Energa SA
skrót: ENG
Ostatnie notowanie z: 05.12.2019 17:00
Aktualny kurs | 6,78 | -1,81 % | -0,12 zł |
Otwarcie | 6,90 | 0,00% |
Minimum | 6,66 | -3,48% |
Maksimum | 6,95 | 0,72% |
Wolumen (szt.) | 552440 |
Kurs odniesienia | 6,90 |
Widełki dolne | 6,21 |
Widełki górne | 7,59 |
Obroty (tyś. zł) | 3765 |
Kupno | ||
---|---|---|
Liczba zleceń | Wolumen | Limit cen |
1 | 1 000 | 6,81 |
1 | 300 | 6,80 |
1 | 1 061 | 6,79 |
1 | 16 231 | 6,78 |
Sprzedaż | |||
---|---|---|---|
Limit cen | Wolumen | Liczba zleceń | |
6,21 | 965 | 1 | |
6,42 | 1 159 | 1 | |
6,70 | 469 | 2 | |
6,72 | 2 793 | 1 |
Nazwa | Komentarz | Akcje | (%) | Prawa głosu | (%) |
---|---|---|---|---|---|
Skarb Państwa | 213 326 317 | 51,51% | 358 254 317 | 64,08% |
- pdf
01.06.2018
BZ WBK, PKN Orlen, Lotos, Energa, GetBack, Getin Noble Bank, LiveChat, Amica, Archicom, Bytom, Elektrobudowa, Esotiq & Henderson, Feerum, Otmuchów, Polnord
BZ WBK, PKN Orlen, Lotos, Energa, GetBack, Getin Noble Bank, LiveChat, Amica, Archicom, Bytom, Elektrobudowa, Esotiq & Henderson, Feerum, Otmuchów, Polnord
- pdf
12.06.2018
JSW, PGE, Enea, Energa, Tauron, ABC Data, Altus TFI, BSC Drukarnia Opakowań, CCC, Echo Investment, Ferrum, Herkules, Pfleiderer Group, Protektor, Unibep, Artificial Intelligence, The Farm 51
JSW, PGE, Enea, Energa, Tauron, ABC Data, Altus TFI, BSC Drukarnia Opakowań, CCC, Echo Investment, Ferrum, Herkules, Pfleiderer Group, Protektor, Unibep, Artificial Intelligence, The Farm 51
- pdf
12.06.2018
JSW, PGE, Enea, Energa, Tauron, ABC Data, Altus TFI, BSC Drukarnia Opakowań, CCC, Echo Investment, Ferrum, Herkules, Pfleiderer Group, Protektor, Unibep, Artificial Intelligence, The Farm 51
JSW, PGE, Enea, Energa, Tauron, ABC Data, Altus TFI, BSC Drukarnia Opakowań, CCC, Echo Investment, Ferrum, Herkules, Pfleiderer Group, Protektor, Unibep, Artificial Intelligence, The Farm 51
- pdf
14.06.2018
Energa, LPP, Tauron, Apator, Budimex, GTC, Neuca, Netia, PKP Cargo, ASM Group, Delko, Dębica, Emperia, i2 Development, Mabion, TXM, Unibep
Energa, LPP, Tauron, Apator, Budimex, GTC, Neuca, Netia, PKP Cargo, ASM Group, Delko, Dębica, Emperia, i2 Development, Mabion, TXM, Unibep
- pdf
14.06.2018
Energa, LPP, Tauron, Apator, Budimex, GTC, Neuca, Netia, PKP Cargo, ASM Group, Delko, Dębica, Emperia, i2 Development, Mabion, TXM, Unibep
Energa, LPP, Tauron, Apator, Budimex, GTC, Neuca, Netia, PKP Cargo, ASM Group, Delko, Dębica, Emperia, i2 Development, Mabion, TXM, Unibep
- pdf
02.07.2018
CCC, Grupa Azoty, mBank, Orange Polska, PGNiG, PKN Orlen, Tauron, Amica, ATM, GetBack, Benefit Systems, Energa, Famur, Herkules, Hydrotor, KBJ, Lokum Deweloper, Makolab, MBF Group, ML System, PBKM, PCM, Telestrada, Termoexpert, Votum
CCC, Grupa Azoty, mBank, Orange Polska, PGNiG, PKN Orlen, Tauron, Amica, ATM, GetBack, Benefit Systems, Energa, Famur, Herkules, Hydrotor, KBJ, Lokum Deweloper, Makolab, MBF Group, ML System, PBKM, PCM, Telestrada, Termoexpert, Votum
- pdf
02.07.2018
CCC, Grupa Azoty, mBank, Orange Polska, PGNiG, PKN Orlen, Tauron, Amica, ATM, GetBack, Benefit Systems, Energa, Famur, Herkules, Hydrotor, KBJ, Lokum Deweloper, Makolab, MBF Group, ML System, PBKM, PCM, Telestrada, Termoexpert, Votum
CCC, Grupa Azoty, mBank, Orange Polska, PGNiG, PKN Orlen, Tauron, Amica, ATM, GetBack, Benefit Systems, Energa, Famur, Herkules, Hydrotor, KBJ, Lokum Deweloper, Makolab, MBF Group, ML System, PBKM, PCM, Telestrada, Termoexpert, Votum
- pdf
03.07.2018
PGNiG, Lotos, Energa, Enea, KGHM, LPP, CCC, LiveChat, Orbis, Polenergia, Forte, GetBack, Vantage Development, Bytom, Mirbud, Work Service, Lokum Deweloper
PGNiG, Lotos, Energa, Enea, KGHM, LPP, CCC, LiveChat, Orbis, Polenergia, Forte, GetBack, Vantage Development, Bytom, Mirbud, Work Service, Lokum Deweloper
- pdf
13.07.2018
Energa, Enea, Pekao, 11 bit studios, Bioton, Medicalgorithmics, PBKM, Prochem, Rafako, Torpol, Atrem, Bumech
Energa, Enea, Pekao, 11 bit studios, Bioton, Medicalgorithmics, PBKM, Prochem, Rafako, Torpol, Atrem, Bumech
- pdf
13.07.2018
Energa, Enea, Pekao, 11 bit studios, Bioton, Medicalgorithmics, PBKM, Prochem, Rafako, Torpol, Atrem, Bumech
Energa, Enea, Pekao, 11 bit studios, Bioton, Medicalgorithmics, PBKM, Prochem, Rafako, Torpol, Atrem, Bumech
- 06.12.2019 08:26
Tworzenie z PKN Orlen "narodowego czempiona" negatywne (opinia)
06.12.2019 08:26Tworzenie z PKN Orlen "narodowego czempiona" negatywne (opinia)
Michał Kozak, analityk Trigon DM:
"To informacja negatywna. Kilka lat temu, gdy było głośno o budowie elektrowni jądrowej, Orlen był jednym z kandydatów, patrząc na potencjał bilansowy, do współfinansowania tego typu projektów. Potem to ryzyko się oddaliło, a obecnie mamy powrót do poprzedniej strategii. Jeśli sektor ma problem ze sfinansowaniem bloków węglowych typu Ostrołęka C, którego koszt może - według informacji minister rozwoju - wzrosnąć do 8-9 mld zł z 6 mld zł, to Orlen jest teraz dobrym kandydatem, by wspomóc sektor. W związku z tym wskaźniki Orlenu powinny spadać w kierunku energetyki.
Skala przejęcia Energi nie jest na tyle znacząca, by Orlen zaprzestał wypłaty dywidendy czy zrezygnował z kupna Lotosu. Problemem nie jest więc wydatek 2,8 mld zł, ale pytanie, w co jeszcze Orlen będzie chciał lub musiał zainwestować w sektorze energetyki. Oceniam, że to jeden z kandydatów, by wspomóc transformację energetyczną w Polsce. To negatywne. Orlen dotychczas był chroniony przed takimi mało rentownymi, narodowymi inwestycjami. Stając się +narodowym czempionem+ będzie mieć większą ekspozycję na tego typu ryzyka".
******************
PKN Orlen wezwał w czwartek do sprzedaży 100 proc. akcji Energi po 7 zł za akcję.
Ogłoszone wezwanie zawiera warunki zawieszające. PKN Orlen zobowiązuje się nabyć akcje objęte zapisami pod warunkiem, że zapisami w wezwaniu zostanie objęta liczba akcji uprawniających do wykonywania co najmniej 66 proc. ogólnej liczby głosów. Konieczne będzie też uzyskanie zgody organu antymonopolowego na koncentrację. Koncern złożył już w KE roboczą wersję wniosku, inicjując proces uzgadniania jego finalnej wersji.
Rozpoczęcie przyjmowania zapisów na akcje nastąpi 31 stycznia 2020 roku, a zakończenie planowane jest na 9 kwietnia 2020. W przypadku niespełnienia się do tego czasu któregokolwiek z warunków wezwania, koncern może podjąć decyzje o przedłużeniu okresu składania zapisów.
PKN Orlen podał w czwartkowej prezentacji, że planowana transakcja przejęcia Energi wpisuje się w obowiązującą strategię, zakładającą budowę silnego multienergetycznego koncernu, w tym dalszy rozwój obszaru energetyki. Segment energetyczny odpowiada obecnie za blisko 15 proc. zysku EBITDA PKN Orlen. Po przejęciu Grupy Energa udział ten zwiększy się do prawie 30 proc. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 05.12.2019 21:19
Tworzenie wielosektorowych, narodowych czempionów wpisuje się w politykę gosp. rządu - Sasin, MAP
05.12.2019 21:19Tworzenie wielosektorowych, narodowych czempionów wpisuje się w politykę gosp. rządu - Sasin, MAP
"Jednym z celów powstania Ministerstwa Aktywów Państwowych było pełne wykorzystanie potencjału spółek Skarbu Państwa, między innymi poprzez stworzenie warunków do ich komplementarnej konsolidacji. Tworzenie wielosektorowych, narodowych czempionów wpisuje się w politykę gospodarczą naszego rządu" - napisał na Twitterze MAP, cytując wypowiedź wicepremiera Sasina.
"W tym też kontekście oceniamy wezwanie złożone przez PKN Orlen na akcje Energi. Niezależnie od tego dokonamy szczegółowej analizy obecnej sytuacji, a finalna decyzja, którą podejmiemy o ewentualnej transakcji, będzie przede wszystkim uzależniona od uzyskania odpowiednich korzyści dla Skarbu Państwa" - dodał minister Sasin.
PKN Orlen wezwał w czwartek do sprzedaży 100 proc. akcji Energi po 7 zł za akcję.
Ogłoszone wezwanie zawiera warunki zawieszające. PKN Orlen zobowiązuje się nabyć akcje objęte zapisami pod warunkiem, że zapisami w wezwaniu zostanie objęta liczba akcji uprawniających do wykonywania co najmniej 66 proc. ogólnej liczby głosów. Konieczne będzie też uzyskanie zgody organu antymonopolowego na koncentrację. Koncern złożył już w KE roboczą wersję wniosku, inicjując proces uzgadniania jego finalnej wersji.
Rozpoczęcie przyjmowania zapisów na akcje nastąpi 31 stycznia 2020 roku, a zakończenie planowane jest na 9 kwietnia 2020. W przypadku niespełnienia się do tego czasu któregokolwiek z warunków wezwania, koncern może podjąć decyzje o przedłużeniu okresu składania zapisów
Skarb Państwa ma 51,52 proc. udziału w kapitale zakładowym Energi i 64,09 proc. głosów na walnym (Skarb Państwa posiada 144.928.000 akcji serii BB, uprzywilejowanych co do prawa głosu na WZ). (PAP Biznes)
pel/
- 05.12.2019 19:42
PKN Orlen przeanalizuje projekty inwestycyjne Energi, nie wyklucza kolejnych akwizycji (opis)
05.12.2019 19:42PKN Orlen przeanalizuje projekty inwestycyjne Energi, nie wyklucza kolejnych akwizycji (opis)
"Będziemy chcieli przeanalizować i zrewidować każdy projekt inwestycyjny grupy Energa pod kątem wskaźników ekonomicznych" - powiedział dziennikarzom Obajtek, pytany o budowę bloku energetycznego Ostrołęka C.
Ze słów Jarosława Dybowskiego, dyrektora wykonawczego Orlenu ds. energetyki, wynika, że mogą być rozważane różne warianty dotyczące projektu Ostrołęka.
PKN Orlen wezwał w czwartek do sprzedaży 100 proc. akcji Energi po 7 zł za akcję. Rozpoczęcie przyjmowania zapisów na akcje nastąpi 31 stycznia 2020 roku, a zakończenie planowane jest na 9 kwietnia 2020.
Ogłoszone wezwanie zawiera warunki zawieszające. PKN Orlen zobowiązuje się nabyć akcje objęte zapisami pod warunkiem, że zapisami w wezwaniu zostanie objęta liczba akcji uprawniających do wykonywania co najmniej 66 proc. ogólnej liczby głosów. Konieczne będzie też uzyskanie zgody organu antymonopolowego na koncentrację. Koncern złożył już w KE roboczą wersję wniosku, inicjując proces uzgadniania jego finalnej wersji.
Prezes Orlenu liczy, że Komisja Europejska wyda zgodę na przejęcie Lotosu i Energi w ciągu trzech miesięcy. Spodziewa się finalizacji przejęcia Energi w kwietniu 2020 r., a Lotosu w II połowie 2020 r.
"Uzyskanie zgody Komisji Europejskiej dla przejęcia Energi będzie dużo prostsze i szybsze niż dla Lotosu, gdyż Energa nie prowadzi działalności poza Polską. Liczymy, że zgoda Komisji na przejęcie Lotosu i Energi będzie mniej więcej w tym samym czasie, czyli w ciągu trzech miesięcy" - powiedział prezes.
Obajtek poinformował, że przejęcie Energi miałoby zostać sfinansowane w większości ze środków własnych Orlenu.
"Mam nadzieję, że główny akcjonariusz (Skarb Państwa - przyp. PAP Biznes) zgodzi się na tę transakcję" - powiedział Obajtek.
Prezes dodał, że w przypadku powodzenia wezwania, zamiarem Orlenu byłoby wycofanie Energi z giełdy, podobnie jak było w przypadku czeskiego Unipetrolu.
Prezes Orlenu nie wykluczył kolejnych akwizycji.
"Mamy parę segmentów. Jeśli się zdecydujemy na jakąkolwiek akwizycję, to w tych obszarach, żeby je wzbogacić. Sektor petrochemiczny rozwijamy przez inwestycje, natomiast w innych segmentach możemy rozważać akwizycje" - powiedział Daniel Obajtek.
PKN Orlen podał, że planowana transakcja przejęcia Energi wpisuje się w obowiązującą strategię, zakładającą budowę silnego multienergetycznego koncernu, w tym dalszy rozwój obszaru energetyki. Segment energetyczny odpowiada obecnie za blisko 15 proc. zysku EBITDA PKN Orlen. Po przejęciu Grupy Energa udział ten zwiększy się do prawie 30 proc.
Orlen podał w prezentacji, że kupując podmiot z sektora energetycznego, wpisuje się w globalne trendy wyznaczane przez największe koncerny paliwowe i rozbudowuje własny obszar energetyki.
Jak podał koncern, przejęcie grupy Energa to zakup podmiotu ze znacznym udziałem portfela OZE i ze stabilnym wynikiem EBITDA. Dzięki transakcji Orlen przejąłby konkurenta z infrastrukturą stacji ładowania samochodów elektrycznych. Przejęcie miałoby też pomóc zoptymalizować portfel energii elektrycznej i wygenerować potencjał do cross-sellingu produktów i usług. (PAP Biznes)
pr/ pel/ osz/
- 05.12.2019 19:05
PKN Orlen przeanalizuje projekty inwestycyjne Energi, nie wyklucza kolejnych akwizycji
05.12.2019 19:05PKN Orlen przeanalizuje projekty inwestycyjne Energi, nie wyklucza kolejnych akwizycji
"Będziemy chcieli przeanalizować i zrewidować każdy projekt inwestycyjny grupy Energa pod kątem wskaźników ekonomicznych" - powiedział dziennikarzom Obajtek, pytany o budowę bloku energetycznego Ostrołęka C.
PKN Orlen wezwał w czwartek do sprzedaży 100 proc. akcji Energi po 7 zł za akcję. Rozpoczęcie przyjmowania zapisów na akcje nastąpi 31 stycznia 2020 roku, a zakończenie planowane jest na 9 kwietnia 2020.
Ogłoszone wezwanie zawiera warunki zawieszające. PKN Orlen zobowiązuje się nabyć akcje objęte zapisami pod warunkiem, że zapisami w wezwaniu zostanie objęta liczba akcji uprawniających do wykonywania co najmniej 66 proc. ogólnej liczby głosów. Konieczne będzie też uzyskanie zgody organu antymonopolowego na koncentrację. Koncern złożył już w KE roboczą wersję wniosku, inicjując proces uzgadniania jego finalnej wersji.
Prezes Orlenu liczy, że Komisja Europejska wyda zgodę na przejęcie Lotosu i Energi w ciągu trzech miesięcy. Spodziewa się finalizacji przejęcia Energi w kwietniu 2020 r., a Lotosu w II połowie 2020 r.
Obajtek poinformował, że przejęcie Energi miałoby zostać sfinansowane w większości ze środków własnych Orlenu.
Prezes Orlenu nie wykluczył kolejnych akwizycji.
"Mamy parę segmentów. Jeśli się zdecydujemy na jakąkolwiek akwizycję, to w tych obszarach, żeby je wzbogacić. Sektor petrochemiczny rozwijamy przez inwestycje, natomiast w innych segmentach możemy rozważać akwizycje" - powiedział Daniel Obajtek. (PAP Biznes)
pr/ pel/ osz/
- 05.12.2019 18:18
Przejęcie Energi istotne dla projektu offshore - Orlen
05.12.2019 18:18Przejęcie Energi istotne dla projektu offshore - Orlen
Jak podano, planowana transakcja wpisuje się w obowiązującą strategię PKN Orlen, zakładającą budowę silnego multienergetycznego koncernu, w tym dalszy rozwój obszaru energetyki.
