jest związana z potrzebą analiz co do dalszych działań w projekcie i jego dalszego finansowania. (PAP Biznes)

pel/

Jak podano, strony łączyła warunkowa umowa przedwstępna dotycząca nabycia przez Enea Wytwarzanie od Fen Wind 100 proc. udziałów spółki Eco-Power, a Wento gwarantowała wykonanie zobowiązań Fen Wind wynikających z umowy przedwstępnej.

Na mocy ugody strony oświadczyły m.in., że rozwiązują umowę przedwstępną ze skutkiem na dzień zawarcia ugody oraz bezwarunkowo i nieodwołalnie zrzekają się wzajemnie wobec siebie roszczeń wynikających z tej umowy.

W związku ze sporem dotyczącym nabycia udziałów spółki Eco-Power, zgodnie z oszacowaniem wartości tych udziałów, utworzona została rezerwa na kwotę 129 mln zł.

"Wejście w życie ugody umożliwi emitentowi rozwiązanie tej rezerwy, co może mieć wpływ na wyniki finansowe Grupy Kapitałowej Enea. Spółka analizuje przewidywany zakres wpływu tego zdarzenia na wyniki finansowe 2019 roku oraz bieżącego okresu sprawozdawczego" - napisano w komunikacie Enei. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") informuje, że w dniu 21 lutego 2020 roku spółka zależna ENEA Wytwarzanie Sp. z o.o. ("ENEA Wytwarzanie") zawarła ze spółkami Fen Wind Farm B.V. z siedzibą w Amsterdamie ("Fen Wind") oraz Wento Holdings S.à r.l. z siedzibą w Luksemburgu ("Wento") (łącznie jako "Strony") ugodę pozasądową w związku ze sporem sądowym dotyczącym nabycia przez ENEA Wytwarzanie udziałów spółki Eco-Power Sp. z o.o., która to jest właścicielem farmy wiatrowej Skoczykłody ("Ugoda").

Strony łączyła warunkowa umowa przedwstępna dotycząca nabycia przez ENEA Wytwarzanie od Fen Wind 100% udziałów spółki Eco-Power, a Wento gwarantowała wykonanie zobowiązań Fen Wind wynikających z umowy przedwstępnej.

Na mocy Ugody Strony oświadczyły, że rozwiązują ww. umowę przedwstępną ze skutkiem na dzień zawarcia ugody oraz bezwarunkowo i nieodwołalnie zrzekają się wzajemnie wobec siebie roszczeń wynikających z tej umowy. Jednocześnie Strony potwierdziły, że w związku z rozwiązaniem umowy przedwstępnej nie mają względem siebie żadnych roszczeń bezpośrednio lub pośrednio związanych z zamierzoną sprzedażą na rzecz ENEA Wytwarzanie udziałów Eco-Power Sp. z o.o.

Zgodnie z Ugodą Strony zobowiązały się również do podjęcia niezbędnych czynności procesowych zmierzających do zakończenia postępowania sądowego w przedmiocie umowy sprzedaży udziałów spółki Eco-Power Sp. z o. o. jakie zostało wszczęte przed właściwym Sądem.

Spółka informuje, że zgodnie z informacjami zamieszczonymi w opublikowanych przez Emitenta sprawozdaniach finansowych w związku ze sporem dotyczącym nabycia udziałów spółki Eco-Power Sp. z o. o. zgodnie z oszacowaniem wartości tych udziałów utworzona została rezerwa na kwotę 129 mln zł. Dodatkowo o utworzeniu rezerwy związanej z oszacowaniem wartości udziałów spółki Eco-Power Sp. z o. o. Spółka informowała raportem bieżącym nr 9/2017 w sprawie wstępnych wyników finansowych za 2016 rok. Wejście w życie Ugody umożliwi Emitentowi rozwiązanie tej rezerwy, co może mieć wpływ na wyniki finansowe Grupy Kapitałowej ENEA. Spółka analizuje przewidywany zakresu wpływu tego zdarzenia na wyniki finansowe 2019 roku oraz bieżącego okresu sprawozdawczego.

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

kom espi zdz

"W ww. piśmie Ministra Aktywów Państwowych wskazano, że umieszczenie ww. punktu w porządku obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia uzasadnione jest koniecznością wzmocnienia nadzoru właścicielskiego nad działalnością spółki" - napisano w uzasadnieniu do projektów uchwał.

NWZ Enei odbędzie się 19 marca. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Działając zgodnie z § 19 ust. 1 pkt 2 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...], Zarząd ENEA S.A. przekazuje w załączeniu treść projektów uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENEA S.A., które odbędzie się w dniu 19 marca 2020 roku.

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

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd spółki ENEA S.A. ("Spółka"), działając na podstawie art. 399 § 1 w związku z art. 400 § 1 Kodeksu spółek handlowych i § 29 ust. 1 Statutu Spółki, zwołuje na dzień 19.03.2020 roku, na godzinę 11:00 Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. z siedzibą w Poznaniu. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ENEA S.A. odbędzie się w Dago Centrum, 2 piętro, sala konferencyjna nr I, przy ul. Rondo ONZ 1 w Warszawie.

Pełną treść ogłoszenia Spółka przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu.

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

kom espi zdz

"Jeśli zmniejszenie wydobycia trwałoby do końca lutego, to wolumen zmniejszy się o 50-60 tys. ton. Tyle można potem nadrobić w trakcie roku, ale pytanie dlaczego miałoby się coś poprawić po lutym. Import raczej nie ustanie, pogoda się nie zmieni, bo zimniej już raczej nie będzie, zużycie węgla dynamicznie spada, produkcja energii z węgla ciągle spada, rosną zapasy, jest duża presja płacowa na Śląsku" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.

Ocenia, że Bogdanka odczuwa skutki negatywnej sytuacji rynkowej, chociaż jest najlepszą i najbardziej efektywną kopalnią.