"Zgodnie z wcześniejszymi zapowiedziami konsekwentnie realizujemy priorytetowy cel, jakim jest budowa silnego koncernu zdolnego do konkurowania na międzynarodowym rynku i odpornego na zmienne czynniki makroekonomiczne. Dywersyfikacja źródeł przychodów, wpisuje się zarówno w naszą strategię, jak i światowe trendy. Umożliwia uniezależnianie się od silnego wpływu czynników makroekonomicznych, zwiększając tym samym stabilność i bezpieczeństwo funkcjonowania całej grupy. Ważnym elementem strategii grupy Orlen są inwestycje rozwojowe we wszystkich obszarach naszej działalności oraz akwizycje podmiotów, dzięki którym możemy uzyskać maksymalny efekt synergii. W te działania wpisuje się zarówno przejęcie kapitałowe Grupy Lotos, jak i decyzja dotycząca wezwania na akcje Grupy Energa. Już dziś nasz segment energetyczny odpowiada za blisko 15 proc. zysku operacyjnego EBITDA. Po przejęciu Grupy Energa udział ten zwiększy się do prawie 30 proc." – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Daniel Obajtek, prezes PKN Orlen.
Orlen poinformował, że sfinalizowanie transakcji pozwoli efektywniej wykorzystać potencjał obu firm.
Grupa Energa 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 Energę wolumenu energii elektrycznej pochodzi z OZE. Spółka posiada również rozbudowaną sieć dystrybucji, o długości 188 tys. km, pokrywającą blisko jednej czwartej powierzchni Polski. Ok. 90 proc. wyniku EBITDA grupy pochodzi z dystrybucji, co dzięki obowiązującym regulacjom rynkowych, gwarantuje jej stabilny poziom.
"Zakup Grupy Energa przez Orlen umożliwi więc pozyskanie rozbudowanej sieci dystrybucyjnej w północnej i centralnej Polsce oraz znaczącego portfela odnawialnych źródeł energii. Ma to istotne znaczenie w kontekście planowanych przez Orlen inwestycji w morskie farmy wiatrowe" - napisano w komunikacie.
PKN Orlen jest czwartym producentem energii elektrycznej w Polsce, który dysponuje ok. 1,9 GWe zainstalowanych mocy, z czego 1,6 GWe przypada na Polskę. Składają się na to m.in. dwa bloki parowo-gazowe w Płocku i Włocławku oraz EC Płock - największa elektrociepłownia przemysłowa w Polsce i jedna z największych w Europie. Do najważniejszych projektów rozwojowych należy planowana budowa morskich farm wiatrowych o maksymalnej mocy 1,2 GWe oraz realizacja farmy fotowoltaicznej we Włocławku.
Orlen podał, że transakcja umożliwi m.in. efektywne bilansowanie mocy konwencjonalnych z planowanymi odnawialnymi źródłami energii, a także wykorzystanie obecnych nadwyżek produkcyjnych PKN Orlen przez Grupę Energa.
"Pozwoli to na ograniczenie kosztów operacyjnych związanych z obrotem energią na Towarowej Giełdzie Energii. Z kolei połączenie bazy klientów obydwu grup wygeneruje potencjał do sprzedaży dodatkowych produktów i usług, szczególnie w segmencie mniejszych odbiorców" - napisano.
Jak podano, zakup akcji Energi to także zwiększenie potencjału rozwojowego w obszarze elektromobilności.
"Rozwój Grupy Orlen w kierunku koncernu multi-utility wpisuje się w megatrendy i działania realizowane przez inne, międzynarodowe koncerny z branży paliwowej. Dywersyfikacja źródeł przychodów zwiększa bowiem odporność spółki na wahania rynkowe i zmiany w otoczeniu makroekonomicznym. W ten sposób budowana jest dodatkowa wartość dla klientów i akcjonariuszy. W tym kierunku swoją działalność biznesową rozwijają już regionalni gracze – konkurenci Grupy ORLEN, jak MOL, OMV, Repsol, a także światowi giganci, jak BP, Shell czy Total" - napisano w komunikacie Orlenu.
PKN Orlen wezwał do sprzedaży 100 proc. akcji Energi po 7 zł za akcję.
Ogłoszone wezwanie zawiera warunki zawieszające. PKN Orlen zobowiązuje się nabyć akcje objęte zapisami pod warunkiem, że zapisami w wezwaniu zostanie objęta liczba akcji uprawniających do wykonywania co najmniej 66 proc. ogólnej liczby głosów. Konieczne będzie też uzyskanie zgody organu antymonopolowego na koncentrację. Koncern złożył już w KE roboczą wersję wniosku, inicjując proces uzgadniania jego finalnej wersji.
Rozpoczęcie przyjmowania zapisów na akcje nastąpi 31 stycznia 2020 roku, a zakończenie planowane jest na 9 kwietnia 2020. W przypadku niespełnienia się do tego czasu któregokolwiek z warunków wezwania, koncern może podjąć decyzje o przedłużeniu okresu składania zapisów. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 05.12.2019 17:56
PKN Orlen wzywa do sprzedaży 100 proc. akcji Energi po 7 zł/akcję; chce stworzyć koncern multi-utility (opis)
05.12.2019 17:56PKN Orlen wzywa do sprzedaży 100 proc. akcji Energi po 7 zł/akcję; chce stworzyć koncern multi-utility (opis)
Zapisy potrwają od 31 stycznia do 9 kwietnia. Przewidywany dzień rozliczenia transakcji nabycia akcji to 20 kwietnia.
Wzywający zamierza osiągnąć, po przeprowadzeniu wezwania, do 100 proc. wszystkich głosów w spółce, reprezentowanych przez 414.067.114 akcji. Na dzień ogłoszenia wezwania Orlen ani podmioty zależne nie posiadają żadnych akcji Energi.
Wzywający zobowiązuje się nabyć akcje objęte zapisami pod warunkiem, że zapisami w wezwaniu zostanie objęta liczba akcji uprawniających do wykonywania co najmniej 66 proc. ogólnej liczby głosów.
"Wzywający (jako jedyny podmiot nabywający akcje w wezwaniu) zamierza nabyć wszystkie akcje spółki, przy czym – jak podaje w wezwaniu będzie dążył do osiągnięcia udziału w kapitale zakładowym spółki oraz liczbie głosów na WZA, które zapewnią mu kontrolę nad spółką. Wzywający traktuje tę transakcję jako inwestycję strategiczną i długoterminową" - napisano w wezwaniu.
Jak podano w wezwaniu zamiarem wzywającego jest stworzenie zintegrowanego koncernu typu multi-utility, powstałego w wyniku połączenia działalności wzywającego oraz Energi, zdolnego do efektywniejszego działania na coraz bardziej konkurencyjnym rynku paliwowym i energetycznym, przy jednoczesnym zwiększeniu odporności połączonego biznesu na ryzyka i wahania rynkowe.
"Globalne trendy i wyzwania związane m.in. z rosnącą presją regulacyjną w zakresie polityki pro-klimatycznej, rozwojem paliw alternatywnych i odnawialnych źródeł energii, digitalizacją produkcji, czy też rosnącymi oczekiwaniami i świadomością klientów wymuszają na spółkach z branży paliwowej i energetycznej poszukiwania najbardziej efektywnych kierunków rozwoju. Znajduje to odzwierciedlenie w strategiach światowych koncernów dążących do wzmocnienia się poprzez integrację aktywów w celu osiągnięcia maksymalnych synergii i umożliwienia rozwoju nowych kierunków biznesowych. Również polskie przedsiębiorstwa z branży stoją przed wyznaniami i ryzykami wynikającymi z globalnych trendów" - napisano.
Dodano, że wzywający w działaniach związanych z integracją grupy kapitałowej wzywającego z grupą kapitałową spółki uwzględni wynik wezwania (liczbę akcji objętych zapisami w wezwaniu) i w zależności od uzyskanej wielkości udziału w kapitale zakładowym spółki dokona właściwych działań integracyjnych, nie wyłączając – w razie nabycia ponad 95 proc. akcji (liczonych w wielkości udziału w kapitale, jak i w ogólnej liczbie głosów) – przeprowadzenia procesu wykupu przymusowego.
"Zważywszy na przyjęty w wezwaniu warunek nabycia akcji w wezwaniu, (...), działania te nie są przesądzone, niemniej bez względu na wynik wezwania wzywający będzie dążył do takiego ukształtowania relacji ze spółką i spółkami od niej zależnymi, aby wytworzyć właściwe synergie operacyjne, dla osiągnięcia efektów w postaci zwiększenia zdolności działania na coraz bardziej konkurencyjnych rynkach rafineryjno-petrochemicznym i energetycznym. Zintegrowany koncern, również dzięki wzajemnej wymianie kompetencji obu grup, umożliwi skoordynowanie i realizację strategicznych inwestycji rozwojowych, takich jak rozwój odnawialnych źródeł energii czy digitalizacja produkcji, pozwalających na dalsze zwiększenie innowacyjności i rentowności spółek" - napisano.
"Wzywający zakłada, że ze względu na specyfikę działalności obu grup kapitałowych, są możliwe do uzyskania korzyści wynikające z integracji, w postaci synergii operacyjnych i kosztowych, m.in. w zakresie zwiększenia siły zakupowej, optymalizacji i zwiększenia efektywności procesów wytwórczych, optymalizacji wydatków związanych z projektami inwestycyjnymi oraz podniesienia efektywności działań w zakresie badań i rozwoju" - dodano w wezwaniu.
"Ogłosiliśmy wezwanie na 100 proc. akcji Energi. Transakcja wpisuje się w strategię PKN Orlen zakładającą budowę silnego multienergetycznego koncernu, między innymi poprzez dalszy rozwój obszaru energetyki. Już dziś ten segment generuje ok. 15 proc. naszego zysku EBITDA" - napisał na Twitterze prezes PKN Orlen Daniel Obajtek.
Wezwanie jest ogłoszone pod warunkiem uzyskania przez PKN Orlen bezwarunkowej decyzji Komisji Europejskiej (lub innego właściwego organu antymonopolowego) w przedmiocie zgody na dokonanie koncentracji polegającej na przejęciu kontroli nad Energą.
Wezwanie ziści się też pod warunkiem podjęcia przez WZ Energi uchwały ws. zmiany statutu w celu zniesienia statutowych ograniczeń prawa głosowania, podjęciu przez radę nadzorczą Energi uchwały w przedmiocie ustalenia tekstu jednolitego statutu, zawarcia umowy na przeprowadzenie badania spółki i złożenia w ramach wezwania zapisów na sprzedaż łącznie co najmniej na liczbę akcji uprawniających do wykonywania co najmniej 66 proc. ogólnej liczby głosów.
Skarb Państwa ma 51,52 proc. udziału w kapitale zakładowym Energi i 64,09 proc. głosów na walnym (Skarb Państwa posiada 144.928.000 akcji serii BB, uprzywilejowanych co do prawa głosu na WZ).
W czwartek na zamknięciu kurs Energi wynosił 6,775 zł. Kapitalizacja spółki wynosi ok. 2,8 mld zł. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 05.12.2019 17:23
PKN Orlen wzywa do sprzedaży 100 proc. akcji Energi po 7 zł za akcję - DM PKO BP
05.12.2019 17:23PKN Orlen wzywa do sprzedaży 100 proc. akcji Energi po 7 zł za akcję - DM PKO BP
Zapisy potrwają od 31 stycznia do 9 kwietnia. Przewidywany dzień rozliczenia transakcji nabycia akcji to 20 kwietnia.
Wzywający, jako podmiot nabywający akcje, zobowiązuje się nabyć akcje objęte zapisami pod warunkiem, że zapisami w wezwaniu zostanie objęta liczba akcji uprawniających do wykonywania co najmniej 66 proc. ogólnej liczby głosów.
"Wzywający (jako jedyny podmiot nabywający akcje w wezwaniu) zamierza nabyć wszystkie akcje spółki, przy czym – jak podaje w wezwaniu będzie dążył do osiągnięcia udziału w kapitale zakładowym spółki oraz liczbie głosów na WZA, które zapewnią mu kontrolę nad spółką. Wzywający traktuje tę transakcję jako inwestycję strategiczną i długoterminową" - napisano w wezwaniu.
W czwartek na zamknięciu kurs Energi wynosił 6,775 zł. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 05.12.2019 09:09
DZIEŃ NA GPW: Kurs akcji BoomBit rośnie po szacunku wyników za listopad
05.12.2019 09:09DZIEŃ NA GPW: Kurs akcji BoomBit rośnie po szacunku wyników za listopad
Po środowej sesji spółka poinformowała, że według jej szacunków miała w listopadzie 3,66 mln zł skonsolidowanych przychodów wobec 3,38 mln zł w październiku, co oznacza wzrost mdm o ok. 8 proc.
W listopadzie 2,9 mln zł przychodów dotyczyło gier wydawanych w formule GaaS, a 0,76 mln zł gier w formule GaaP. Dla porównania, w październiku było to odpowiednio: 2,55 mln zł i 0,83 mln zł.
Spółka podała, że 21 listopada miał miejsce globalny launch nowej gry Archery Club. W tym miesiącu zadebiutowała także gra Idle Monster Factory. W minionym miesiącu nastąpił też soft launch gry Cooking Festival oraz debiut na platformie Nintendo Switch gry Tiny Gladiators. (PAP Biznes)
kk/ ana/
- 04.12.2019 14:39
Inwestycja w Elektrowni Ostrołęka C jest kontynuowana - Sasin
04.12.2019 14:39Inwestycja w Elektrowni Ostrołęka C jest kontynuowana - Sasin
Odniósł się w ten sposób do informacji portalu BiznesAlert.pl jakoby zapadła polityczna decyzja o tym, że nie będzie budowy nowego bloku węglowego w elektrowni Ostrołęka C.
"To jest kompletna bzdura, chcę to absolutnie zdementować. Nie ma takiej decyzji. Ta inwestycja jest kontynuowana zgodnie z harmonogramem” – powiedział Sasin.
"Nic tu się nie zmieniało. Ta inwestycja jest w dalszym ciągu aktualna” – dodał.
Ostrołęka C to 1000 MW blok na węgiel kamienny, którego budowa ma kosztować ok. 6 mld zł brutto. Inwestorem jest spółka Elektrownia Ostrołęka, w której po połowie udziałów mają Energa i Enea. Nowy blok ma zostać oddany do eksploatacji w 2023 roku. (PAP)
ren/ dym/ osz/
- 04.12.2019 12:14
Inwestycja El.Ostrołęka C przebiega zgodnie z harmonogramem - Energa
04.12.2019 12:14Inwestycja El.Ostrołęka C przebiega zgodnie z harmonogramem - Energa
"W związku z pojawiającymi się spekulacjami medialnymi dotyczącymi Elektrowni Ostrołęka C informujemy, że realizacja inwestycji przebiega zgodnie z harmonogramem. Wszystkie istotne informacje na ten temat są przekazywane w raportach bieżących spółki Energa SA" - napisano w komunikacie.
Portal Biznesalert. pl podał w środę 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. (PAP Biznes)
seb/ ana/
- 04.12.2019 09:11
DZIEŃ NA GPW: Kursy Enei i Energi rosną w reakcji na spekulacje dot. rezygnacji z projektu Ostrołęka C
04.12.2019 09:11DZIEŃ NA GPW: Kursy Enei i Energi rosną w reakcji na spekulacje dot. rezygnacji z projektu Ostrołęka C
Portal Biznesalert. pl podał nieoficjalnie, że zapadła polityczna decyzja o porzuceniu budowy bloku energetycznego Ostrołęka C.
Jak napisano, problem stanowi jednak fakt, że w tym regionie Polski nowy blok jest niezbędny, blok ma zakontraktowany rynek mocy, w projekt zainwestowano już kilkaset milionów złotych, a wykonawcą jest amerykański koncern GE, który po zerwaniu kontraktu domagałby się odszkodowania.
W poniedziałek minister rozwoju Jadwiga Emilewicz informowała w rozmowie z Gazeta. pl, że projekt budowy bloku energetycznego Ostrołęka C może wymagać korekty w związku z unijną polityką klimatyczną, a decyzje w tej sprawie trzeba podjąć w ciągu pół roku.
Jak poinformowała, koszt projektu może być wyższy niż 6 mld zł i można go szacować - według ekspertów - na 8-9 mld zł. (PAP Biznes)
doa/ pel/ osz/
- 02.12.2019 09:27
Projekt Ostrołęka C może wymagać korekty - Emilewicz
02.12.2019 09:27Projekt Ostrołęka C może wymagać korekty - Emilewicz
"W tamtej części Polski potrzebujemy dużego bloku energetycznego. To, że kiedyś podjęto decyzję, jest decyzją racjonalną. Plan inwestycyjny, który już się rozpoczął w zakresie turbiny i generatora na węgiel rozpoczął się na początku tego roku. Czy my dokończymy ten projekt w takim kształcie, czy to nie będzie wymagało korekty z racji polityki klimatycznej Unii Europejskiej, to jest decyzja, która jest do podjęcia w ciągu najbliższego pół roku" - powiedziała Emilewicz w rozmowie z Gazeta. pl.
"Będziemy o tym rozmawiać. Duża generacja energii w tamtej części Polski jest potrzebna ze względu na bezpieczeństwo energetyczne państwa" - dodała.
Jak poinformowała, koszt projektu może być wyższy niż 6 mld zł.
"Eksperci wskazują, że na 6 mld zł się zapewne nie skończy. Trzeba to szacować dziś na 8-9 mld zł" - powiedziała.
Zaznaczyła jednocześnie, że Polska jest w trudnym położeniu w związku z decyzją Europejskiego Banku Inwestycyjnego o zaprzestaniu finansowania projektów opartych na paliwach kopalnych, w tym gazie. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 02.12.2019 07:10
Rozwój OZE kluczowy w UE, polskie firmy energetyczne muszą się dostosować - Fitch (wywiad)
02.12.2019 07:10Rozwój OZE kluczowy w UE, polskie firmy energetyczne muszą się dostosować - Fitch (wywiad)
"Perspektywa dla sektora energetycznego w Europie jest stabilna. Coraz więcej spółek w regionie aktywnie zmienia strategie w kierunku dekarbonizacji. To podmioty niemieckie, południowoeuropejskie, czy np. Orsted, który całkowicie skoncentrował się na morskiej energetyce wiatrowej. Dodatkowo spółki mocno inwestują w sieci energetyczne" - powiedział PAP Biznes Josef Pospisil, szef działu energetycznego EMEA Fitch Ratings.