"To wszystko powoduje, że byłbym pesymistyczny, jeśli chodzi o kolejne miesiące i kwartały" - powiedział analityk.

Prezes Bogdanki Artur Wasil poinformował PAP Biznes, że spółka zmniejsza o ok. 25 proc. (do około 24 tys. ton) dobową produkcję węgla, dostosowując się do aktualnej sytuacji na rynku węgla. Ograniczenia będą do końca lutego, z możliwością ich ewentualnego wydłużenia.

Prezes Bogdanki wskazywał, że utrzymujące się tej zimy stale wysokie temperatury zmniejszyły zużycie energii elektrycznej, a wysoka wietrzność dodatkowo zwiększyła generację z odnawialnych źródeł energii. Efektem, widocznym w skali całego kraju, jest znaczne zmniejszenie produkcji energii z węgla i wzrost zapasów surowca.

Jak powiedział Wasil, klienci Bogdanki nie mają możliwości odbioru takiej ilości węgla, jaką zwykle spółka produkuje. Dodał, że podjęte decyzje są uzgodnione z głównymi odbiorcami, tj. z elektrowniami Grupy Enea, a wdrożone ograniczenia nie wpływają na zakładany w strategii średnioroczny poziom produkcji.

Bogdanka nie opublikowała jeszcze tegorocznego celu produkcyjnego. W 2019 roku produkcja węgla w Bogdance wyniosła ok. 9,4 mln ton. (PAP Biznes)

pel/ pr/

"Podjęliśmy decyzje, które w sposób elastyczny i racjonalny dostosowują naszą bieżącą produkcję do aktualnej sytuacji na rynku węgla. W ich efekcie zmniejszyliśmy dobową produkcję do około 24 tys. ton, tj. ograniczyliśmy ją o ok. 25 proc. w perspektywie do końca miesiąca" - poinformował prezes Bogdanki, w odpowiedzi na pytanie PAP Biznes.

Jak zauważył, utrzymujące się tej zimy stale wysokie temperatury zmniejszyły zużycie energii elektrycznej, a wysoka wietrzność dodatkowo zwiększyła generację z odnawialnych źródeł energii.

"Efektem tych zjawisk, widocznym w skali całego kraju jest znaczne zmniejszenie produkcji energii z węgla i wzrost zapasów surowca. Obecnie nasi klienci nie mają możliwości odbioru takiej ilości węgla, jaką zwykle produkujemy. Podjęte przez nas decyzje są uzgodnione z naszymi głównymi odbiorcami, tj. z elektrowniami Grupy Enea" - powiedział prezes Wasil.

"W naszej ocenie, obecna sytuacja na rynku ma charakter przejściowy" - dodał.

Prezes poinformował, że wdrożone ograniczenia w produkcji będą funkcjonować do końca lutego, z możliwością ich ewentualnego wydłużenia.

"Jako efektywna, dobrze zarządzana organizacja, nie pierwszy raz dostosowujemy się do warunków otoczenia w optymalny sposób. Wdrożone ograniczenia nie wpływają na zakładany przez nas w strategii średnioroczny poziom produkcji" - powiedział prezes Bogdanki.

Bogdanka nie opublikowała jeszcze tegorocznego celu produkcyjnego. Na początku stycznia prezes Bogdanki informował PAP Biznes, że spółka chce, by w tym roku produkcja była zbliżona rdr. W 2019 roku produkcja węgla w Bogdance wyniosła ok. 9,4 mln ton. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Z informacji, które posiadam, wynika, że po stronie przepływów spółka w ubiegłym roku wygenerowała zysk, chociaż bardzo niewielki - 86 mln zł. Natomiast dokonano odpisu nadzwyczajnego, który spowodował księgową stratę" - powiedział wiceminister podczas poniedziałkowej konferencji prasowej w Katowicach.

Rok wcześniej Polska Grupa Górnicza wypracowała ok. 493 mln zł zysku netto.

O tym, że Polska Grupa Górnicza utworzyła odpis aktualizujący wartość posiadanych aktywów trwałych, poinformowały w piątkowych komunikatach spółki energetyczne, będące akcjonariuszami PGG: Polska Grupa Energetyczna, Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, Energa i Enea. Spółki wskazały w swoich raportach, jak odpis dokonany przez Grup odbije się na ich wynikach finansowych za miniony rok.

"Główne przesłanki odpisu aktualizacyjnego wynikają z polityki klimatycznej i dekarbonizacyjnej Unii Europejskiej. Zostały odzwierciedlone w zaprezentowanym 11 grudnia 2019 r. dokumencie pt. Europejski Zielony Ład, który ma całkowicie przeobrazić politykę klimatyczną i gospodarkę UE" - tłumaczą przedstawiciele PGG, wskazując, iż "w zderzeniu z polityką klimatyczną Komisji Europejskiej spółka taka jak PGG musi na bieżąco zarządzać ryzykiem, kiedy wdrażane są regulacje podrażające drastycznie funkcjonowanie przemysłu".

"Jeżeli cena opłat za emisję CO2 w krótkim czasie wzrosła w UE aż pięciokrotnie, z 5 do 25 euro za tonę, to znaczy, że nagle pojawiła się ogromna presja cenowa na energię wytwarzaną z węgla, co natychmiast odbija się na popycie. W gospodarczym systemie naczyń połączonych, gdy zakontraktowany wcześniej węgiel nie zostaje odebrany przez energetykę, kopalnie wpadają w poważne kłopoty" - tłumaczą przedstawiciele spółki.

Firma wskazuje, iż ponieważ podatek od śladu węglowego (którego zadaniem miało być kompensowanie niższej konkurencyjności producentów unijnych w porównaniu z np. rosyjskimi) nie został ciągle wprowadzony na granicach UE, ratunkiem może być tylko uwzględnianie przez polskie górnictwo groźnych, niepomyślnych trendów w prognozach i planach operacyjnych.