Agencja Fitch pozytywnie ocenia przejście spółek energetycznych z regionu Europy Środkowo-Wschodniej, w tym Polski, w stronę niskoemisyjną, przy założeniu, że projekty energetyki odnawialnej korzystają ze wsparcia czy ustalonych stałych cen energii w wyniku aukcji.
"To pozwala na większą przewidywalność cash flow w porównaniu z energetyką konwencjonalną, która ma większą ekspozycję na ceny energii na rynku hurtowym" - powiedział Arkadiusz Wicik, dyrektor Fitch Ratings.
"Rozwój energetyki odnawialnej to kluczowy temat w Unii Europejskiej i nie widzimy powodów, by Polskę miał ominąć ten trend, zwłaszcza po kilku latach dużych nakładów inwestycyjnych w energetyce opartej na węglu. To zgodne z unijną polityką dekarbonizacji, odzwierciedla też podejście inwestorów. Banki, instytucje finansowe coraz więcej uwagi poświęcają czynnikom ESG (środowisko, społeczna odpowiedzialność, ład korporacyjny). Spółki muszą dostosować swoje strategie, zmienić miks, by móc w dalszym ciągu uzyskiwać finansowanie po rozsądnej cenie" - dodał.
W ocenie agencji Fitch, perspektywa dla sektora energetycznego w Polsce na 2020 rok jest stabilna.
Fitch zakłada, że łączne zadłużenie 6 spółek paliwowo-energetycznych: PGE, Enei, Tauronu, Energi, PKN Orlen i PGNiG wzrośnie w 2020 roku do 60 mld zł z 53 mld zł na koniec września.
W ocenie analityków agencji CAPEX spółek pozostanie wysoki w latach 2020-21.
Polska Grupa Energetyczna, której rating wynosi BBB+ z perspektywą stabilną, jest mniej zadłużona niż pozostałe polskie koncerny energetyczne i - zdaniem Fitcha - ma miejsce do zwiększenia dźwigni.
"W 2019 roku jej dźwignia finansowa netto oparta na przepływach środków z działalności operacyjnej FFO wynosi ok. 2,5x, wzrośnie do blisko 3x, a potem spadnie dzięki przychodom z rynku mocy w 2021 roku. W PGE jest jeszcze trochę miejsca na zwiększenie zadłużenia w ciągu najbliższych pięciu lat" - powiedział dyrektor Wicik.
Jak zauważył, spółka zakończyła duże inwestycje w węglu kamiennym, ma przestrzeń do inwestycji w inne technologie, np. gaz, wiatr offshore i fotowoltaikę.
"Pozytywnie oceniamy zaangażowanie PGE w morską energetykę wiatrową we współpracy z partnerem. Ewentualne porozumienie z Orsted i sprzedaż 50 proc. udziałów w projekcie obniży zapotrzebowanie na dodatkowe zadłużenie" - ocenił Wicik.
Artur Galbarczyk, dyrektor Fitch Ratings, wskazał, że uruchomienie nowych bloków w elektrowni Opole oraz przychody z tytułu rynku mocy od 2021 roku poprawią komfort PGE w ramach wskaźnika dźwigni finansowej netto i powinny umożliwić spółce wypłatę dywidend.
Fitch zakłada, że wskaźnik dźwigni finansowej netto Tauronu (rating BBB) będzie powyżej 3,5x w 2019 i 2020 r., co ma związek z finalizacją budowy bloku w Jaworznie.
"Blok będzie uruchomiony w 2020 roku, podobnie jak blok parowo-gazowy w Stalowej Woli, co wpłynie pozytywnie na wynik EBITDA grupy, a od 2021 roku spółka będzie mieć wpływy z rynku mocy. Sytuację poprawić mogą planowane dezinwestycje. Mogłyby dać spółce większą przestrzeń w ramach obecnego ratingu" - powiedział dyrektor Galbarczyk.
Fitch zakłada, że nowy blok energetyczny Ostrołęka C zostanie wybudowany. Przewiduje w bazowym scenariuszu, że w projekcie, poza Eneą i Energą (obecnie z ratingami BBB), wezmą udział inwestorzy zewnętrzni.
"Zakładamy, że Enea zaangażuje się w projekt Ostrołęka C na poziomie maksymalnym 1 mld zł (w tym 0,8 mld zł w 2021 roku), a Energa 1,3 mld zł. Gdyby Energa miała zwiększyć zaangażowanie w Ostrołękę C, byłoby to negatywne dla jej ratingu" - powiedział Artur Galbarczyk.
Jego zdaniem spółki mogą zmitygować wpływ Ostrołęki C, przesuwając inne inwestycje na okres od 2023 r., po uruchomieniu nowego bloku. Wsparciem będzie też rynek mocy.
Fitch wskazuje jednocześnie, że problemem jest fakt, iż finansowanie projektu nie zostało jeszcze zamknięte.
"Zakładaliśmy, że finansowanie będzie zamknięte do końca roku, a jeśli tak się nie stanie, może być to negatywne dla ratingu" - powiedział Arkadiusz Wicik.
"Jest pytanie o dostępność środków. Coraz więcej instytucji finansowych nie chce inwestować w projekty wytwórcze oparte na węglu" - dodał dyrektor Fitch Ratings.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/
- 29.11.2019 22:03
Zarząd i związkowcy z Polskiej Grupy Górniczej podpisali protokół rozbieżności
29.11.2019 22:03Zarząd i związkowcy z Polskiej Grupy Górniczej podpisali protokół rozbieżności
Zarząd PGG zgodził się na postulowane przez związki zawodowe włączenie tzw. dodatków gwarantowanych do sumy, na podstawie której naliczana będzie nagroda roczna, tzw. czternastka. Dzięki temu świadczenie to powinno być o kilkaset złotych większe, w zależności od stanowiska pracy. Według związkowców, ma to kosztować spółkę ok. 42 mln zł.
Zgodnie z wcześniejszymi porozumieniami, za każdy przepracowany dzień górnicy otrzymują dodatek w wysokości od 18 do 32 zł, w zależności od stanowiska. Dzięki temu, jeżeli górnik przepracuje cały miesiąc, jego wynagrodzenie jest wyższe o kilkaset złotych. Włączenie tej sumy do podstawy naliczania nagrody spowoduje, że również ona będzie odpowiednio wyższa.
Związkowcy postulowali, aby dodatki wliczyć także do podstawy naliczania wypłacanej na początku grudnia nagrody barbórkowej, ale postulat ten nie został zrealizowany.
Strony nie porozumiały się w piątek co do głównego związkowego postulatu, jakim jest podwyżka wynagrodzeń górników w przyszłym roku o 12 proc. Po podpisaniu protokołu rozbieżności, dalsze rozmowy mają być prowadzone przy udziale mediatora. Strony mają spotkać się ponownie za kilka dni, a na mediacje byłby kolejny miesiąc. PGG ma przedstawić swoje propozycje płacowe ok. 10 grudnia.
Podpisanie protokołu zakończyło trwającą od środy akcję protestacyjną, w ramach której grupa ok. 30-40 związkowców stale przebywała w katowickiej siedzibie PGG.
W toku prowadzonych od środy rozmów przedstawiciele PGG proponowali - o czym jedynie nieoficjalnie informowali związkowcy - zmiany strukturalne w spółce, polegające m.in. na połączeniu w jedną kopalnię zespoloną dawnych kopalń Katowickiego Holdingu Węglowego oraz połączeniu kopalń Ruda w Rudzie Śląskiej i Sośnica w Gliwicach. Miałoby to dać firmie oszczędności, które można byłoby przeznaczyć m.in. na podwyżki wynagrodzeń. Związkowcy nie zgodzili się na uzależnianie wzrostu płac od zmian organizacyjnych.
Szef górniczej Solidarności Bogusław Hutek ocenił po podpisaniu protokołu, że część związkowych postulatów udało się spełnić dzięki determinacji protestujących. „Najprawdopodobniej w przyszłym tygodniu wyznaczymy razem z zarządem mediatora, no i będziemy walczyć o dalsze podwyżki, rokować z zarządem przy mediatorze” – wskazał. Pytany, czy podpisanie protokołu rozbieżności to dobra wiadomość dla górników tuż przed barbórką, odpowiedział, że każdy może to przyjąć inaczej. Ocenił, że negocjacje były bardzo trudne i ciężko było cokolwiek wywalczyć.
Prezes PGG Tomasz Rogala przypomniał, że jego firma planując najbliższą przyszłość musi z jednej strony zadbać o inwestycje, np. zakup niezbędnych maszyn i urządzeń, a z drugiej – o zakontraktowanie pracy. To wszystko składa się na budowanie biznesplanu i planu techniczno-ekonomicznego na przyszły rok, bo dotyczy kosztów. - wskazał.
10 grudnia, na podstawie porozumienia z września, załoga PGG otrzyma 860 zł brutto jednorazowej premii, co będzie kosztowało spółkę ok. 44 mln zł. We wrześniowym porozumieniu zarząd PGG zagwarantował także, że górnicy utrzymają w przyszłym roku przysługujące im obecnie dopłaty do przepracowanych dniówek. Teraz zgodził się także, by były one wliczane do podstawy ustalania wysokości "czternastki".
Wśród akcjonariuszy Polskiej Grupy Górniczej są m.in. PGNiG Termika, Węglokoks, PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, Enea, Energa Kogeneracja i TF Silesia.(PAP)
mab/ kon/ skr/ pr/
- 28.11.2019 13:19
Fitch zakłada, że Ostrołęka C zostanie wybudowana
28.11.2019 13:19Fitch zakłada, że Ostrołęka C zostanie wybudowana
„Zakładamy, że Ostrołęka C zostanie wybudowana” - powiedział Galbarczyk na konferencji „Credit Outlook 2020: European Energy, Oil&Gas; and Utilities”.
Dodał, że pojawiły się dodatkowe ryzyka, których nie było przy podejmowaniu decyzji o realizacji projektu, ale spółki: Enea i Energa mają możliwość je mitygować, utrzymując obecne ratingi.
Jak poinformował, pozytywne dla inwestycji będą przychody z rynku mocy. Problemem jest fakt, że finansowanie projektu nie zostało jeszcze zamknięte.
„Informowaliśmy wcześniej, że korzystne dla ratingów byłoby, gdyby finansowanie było gotowe do końca tego roku” - powiedział dyrektor.
„Analizowaliśmy scenariusz większego zaangażowania w ten projekt Energi, ale nasz bazowy scenariusz zakłada, że w projekcie wezmą udział inwestorzy zewnętrzni” - dodał. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 28.11.2019 13:17
Fitch zakłada, że łączne zadłużenie 6 spółek paliwowo-energetycznych wzrośnie do 60 mld zł w ‘20
28.11.2019 13:17Fitch zakłada, że łączne zadłużenie 6 spółek paliwowo-energetycznych wzrośnie do 60 mld zł w ‘20
"Spodziewamy się, że łączne zadłużenie sześciu polskich spółek przekroczy 60 mld zł w 2020 roku i pozostanie na tym poziomie w 2021 roku” - powiedział Galbarczyk na konferencji „Credit Outlook 2020: European Energy, Oil&Gas; and Utilities”.
Na koniec września zadłużenie spółek wynosiło 53 mld zł, z czego 63 proc. to dług bankowy.
Fitch przewiduje, że dywidendy będą niewysokie. Zakłada, że zyskami dzielić będą się PKN Orlen i PGNiG, a wśród czterech spółek energetycznych jedynie PGE może wypłacić niedużą dywidendę od 2020 roku. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 22.11.2019 08:38
MAP będzie przekonywało prezesów spółek energetycznych do szukania oszczędności - Sasin
22.11.2019 08:38MAP będzie przekonywało prezesów spółek energetycznych do szukania oszczędności - Sasin
"Jesteśmy w tej chwili w procesie, który się toczy. Podobnie jak w poprzednim roku tak również w tym roku jest pewne oczekiwanie ze strony spółek energetycznych, wyrażone również w tych wnioskach, które zostały skierowane do Urzędu Regulacji Energetyki, żeby ceny prądu wzrosły" - powiedział w piątek wicepremier i minister aktywów państwowych Jacek Sasin.
"Oczywiście udział Skarbu Państwa w tych spółkach energetycznych jest duży, ale pamiętajmy o tym, że struktura własnościowa nie jest taka, że to jest 100-proc. udział Skarbu Państwa. Będziemy na pewno na ten temat rozmawiać, będziemy przekonywać również prezesów tych spółek, żeby szukali oszczędności, szukali sposobu na to, aby nie obciążać obywateli tym obiektywnym wzrostem, bo ten wzrost następuje - on wynika z polityki klimatycznej Unii Europejskiej, z opłat, które w związku z tym musimy ponosić, związanych z produkcją energii" - dodał.
Sasin, pytany o to co będzie, gdy prezesów nie uda się przekonać, odpowiedział: "Spróbuję, żeby się udało".
"Również tutaj jest kluczowa rola Urzędu Regulacji Energetyki, to jest niezależny organ, podległy co prawda premierowi, ale niezależny i myślę, że on również będzie analizował te wnioski i będzie szukał możliwości, żeby rzeczywiście obywatele nie płacili więcej za prąd, bo to jest nasze wspólne oczekiwanie" - powiedział wicepremier.
Sasin, pytany czy - jeżeli takich możliwości nie będzie - będzie ustawowe zamrożenie cen prądu tak jak przed rokiem, odpowiedział: "Nie mówmy, że nie będzie, zobaczymy, na razie jesteśmy w procesie rozmowy".
"Ja już kilkukrotnie mówiłem o tym, że Polacy, indywidualni odbiorcy nie zapłacą więcej za prąd i zrobię wszystko, żeby tak się stało" - powiedział wicepremier.
W poniedziałek w RMF FM Sasin mówił, że rząd zrobi wszystko, by nie było podwyżek cen prądu dla indywidualnych odbiorców. Dodał jednocześnie, że podmioty gospodarcze muszą liczyć się z tym, że będą musiały płacić za prąd tyle, ile wynika z rynkowych cen wytwarzania energii.
W czwartek premier Mateusz Morawiecki również był pytany, czy w 2020 roku będą podwyżki cen energii. Poinformował, że rząd robi wszystko, by ceny energii były jak najbardziej korzystne. Dodał, że spółki energetyczne są samodzielnymi podmiotami, a Urząd Regulacji Energetyki podejmuje autonomiczne decyzje.
URE otrzymał wnioski taryfowe na sprzedaż energii na przyszły rok od wszystkich czterech sprzedawców z urzędu, czyli spółek z grup PGE, Energa, Tauron i Enea. Z informacji RMF FM wynikało, że spółki postulują podwyżki cen prądu od kilkunastu do 40 proc.
Jak podawał URE, trwają analizy wniosków, ale jest za wcześnie na ocenę poziomu ewentualnej zmiany kosztu energii elektrycznej dla gospodarstw domowych.
URE przypominał w komunikacie, że na całkowity koszt energii elektrycznej składają się koszty sprzedaży tej energii, co do których trwają postępowania taryfowe oraz koszty dystrybucji. Ponieważ dystrybutorzy nie złożyli jeszcze wniosków dotyczących taryf na dystrybucję energii elektrycznej w przyszłym roku, nie da się obecnie kompleksowo ocenić ostatecznego poziomu ewentualnej zmiany całkowitego kosztu dostarczania energii elektrycznej dla gospodarstw domowych.
Urząd podał, że 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. (PAP Biznes)
sar/ osz/
- 21.11.2019 13:24
Enea bierze pod uwagę pozyskanie finansowania dla elektrowni Ostrołęka spoza Europy
21.11.2019 13:24Enea bierze pod uwagę pozyskanie finansowania dla elektrowni Ostrołęka spoza Europy
"Rozmawiamy w sprawie zamknięcia finansowania elektrowni Ostrołęka. Bierzemy pod uwagę pozyskanie finansowania spoza Europy" - powiedział dziennikarzom Kowalik.
Odmówił podania nazw krajów, z których może pochodzić finansowanie, odmówił również odpowiedzi na pytanie, czy może chodzić o instytucje z Chin.
Kowalik dodał, że w grę nie wchodzi sprzedaż udziałów w spółce powołanej do realizacji budowy bloku C w elektrowni w Ostrołęce.
Zapowiedział, że w ciągu kilku tygodni może pojawić się w tej sprawie komunikat.
Inwestorem w projekcie Ostrołęka C jest spółka Elektrownia Ostrołęka, w której po połowie udziałów mają Enea i Energa.
W kwietniu Enea zobowiązała się zapewnić spółce Elektrownia Ostrołęka nakłady finansowe na realizację projektu w kwocie 819 mln złotych od stycznia 2021 roku. Energa podała wówczas, że będzie finansowała projekt w latach 2019-2020 i przeznaczy na to kwotę nie mniejszą niż 819 mln zł.
Od dłuższego czasu Enea i Energa poszukują partnerów i instytucji chętnych do sfinansowania budowy bloku w Ostrołęce. Dwa dni temu o odstąpieniu od rozmów poinformowała PGE. (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 21.11.2019 12:53
Budowa Elektrowni Ostrołęka zgodnie z harmonogramem, PGE było tylko jedną z alternatyw
21.11.2019 12:53Budowa Elektrowni Ostrołęka zgodnie z harmonogramem, PGE było tylko jedną z alternatyw
"Sprawa finansowania jest w toku, biorąc pod uwagę otoczenie i pewne trendy, wymaga to dużej staranności i doprecyzowania. Rozmawiamy w tej sprawie" - powiedział Kowalik podczas czwartkowej konferencji prasowej.
"Nie zamykamy się. Jeden z partnerów się wycofał, ale PGE było jedną z alternatyw, nie był to jedyny partner" - dodał.
Polska Grupa Energetyczna poinformowała dwa dni temu o odstąpieniu od rozmów mogących skutkować zaangażowaniem grupy w projekt budowy bloku o mocy 1.000 MW w Ostrołęce.