Polska Grupa Górnicza potwierdziła w poniedziałek, że w 2019 roku wypracowała zysk na poziomie 86 mln zł, a w związku z przeprowadzeniem testu na trwałą utratę wartości aktywów w grudniu dokonano odpisu aktualizacyjnego. W rezultacie wynik finansowy netto po weryfikacji sprawozdania finansowego wykaże w zapisach księgowych stratę w wysokości 427 mln zł.

Jak wynika z danych PGG, po dwunastu miesiącach 2019 r. spółka wypracowała dodatni wynik na działalności operacyjnej (tzw. EBITDA znormalizowana) w wysokości prawie 2,5 mld zł. Rekordowo wysoki był też wskaźnik inwestycyjny CAPEX na poziomie 3 mld zł, który - w ocenie zarządu firmy - w pewnym zakresie przygotował spółkę na okres dekoniunktury. Dynamika wzrostu zakupów nowych maszyn i urządzeń w PGG wyniosła w minionym roku 79 proc.

PGG podkreśla także wzrost efektywności działania. "Wydajność produkcji w kopalniach PGG w przeliczeniu na statystycznego pracownika systematycznie rośnie - w pięcioleciu od 2014 r. do 2019 r. poprawiła się o 15 proc. Pomiędzy 2018 a 2019 rokiem wydajność per capita (na jednego zatrudnionego) wzrosła w PGG o 3 proc." - podała spółka.

Za miarodajny punkt odniesienia przedstawiciele PGG uważają dynamikę kosztów jednostkowych w latach 2017–2019, wskazując, iż na tle innych spółek branży koszty jednostkowe PGG po 11 miesiącach 2019 r. były niższe o 44 proc. w zakresie usług, o 26 proc. w zakresie materiałów i 21 proc. niższe w zakresie energii.

"Dynamika wzrostu kosztów w PGG w tym okresie, w wyniku wieloletniej polityki ograniczania kosztów, wyniosła w zakresie usług 6 proc. wobec 33 proc. w pozostałych podmiotach, a w zakresie materiałów 5 proc. wobec 28 proc. w pozostałych podmiotach" - wynika z informacji spółki. Podniesienie efektywności energetycznej spowodowało ponadto obniżenie kosztów jednostkowych energii o 5 proc., wobec wzrostu w pozostałych podmiotach o 23 proc.

Przedstawiciele spółki podkreślają, że kluczem do stabilności PGG są umowy długookresowe na dostawy węgla podpisane z głównymi odbiorcami.

"Obecne kontrakty długoterminowe, które chronią PGG w dłuższej perspektywie są korzystne dla każdej ze stron" - ocenia firma.

Wśród symptomów niekorzystnych dla branży zmian w otoczeniu górnictwa przedstawiciele PGG wymieniają obserwowany w 2019 roku istotny spadek produkcji energii z węgla kamiennego w Europie, który na przestrzeni 2019 roku wyniósł ok. 32 proc., a w Polsce ponad 5 proc. "Ma to wpływ na wycenę prowadzonego biznesu" - ocenia PGG. (PAP)

mab/ mtb/ amac/ pr/

"Część oczekiwań (związków zawodowych w PGG - przyp. PAP Biznes) zostało spełnionych. Te dotyczące tzw. 14 pensji udało się ustalić, uzgodnić i zrealizować. Pozostaje oczekiwanie 12 proc. podwyżki wynagrodzeń. PGG na takie podwyżki nie stać. Mówimy o firmie, która w tej chwili nie przynosi zysków. Zysk nominalny jest bardzo niewielki, a po odpisach spółka będzie wykazywała straty za 2019 r. Trudno w tej sytuacji szukać dodatkowych pieniędzy w budżecie PGG na tak wysokie oczekiwania płacowe" - powiedział w poniedziałek Sasin w telewizji wPolsce. pl.

"Będziemy dalej rozmawiać, będziemy szukać kompromisu, bo myślę, że ani nam jako stronie rządowej, ministerstwu aktywów państwowych, reprezentującemu właściciela PGG, ani - mam nadzieję - stronie związkowej nie zależy na eskalacji protestu, bo to tylko pogorszy sytuację grupy" - dodał minister.

Jak ocenił, górnictwo dziś jest w bardzo trudnej sytuacji z powodu polityki klimatycznej UE.

"Jeśli mamy nie iść w kierunku likwidacji kopalń, szczególnie tych nierentownych, to powinniśmy się wszyscy zastanowić jak to wspólnie spowodować. (...) To wymaga odpowiedzialności wszystkich stron, zrozumienia sytuacji i na pewno niestawiania dziś nierealistycznych oczekiwań płacowych" - powiedział wicepremier Sasin.

W poniedziałek rano w kopalniach Polskiej Grupy Górniczej (PGG), największej górniczej spółki, odbył się dwugodzinny strajk ostrzegawczy. Związkowcy domagają się podwyżki płac o 12 proc. oraz działań na rzecz poprawy sytuacji górnictwa: zapewnienia zbytu węgla do krajowej energetyki i zmniejszenia importu tego surowca. Sprzeciwiają się też - jak mówią - planom "cichej likwidacji kopalń".(PAP Biznes)

pel/ asa/

"Chciałbym wyraźnie powiedzieć, że elektrownia powstanie. Nie dyskutujemy dziś czy kontynuować inwestycję, czy ją zarzucić. Dyskutujemy tylko, jakie powinno być źródło energii w tej elektrowni: czy to powinien być węgiel - jak założono na początku, czy może powinniśmy w obliczu zmieniającej się sytuacji w Europie, polityki klimatycznej i bardzo wysokich kosztów CO2 szukać alternatywnych źródeł energii" - powiedział w poniedziałek Sasin w telewizji wPolsce.

W ubiegłym tygodniu Enea i Energa zawiesiły finansowanie projektu budowy nowego bloku energetycznego opalanego węglem w Ostrołęce o mocy ok. 1000 MW. Decyzja jest związana z potrzebą analiz co do dalszych działań w projekcie i jego dalszego finansowania. Jak podano, analizy będą w szczególności dotyczyć parametrów technicznych, technologicznych, ekonomicznych i organizacyjnych projektu.

Elektrownia Ostrołęka przekazała generalnemu wykonawcy elektrowni Ostrołęka C, czyli konsorcjum spółek GE Power i Alstom Power Systems, polecenie zawieszenia wykonywania całości prac związanych z kontraktem.

Kontrakt zawarty przez spółkę celową przewiduje możliwość czasowego zawieszenia wykonywania, części lub całości, wynikających z niego obowiązków. Maksymalny łączny okres zawieszeń w trakcie realizacji projektu wynosi 90 dni.

Jak zauważył Jacek Sasin, prawo do zabrania głosu w sprawie kształtu inwestycji będzie mieć też PKN Orlen, jeśli miałoby dojść do transakcji przejęcia przez koncern gdańskiej Energi.

"Jesteśmy w okresie analiz, po którym będziemy w stanie powiedzieć z jakiego paliwa elektrownia będzie korzystać" - powiedział wicepremier i minister aktywów państwowych.

Zaawansowanie realizacji inwestycji w Ostrołęce w ujęciu procentowym na 31 stycznia 2020 r. wynosi 5 proc. i jest to mierzone relacją zrealizowanych i opłaconych zadań w stosunku do łącznej wartości projektu.

Na dzień 31 stycznia 2020 roku rozliczono 5 proc. umowy z generalnym wykonawcą. Łączna wartość umowy to 5,05 mld zł netto.

Dotychczas inwestor - spółka Elektrownia Ostrołęka - otrzymała 912,5 mln zł jako kapitał własny (przy czym po 50 proc. udziałów spółki posiadają Energa i Enea) oraz pożyczkę w wysokości 58 mln zł, wypłaconą spółce na mocy umowy z 17 lipca 2019 roku (prawo do wierzytelności z tytułu umowy pożyczki przysługuje po połowie Enerdze i Enei).

Ponadto 23 grudnia 2019 roku, Elektrownia Ostrołęka zawarła z Energą umowę pożyczki na maksymalną kwotę 340 mln zł, wypłacaną w transzach. Na podstawie umowy udzielono dwie transze pożyczki na łączną kwotę 177 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ pr/

Zarząd ENEA S.A. ("Emitent"), informuje iż 13 lutego 2020 roku Emitent zawarł porozumienie ("Porozumienie") z Energa S.A. ("Energa") (dalej łącznie "Sponsorzy") dotyczące zawieszenia przez Energa i Emitenta finansowania projektu budowy nowego bloku węglowego - planowanej elektrowni Ostrołęka C w Ostrołęce o mocy ok. 1.000 MW ("Projekt").

W ostatnim czasie wystąpiło ponadto szereg okoliczności, mogących mieć w ocenie Sponsorów wpływ na Projekt, co skutkuje koniecznością kompleksowego przeanalizowania kwestii dalszych działań w Projekcie,

w tym jego dalszego finansowania. Sponsorzy wskazali tu w szczególności:

(i) planowane zmiany polityki Unii Europejskiej w odniesieniu do sektora energii elektrycznej oraz nową politykę kredytową Europejskiego Banku Inwestycyjnego wobec sektora elektroenergetycznego (Energy Lending Policy) wraz z powiązaną z nią inicjatywą Komisji Europejskiej w zakresie tzw. Zielonego Ładu, czyli planu działań zmierzających do zapewnienia neutralności klimatycznej Unii Europejskiej do 2050 roku;

(ii) ogłoszenie przez Polski Koncern Naftowy Orlen S.A w dniu 5 grudnia 2019 roku publicznego wezwania na sprzedaż 100% akcji Energi.

Powyższe czynniki stanowiące nadzwyczajną zmianę okoliczności w połączeniu z trudnością w pozyskaniu zewnętrznego finansowania dla Projektu uzasadniają wstrzymanie finasowania Projektu przez Energa

i Emitenta, a w konsekwencji mogą spowodować skorzystanie przez spółkę Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o.

("Spółka") z uprawnienia do zawieszenia budowy Projektu. W Porozumieniu Emitent oraz Energa zobowiązały się dokonać analiz w szczególności dotyczących parametrów technicznych, technologicznych, ekonomicznych i organizacyjnych oraz dalszego finasowania Projektu, a szczegółowy przedmiot, harmonogram i sposób przeprowadzenia tych analiz zostanie uzgodniony przez strony Porozumienia w terminie 10 dni od jego zawarcia.

Sponsorzy przyjęli, że wstrzymanie finansowania Projektu będzie powodowało konieczność zawieszenia przez Spółkę wykonywania zawartego 12 lipca 2018 roku Kontraktu na Budowę Elektrowni Ostrołęka "C" o mocy ok. 1000 MW, a także Umowy na przebudowę infrastruktury kolejowej dla obsługi Elektrowni Ostrołęka C z dnia 4 października 2019 roku. Porozumienie nie wpływa na moc obowiązującą dotychczasowych porozumień, w szczególności nie wpływa na dotychczasowe ustalenia odnośnie do zasad finansowania Projektu oraz formuły rozliczeń między Sponsorami przyjętych na podstawie dotychczasowych porozumień, o których Emitent informował w raporcie bieżącym nr 12/2019 z 30 kwietnia 2019 roku oraz nr 68/2018 z 29 grudnia 2018 roku, a porozumienie, o którym Emitent informował w raporcie bieżącym nr 12/2019 z 30 kwietnia 2019 roku będzie stosowane do rozliczenia ewentualnych dodatkowych kosztów mogących wyniknąć w przypadku zawieszenia przez Spółkę budowy Projektu.