Prezes Enei poinformował, że prace na placu budowy bloku energetycznego C przebiegają zgodnie z harmonogramem.
"Prace przebiegają zgodnie z harmonogramem. Skończyły się głębokie wykopy, część fundamentów jest wylana" - powiedział Kowalik.
Inwestorem w projekcie Ostrołęka C jest spółka Elektrownia Ostrołęka, w której po połowie udziałów mają Enea i Energa.
W kwietniu Enea zobowiązała się zapewnić spółce Elektrownia Ostrołęka nakłady finansowe na realizację projektu w kwocie 819 mln złotych od stycznia 2021 roku. Energa podała wówczas, że będzie finansowała projekt w latach 2019-2020 i przeznaczy na to kwotę nie mniejszą niż 819 mln zł. (PAP Biznes)
pr/ gor/
- 20.11.2019 13:57
Energa-Obrót zakończyła polubownie spór z jedną z farm wiatrowych
20.11.2019 13:57Energa-Obrót zakończyła polubownie spór z jedną z farm wiatrowych
Strony ugody uznały współpracę na podstawie umowy kwestionowanej przez Energa-Obrót za definitywnie zakończoną.
Energa podała, że warunki, na jakich zawarto ugodę wpływają neutralnie na wynik finansowy Energa-Obrót.
Jest to szósta ugoda zawarta przez Energa-Obrót z pozwanymi farmami wiatrowymi. Łączna moc obiektów, których dotyczą zawarte ugody, stanowi około 44 proc. łącznej mocy zainstalowanej wszystkich pozwanych farm wiatrowych. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 20.11.2019 13:50
ENERGA SA (32/2019) Decyzja o ugodowym zakończeniu wszelkich sporów dotyczących nieważności umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia pomiędzy Energa-Obrót SA a jedną z pozwanych farm wiatrowych
20.11.2019 13:50ENERGA SA (32/2019) Decyzja o ugodowym zakończeniu wszelkich sporów dotyczących nieważności umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia pomiędzy Energa-Obrót SA a jedną z pozwanych farm wiatrowych
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 37/2017 z dnia 11 września 2017 r., Zarząd Spółki ENERGA S.A. informuje, że w dniu 20 listopada 2019 roku powziął informację, iż spółka zależna Energa-Obrót S.A. i jedna z 22 pozwanych przez Energa-Obrót S.A. farm wiatrowych, w sposób polubowny zakończyły wszelkie spory dotyczące umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia.
Strony ugody uznały współpracę na podstawie umowy kwestionowanej przez Energa-Obrót S.A. za definitywnie zakończoną.
Warunki, na jakich zawarto ugodę wpływają neutralnie na wynik finansowy Energa-Obrót SA
Jest to szósta ugoda zawarta przez Energa-Obrót SA z pozwanymi farmami wiatrowymi. Łączna moc obiektów, których dotyczą zawarte ugody, stanowi około 44% łącznej mocy zainstalowanej wszystkich pozwanych farm wiatrowych.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.11.2019 14:16
PGE odstąpiła od rozmów ws. zaangażowania w budowę bloku 1.000 MW w Ostrołęce
19.11.2019 14:16PGE odstąpiła od rozmów ws. zaangażowania w budowę bloku 1.000 MW w Ostrołęce
"Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej deklaruje, że działania strategiczne grupy PGE w obszarze wytwarzania energii elektrycznej w najbliższych latach koncentrować się będą na realizacji własnych projektów inwestycyjnych i programów strategicznych" - napisano w komunikacie.
W styczniu tego roku Polska Grupa Energetyczna, w odpowiedzi na zaproszenie Energi i Enei, rozpoczęła rozmowy w sprawie zaangażowania w budowę bloku o mocy 1.000 MW w Ostrołęce.
Inwestorem w projekcie Ostrołęka C jest spółka Elektrownia Ostrołęka, w której po połowie udziałów mają Enea i Energa.
W kwietniu Enea zobowiązała się zapewnić spółce Elektrownia Ostrołęka nakłady finansowe na realizację projektu w kwocie 819 mln złotych od stycznia 2021 roku. Energa podała wówczas, że będzie finansowała projekt w latach 2019-2020 i przeznaczy na to kwotę nie mniejszą niż 819 mln zł. (PAP Biznes)
sar/ osz/
- 19.11.2019 08:27
Państwowe spółki energetyczne postulują dwucyfrowe podwyżki cen prądu - media
19.11.2019 08:27Państwowe spółki energetyczne postulują dwucyfrowe podwyżki cen prądu - media
W poniedziałek rzecznik prasowy URE Agnieszka Głośniewska poinformowała PAP Biznes, że urząd otrzymał wnioski taryfowe na sprzedaż energii na przyszły rok od wszystkich czterech sprzedawców z urzędu.
Jacek Sasin, wicepremier i minister aktywów państwowych, mówił w poniedziałek w RMF FM, że rząd zrobi wszystko, by nie było podwyżek cen prądu dla indywidualnych odbiorców. Dodał, że podmioty gospodarcze muszą liczyć się z tym, że będą musiały płacić za prąd tyle, ile wynika z rynkowych cen wytwarzania energii.(PAP Biznes)
epo/ ana/
- 18.11.2019 15:43
Do URE trafiły wnioski od czterech sprzedawców z urzędu ws. taryf na energię w 2020 r.
18.11.2019 15:43Do URE trafiły wnioski od czterech sprzedawców z urzędu ws. taryf na energię w 2020 r.
"Wpłynęły wnioski od wszystkich czterech sprzedawców z urzędu. Analizujemy je" - poinformowała PAP Biznes Głośniewska.
Chodzi o spółki z grup PGE, Energa, Tauron i Enea.
Jacek Sasin, wicepremier i minister aktywów państwowych, mówił w poniedziałek w RMF FM, że rząd zrobi wszystko, by nie było podwyżek cen prądu dla indywidualnych odbiorców. Dodał, że podmioty gospodarcze muszą liczyć się z tym, że będą musiały płacić za prąd tyle, ile wynika z rynkowych cen wytwarzania energii.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 15.11.2019 13:37
Energa chciałaby wziąć udział w aukcji z projektem PV o mocy prawie 20 MW
15.11.2019 13:37Energa chciałaby wziąć udział w aukcji z projektem PV o mocy prawie 20 MW
"Uzyskaliśmy pozwolenie na budowę farmy fotowoltaicznej o mocy prawie 20 MW. Jesteśmy na etapie starania się o prekwalifikacje do aukcji. Chcielibyśmy w aukcji wziąć udział, zobaczymy, czy się uda. Jest duża szansa, byśmy w tej aukcji wzięli udział" - powiedział Piotr Meler, prezes Energa OZE, podczas telekonferencji dla inwestorów.
Energa kończy budowę farmy wiatrowej Przykona o mocy 31 MW.
"Jeśli warunki pogodowe pozwolą, powinniśmy zakończyć prace montażowe do końca roku" - powiedział Meler.
Wiceprezes grupy Energa Jacek Kościelniak poinformował, że na początku października rozpoczęto m.in. montaż turbin wiatrowych. Testy uruchomieniowe planowane są na początek grudnia.
"Na początku 2020 roku chcemy zakończyć prace, by uzyskać pozwolenie na użytkowanie farmy w II kwartale" - powiedział Kościelniak.
Grupa Energa prowadzi też prace mające na celu pozyskanie inwestora do projektu budowy bloku gazowo-parowego o mocy 450-750 MW CCGT Grudziądz. Jak podano, spółka dysponuje listami intencyjnymi ze strony konsorcjum banków, które jest zainteresowane finansowaniem dłużnym projektu.
"Zakończyło się postępowanie w trybie dialogu konkurencyjnego. Siadamy do przygotowywania specyfikacji istotnych warunków zamówienia" - powiedział wiceprezes Jacek Kościelniak.
Dodał, że spółka chciałaby wystawić ten blok do aukcji mocy, ale nie jest przesądzone, czy w tym, czy w przyszłym roku.
Jak poinformował, projekt Ostrołęka C przebiega zgodnie z harmonogramem.
"Inwestycja wychodzi z ziemi. Odbyły się głębokie prace fundamentowe. Teraz trwa budowa fundamentów pod głównymi budynkami, finalizowany jest etap projektowania" - powiedział wiceprezes. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 15.11.2019 13:07
Energa z optymizmem patrzy na kolejne okresy; za wcześnie na decyzję o dywidendzie (opis)
15.11.2019 13:07Energa z optymizmem patrzy na kolejne okresy; za wcześnie na decyzję o dywidendzie (opis)
"Patrzymy z dużym optymizmem na IV kwartał i przyszły rok, choć prognoz nie publikujemy. Nieustannie poszukujemy przestrzeni w bilansie do podejmowania inwestycji, m.in. w OZE, a tym instrumentem poszukiwawczym jest radykalny program poprawy efektywności" - powiedział Kościelniak podczas telekonferencji, nie podając szczegółów.
Po trzech kwartałach 2019 r. przychody ze sprzedaży grupy Energa wyniosły 8,472 mld zł (wzrost o 11 proc. rdr), przychody z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny 593 mln zł. EBITDA wzrosła w tym okresie o 10 proc. rdr do 1,742 mld zł, a zysk netto jednostki dominującej wyniósł 379 mln zł wobec 678 mln zł zysku przed rokiem.
"Pracowaliśmy i pracujemy w trudnym otoczeniu biznesowym i regulacyjnym. Wynik EBITDA jest satysfakcjonujący" - ocenił Kościelniak.
Wiceprezes pytany, czy spółka może wypłacić dywidendę za 2019 rok, odpowiedział: "Energa jest spółką dywidendową. Sektor energetyczny w skali makro realizuje poważne inwestycje. Za wcześnie jest dziś, by się zastanawiać. Jak zamkniemy sprawozdania finansowe, w momencie zamknięcia badania bilansu przez audytorów, będziemy się tym tematem zajmować. Pozostawiam teraz tę kwestię otwartą, tym bardziej, że słyszymy, że inne spółki energetyczne, czy w ogóle spółki Skarbu Państwa będą inwestować, by chronić się przed tzw. schłodzeniem gospodarki. Jest to przedwczesne, by decydować".
Poinformował, że nie przewiduje tworzenia w wynikach za 2019 r. jakichś znaczących rezerw.
"Nie przewidujemy w wynikach na koniec roku jakiejś rezerwy do zawiązania, która mogłaby wstrząsnąć wynikiem finansowym" - powiedział Kościelniak.
EBITDA grupy Energa w segmencie Dystrybucja w III kwartale tego roku wyniosła 327 mln zł (spadek o 13 proc. rdr), segmentu Wytwarzania wyniosła 54 mln zł (spadek o 18 proc. rdr), a zysk EBITDA segmentu Sprzedaży wyniósł 118 mln zł wobec 7 mln zł straty EBITDA przed rokiem.
Spółka tłumaczy spadek EBITDA w segmencie Dystrybucji głównie niższą marżą związaną z wyższymi kosztami zakupu energii. Wolumen dystrybuowanej energii spadł o 2 proc. rdr. Spółka wyjaśnia, że to efekt odejścia dużego odbiorcy z grupy A na własne źródło wytwórcze i mniejszego zużycia w grupie C w związku z warunkami pogodowymi (niższą rdr średnią temperaturą).
Energa poinformowała, że wdrożenie ustawy „o cenach energii w 2019 roku” nie miało negatywnego wpływu na wyniki segmentu Sprzedaży. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 15.11.2019 12:17
Energa z optymizmem patrzy na IV kw. i przyszły rok
15.11.2019 12:17Energa z optymizmem patrzy na IV kw. i przyszły rok
"Patrzymy z dużym optymizmem na IV kwartał i przyszły rok, choć prognoz nie publikujemy. Nieustannie poszukujemy przestrzeni w bilansie do podejmowania inwestycji, m.in. w OZE, a tym instrumentem poszukiwawczym jest radykalny program poprawy efektywności" - powiedział Kościelniak podczas telekonferencji.
Po trzech kwartałach 2019 r. przychody ze sprzedaży grupy Energa wyniosły 8,472 mld zł (wzrost o 11 proc. rdr), przychody z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny 593 mln zł. EBITDA wzrosła w tym okresie o 10 proc. rdr do 1,742 mld zł.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 15.11.2019 09:14
ENERGA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 3/2019 QSr
15.11.2019 09:14ENERGA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 3/2019 QSr
WYBRANE DANE FINANSOWE w mln. zł w tys. EUR 3 kwartał(y) narastająco / 2019 okres od 2019-01-01 do 2019-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2018 okres od 2018-01-01 do 2018-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2019 okres od 2019-01-01 do 2019-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2018 okres od 2018-01-01 do 2018-09-30 mln zł mln zł mln EUR mln EUR Wybrane skonsolidowane dane finansowe Grupy Energa SA (niebadane) (niebadane) (niebadane) (niebadane) Przychody ze sprzedaży 8 472 7 601 1 966 1 787 Zysk z działalności operacyjnej 675 988 157 232 Zysk lub strata brutto przed opodatkowaniem 453 839 105 197 Zysk lub strata netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 379 678 88 159 Całkowite dochody 308 661 71 155 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 606 1 310 141 308 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (1 453) (1 276) (337) (300) Środki pieniężne netto z działalności finansowej (381) (726) (88) (171) Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów (1 228) (692) (285) (163) Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 0,92 1,64 0,21 0,39 Liczba akcji w mln zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję 414 414 414 414 Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień 30 września 2019 31 grudnia 2018 30 września 2019 31 grudnia 2018 w mln zł w mln zł w mln EUR w mln EUR (niebadane) (niebadane) Aktywa trwałe 16 631 16 182 3 803 3 763 Aktywa obrotowe 5 167 5 417 1 181 1 260 Aktywa razem 21 798 21 599 4 984 5 023 Zobowiązania długoterminowe 6 522 8 438 1 491 1 962 Zobowiązania krótkoterminowe 4 612 2 805 1 055 652 Kapitał własny 10 664 10 356 2 438 2 408 Kapitał własny przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 10 627 10 295 2 430 2 394 Kapitał podstawowy 4 522 4 522 1 034 1 052 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na akcję)* 25,67 24,87 5,87 5,78 Liczba akcji w mln na koniec okresu 414 414 414 414 3 kwartał(y) 2019 3 kwartał(y) 2018 3 kwartał(y) 2019 3 kwartał(y) 2018 narastająco narastająco narastająco narastająco w mln zł w mln zł w mln EUR w mln EUR (niebadane) (niebadane) (niebadane) (niebadane) Przychody ze sprzedaży 66 58 15 14 Zysk z działalności operacyjnej (71) (63) (16) (15) Zysk lub strata brutto przed opodatkowaniem 471 527 109 124 Zysk lub strata netto 498 547 116 129 Całkowite dochody 493 538 114 126 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej (195) 2 (45) Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (749) (203) (174) (48) Środki pieniężne netto z działalności finansowej (275) (524) (64) (123) Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów (1 219) (725) (283) (170) Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 1,20 1,32 0,28 0,31 Liczba akcji zwykłych wyemitowanych (w mln) zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję 414 414 414 414 Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień 30 września 2019 31 grudnia 2018 30 września 2019 31 grudnia 2018 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 15.11.2019 08:51
ENERGA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 3/2019 QSr
15.11.2019 08:51ENERGA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 3/2019 QSr
WYBRANE DANE FINANSOWE 3 kwartał(y) 2019 3 kwartał(y) 2018 3 kwartał(y) 2019 3 kwartał(y) 2018 narastająco narastająco narastająco narastająco w mln zł w mln zł w mln EUR w mln EUR Wybrane skonsolidowane dane finansowe Grupy Energa SA Przychody ze sprzedaży 8 472 7 601 1 966 1 787 Zysk z działalności operacyjnej 675 988 157 232 Zysk lub strata brutto przed opodatkowaniem 453 839 105 197 Zysk lub strata netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 379 678 88 159 Całkowite dochody 308 661 71 155 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 606 1 310 141 308 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej -1 453 -1 276 -337 -300 Środki pieniężne netto z działalności finansowej -381 -726 -88 -171 Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów -1 228 -692 -285 -163 Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 0,92 1,64 0,21 0,39 Liczba akcji w mln zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję 414 414 414 414 Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień 30 września 2019 31 grudnia 2018 30 września 2019 31 grudnia 2018 w mln zł w mln zł w mln EUR w mln EUR Aktywa trwałe 16 631 16 182 3 803 3 763 Aktywa obrotowe 5 167 5 417 1 181 1 260 Aktywa razem 21 798 21 599 4 984 5 023 Zobowiązania długoterminowe 6 522 8 438 1 491 1 962 Zobowiązania krótkoterminowe 4 612 2 805 1 055 652 Kapitał własny 10 664 10 356 2 438 2 408 Kapitał własny przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 10 627 10 295 2 430 2 394 Kapitał podstawowy 4 522 4 522 1 034 1 052 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na akcję)* 25,67 24,87 5,87 5,78 Liczba akcji w mln na koniec okresu 414 414 414 414 Wybrane jednostkowe dane finansowe Energa SA 3 kwartał(y) 2019 3 kwartał(y) 2018 3 kwartał(y) 2019 3 kwartał(y) 2018 narastająco narastająco narastająco narastająco w mln zł w mln zł w mln EUR w mln EUR Przychody ze sprzedaży 66 58 15 14 Zysk z działalności operacyjnej -71 -63 -16 -15 Zysk lub strata brutto przed opodatkowaniem 471 527 109 124 Zysk lub strata netto 498 547 116 129 Całkowite dochody 493 538 114 126 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej -195 2 -45 <1 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej -749 -203 -174 -48 Środki pieniężne netto z działalności finansowej -275 -524 -64 -123 Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów -1 219 -725 -283 -170 Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 1,2 1,32 0,28 0,31 Liczba akcji zwykłych wyemitowanych (w mln) zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję 414 414 414 414 Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień 30 września 2019 31 grudnia 2018 30 września 2019 31 grudnia 2018 w mln zł w mln zł w mln EUR w mln EUR Aktywa trwałe 10 889 11 037 2 490 2 567 Aktywa obrotowe 4 661 4 256 1 066 990 Aktywa razem 15 550 15 292 3 555 3 557 Zobowiązania długoterminowe 3 709 6 042 848 1 405 Zobowiązania krótkoterminowe 3 763 1 666 860 387 Kapitał własny 8 078 7 585 1 847 1 764 Kapitał podstawowy 4 522 4 522 1 034 1 052 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na akcję)* 19,51 18,32 4,46 4,26 Liczba akcji zwykłych (w mln) na koniec okresu 414 414 414 414 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 15.11.2019 08:43
Wyniki Energi za III kw. bez większych zaskoczeń (opinia)
15.11.2019 08:43Wyniki Energi za III kw. bez większych zaskoczeń (opinia)
"Wyniki są raczej zgodne z oczekiwaniami. Pytanie o finalny wpływ zdarzeń jednorazowych, bo we wstępnych danych wspominano o rezerwie w obrocie, a tych zdarzeń było trochę więcej. Wygląda na to, że miały neutralny wpływ na wyniki, więc jakość tych wyników jest trochę lepsza niż można było wnioskować po wstępnych danych. Większych zaskoczeń jednak nie ma" - powiedział PAP Biznes Kamil Kliszcz, analityk DM mBanku.