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

kom espi zdz

"Spółki Energa i Enea podjęły słuszną decyzję biznesową. Przyjmujemy ją z zadowoleniem. Jako podmiot, który ogłosił wezwanie na zakup akcji Grupy Energa, nie mamy wątpliwości, że inwestycja w Ostrołęce będzie realizowana. Analizujemy jednak różne warianty tego projektu, tak aby wpisywały się w strategię Orlenu" - poinformował PAP Biznes prezes Orlenu Daniel Obajtek.

Enea i Energa zawiesiły w środę finansowanie projektu budowy nowego bloku energetycznego opalanego węglem w Ostrołęce. Zawieszenie finansowania jest związane z potrzebą analiz co do dalszych działań w projekcie i jego dalszego finansowania. Analizy będą w szczególności dotyczyć parametrów technicznych, technologicznych, ekonomicznych i organizacyjnych projektu.

W komunikacie Energi podano, że Energa i Enea biorą udział w poszukiwaniu finansowania zewnętrznego, jednakże dotychczasowy przebieg działań zmierzających do pozyskania inwestora dla projektu nie przyniósł oczekiwanych rezultatów.

"W ostatnim czasie wystąpił ponadto szereg okoliczności mogących mieć w ocenie sponsorów wpływ na projekt, co skutkuje koniecznością kompleksowego przeanalizowania kwestii dalszych działań w projekcie, w tym jego dalszego finansowania" - napisano w komunikacie.

Energa i Enea wskazują na planowane zmiany polityki Unii Europejskiej w odniesieniu do sektora energii elektrycznej oraz nową politykę kredytową Europejskiego Banku Inwestycyjnego wobec sektora elektroenergetycznego wraz z powiązaną z nią inicjatywą Komisji Europejskiej z 11 grudnia 2019 r. w zakresie tzw. Zielonego Ładu, czyli planu działań zmierzających do zapewnienia neutralności klimatycznej UE do 2050 roku, a także wezwanie ogłoszone przez PKN orlen do sprzedaży 100 proc. akcji Energi.

Zapisy w wezwaniu PKN Orlen na akcje Energi trwają od 31 stycznia do 9 kwietnia. Za jedną akcję gdańskiej spółki energetycznej PKN Orlen zaoferował 7 zł.

Zarząd PKN Orlen zapowiadał wcześniej, że po przejęciu Energi przejrzy wszystkie projekty inwestycyjne gdańskiego koncernu energetycznego, w tym budowę bloku energetycznego w Elektrowni Ostrołęka. Sugerował jednak, że bliższe jest mu paliwo gazowe, a strategia Orlenu nie przewiduje zaangażowania w aktywa węglowe. Energa, oprócz bloków węglowych w Ostrołęce, ma też udziały w Polskiej Grupie Górniczej. (PAP Biznes)

pr/

Analizy będą w szczególności dotyczyć parametrów technicznych, technologicznych, ekonomicznych i organizacyjnych projektu.

W komunikacie podano, że Energa i Enea biorą udział w poszukiwaniu finansowania zewnętrznego, jednakże dotychczasowy przebieg działań zmierzających do pozyskania inwestora dla projektu nie przyniósł oczekiwanych rezultatów.

"W ostatnim czasie wystąpił ponadto szereg okoliczności mogących mieć w ocenie sponsorów wpływ na projekt, co skutkuje koniecznością kompleksowego przeanalizowania kwestii dalszych działań w projekcie, w tym jego dalszego finansowania" - napisano w komunikacie.

Energa i Enea wskazują planowane zmiany polityki Unii Europejskiej w odniesieniu do sektora energii elektrycznej oraz nową politykę kredytową Europejskiego Banku Inwestycyjnego wobec sektora elektroenergetycznego wraz z powiązaną z nią inicjatywą Komisji Europejskiej z 11 grudnia 2019 r. w zakresie tzw. Zielonego Ładu, czyli planu działań zmierzających do zapewnienia neutralności klimatycznej UE do 2050 roku. a także wezwanie ogłoszone przez PKN orlen do sprzedaży 100 proc. akcji Energi. (PAP Biznes)

pr/

Jak podano w komunikacie, dotychczasowe zaangażowanie Mennicy Polskiej w akcje Enei wynosi 75,65 mln zł. W marcu 2019 roku rada nadzorcza Mennicy Polskiej zgodziła się na zakup akcji Enei za maksymalnie 80 mln zł. Inwestycja miała być realizowana do końca 2019 roku.

Mennica Polska podawała wcześniej, że zakup akcji Enei nie stanowi inwestycji o charakterze strategicznym, a jest jedynie "alternatywą wobec innych możliwych lokat nadwyżki środków pieniężnych". (PAP Biznes)

kuc/ gor/

Porozumienie obejmuje wykonanie dokumentacji technicznej wraz z pozwoleniami administracyjnymi. Gaz do elektrowni będzie dostarczony z gazociągu Gustorzyn-Wronów, którego realizacja jest na etapie uzyskiwania pozwoleń administracyjnych.

Zgodnie z porozumieniem podpisanie umowy o przyłączenie z Enea Wytwarzanie nastąpi do 2023 r.

„Gaz, który będzie doprowadzony do Elektrowni Kozienice (…) to będzie gaz, który zastąpi wyeksploatowane, stare, nieefektywne bloki na węgiel kamienny w Kozienicach. Kozienice w całości staną się bardzo nowoczesne, bo funkcjonuje tam nowoczesny blok węglowy, a jednocześnie +stara część+ Kozienic będzie przestawiana na gaz” – powiedział Piotr Naimski, pełnomocnik ds. strategicznej infrastruktury energetycznej.