Zysk netto grupy Energa, przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej, wyniósł w III kwartale 2019 roku 104 mln zł wobec 122 mln zł zysku rok wcześniej.
EBITDA wyniosła 484 mln zł, zgodnie z wcześniejszymi szacunkami. Rok wcześniej EBITDA grupy wynosiła 426 mln zł.
EBITDA skorygowana o zdarzenia jednorazowe, w tym wpływ ustawy o cenach energii, wyniosła w III kwartale 475 mln zł wobec 428 mln zł rok wcześniej.
EBITDA segmentu Dystrybucji w III kwartale tego roku wyniosła 327 mln zł (spadek o 13 proc. rdr), segmentu Wytwarzania wyniosła 54 mln zł (spadek o 18 proc. rdr), a zysk EBITDA segmentu Sprzedaży wyniósł 118 mln zł wobec 7 mln zł straty EBITDA przed rokiem.
Zysk operacyjny grupy wyniósł 221 mln zł wobec 185 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2,952 mld zł wobec 2,567 mld zł rok wcześniej. Przychody z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny wyniosły 83 mln zł.
Po trzech kwartałach 2019 r. przychody ze sprzedaży grupy Energa wyniosły 8,472 mld zł (wzrost o 11 proc. rdr), przychody z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny 593 mln zł. EBITDA wzrosła o 10 proc. rdr do 1,742 mld zł, a zysk netto jednostki dominującej wyniósł 379 mln zł wobec 678 mln zł zysku przed rokiem.(PAP Biznes)
pel/ asa/
- 15.11.2019 07:45
Wyniki operacyjne Energi w III kw.'19 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
15.11.2019 07:45Wyniki operacyjne Energi w III kw.'19 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
Wyniki operacyjne za III kwartał 2019:
Pozycja j.m. 3Q2019 3Q2018 różnica YTD2019 YTD2018 różnica Produkcja energii GWh 827 963 -14% 2776 2851 -3% Produkcja ciepła TJ 457 434 5% 2606 2619 0% Sprzedaż energii razem, w tym: GWh 5832 5748 1% 18064 17564 3% Sprzedaż energii detalicznej GWh 4 863 4 752 2% 14 667 14 751 -1% Sprzedaż energii na rynku hurtowym GWh 969 996 -3% 3 396 2 814 21% Dystrybucja energii GWh 5396 5487 -2% 16558 16927 -2% Wyniki grupy według głównych segmentów działalności (w mln zł):
mln zł 3Q2019 3Q2018 różnica YTD2019 YTD2018 różnica Dystrybucja Przychody 987 948 4% 3 057 3 020 1% EBITDA 327 374 -13% 1 303 1 364 -4% amortyzacja 204 188 9% 613 565 8% odpisy - - 0% - - 0% EBIT 123 186 -34% 690 799 -14% Zysk netto 65 120 -46% 465 559 -17% CAPEX 297 326 -9% 945 860 10% Wytwarzanie Przychody 332 316 5% 1 047 862 21% EBITDA 54 66 -18% 226 234 -3% amortyzacja 40 42 -5% 132 122 8% odpisy - - 0% 270 -117 - EBIT 14 24 -42% -176 229 - Zysk netto -1 10 - -178 154 - CAPEX 19 80 -76% 120 156 -23% Sprzedaż Przychody 1 805 1 391 30% 5 382 4 074 32% EBITDA 118 -7 - 258 50 > 100% amortyzacja 13 10 30% 39 30 30% odpisy - - - -1 - - EBIT 105 -17 - 220 20 > 100% Zysk netto 78 -11 - 161 24 > 100% CAPEX 9 10 -10% 26 22 18% (PAP Biznes)
pel/
- 15.11.2019 07:28
Zysk netto j.d. Energi w III kw. '19 wyniósł 104 mln zł, EBITDA 484 mln zł (opis)
15.11.2019 07:28Zysk netto j.d. Energi w III kw. '19 wyniósł 104 mln zł, EBITDA 484 mln zł (opis)
Rok wcześniej EBITDA grupy wynosiła 426 mln zł.
EBITDA skorygowana o zdarzenia jednorazowe, w tym wpływ ustawy o cenach energii, wyniosła w III kwartale 475 mln zł wobec 428 mln zł rok wcześniej.
EBITDA segmentu Dystrybucji w III kwartale tego roku wyniosła 327 mln zł (spadek o 13 proc. rdr), segmentu Wytwarzania wyniosła 54 mln zł (spadek o 18 proc. rdr), a zysk EBITDA segmentu Sprzedaży wyniósł 118 mln zł wobec 7 mln zł straty EBITDA przed rokiem.
Jak podała spółka, wzrost EBITDA w Sprzedaży to przede wszystkim efekt niskiej bazy III kwartału 2018 roku (wzrost cen energii elektrycznej na rynku skutkujący spadkiem marży na sprzedaży energii do odbiorców końcowych). Z kolei na wyniki tej linii w III kwartale br. pozytywnie wpłynęły: wyższa marża na sprzedaży energii rdr, rozpoznanie rekompensaty finansowej z tytułu straty na realizacji kontraktów z klientami po obniżonych cenach wynikających z Ustawy „o cenach energii w 2019 roku” oraz rozwiązanie części rezerwy z 2018 roku na kontrakty rodzące obciążenia w taryfie G. Spółka poinformowała, że wdrożenie ustawy nie miało negatywnego wpływu na wyniki.
Energa podała, że największy udział w EBITDA grupy w III kwartale 2019 roku miała linia biznesowa Dystrybucja (68 proc.), natomiast udział Sprzedaży i Wytwarzania wyniósł odpowiednio 24 proc. i 11 proc.
Zysk operacyjny grupy Energa wyniósł w III kwartale 221 mln zł wobec 185 mln zł zysku rok wcześniej (wzrost o 19 proc. rdr). Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2,952 mld zł wobec 2,567 mld zł rok wcześniej (wzrost o 15 proc. rdr). Przychody z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny wyniosły 83 mln zł.
Po trzech kwartałach 2019 r. przychody ze sprzedaży grupy Energa wyniosły 8,472 mld zł (wzrost o 11 proc. rdr), przychody z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny 593 mln zł. EBITDA wzrosła o 10 proc. rdr do 1,742 mld zł, a zysk netto jednostki dominującej wyniósł 379 mln zł wobec 678 mln zł zysku przed rokiem.
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej po 9 miesiącach tego roku wynosiły 606 mln zł wobec 1.310 mln zł rok wcześniej.
Stan środków pieniężnych grupy na koniec września 2019 roku wyniósł 1.498 mln zł i był niższy o 49 proc. w stosunku do stanu przed rokiem.
Po trzech kwartałach 2019 roku grupa Energa zrealizowała inwestycje na poziomie 1,108 mld zł (wzrost o 6 proc. rdr), z czego prawie 945 mln zł w segmencie dystrybucji.
Wskaźnik dług netto/EBITDA wyniósł na koniec września 2,7 x.(PAP Biznes)
pel/
- 15.11.2019 07:01
Zysk netto j.d. Energi w III kw. '19 wyniósł 104 mln zł, EBITDA 484 mln zł
15.11.2019 07:01Zysk netto j.d. Energi w III kw. '19 wyniósł 104 mln zł, EBITDA 484 mln zł
Rok wcześniej EBITDA grupy wynosiła 426 mln zł.
Zysk operacyjny grupy wyniósł 221 mln zł wobec 185 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2,952 mld zł wobec 2,567 mld zł rok wcześniej. Przychody z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny wyniosły 83 mln zł.
Energa szacowała w październiku, że w trzecim kwartale jej EBITDA wyniosła 484 mln zł.(PAP Biznes)
pel/
- 08.11.2019 08:38
Citi podniósł rekomendację Energi do "kupuj"
08.11.2019 08:38Citi podniósł rekomendację Energi do "kupuj"
Z danych Bloomberga wynika, że Energa ma 1 rekomendację "kupuj", 8 "trzymaj" i 2 "sprzedaj". (PAP Biznes)
doa/ ana/
- 07.11.2019 15:30
Energa planuje w ’20 inwestycje w OZE, w tym w fotowoltaice
07.11.2019 15:30Energa planuje w ’20 inwestycje w OZE, w tym w fotowoltaice
"Chcemy się rozwijać w kierunku zielonych mocy wytwórczych. (…) W 2020 roku oddamy do eksploatacji farmę wiatrową Przykona o mocy 31 MW. Powinniśmy oddać ok. 6 MW fotowoltaiki przy małych elektrowniach wodnych, 0,5 MW w fotowoltaice pływającej i prawdopodobnie około 20 MW z dużej farmy fotowoltaicznej” - powiedział Gajda podczas konferencji EuroPower.
"W kolejnych latach, 2021-22, planujemy budowę trzech małych elektrowni wodnych” - dodał.
Wiceprezes Energa OZE poinformował też, że w 2020 roku planowane jest oddanie magazynu energii 6 MW przy farmie wiatrowej koło Gdańska.
Pytany o źródła finansowania inwestycji OZE odpowiedział, że spółka ma zapewnione finansowanie m.in. z NFOŚiGW. (PAP Biznes)
pel/ pr/ osz/
- 30.10.2019 10:32
ENERGA SA (31/2019) Zmiana terminu publikacji skonsolidowanego raportu kwartalnego za III kwartał 2019 roku
30.10.2019 10:32ENERGA SA (31/2019) Zmiana terminu publikacji skonsolidowanego raportu kwartalnego za III kwartał 2019 roku
Zarząd Spółki Energa SA, w nawiązaniu do raportu bieżącego nr 3/2019 z 31 stycznia br., informuje, że skonsolidowany raport kwartalny za III kwartał 2019 roku, którego termin wyznaczono pierwotnie na 6 listopada 2019 roku, zostanie opublikowany w dniu 15 listopada 2019 roku.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 24.10.2019 15:16
ENERGA SA (30/2019) Umorzenie postępowania w wyniku cofnięcia pozwu o uchylenie uchwał Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Energa SA
24.10.2019 15:16ENERGA SA (30/2019) Umorzenie postępowania w wyniku cofnięcia pozwu o uchylenie uchwał Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Energa SA
W nawiązaniu do raportów bieżących nr 40/2018 z dnia 10 sierpnia 2018 roku oraz nr 48/2018 z dnia 23 listopada 2018 roku, Zarząd Spółki Energa SA ("Spółka") informuje, że w dniu dzisiejszym Sąd Okręgowy w Gdańsku wydał postanowienie o umorzeniu postępowania w sprawie z powództwa Akcjonariusza ("Powód") przeciwko Energa SA o uchylenie uchwał Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki podjętych w dniu 27 czerwca 2018 roku.
Postępowanie umorzono w związku z cofnięciem pozwu i zrzeczeniem się roszczeń objętych ww. pozwem przez Powoda.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.10.2019 08:49
Szacunkowe wyniki Energi lekko rozczarowują z powodu słabego segmentu dystrybucji (opinia, aktl.)
21.10.2019 08:49Szacunkowe wyniki Energi lekko rozczarowują z powodu słabego segmentu dystrybucji (opinia, aktl.)
DM BDM (raport poranny):
"Wyniki są zgodne z naszymi oczekiwaniami, ale ich jakość jest słabsza z uwagi na 13-procentowy spadek wyniku w Dystrybucji mimo niskiej bazy. Spółka w komunikacie podaje, że +Kluczowym czynnikiem mającym wpływ na niższy wynik tej Linii była niższa marża na dystrybucji, głównie z powodu wzrostu kosztów strat sieciowych będącego z kolei konsekwencją wyższych cen energii+. Czynnik ten znacząco obciążył również wyniki 2Q’19.
Wzrost wyników grupa zawdzięcza Sprzedaży. W komentarzu wskazuje na efekt niskiej bazy, niższy koszt umorzenia praw majątkowych czy 24 mln zł rozwiązanej rezerwy na sprzedaż w taryfie G (przyjmowaliśmy +30 mln zł). Jest to jedyne zdarzenie jednorazowe wyraźnie zaznaczone w komunikacie. Ponadto spółka informuje o zaksięgowaniu 67 mln zł z tyt. rekompensaty finansowej (zawężony katalog beneficjentów ustawy o cenach e.e. z 13.06.2019) w zamian za utrzymywanie cen na niemienionym poziomie. Dodatkowo dokonano rekalkulacji +kwoty różnicy ceny+ i korektę przychodów za 1H’19, co wg. spółki +pozostawało bez większego wpływu na względną neutralność ustawy na wyniki Sprzedaży+".
ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA SECURITIES:
"EBITDA w trzecim kwartale wzrosła rdr prawie 14 proc., ale ten wzrost został zrobiony głównie na wyniku w segmencie sprzedaży, który zanotował rozwiązanie rezerwy w wysokości 24 mln zł i 67 mln zł przychodów z tytułu odszkodowania za zamrożenie cen prądu.
Zwraca uwagę słabszy prawie 13 proc. rdr wynik w dystrybucji. To podstawowy segment działalności spółki, a widać wyższe koszty na bilansowaniu i spadek wolumenów rdr. To negatywna przesłanka.
Uznałbym te wyniki za lekko rozczarowujące z powodu segmentu dystrybucji".
***********************
Energa szacuje, że jej skonsolidowana EBITDA w III kw. 2019 roku wyniosła 484 mln zł wobec 426 mln zł przed rokiem.
Szacunkowa EBITDA segmentu dystrybucja wyniosła 327 mln zł (374 mln zł rok wcześniej), EBITDA segmentu wytwarzanie wyniosła 54 mln zł (66 mln zł rok wcześniej), a segmentu sprzedaż 119 mln zł (-7 mln zł rok wcześniej).
Narastająco od początku roku EBITDA grupy Energa wyniosła 1.742 mln zł wobec 1.587 mln zł rok wcześniej.
Produkcja energii elektrycznej brutto w trzecim kwartale 2019 roku wyniosła 827 GWh wobec 963 GWh przed rokiem, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5.396 GWh wobec 5.487 GWh rok wcześniej, a sprzedaż energii elektrycznej 4.863 GWh wobec 4.752 GWh przed rokiem.
Łącznie w trzech pierwszych kwartałach 2019 roku dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 16.558 GWh wobec 16.927 GWh przed rokiem. Produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła w tym czasie 2.776 GWh wobec 2.851 GWh rok wcześniej, a sprzedaż detaliczna energii elektrycznej wyniosła 14.667 GWh wobec 14.751 GWh przed rokiem. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 21.10.2019 08:43
Szacunkowe wyniki Energi lekko rozczarowują z powodu słabego segmentu dystrybucji (opinia)
21.10.2019 08:43Szacunkowe wyniki Energi lekko rozczarowują z powodu słabego segmentu dystrybucji (opinia)
ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA SECURITIES:
"EBITDA w trzecim kwartale wzrosła rdr prawie 14 proc., ale ten wzrost został zrobiony głównie na wyniku w segmencie sprzedaży, który zanotował rozwiązanie rezerwy w wysokości 24 mln zł i 67 mln zł przychodów z tytułu odszkodowania za zamrożenie cen prądu.
Zwraca uwagę słabszy prawie 13 proc. rdr wynik w dystrybucji. To podstawowy segment działalności spółki, a widać wyższe koszty na bilansowaniu i spadek wolumenów rdr. To negatywna przesłanka.
Uznałbym te wyniki za lekko rozczarowujące z powodu segmentu dystrybucji".
***********************
Energa szacuje, że jej skonsolidowana EBITDA w III kw. 2019 roku wyniosła 484 mln zł wobec 426 mln zł przed rokiem.
Szacunkowa EBITDA segmentu dystrybucja wyniosła 327 mln zł (374 mln zł rok wcześniej), EBITDA segmentu wytwarzanie wyniosła 54 mln zł (66 mln zł rok wcześniej), a segmentu sprzedaż 119 mln zł (-7 mln zł rok wcześniej).
Narastająco od początku roku EBITDA grupy Energa wyniosła 1.742 mln zł wobec 1.587 mln zł rok wcześniej.
Produkcja energii elektrycznej brutto w trzecim kwartale 2019 roku wyniosła 827 GWh wobec 963 GWh przed rokiem, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5.396 GWh wobec 5.487 GWh rok wcześniej, a sprzedaż energii elektrycznej 4.863 GWh wobec 4.752 GWh przed rokiem.
Łącznie w trzech pierwszych kwartałach 2019 roku dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 16.558 GWh wobec 16.927 GWh przed rokiem. Produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła w tym czasie 2.776 GWh wobec 2.851 GWh rok wcześniej, a sprzedaż detaliczna energii elektrycznej wyniosła 14.667 GWh wobec 14.751 GWh przed rokiem. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 19.10.2019 17:26
Olej z elektrowni w Ostrołęce wyciekł do kanału uchodzącego do Narwi
19.10.2019 17:26Olej z elektrowni w Ostrołęce wyciekł do kanału uchodzącego do Narwi
Chodkowski poinformował, że przedstawiciele Energa Elektrownie Ostrołęka potwierdzili wyciek oleju. "Uzyskaliśmy informację z zespołu elektrowni, że to olej turbinowy TU 32" – powiedział.