Wiceprezes Enei Wytwarzanie Tomasz Siwak poinformował, że docelowo w Elektrowni Kozienice osiem bloków węglowych o mocy 200 MW każdy miałoby zostać przestawionych na gaz.

"Zakładamy, że pierwszy z tych bloków węglowych wypadnie z systemu w 2029 r., ale to może być szybciej w zależności od jego stanu eksploatacji. Proces przestawiania się z węgla na gaz może więc przyśpieszyć" - powiedział dziennikarzom wiceprezes Siwak.

Wiceprezes Gaz-Systemu Artur Zawartko poinformował, że w przypadku przyłączenia Kozienic do gazociągu Gustorzyn-Wronów szacuje się, że w trybie specustawy potrzeba 42 miesięcy na prace przygotowawcze, projektowanie i dwa lata na samą budowę.(PAP Biznes)

pel/ gor/

"To jest pytanie, przed którym stoimy: czy korzystna dla gospodarki byłaby konsolidacja spółek energetycznych. Dzisiaj mamy cztery główne spółki energetyczne kontrolowane przez Skarb Państwa. W stosunku do jednej z nich, czyli Energi, zostało ogłoszone wezwanie przez Orlen. W przypadku pozostałych trzech spółek musimy sobie odpowiedzieć na pytanie, czy one powinny funkcjonować w dotychczasowej strukturze, czy być może właśnie działania konsolidacyjne byłyby uzasadnione i przyniosłyby dobre efekty dla gospodarki" - powiedział dziennikarzom Sasin.

Dodał, że również sam sektor energetyczny, w związku z polityką klimatyczną Unii Europejskiej i wynikającymi z niej wyzwaniami, muszą na nie skutecznie odpowiedzieć.

"Co do samego pomysłu konsolidowania spółek Skarbu Państwa to wielokrotnie deklarowałem przekonanie, że jest to kierunek właściwy, żeby tworzyć duże podmioty, które po skonsolidowaniu swoich budżetów inwestycyjnych byłyby w stanie nie tylko dokonywać większych inwestycji, ale i dużo skuteczniej rywalizować z innymi podmiotami działającymi w danych branżach, w tym również z podmiotami zagranicznymi, które działają na polskim rynku" - powiedział wicepremier.

"Takie duże spółki mogłyby wychodzić poza Polskę i podejmować rywalizację również na rynkach innych krajów, stawać się spółkami o wymiarze europejskim, a w przyszłości również o wymiarze globalnym" - dodał. (PAP Biznes)

pr/ ana/

"Kwestia paliwa dla Ostrołęki jest dyskutowana. Ostateczna decyzja nie została jeszcze podjęta" - powiedział Naimski dziennikarzom.

Pytany, kiedy takiej decyzji można się spodziewać, odpowiedział, że "wkrótce".

"Są prowadzone konsultacje i rozmowy ze wszystkimi interesariuszami" - powiedział.

"Niewątpliwie potrzebujemy tam źródła energii, które by pracowało w tzw. podstawie. (...) Pytanie nie brzmi, czy w Ostrołęce powinno być nowe źródło, ale jakie będzie paliwo" - dodał Naimski.

Pytany, czy ewentualna zmiana paliwa na gaz opóźniłaby projekt odpowiedział, że "istnieje takie niebezpieczeństwo, ale prawdą jest też, że elektrownię gazową buduje się szybciej niż węglową".

Wiceprezes Gaz-Systemu Artur Zawartko poinformował dziennikarzy, że do spółki nie wpłynął dotychczas żaden wniosek związany z ewentualnym przyłączeniem bloku w Ostrołęce do sieci gazowej.

"Budujemy gazociąg GIPL (interkonektor gazowy Polska-Litwa - przyp. PAP Biznes), więc będzie on szybciej niż gazociąg Gustorzyn-Wronów (od którego poprowadzone ma być planowane przyłącze do Elektrowni Kozienice - przyp. PAP Biznes). Północny odcinek jest już po fazie przetargowej, umowa z wykonawcą powinna być szybko podpisana, a na południowy odcinek niewiele później. Sam cykl budowy przyłącza musi potrwać tyle samo" - powiedział Zawartko.

Jak wyjaśnił, w przypadku przyłączenia Kozienic do gazociągu Gustorzyn-Wronów szacuje się, że potrzeba 42 miesiące do uzyskania pozwolenia na budowę i dwa lata na samą budowę.

"Potrzeba minimum pięć lat, nie da się szybciej" - powiedział wiceprezes Gaz-Systemu.

Wicepremier i minister aktywów państwowych Jacek Sasin poinformował we wtorek, że zarządy Enei i Energi prowadzą analizy w kwestii wyboru paliwa dla nowego bloku energetycznego w Ostrołęce. Wskazał, że zmieniło się otoczenie, w tym podejście np. w kwestii polityki klimatycznej. Jak powiedział, decyzja o wyborze paliwa do bloku C w Ostrołęce zapadnie przed końcem wezwania Orlenu na Energę.

Zapisy w wezwaniu PKN Orlen na akcje Energi trwają od 31 stycznia do 9 kwietnia.

Zarząd PKN Orlen zapowiadał, że po przejęciu Energi przejrzy wszystkie projekty inwestycyjne gdańskiego koncernu energetycznego, w tym budowę bloku energetycznego w Elektrowni Ostrołęka. Sugerował jednak, że bliższe jest mu paliwo gazowe, a strategia Orlenu nie przewiduje zaangażowania w aktywa węglowe. Energa, oprócz bloków węglowych w Ostrołęce, ma też udziały w Polskiej Grupie Górniczej.(PAP Biznes)

pel/ doa/ ana/

"Pomysły konsolidacyjne w sektorze energetycznym mają sens. Mamy 4 duże grupy energetyczne. Jedna z tych spółek (Energa) jest obecnie przedmiotem wezwania ogłoszonego przez Orlen. Musimy się zastanowić, co zrobić z pozostałymi trzema spółkami" - powiedział dziennikarzom Sasin.