Akcję ratowniczą prowadzą jednostki Państwowej Straży Pożarnej. Postawiły zapory i rękawy sorpcyjne m.in. w Sieluniu (pow. makowski).
"Inspektorzy Delegatury WIOŚ (Wojewódzkiego Inspektoratu Ochrony Środowiska) w Ostrołęce prowadzą rozpoznanie" – napisała na Twitterze rzeczniczka Głównego Inspektoratu Ochrony Środowiska Agnieszka Borowska.
Poinformowała, że Narew została skażona na odcinku 35 km.
Według resortu środowiska ilość wyciekłej substancji szacuje się na 3-5 ton.
"Jesteśmy w stałym kontakcie ze służbami, które monitorują sytuację na miejscu. Inspektorzy Delegatury WIOS w Ostrołęce udali się na miejsce zdarzenia w celu przeprowadzenia jego szczegółowego rozpoznania. Rozpoczęła się również kontrola WIOS w Zespole Elektrowni, na terenie którego doszło do wycieku oleju turbinowego" - poinformował minister środowiska Henryk Kowalczyk.(PAP)
wnk/ mrr/ pel/
- 18.10.2019 18:20
Grupa Energa szacuje, że jej EBITDA w III kw. '19 wyniosła 484 mln zł (opis)
18.10.2019 18:20Grupa Energa szacuje, że jej EBITDA w III kw. '19 wyniosła 484 mln zł (opis)
EBITDA segmentu dystrybucja wyniosła w trzecim kwartale 2019 roku 327 mln zł wobec 374 mln zł rok wcześniej.
"Kluczowym czynnikiem mającym wpływ na niższy wynik tej Linii była niższa marża na dystrybucji, głównie z powodu wzrostu kosztów strat sieciowych będącego z kolei konsekwencją wyższych cen energii" - podała grupa w komunikacie.
EBITDA segmentu wytwarzanie wyniosła w trzecim kwartale 54 mln zł wobec 66 mln zł rok wcześniej. Jak podano, za obniżenie wyniku w tym segmencie w głównej mierze odpowiedzialne były czynniki takie jak spadek przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i wzrost kosztów stałych.
"Pozytywny wpływ na EBITDA tego obszaru miały m.in. wyższe przychody z zielonych praw majątkowych i usług systemowych" - podano w komunikacie.
EBITDA segmentu sprzedaż w trzecim kwartale wyniosła 119 mln zł wobec straty EBITDA przed rokiem w wysokości 7 mln zł.
Energa podała, że na wynik w trzecim kwartale tego roku zasadniczy wpływ miał m.in. efekt niskiej bazy. Jak podano, trzeci kwartał 2018 roku charakteryzował się niskimi wynikami z uwagi na nieoczekiwany i dynamiczny wzrost cen energii na rynku w tamtym okresie.
Wpływ na tegoroczny wynik segmentu sprzedaż miały także niższe koszty umorzenia praw majątkowych oraz akcyzy, a także zdarzenie jednorazowe w postaci rozwiązania 24 mln zł rezerwy na kontrakty rodzące obciążenia dotyczące taryfy G utworzonej w 2018 roku.
Energa wskazała, że Energa Obrót rozpoznała w przychodach kwotę 67 mln zł z tytułu rekompensaty finansowej za trzeci kwartał 2019 roku w zamian za utrzymywanie cen z 2018 roku dla wybranych grup klientów.
"Ponadto, dokonano rekalkulacji kwoty rekompensaty (kwota różnicy cen) oraz korekty przychodów za I półrocze br., co pozostało jednak bez większego wpływu na względną neutralność ustawy na wyniki Linii Biznesowej zarówno w okresie 9 m-cy jak i III kwartale 2019 roku" - podano w komunikacie.
Łącznie w okresie styczeń-wrzesień EBITDA segmentu dystrybucja wyniosła 1.303 mln zł (1.364 mln zł rok wcześniej), EBITDA segmentu wytwarzanie wyniosła 226 mln zł (234 mln zł rok wcześniej), a segmentu sprzedaż 259 mln zł (50 mln zł rok wcześniej).
Energa podała także szacunkowe dane opercyjne za trzeci kwartał 2019 roku.
Produkcja energii elektrycznej brutto w trzecim kwartale wyniosła 827 GWh wobec 963 GWh przed rokiem, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5.396 GWh wobec 5.487 GWh rok wcześniej, a sprzedaż energii elektrycznej 4.863 GWh wobec 4.752 GWh przed rokiem.
Łącznie w trzech pierwszych kwartałach 2019 roku dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 16.558 GWh wobec 16.927 GWh przed rokiem. Produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła w tym czasie 2.776 GWh wobec 2.851 GWh rok wcześniej, a sprzedaż detaliczna energii elektrycznej wyniosła 14.667 GWh wobec 14.751 GWh przed rokiem. (PAP Biznes)
sar/ gor/
- 18.10.2019 17:55
Grupa Energa szacuje, że jej EBITDA w III kw. '19 wyniosła 484 mln zł
18.10.2019 17:55Grupa Energa szacuje, że jej EBITDA w III kw. '19 wyniosła 484 mln zł
EBITDA segmentu dystrybucja wyniosła 327 mln zł (374 mln zł rok wcześniej), EBITDA segmentu wytwarzanie wyniosła 54 mln zł (66 mln zł rok wcześniej), a segmentu sprzedaż 119 mln zł (-7 mln zł rok wcześniej).
Produkcja energii elektrycznej brutto w trzecim kwartale 2019 roku wyniosła 827 GWh wobec 963 GWh przed rokiem, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5.396 GWh wobec 5.487 GWh rok wcześniej, a sprzedaż energii elektrycznej 4.863 GWh wobec 4.752 GWh przed rokiem. (PAP Biznes)
sar/
- 18.10.2019 17:48
ENERGA SA (29/2019) Szacunkowe wyniki Grupy Energa za III kwartał i 9 miesięcy 2019 roku
18.10.2019 17:48ENERGA SA (29/2019) Szacunkowe wyniki Grupy Energa za III kwartał i 9 miesięcy 2019 roku
Zarząd Spółki Energa SA przekazuje do publicznej wiadomości szacunki wybranych danych finansowych i operacyjnych Grupy Energa za III kwartał i 9 miesięcy 2019 roku.
Wyniki finansowe i operacyjne osiągnięte w III kwartale 2019 roku:
EBITDA Grupy: 484 mln zł (wobec 426 mln zł w III kwartale 2018 roku), w tym:
EBITDA Linii Biznesowej Dystrybucja: 327 mln zł (wobec 374 mln zł w III kwartale 2018 roku),
EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie: 54 mln zł (wobec 66 mln zł w III kwartale 2018 roku),
EBITDA Linii Biznesowej Sprzedaż: 119 mln zł (wobec -7 mln zł w III kwartale 2018 roku).
Dystrybucja energii elektrycznej: 5 396 GWh (wobec 5 487 GWh w III kwartale 2018 roku),
Produkcja energii elektrycznej brutto: 827 GWh (wobec 963 GWh w III kwartale 2018 roku),
Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 4 863 GWh (wobec 4 752 GWh w III kwartale 2018 roku).
Wyniki finansowe i operacyjne osiągnięte w ciągu 9 miesięcy 2019 roku:
EBITDA Grupy: 1 742 mln zł (wobec 1 587 mln zł w ciągu 9 miesięcy 2018 roku), w tym:
EBITDA Linii Biznesowej Dystrybucja: 1 303 mln zł (wobec 1 364 mln zł w ciągu 9 miesięcy 2018 roku),
EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie: 226 mln zł (wobec 234 mln zł w ciągu 9 miesięcy 2018 roku),
EBITDA Linii Biznesowej Sprzedaż: 259 mln zł (wobec 50 mln zł w ciągu 9 miesięcy 2018 roku).
Dystrybucja energii elektrycznej: 16 558 GWh (wobec 16 927 GWh w ciągu 9 miesięcy 2018 roku),
Produkcja energii elektrycznej brutto: 2 776 GWh (wobec 2 851 GWh w ciągu 9 miesięcy 2018 roku),
Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 14 667 GWh (wobec 14 751 GWh w ciągu 9 miesięcy 2018 roku).
Grupa Energa wypracowała w III kwartale 2019 roku EBITDA na poziomie 484 mln zł, co oznacza wzrost o 14% w porównaniu do analogicznego okresu ubiegłego roku. Na ukształtowanie się tego wyniku wpływ miały przede wszystkim:
a) EBITDA osiągnięta przez Linię Biznesową Dystrybucja w wysokości 327 mln zł. Kluczowym czynnikiem mającym wpływ na niższy wynik tej Linii była niższa marża na dystrybucji, głównie z powodu wzrostu kosztów strat sieciowych będącego z kolei konsekwencją wyższych cen energii.
b) EBITDA osiągnięta przez Linię Biznesową Wytwarzanie w wysokości 54 mln zł. W głównej mierze za obniżenie wyniku Linii odpowiedzialne były czynniki takie jak spadek przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej, a także wzrost kosztów stałych. Pozytywny wpływ na EBITDA tego obszaru miały m.in. wyższe przychody z zielonych praw majątkowych i usług systemowych.
c) EBITDA osiągnięta przez Linię Biznesową Sprzedaż w wysokości 119 mln zł. Na wynik w III kwartale 2019 roku, w porównaniu do analogicznego okresu roku poprzedniego, zasadniczy wpływ miały następujące czynniki:
- efekt niskiej bazy, gdyż III kwartał 2018 roku charakteryzował się niskimi wynikami z uwagi na nieoczekiwany i dynamiczny wzrost cen energii na rynku w tamtym okresie,
- niższe koszty umorzenia praw majątkowych (wygaszenie z początkiem 2019 roku systemu wsparcia dla kogeneracji w postaci praw majątkowych) oraz akcyzy (ustawowa zmiana stawki od 2019 roku),
- rozwiązanie 24 mln zł rezerwy na kontrakty rodzące obciążenia dotyczące taryfy G utworzonej w 2018 roku (zdarzenie jednorazowe).
W III kwartale rozpoczęto wdrażanie Ustawy z dnia 13 czerwca 2019 roku zmieniającej ustawę o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, ustawę o efektywności energetycznej oraz ustawę o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (dalej Ustawa) w zakresie przepisów dotyczących II półrocza (inny zakres podmiotowy niż w I półroczu br.), w wyniku czego Energa Obrót S.A. rozpoznała w przychodach kwotę 67 mln zł z tyt. rekompensaty finansowej za III kwartał 2019 roku w zamian za utrzymywanie cen z 2018 roku dla wybranych grup klientów (głównie gospodarstwa domowe, jednostki samorządu terytorialnego, szpitale). Ponadto, dokonano rekalkulacji kwoty rekompensaty (kwota różnicy cen) oraz korekty przychodów za I półrocze br., co pozostało jednak bez większego wpływu na względną neutralność Ustawy na wyniki Linii Biznesowej zarówno w okresie 9 m-cy jak i III kwartale 2019 roku.
W ciągu pierwszych 9 miesięcy Grupa Energa wypracowała EBITDA w wysokości 1 742 mln zł, co oznacza wzrost o 10% w porównaniu do analogicznego okresu ubiegłego roku. Za poziom EBITDA Grupy odpowiedzialne były głównie:
a) EBITDA Linii Biznesowej Dystrybucja w wysokości 1 303 mln zł. Było to przede wszystkim efektem niższej marży na dystrybucji ze stratami sieciowymi, m.in. na skutek wysokich cen energii na pokrycie strat sieciowych, późniejszego wejścia w życie taryfy na rok 2019 (od kwietnia br.) oraz zdarzenia jednorazowego z zeszłego roku tj. zmiany metody szacowania sprzedaży niezafakturowanej, co spowodowało w okresie porównywalnym wzrost wyceny szacunków niezafakturowanych sprzedaży i spadek szacunku strat sieciowych. Ponadto Linia zanotowała wyższe koszty OPEX, głównie w obszarze świadczeń pracowniczych. Korzystnie zadziałał wzrost przychodów z tytułu przyłączy.
b) EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie w wysokości 226 mln zł. Nieznaczny spadek osiągniętych wyników w stosunku do analogicznego okresu ubiegłego roku wynikał przede wszystkim z wyższych kosztów zużycia paliw do produkcji, zakupu uprawnień do emisji oraz kosztów stałych. Powyższe zostały częściowo zrównoważone wyższymi przychodami ze sprzedaży energii elektrycznej i praw majątkowych.
c) EBITDA Linii Biznesowej Sprzedaż w wysokości 259 mln zł. Zwiększenie tego wyniku r/r możliwe było dzięki wzrostowi marży na sprzedaży energii elektrycznej (niska baza roku poprzedniego oraz niższe koszty umorzenia praw majątkowych i akcyzy) oraz zdarzeniu jednorazowemu w postaci rozwiązania części rezerwy z 2018 roku na kontrakty rodzące obciążenia dotyczące taryfy G w kwocie 111 mln zł przy jednoczesnym ujęciu rezerwy na ewentualne kary związane z umowami CPA (-31 mln zł).
Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 18.10.2019 15:44
Energa chce postawić elektrownię fotowoltaiczną na wodzie
18.10.2019 15:44Energa chce postawić elektrownię fotowoltaiczną na wodzie
Zarząd spółki Energa OZE złożył wniosek do NFOŚiGW o wsparcie w ramach programu „Wsparcie dla Innowacji sprzyjających zasobooszczędnej i niskoemisyjnej gospodarce”, co ma pozwolić na skorzystanie z preferencyjnej pożyczki.
"W najbliższym czasie planowane jest zaimplementowanie wypracowanej technologii na kolejnych zbiornikach wodnych. W szczególności atrakcyjnym jest wykorzystanie potencjału zbiorników wodnych zlokalizowanych na terenach pokopalnianych. Przyczyni się to w znacznym stopniu do rekultywacji tychże terenów" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Energa OZE Piotr Meler. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 27.09.2019 12:57
Energa nie wyklucza nowych inwestycji w OZE, w tym w energetyce wiatrowej
27.09.2019 12:57Energa nie wyklucza nowych inwestycji w OZE, w tym w energetyce wiatrowej
Pytany podczas telekonferencji, czy spółka rozważa rozbudowę mocy wiatrowych poza trwającą budową farmy Przykona, odpowiedział: "Nie wykluczamy takich nowych inwestycji. Jesteśmy w trakcie aktualizacji strategii. Myślę, że aktualizację niebawem będziemy mogli ją przedstawić. Kierunek związany z rozwojem OZE będzie jeszcze mocniej podkreślony. Pracujemy nad różnymi inwestycjami w obszarze OZE, również w zakresie wiatru".
Grupa Energa ma obecnie 41 proc. udziału produkcji energii z OZE w całej produkcji własnej.
Spółka prowadzi budowę nowej farmy wiatrowej Przykona o mocy zainstalowanej 31 MW oraz średniej rocznej produkcji energii elektrycznej na poziomie 75 GWh. Dziewięć turbin wiatrowych wraz z niezbędną infrastrukturą powstaje na obszarze 250 ha terenów rekultywowanych po kopalni węgla brunatnego. Na początku października rozpocznie się montaż turbin.
Grupa prowadzi też budowę magazynu energii elektrycznej, o docelowej mocy 6 MW i pojemności 27 MWh. Obiekt budowany w technologii hybrydowej powstaje w pobliżu farmy wiatrowej Bystra. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 27.09.2019 12:48
Energa ocenia wpływ ustawy o cenach energii jako "w miarę neutralny" dla wyników - wiceprezes
27.09.2019 12:48Energa ocenia wpływ ustawy o cenach energii jako "w miarę neutralny" dla wyników - wiceprezes
"Oceniamy, że ustawa o cenach energii jest dla nas na tyle neutralna, że wszelkie nasze czynności dotyczące zamrożenia cen i rozliczenia z klientami i sporządzenia wniosku o rekompensaty, na który mamy czas do 7 października, nie powodują dla nas poważnego zagrożenia finansowego. Oceniamy, że ustawa ma w miarę neutralny wpływ na nasze wyniki" - powiedział wiceprezes Energi Jacek Kościelniak podczas telekonferencji dla inwestorów.
Spółka podała w raporcie, że kwota różnicy ceny za I półrocze 2019 roku oszacowana na 510 mln zł została rozpoznana w całości w przychodach linii biznesowej w II kwartale 2019 roku i jest o około 80 mln zł niższa od przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej, które byłyby zrealizowane w sytuacji braku przedmiotowej ustawy. Wpływ na wyniki ubytku na kwocie różnicy ceny został częściowo zniwelowany przez obniżenie kosztu własnego sprzedaży z uwagi na zmniejszoną ustawowo stawkę akcyzy z 20 do 5 zł/MWh (wpływ 30 mln zł w II kwartale oraz 60 mln zł w I półroczu).
Łącznie zatem - jak podała spółka - wpływ ustawy o cenach energii w 2019 roku na wyniki linii biznesowej w II kwartale 2019 roku wyniósł per saldo: -50 mln zł, natomiast w całym półroczu: -20 mln zł. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 27.09.2019 09:27
Wyniki Energi zgodne z wcześniejszymi szacunkami (opinia, aktl.)
27.09.2019 09:27Wyniki Energi zgodne z wcześniejszymi szacunkami (opinia, aktl.)
O godz. 9.25 kurs Energi spada o 0,5 proc. do 6,39 zł.
DM BDM (raport poranny):
"Wyniki zgodne z szacunkami z 09.09.2019, które były wyższe od naszych oczekiwań i konsensusu.
Wpływ na to miały głównie pozytywne zdarzenia jednorazowe związane z ustawą o cenach energii elektrycznej z 28.12.2019. Spółka rozwiązała 50 mln zł rezerwy na sprzedaż w taryfie G, pokazała 50 mln zł dalszych korekt przychodów i odwróciła efekt 209 mln zł utraty marży w 1Q’19 (klienci A-C). Sumaryczny wpływ ustawy o cenach energii w 1H’19 to -67 mln zł. Wyniki więc należy analizować w ujęciu 1H’19, gdzie oczyszczona EBITDA wzrosła o 6 proc. rdr.
Uwagę zwraca bardzo dobry, oczyszczony wynik w sprzedaży".