"Musimy zadać sobie pytanie, czy mają one działać w dotychczasowej strukturze. Będzie to przedmiotem analiz, za wcześnie jeszcze na decyzje" - dodał.(PAP Biznes)

pr/ ana/

"Kwestia paliwa dla Ostrołęki jest dyskutowana. Ostateczna decyzja nie została podjęta" - powiedział Naimski dziennikarzom.

Pytany, kiedy takiej decyzji można się spodziewać, odpowiedział, że "wkrótce".

"Są prowadzone konsultacje i rozmowy ze wszystkimi interesariuszami" - powiedział.

"Niewątpliwie potrzebujemy tam źródła energii, które by pracowało w podstawie. Pytanie nie brzmi, czy w Ostrołęce powinno być nowe źródło, ale jakie będzie paliwo" - dodał Naimski.

Pytany, czy ewentualna zmiana paliwa na gaz opóźniłaby projekt odpowiedział, że "istnieje takie niebezpieczeństwo, ale prawdą jest też, że elektrownię gazową buduje się szybciej". (PAP Biznes)

pel/ doa/ ana/

Porozumienie obejmuje wykonanie dokumentacji technicznej wraz z pozwoleniami administracyjnymi. Gaz do elektrowni będzie dostarczony z gazociągu Gustorzyn-Wronów, którego realizacja jest na etapie uzyskiwania pozwoleń administracyjnych.

Zgodnie z porozumieniem podpisanie umowy o przyłączenie z Enea Wytwarzanie nastąpi do 2023 r.

„Gaz, który będzie doprowadzony do Elektrowni Kozienice (…) to będzie gaz, który zastąpi wyeksploatowane, stare, nieefektywne bloki na węgiel kamienny w Kozienicach. Kozienice w całości staną się bardzo nowoczesne, bo funkcjonuje tam nowoczesny blok węglowy, a jednocześnie +stara część+ Kozienic będzie przestawiana na gaz” – powiedział Piotr Naimski, pełnomocnik ds. strategicznej infrastruktury energetycznej. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Dotychczasowe zaangażowanie kapitałowe Mennicy w akcje Enea wynosi 75.652.900,28 zł i nie przekroczyło znaczącego progu względem ilości akcji spółki.

"Nabycie akcji nie stanowi dla spółki inwestycji o charakterze strategicznym. Lokata w akcje będzie stanowić dla spółki alternatywną, wobec innych możliwych lokat, inwestycję z wykorzystaniem nadwyżki środków pieniężnych" - napisano w komunikacie.

Mennica podała, że na dzień publikacji wtorkowego raportu nie przewiduje dalszego zwiększania limitu inwestycyjnego na inwestycję w akcje Enei i dopuszcza możliwość sprzedaży akcji spółki.

Realizacja inwestycji wymaga zgody rady nadzorczej Mennicy. (PAP Biznes)

doa/ ana/

Zarząd ENEA S.A. (Spółka) informuje, że w dniu 6 lutego 2020 roku do Spółki wpłynęła datowana na ten sam dzień rezygnacja Przewodniczącego Rady Nadzorczej Pana Stanisława Hebdy z członkostwa w Radzie Nadzorczej ENEA S.A. Jako przyczynę rezygnacji podano względy osobiste.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 4 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

W projekcie ustawy znalazł się zapis o pełnym zrekompensowaniu tegorocznych 12-procentowych podwyżek rachunków za prąd do domów.

Z projektu ustawy wynika, że rekompensaty mają być wypłacane dopiero w przyszłym roku.

"Rekompensaty będą wypłacane w następnym roku, czyli wraz z pierwszym rachunkiem wystawianym za przyszły rok" - powiedział wicepremier.

Będzie to obejmowało nie tylko klientów spółek państwowych: PGE, Energa, Enea i Tauron, ale także prywatnych, jak działające w Warszawie Innogy.

Z rekompensaty skorzystają tylko ci klienci, których miesięczne zarobki nie przekraczają 7 tysięcy brutto, czyli mniej więcej 5100 złotych na rękę.

"Tak jak zapowiadałem, będzie ograniczenie polegające na tym, że rekompensaty będą skierowane do osób mieszczących się w pierwszym progu podatkowym. Oczywiście chodzi o osobę, na którą rachunek jest wystawiany" - powiedział Jacek Sasin.

Budżet państwa ma na to wydać maksymalnie około 3 mld zł. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Zarząd ENEA S.A. ("Spółka", "Emitent") informuje o wpłynięciu w dniu dzisiejszym do Spółki oświadczenia Ministra Aktywów Państwowych z dnia 3 lutego 2020 roku, o skorzystaniu przez Ministra Aktywów Państwowych z uprawnienia do powołania na podstawie § 24 ust. 1 Statutu Spółki członka Rady Nadzorczej ENEA S.A.

Zgodnie z ww. uprawnieniem z dniem 3 lutego 2020 roku do składu Rady Nadzorczej Spółki powołany został Pan Bartosz Nieścior.

Pan Bartosz Nieścior jest absolwentem wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego na kierunku prawo. Ukończył studia doktoranckie w zakresie nauk prawnych.

Ukończył podyplomowe studia w zakresie Administracji Rządowej i Samorządowej na Wydziale Nauk Politycznych i Studiów Międzynarodowych Uniwersytetu Warszawskiego oraz studia w języku angielskim LLM in International Commercial Law na Akademii Leona Koźmińskiego w Warszawie. Uzyskał certyfikat Executive Master of Business Administration (MBA).

Odbył szereg kursów biznesowych - Introduction to Global Business Leadership na New York University w Stanach Zjednoczonych oraz Business, International Relations and the Political Economy Certificate Course na London School of Economics.