KAMIL KLISZCZ, ANALITYK DM MBANKU:
"W finalnych wynikach generalnie nie ma większych zaskoczeń. Już wstępne wyniki były podane z pełnym rozbiciem na segmenty.
We wstępnych danych nie był jasny słabszy wynik w segmencie wytwarzania. Teraz widać, że zarówno sama Ostrołęka wypadła gorzej niż zakładaliśmy, jak i trochę słabiej wypadł obszar OZE".
******************
EBITDA grupy Energa wyniosła w II kwartale 2019 roku 704 mln zł, zgodnie z szacunkami z początku września. Rok wcześniej EBITDA grupy wynosiła 535 mln zł. EBITDA skorygowana o zdarzenia jednorazowe wyniosła w II kwartale 526 mln zł wobec 539 mln zł rok wcześniej.
EBITDA linii biznesowej Dystrybucja spadła o 11 proc. rdr, do 428 mln zł. Pogorszenie EBITDA rdr odnotowała również linia biznesowa Wytwarzanie (o 17 proc. rdr, do 54 mln zł). Z kolei trzecia główna linia biznesowa grupy, tj. Sprzedaż odnotowała zysk EBITDA na poziomie 235 mln zł w stosunku do 4 mln zł zysku w analogicznym okresie roku poprzedniego.
Zysk operacyjny grupy spadł do 163 mln zł z 415 mln zł zysku rok wcześniej.
Zysk netto, przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej, wyniósł w II kwartale 2019 roku 89 mln zł wobec 281 mln zł zysku rok wcześniej.
Na wynik operacyjny i netto wpływ miał odpis aktualizujący wartość niefinansowych aktywów trwałych Elektrowni Ostrołęka B w kwocie 270 mln. Z kolei rok wcześniej spółka odwróciła odpis na farmy wiatrowe o łącznej wartości 117 mln zł. Wpływ na wynik netto w II kwartale 2019 roku wyniósł minus 219 mln zł, a na wynik w II kw. 2018 roku plus 95 mln zł.
Przychody ze sprzedaży netto grupy wyniosły w II kwartale 2,549 mld zł wobec 2,392 mld zł rok wcześniej.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 27.09.2019 08:40
Wyniki Energi zgodne z wcześniejszymi szacunkami (opinia)
27.09.2019 08:40Wyniki Energi zgodne z wcześniejszymi szacunkami (opinia)
KAMIL KLISZCZ, ANALITYK DM MBANKU:
"W finalnych wynikach generalnie nie ma większych zaskoczeń. Już wstępne wyniki były podane z pełnym rozbiciem na segmenty.
We wstępnych danych nie był jasny słabszy wynik w segmencie wytwarzania. Teraz widać, że zarówno sama Ostrołęka wypadła gorzej niż zakładaliśmy, jak i trochę słabiej wypadł obszar OZE".
******************
EBITDA grupy Energa wyniosła w II kwartale 2019 roku 704 mln zł, zgodnie z szacunkami z początku września. Rok wcześniej EBITDA grupy wynosiła 535 mln zł. EBITDA skorygowana o zdarzenia jednorazowe wyniosła w II kwartale 526 mln zł wobec 539 mln zł rok wcześniej.
EBITDA linii biznesowej Dystrybucja spadła o 11 proc. rdr, do 428 mln zł. Pogorszenie EBITDA rdr odnotowała również linia biznesowa Wytwarzanie (o 17 proc. rdr, do 54 mln zł). Z kolei trzecia główna linia biznesowa grupy, tj. Sprzedaż odnotowała zysk EBITDA na poziomie 235 mln zł w stosunku do 4 mln zł zysku w analogicznym okresie roku poprzedniego.
Zysk operacyjny grupy spadł do 163 mln zł z 415 mln zł zysku rok wcześniej.
Zysk netto, przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej, wyniósł w II kwartale 2019 roku 89 mln zł wobec 281 mln zł zysku rok wcześniej.
Na wynik operacyjny i netto wpływ miał odpis aktualizujący wartość niefinansowych aktywów trwałych Elektrowni Ostrołęka B w kwocie 270 mln. Z kolei rok wcześniej spółka odwróciła odpis na farmy wiatrowe o łącznej wartości 117 mln zł. Wpływ na wynik netto w II kwartale 2019 roku wyniósł minus 219 mln zł, a na wynik w II kw. 2018 roku plus 95 mln zł.
Przychody ze sprzedaży netto grupy wyniosły w II kwartale 2,549 mld zł wobec 2,392 mld zł rok wcześniej.(PAP Biznes)
pel/ asa/
- 27.09.2019 07:57
Wyniki operacyjne Energi w II kw.'19 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
27.09.2019 07:57Wyniki operacyjne Energi w II kw.'19 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
Wyniki operacyjne za II kwartał 2019:
Pozycja j.m. 2Q2019 2Q2018 różnica 1H2019 1H2018 różnica Produkcja energii GWh 925 849 9% 1950 1888 3% Produkcja ciepła TJ 667 549 22% 2150 2185 -2% Sprzedaż energii razem, w tym: GWh 5642 5598 1% 12232 11816 4% Sprzedaż energii detalicznej GWh 4 837 4 754 2% 9 804 9 998 -2% Sprzedaż energii na rynku hurtowym GWh 805 844 -5% 2 428 1 818 34% Dystrybucja energii GWh 5351 5584 -4% 11162 11440 -2% Wyniki grupy według głównych segmentów działalności (w mln zł):
mln zł 2Q2019 2Q2018 różnica 1H2019 1H2018 różnica Dystrybucja Przychody 996 1 005 -1% 2 070 2 072 0% EBITDA 428 481 -11% 976 990 -1% amortyzacja 207 189 10% 409 377 8% odpisy - - - - - - EBIT 221 292 -24% 567 613 -8% Zysk netto 148 210 -30% 400 439 -9% CAPEX 314 312 1% 648 534 21% Wytwarzanie Przychody 337 242 39% 715 546 31% EBITDA 54 65 -17% 172 168 2% amortyzacja 46 40 15% 92 80 15% odpisy 270 -117 > 100% 270 -117 > 100% EBIT -262 142 < -100% -190 205 < -100% Zysk netto -224 103 < -100% -177 144 < -100% CAPEX 79 46 72% 101 76 33% Sprzedaż Przychody 1 845 1 260 46% 3 577 2 683 33% EBITDA 235 4 > 100% 140 57 > 100% amortyzacja 13 10 30% 26 20 30% odpisy - - - -1 - - EBIT 222 -6 > 100% 115 37 > 100% Zysk netto 171 -3 > 100% 83 35 > 100% CAPEX 8 7 14% 17 12 42% (PAP Biznes)
pel/
- 27.09.2019 07:40
Zysk netto j.d. Energi w II kw. '19 wyniósł 89 mln zł, EBITDA 704 mln zł (opis)
27.09.2019 07:40Zysk netto j.d. Energi w II kw. '19 wyniósł 89 mln zł, EBITDA 704 mln zł (opis)
Rok wcześniej EBITDA grupy wynosiła 535 mln zł.
Zysk operacyjny grupy wyniósł 163 mln zł wobec 415 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2,549 mld zł wobec 2,392 mld zł rok wcześniej.
EBITDA linii biznesowej Dystrybucja spadła o 11 proc. rdr, do 428 mln zł. Spółka tłumaczy, że istotny wpływ na ukształtowanie się wyniku operacyjnego miała niższa marża na dystrybucji (ze stratami sieciowymi). Był to między innymi efekt wzrostu kosztów strat sieciowych, ze względu na wysoki wzrost cen rynkowych energii elektrycznej rdr.
Pogorszenie EBITDA rdr odnotowała również linia biznesowa Wytwarzanie (o 17 proc. rdr, do 54 mln zł). Niższy poziom EBITDA (o 11 mln zł rdr) był w głównej mierze spowodowany wzrostem kosztu zużycia kluczowych paliw do produkcji energii, wyższym poziomem kosztów stałych linii oraz wzrostem kosztu zakupu uprawnień do emisji. Jak podała spółka, negatywny wpływ powyższych czynników został tylko częściowo skompensowany wyższymi przychodami ze sprzedaży energii oraz wyższymi przychodami ze sprzedaży zielonych praw majątkowych.
Z kolei trzecia główna linia biznesowa grupy, tj. Sprzedaż odnotowała zysk EBITDA na poziomie 235 mln zł w stosunku do 4 mln zł zysku w analogicznym okresie roku poprzedniego. Spółka podała, że to przede wszystkim efekt niskiej bazy roku poprzedniego oraz zdarzenia o charakterze jednorazowym (rozwiązanie rezerwy). Z kolei negatywny wpływ na EBITDA tej linii miało utworzenie rezerwy w wysokości 31 mln zł na sprawy sporne w związku z uznaniem za nieważne długoterminowych umów na zakup praw majątkowych OZE.
Istotny wpływ na wyniki tego segmentu miały zmiany w otoczeniu regulacyjnym, w tym nowelizacja ustawy o cenach energii w 2019 roku.
"Kwota różnicy ceny za I półrocze 2019 roku oszacowana na 510 mln zł została rozpoznana w całości w przychodach linii biznesowej w II kwartale 2019 roku i jest o około 80 mln zł niższa od przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej, które byłyby zrealizowane w sytuacji braku przedmiotowej ustawy. Wpływ na wyniki ubytku na kwocie różnicy ceny został częściowo zniwelowany przez obniżenie kosztu własnego sprzedaży z uwagi na zmniejszoną ustawowo stawkę akcyzy z 20 do 5 zł/MWh (wpływ 30 mln zł w II kwartale oraz 60 mln zł w I półroczu). Łącznie zatem wpływ ustawy o +cenach energii w 2019 roku+ na wyniki linii biznesowej w II kwartale 2019 roku wyniósł per saldo -50 mln zł, natomiast w całym półroczu -20 mln zł" - napisano w sprawozdaniu zarządu.
Skorygowana EBITDA grupy wyniosła w II kwartale 526 mln zł wobec 539 mln zł rok wcześniej.
Po I półroczu EBITDA grupy Energa wyniosła 1,258 mld zł wobec 1,161 mld zł przed rokiem (wzrost o 8 proc. rdr). Skorygowana EBITDA wzrosła do 1,233 mld zł z 1,165 mld zł rok wcześniej.
W I półroczu grupa zrealizowała inwestycje na poziomie 776 mln zł, z czego prawie 648 mln zł w dystrybucji.
Stan środków pieniężnych grupy na koniec czerwca 2019 roku wyniósł 1.574 mln zł i był niższy o 1.616 mln zł w stosunku do stanu środków pieniężnych przed rokiem.
Łączne przepływy netto środków pieniężnych z działalności operacyjnej, inwestycyjnej i finansowej grupy w I półroczu 2019 roku wyniosły minus 1.152 mln zł, wobec przepływów w kwocie minus 453 mln zł w I półroczu 2018 roku. (PAP Biznes)
pel/
- 27.09.2019 07:03
Zysk netto j.d. Energi w II kw. '19 wyniósł 89 mln zł, EBITDA 704 mln zł
27.09.2019 07:03Zysk netto j.d. Energi w II kw. '19 wyniósł 89 mln zł, EBITDA 704 mln zł
Rok wcześniej EBITDA grupy wynosiła 535 mln zł.
Zysk operacyjny grupy wyniósł 163 mln zł wobec 415 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2,549 mld zł wobec 2,392 mld zł rok wcześniej.
Energa szacowała na początku września, że w drugim kwartale jej EBITDA wyniosła 704 mln zł.(PAP Biznes)
pel/
- 27.09.2019 06:58
ENERGA SA Raport okresowy półroczny za 2019 PSr
27.09.2019 06:58ENERGA SA Raport okresowy półroczny za 2019 PSr
WYBRANE DANE FINANSOWE w mln. zł w tys. EUR półrocze / 2019 półrocze /2018 półrocze / 2019 półrocze /2018 (mln zł) (mln zł) (mln EUR) (mln EUR) Wybrane skonsolidowane dane finansowe Grupy ENERGA (niebadane) (niebadane) (niebadane) (niebadane) Przychody ze sprzedaży 5 520 5 034 1 287 1 187 Zysk z działalności operacyjnej 454 803 106 189 Zysk lub strata brutto przed opodatkowaniem 313 692 73 163 Zysk lub strata netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 275 556 64 131 Całkowite dochody 229 555 53 131 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 136 826 32 195 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (1 026) (747) (239) (176) Środki pieniężne netto z działalności finansowej (262) (532) (61) (125) Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów (1 152) (453) (269) (107) Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 0,66 1,34 0,15 0,32 Liczba akcji w mln zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję 414 414 414 414 Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień 30 czerwca 2019 31 grudnia 2018 30 czerwca 2019 31 grudnia 2018 (mln zł) (mln zł) (mln EUR) (mln EUR) (niebadane) (niebadane) Aktywa trwałe 16 620 16 182 3 909 3 763 Aktywa obrotowe 5 362 5 417 1 261 1 260 Aktywa razem 21 982 21 599 5 170 5 023 Zobowiązania długoterminowe 6 500 8 438 1 529 1 962 Zobowiązania krótkoterminowe 4 897 2 805 1 152 652 Kapitał własny 10 585 10 356 2 489 2 408 Kapitał własny przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 10 547 10 295 2 480 2 394 Kapitał podstawowy 4 522 4 522 1 063 1 052 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na akcję)* 25,48 24,87 5,99 5,78 Liczba akcji w mln na koniec okresu 414 414 414 414 Wybrane jednostkowe dane finansowe ENERGA SA I pół 2019 I pół 2018 I pół 2019 I pół 2018 (mln zł) (mln zł) (mln EUR) (mln EUR) (niebadane) (niebadane) (niebadane) (niebadane) Przychody ze sprzedaży 46 40 11 9 Zysk z działalności operacyjnej (43) (46) (10) (11) Zysk lub strata brutto przed opodatkowaniem 533 558 124 132 Zysk lub strata netto 552 574 129 135 Całkowite dochody 548 579 128 137 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej (45) (28) (10) (7) Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (857) (371) (200) (88) Środki pieniężne netto z działalności finansowej (172) (30) (40) (7) Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów (1 074) (429) (250) (101) Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 1,33 1,39 0,31 0,33 Liczba akcji zwykłych wyemitowanych zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję 414 414 414 414 Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień 30 czerwca 2019 31 grudnia 2018 30 czerwca 2019 31 grudnia 2018 (niebadane) (niebadane) Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.09.2019 08:14
Wood&Co. podniósł rekomendację dla Tauronu do "kupuj", obniżył dla Energi do "trzymaj"
19.09.2019 08:14Wood&Co. podniósł rekomendację dla Tauronu do "kupuj", obniżył dla Energi do "trzymaj"
Cena docelowa dla akcji Tauronu została podniesiona do 2,06 zł z 1,98 zł, co oznacza potencjał wzrostu o 24 proc. w stosunku do ostatniego kursu zamknięcia. Z kolei cena docelowa Energi została obniżona do 7,4 zł z 10,2 zł wcześniej, to implikuje 7,2 proc. potencjału wzrostu.
Z danych Bloomberga wynika, że średnia cena docelowa dla Tauronu wynosi 2,16 zł, a dla Energi 8,92 zł.
W środę na zamknięciu kurs Tauronu wynosił 1,66 zł, a Energi 6,9 zł. (PAP Biznes)
pr/ gor/
- 17.09.2019 14:16
Energa ma umowę kredytu ESG-linked o wartości 2 mld zł z konsorcjum pięciu banków (opis)
17.09.2019 14:16Energa ma umowę kredytu ESG-linked o wartości 2 mld zł z konsorcjum pięciu banków (opis)
Jak podano, środki z kredytu mają być wykorzystane m.in. na rozwój mocy wytwórczych OZE i dalszą modernizację linii elektroenergetycznych, a także zostaną częściowo przeznaczone na spłatę wcześniejszych zadłużeń związanych z tymi celami.
"Warunkiem udzielenia kredytu jest wykorzystanie udzielonych środków na cele nie związane z energetyką węglową" - napisano w komunikacie.
Kredyt udzielony jest na okres 5 lat od dnia podpisania umowy z możliwością dwukrotnego przedłużenia o rok. Oprocentowanie kredytu zostało ustalone na warunkach rynkowych na podstawie stawki WIBOR powiększonej o marżę. Spółka zobowiązała się do uzyskiwania ratingu ESG (Environmental, Social, Governance), którego poziom może wpływać na wysokość marży. Kredyt jest niezabezpieczony.
Ocena wskaźników ESG będzie wykonywana raz do roku przez Vigeo Eiris (spółkę z grupy Moody’s), międzynarodową agencję ratingową wyspecjalizowaną w obszarze ESG.
Banki podały, że jest to pierwszy tego typu kredyt udzielony w Polsce.
"Po raz pierwszy w Polsce kredytu udzielono w specjalnej formule ESG-linked. Zależy nam na ochronie środowiska i jestem przekonany, że podobnych transakcji z udziałem banku będzie więcej" – powiedział PAP Biznes wiceprezes PKO BP Jakub Papierski.
Santander Bank Polska pełni w konsorcjum rolę koordynatora, agenta i agenta ESG.
"Finansowanie w formule ESG-linked jest instrumentem, który wprowadza dla kredytobiorcy wymierne zachęty, ale również realną odpowiedzialność za działania w kierunku poprawy profilu środowiskowego i społecznego" - powiedział cytowany w komunikacie Maciej Tarnawski, dyrektor zarządzający Departamentu Rynków Kredytowych w Pionie Bankowości Korporacyjnej i Inwestycyjnej Santander Bank Polska.
Santander podał, że formuła kredytów ESG-linked motywuje przedsiębiorstwa do inwestowania w zrównoważony rozwój poprzez premiowanie takiego zaangażowania korzystnymi warunkami finansowania kredytu, a z drugiej strony wyższymi marżami w przypadku, kiedy kredytobiorca nie spełni wytyczonych celów ESG.
Z danych Santandera wynika, że ESG-linked to nowy model finansowania, który rozwija się dynamicznie w ostatnich latach.
W 2018 roku globalna wartość tego rynku wyniosła 77,2 mld USD, co stanowiło 60 proc. wzrost w stosunku do poprzedniego roku.