Posiada szerokie doświadczenie w administracji rządowej. Pracował jako asystent i doradca członka Rady Ministrów w Kancelarii Prezesa Rady Ministrów, następnie jako wicedyrektor w Departamencie Oceny Skutków Regulacji w Kancelarii Prezesa Rady Ministrów oraz Dyrektor Biura Ministra w Ministerstwie Środowiska. Obecnie pełni funkcję zastępcy dyrektora w Departamencie Nadzoru Właścicielskiego I w Ministerstwie Aktywów Państwowych.

Pracował jako wykładowca akademicki na Uniwersytecie Warszawskim. Autor kilkunastu publikacji naukowych w czasopismach polskich i zagranicznych oraz prelegent wielu konferencji w Polsce i za granicą.

Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Bartosz Nieścior nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENEA S.A., jak również nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej, jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej, jako członek jej organu. Pan Bartosz Nieścior nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.

Szczegółowa podstawa prawna: § 5 pkt 5 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych [...].

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

kom espi zdz

§ 1

Na podstawie § 7 ust. 1, 2 i 5 Regulaminu Alternatywnego Systemu Obrotu oraz § 2 ust. 1 Załącznika Nr 2 do Regulaminu Alternatywnego Systemu Obrotu, Zarząd Giełdy postanawia:

1) określić dzień 7 lutego 2020 r. jako dzień pierwszego notowania w alternatywnym systemie obrotu na Catalyst 10.000 (dziesięć tysięcy) obligacji na okaziciela serii ENEB0624 spółki ENEA S.A., o wartości nominalnej 100.000 zł (sto tysięcy złotych) każda, oznaczonych przez Krajowy Depozyt Papierów Wartościowych S.A. kodem "PLO129600014", pod warunkiem dokonania przez Krajowy Depozyt Papierów Wartościowych S.A. w dniu 7 lutego 2020 r. ich asymilacji z obligacjami tej spółki notowanymi w alternatywnym systemie obrotu na Catalyst, oznaczonymi kodem "PLENEA000096";

2) notować obligacje, o których mowa w pkt 1), w systemie notowań ciągłych pod nazwą skróconą "ENA0624".

§ 2

Uchwała wchodzi w życie z dniem podjęcia.

kom amp/

Zarząd ENEA S.A. (Emitent) działając zgodnie z § 80 ust. 1 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych [...] (dalej: "Rozporządzenie"), podaje terminy przekazywania do publicznej wiadomości raportów okresowych w 2020 roku.

Skonsolidowane rozszerzone raporty kwartalne, zawierające jednostkowe kwartalne sprawozdania finansowe:

QSr za I kwartał 2020 r. - 22 maja 2020 r.

QSr za III kwartał 2020 r. - 26 listopada 2020 r.

Skonsolidowany rozszerzony raport półroczny, zawierający skrócone jednostkowe półroczne sprawozdanie finansowe:

PSr za I półrocze 2020 r. - 3 września 2020 r.

Raport roczny:

R - raport jednostkowy roczny za 2019 r. - 26 marca 2020 r.

RS - raport skonsolidowany roczny za 2019 r. - 26 marca 2020 r.

Jednocześnie Emitent oświadcza o zamiarze kontynuacji przekazywania rozszerzonych skonsolidowanych raportów kwartalnych zawierających skrócone kwartalne sprawozdanie finansowe, o którym mowa w § 62 ust. 1 Rozporządzenia oraz rozszerzonego skonsolidowanego raportu półrocznego zawierającego skrócone półroczne sprawozdanie finansowe, o którym mowa w § 62 ust. 3 Rozporządzenia.

Emitent informuje, że działając odpowiednio zgodnie z § 79 ust. 2 Rozporządzenia, Spółka nie będzie przekazywała rozszerzonych skonsolidowanych raportów kwartalnych (QSr) za IV kwartał 2019 roku oraz II kwartał 2020 roku.

Ponadto Emitent informuje, iż skonsolidowane sprawozdanie z płatności na rzecz administracji publicznej, o którym mowa w §61 ust. 4 Rozporządzenia zostanie przekazane wraz ze skonsolidowanym raportem rocznym tj. w dniu 26 marca 2020 r.

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

kom espi zdz

"Aktualnie nie jest opracowywany plan alternatywny, w którym nastąpiłaby zmiana paliwa zasilającego Elektrownię Ostrołęka C z węgla kamiennego na gaz ziemny. Wszystkie decyzje i pozwolenia administracyjne, na podstawie których jest realizowany projekt Ostrołęka C, zostały wydane dla bloku klasy 1000 MW opalanego węglem kamiennym" - napisał minister w odpowiedzi na interpelację poselską.

Poinformował, że projekt Elektrownia Ostrołęka C znajduje się na początkowym etapie budowy.

"Prace realizowane obecnie na terenie budowy dotyczą przede wszystkim posadowienia głównych obiektów elektrowni (maszynownia, kotłownia, chłodnia kominowa) oraz budowy dwóch pylonów (obszar kotłowni). Równolegle realizowane są prace projektowe oraz kontraktowanie podwykonawców. Harmonogram realizacji inwestycji uwzględnia kontraktowy termin oddania bloku do eksploatacji tj. sierpień 2023 roku" - napisał Sasin.

Na pytanie, czy rząd posiada prognozy dotyczące rentowności bloku, odpowiedział: "Zgodnie z regulacjami zawartymi w Kodeksie spółek handlowych i statutach spółek bezpośrednio zaangażowanych w realizację projektu Ostrołęka C, wszystkie kluczowe decyzje były podejmowane i akceptowane przez właściwe ograny spółek. Każdorazowo przed przejściem do kolejnych etapów inwestycji, spółka weryfikowała zasadność biznesową i rentowność projektu". (PAP Biznes)

pel/ tus/ asa/

"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/