W pierwszym kwartale 2019 roku, Grupa Santander brała udział w ponad 70 proc. nowych transakcjach finansowania typu ESG-linked na całym świecie. (PAP Biznes)
pel/ seb/ osz/
- 17.09.2019 13:47
Energa ma umowę kredytu o wartości 2 mld zł; środki mają być wykorzystane m.in. na OZE
17.09.2019 13:47Energa ma umowę kredytu o wartości 2 mld zł; środki mają być wykorzystane m.in. na OZE
Jak podano, środki z kredytu mają być wykorzystane m.in. na rozwój mocy wytwórczych OZE i dalszą modernizację linii elektroenergetycznych, a także zostaną częściowo przeznaczone na spłatę wcześniejszych zadłużeń związanych z tymi celami.
"Warunkiem udzielenia kredytu jest wykorzystanie udzielonych środków na cele nie związane z energetyką węglową" - napisano w komunikacie.
Kredyt udzielony jest na okres 5 lat od dnia podpisania umowy z możliwością dwukrotnego przedłużenia o rok. Oprocentowanie Kredytu zostało ustalone na warunkach rynkowych na podstawie stawki WIBOR powiększonej o marżę. Spółka zobowiązała się do uzyskiwania ratingu ESG (Environmental, Social, Governance), którego poziom może wpływać na wysokość marży. Kredyt jest niezabezpieczony.
"Po raz pierwszy w Polsce kredytu udzielono w specjalnej formule ESG-linked. Zależy nam na ochronie środowiska i jestem przekonany, że podobnych transakcji z udziałem banku będzie więcej" – powiedział PAP Biznes wiceprezes PKO BP Jakub Papierski.(PAP Biznes)
pel/ seb/ asa/
- 17.09.2019 13:38
ENERGA SA (28/2019) Zawarcie umowy odnawialnego kredytu opartego o czynniki społeczno-środowiskowe (ESG-linked)
17.09.2019 13:38ENERGA SA (28/2019) Zawarcie umowy odnawialnego kredytu opartego o czynniki społeczno-środowiskowe (ESG-linked)
Zarząd Spółki ENERGA SA ("Spółka") informuje, iż w dniu dzisiejszym Spółka zawarła umowę odnawialnego kredytu opartego o czynniki społeczno-środowiskowe ESG-linked ("Umowa"). Umowa została zawarta z konsorcjum banków w składzie: Santander Bank Polska S.A. z siedzibą w Warszawie (Koordynator Kredytu, Agent, Agent ESG), Bank Gospodarstwa Krajowego z siedzibą w Warszawie, Powszechna Kasa Oszczędności Bank Polski SA z siedzibą w Warszawie, Caixabank SA (Spółka Akcyjna) Oddział w Polsce z siedzibą w Warszawie, MUFG Bank (Europe) N.V. z siedzibą w Amsterdamie. Przedmiotem Umowy jest udzielenie Spółce odnawialnego kredytu ESG-linked o wartości 2,0 mld zł ("Kredyt"). Środki z Kredytu mają być wykorzystane m.in. na rozwój mocy wytwórczych OZE i dalszą modernizację linii elektroenergetycznych, a także zostaną częściowo przeznaczone na spłatę wcześniejszych zadłużeń związanych z tymi celami. Warunkiem udzielenia Kredytu jest wykorzystanie udzielonych środków na cele nie związane z energetyką węglową. Kredyt udzielony jest na okres 5 lat od dnia podpisania umowy z możliwością dwukrotnego przedłużenia o rok. Oprocentowanie Kredytu zostało ustalone na warunkach rynkowych na podstawie stawki WIBOR powiększonej o marżę. Spółka zobowiązała się do uzyskiwania ratingu ESG (ang. ESG: Environmental, Social, Governance), którego poziom może wpływać na wysokość marży. Kredyt jest niezabezpieczony.
Umowa zawiera standardowe dla tego typu finansowań warunki zawieszające, których spełnienie umożliwi uruchomienie Kredytu.
Pozostałe warunki Umowy nie odbiegają od powszechnie stosowanych w tego typu umowach.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 16.09.2019 12:07
Energa uruchamia program lojalnościowy dla inwestorów indywidualnych
16.09.2019 12:07Energa uruchamia program lojalnościowy dla inwestorów indywidualnych
Do skorzystania z benefitów oferowanych w ramach programu „Energa w akcji!” będzie uprawniało posiadanie przynamniej 500 akcji Energi nieprzerwanie przez sześć miesięcy. Warunkiem udziału w programie jest posiadanie rachunku w Domu Maklerskim PKO Banku Polskiego.
Uruchomienie programu Energa zapowiadała już w czerwcu podczas konferencji „Wall Street” w Karpaczu.
"Dzięki współpracy z DM PKO BP widzimy bardzo mocno przyrastającą liczbę akcjonariuszy od momentu ogłoszenia programu, jest zainteresowanie. Zapukały już do nas inne domy maklerskie, które też chciałyby przystąpić do programu, więc widać presję akcjonariuszy mających walory Energi w innych domach maklerskich" - powiedział Aleksander Korsak, dyrektor biura relacji inwestorskich Energi.
Inwestorzy zarejestrowani w programie otrzymają od Energi 10-procentowy rabat na usługę montażu indywidualnej instalacji fotowoltaicznej o mocy do 10 kWp. Będą mogli również skorzystać ze zniżki do 50 proc. na produkty oferowane w sklepie internetowym Energi. Grupa przeznaczy też dla uczestników programu część biletów na wydarzenia sportowe i kulturalne, których jest sponsorem.
"To pewna zachęta dla inwestorów. Staramy się ich zachęcić do współpracy nie tylko poprzez notowania giełdowe, prezentacje naszych sprawozdań finansowych czy projektów, ale i zachęcić do działalności o charakterze konsumenckim" - powiedział wiceprezes Energi Jacek Kościelniak.
Inwestorzy przystępujący do programu, którzy jednocześnie będą nowymi klientami DM PKO BP, zostaną czasowo zwolnieni z opłat za prowadzenie rachunku inwestycyjnego. Na ten okres otrzymają również darmowe członkostwo w Stowarzyszeniu Inwestorów Indywidualnych. Uczestnicy programu też otrzymają dostęp do internetowej platformy Kafeteria MyBenefit, dzięki której będą mogli korzystać z propozycji kulturalnych, turystycznych i rekreacyjnych.
W ramach programu zorganizowane będą we współpracy z GPW spotkania szkoleniowo-warsztatowe.(PAP Biznes)
pel/ asa/
- 09.09.2019 18:07
EBITDA grupy Energa w II kwartale '19 wyniosła 704 mln zł - szacunki (opis2)
09.09.2019 18:07EBITDA grupy Energa w II kwartale '19 wyniosła 704 mln zł - szacunki (opis2)
Przewidywania zawierają się w przedziale 474,7-658 mln zł, przy 5 prognozach.
Szacowana EBITDA segmentu dystrybucja wyniosła 428 mln zł wobec 481 mln zł rok wcześniej, segmentu wytwarzanie 54 mln zł wobec 65 mln zł przed rokiem, a segmentu sprzedaż: 235 mln zł wobec 4 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto w drugim kwartale 2019 wyniosła 925 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 5.351 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 4.837 GWh.
Energa podała, że przyczyną niższego wyniku segmentu dystrybucji była niższa marża na dystrybucji, głównie z powodu wzrostu kosztów strat sieciowych będącego z kolei konsekwencją wyższych cen energii. Ponadto, zadziałał efekt wysokiej bazy, gdyż zmiana metody szacowania sprzedaży niezafakturowanej w drugim kwartale poprzedniego roku korzystnie wpłynęła na marżę w tamtym okresie (przejście na raporty z nowego systemu bilingowego).
Grupa podała, że niższy wynik segmentu wytwarzanie wynika ze wzrostu kosztu zużycia paliw oraz uprawnień do emisji CO2, a także wzrostu kosztów stałych (remont średni jednej z jednostek wytwórczych). Pozytywny wpływ na EBITDA tego obszaru miały wyższe przychody ze sprzedaży energii i zielonych praw majątkowych.
Wyższy wynik segmentu sprzedaży był efektem niskiej bazy, gdyż drugi kwartał 2018 roku charakteryzował się niskimi wynikami z uwagi na nieoczekiwany i dynamiczny wzrost cen energii na rynku w tamtym okresie.
Grupa utworzyła pod koniec sierpnia 31 mln zł rezerwy zabezpieczającej w całości możliwe przyszłe roszczenia wobec Energa-Obrót w związku z ewentualną koniecznością zapłaty wszelkich kar umownych wynikających z ramowych umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia (umowy CPA).
Energa rozwiązała 50 mln zł rezerwy utworzonej w 2018 roku w całkowitej kwocie 136 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia dotyczące taryfy G (zdarzenie jednorazowe). Zdarzenie to w dużej mierze zabezpieczyło wyniki drugiego kwartału 2019 roku przed negatywnym wpływem ustawy z dnia 13 czerwca 2019 roku zmieniającej ustawę o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, ustawę o efektywności energetycznej oraz ustawę o biokomponentach i biopaliwach ciekłych. (PAP Biznes)
epo/ ana/
- 09.09.2019 17:52
EBITDA grupy Energa w II kwartale '19 wyniosła 704 mln zł - szacunki (opis)
09.09.2019 17:52EBITDA grupy Energa w II kwartale '19 wyniosła 704 mln zł - szacunki (opis)
Szacowana EBITDA segmentu dystrybucja wyniosła 428 mln zł wobec 481 mln zł rok wcześniej, segmentu wytwarzanie 54 mln zł wobec 65 mln zł przed rokiem, a segmentu sprzedaż: 235 mln zł wobec 4 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto w drugim kwartale 2019 wyniosła 925 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 5.351 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 4.837 GWh.
Energa podała, że przyczyną niższego wyniku segmentu dystrybucji była niższa marża na dystrybucji, głównie z powodu wzrostu kosztów strat sieciowych będącego z kolei konsekwencją wyższych cen energii. Ponadto, zadziałał efekt wysokiej bazy, gdyż zmiana metody szacowania sprzedaży niezafakturowanej w drugim kwartale poprzedniego roku korzystnie wpłynęła na marżę w tamtym okresie (przejście na raporty z nowego systemu bilingowego).
Grupa podała, że niższy wynik segmentu wytwarzanie wynika ze wzrostu kosztu zużycia paliw oraz uprawnień do emisji CO2, a także wzrostu kosztów stałych (remont średni jednej z jednostek wytwórczych). Pozytywny wpływ na EBITDA tego obszaru miały wyższe przychody ze sprzedaży energii i zielonych praw majątkowych.
Wyższy wynik segmentu sprzedaży był efektem niskiej bazy, gdyż drugi kwartał 2018 roku charakteryzował się niskimi wynikami z uwagi na nieoczekiwany i dynamiczny wzrost cen energii na rynku w tamtym okresie.
Grupa utworzyła pod koniec sierpnia 31 mln zł rezerwy zabezpieczającej w całości możliwe przyszłe roszczenia wobec Energa-Obrót w związku z ewentualną koniecznością zapłaty wszelkich kar umownych wynikających z ramowych umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia (umowy CPA).
Energa rozwiązała 50 mln zł rezerwy utworzonej w 2018 roku w całkowitej kwocie 136 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia dotyczące taryfy G (zdarzenie jednorazowe). Zdarzenie to w dużej mierze zabezpieczyło wyniki drugiego kwartału 2019 roku przed negatywnym wpływem ustawy z dnia 13 czerwca 2019 roku zmieniającej ustawę o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, ustawę o efektywności energetycznej oraz ustawę o biokomponentach i biopaliwach ciekłych. (PAP Biznes)
epo/ ana/
- 09.09.2019 17:21
EBITDA grupy Energa w II kwartale '19 wyniosła 704 mln zł - szacunki
09.09.2019 17:21EBITDA grupy Energa w II kwartale '19 wyniosła 704 mln zł - szacunki
EBITDA segmentu dystrybucja wyniosła 428 mln zł wobec 481 mln zł rok wcześniej, segmentu wytwarzanie 54 mln zł wobec 65 mln zł przed rokiem, a segmentu sprzedaż: 235 mln zł wobec 4 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto w drugim kwartale 2019 wyniosła 925 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 5 351 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 4. 837GWh. (PAP Biznes)
epo/ ana/
- 09.09.2019 17:14
ENERGA SA (27/2019) Szacunkowe wyniki Grupy ENERGA za II kwartał i pierwsze półrocze 2019 roku
09.09.2019 17:14ENERGA SA (27/2019) Szacunkowe wyniki Grupy ENERGA za II kwartał i pierwsze półrocze 2019 roku
Zarząd Spółki ENERGA SA przekazuje do publicznej wiadomości szacunki wybranych danych finansowych i operacyjnych Grupy ENERGA za II kwartał i pierwsze półrocze 2019 roku.
Wyniki finansowe i operacyjne osiągnięte w II kwartale 2019 roku:
EBITDA Grupy: 704 mln zł (wobec 535 mln zł w II kwartale 2018 roku), w tym:
EBITDA Linii Biznesowej Dystrybucja: 428 mln zł (wobec 481 mln zł w II kwartale 2018 roku),
EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie: 54 mln zł (wobec 65 mln zł w II kwartale 2018 roku),
EBITDA Linii Biznesowej Sprzedaż: 235 mln zł (wobec 4 mln zł w II kwartale 2018 roku).
Dystrybucja energii elektrycznej: 5 351 GWh (wobec 5 584 GWh w II kwartale 2018 roku),
Produkcja energii elektrycznej brutto: 925 GWh (wobec 849 GWh w II kwartale 2018 roku),
Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 4 837 GWh (wobec 4 754 GWh w II kwartale 2018 roku).
Wyniki finansowe i operacyjne osiągnięte w pierwszym półroczu 2019 roku:
EBITDA Grupy: 1 258 mln zł (wobec 1 161 mln zł w pierwszym półroczu 2018 roku), w tym:
EBITDA Linii Biznesowej Dystrybucja: 976 mln zł (wobec 990 mln zł w pierwszym półroczu 2018 roku),
EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie: 172 mln zł (wobec 168 mln zł w pierwszym półroczu 2018 roku),
EBITDA Linii Biznesowej Sprzedaż: 140 mln zł (wobec 57 mln zł w pierwszym półroczu 2018 roku).
Dystrybucja energii elektrycznej: 11 162 GWh (wobec 11 440 GWh w pierwszym półroczu 2018 roku),
Produkcja energii elektrycznej brutto: 1 950 GWh (wobec 1 888 GWh w pierwszym półroczu 2018 roku),
Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej: 9 804 GWh (wobec 9 998 GWh w pierwszym półroczu 2018 roku).
Grupa Energa wypracowała w II kwartale 2019 roku EBITDA na poziomie 704 mln zł, co oznacza wzrost o 32% w porównaniu do analogicznego okresu ubiegłego roku. Na ukształtowanie się tego wyniku wpływ miały przede wszystkim:
a) EBITDA osiągnięta przez Linię Biznesową Dystrybucja w wysokości 428 mln zł. Głównym czynnikiem mającym wpływ na niższy wynik tej Linii była niższa marża na dystrybucji, głównie z powodu wzrostu kosztów strat sieciowych będącego z kolei konsekwencją wyższych cen energii. Ponadto, zadziałał efekt wysokiej bazy, gdyż zmiana metody szacowania sprzedaży niezafakturowanej w II kwartale poprzedniego roku korzystnie wpłynęła na marżę w tamtym okresie (przejście na raporty z nowego systemu bilingowego).
b) EBITDA osiągnięta przez Linię Biznesową Wytwarzanie w wysokości 54 mln zł. Czynniki takie jak wzrost kosztu zużycia paliw oraz uprawnień do emisji CO2, a także wzrost kosztów stałych (remont średni jednej z jednostek wytwórczych) były w głównej mierze odpowiedzialne za obniżenie wyniku tej Linii. Pozytywny wpływ na EBITDA tego obszaru miały wyższe przychody ze sprzedaży energii i zielonych praw majątkowych.
c) EBITDA osiągnięta przez Linię Biznesową Sprzedaż w wysokości 235 mln zł. Na wynik w II kwartale 2019 roku w porównaniu do analogicznego okresu roku poprzedniego zasadniczy wpływ miały następujące czynniki:
- efekt niskiej bazy, gdyż II kwartał 2018 roku charakteryzował się niskimi wynikami z uwagi na nieoczekiwany i dynamiczny wzrost cen energii na rynku w tamtym okresie,
- utworzenie rezerwy w kwocie 31 mln zł zabezpieczającej w całości możliwe przyszłe roszczenia wobec Energa-Obrót S.A. w związku z ewentualną koniecznością zapłaty wszelkich kar umownych wynikających z ramowych umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia (umowy CPA) - zdarzenie jednorazowe,
- rozwiązanie 50 mln zł rezerwy utworzonej w 2018 roku w całkowitej kwocie 136 mln zł na kontrakty rodzące obciążenia dotyczące taryfy G (zdarzenie jednorazowe). Zdarzenie to w dużej mierze zabezpieczyło wyniki II kwartału 2019 roku przed negatywnym wpływem Ustawy z dnia 13 czerwca 2019 roku zmieniającej ustawę o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, ustawę o efektywności energetycznej oraz ustawę o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (dalej Ustawa).
W związku z wejściem w życie Ustawy oraz Rozporządzenia Ministra Energii z dnia 19 lipca 2019 roku w sprawie sposobu obliczenia kwoty różnicy ceny i rekompensaty finansowej oraz sposobu wyznaczania cen odniesienia, Energa-Obrót S.A. w wynikach za I półrocze 2019 roku uwzględniła korektę in minus przychodów ze sprzedaży (w związku z koniecznością obniżenia cen sprzedaży do poziomu z 30.06.2018 roku) oraz zaksięgowała szacunek kwoty różnicy ceny (potocznie zwaną "rekompensatą") dla tego okresu, skalkulowanej w oparciu o opublikowane części składowe służące do jej wyliczenia.
W całym pierwszym półroczu Grupa ENERGA wypracowała EBITDA w wysokości 1 258 mln zł, co oznacza wzrost o 8% w porównaniu do pierwszego półrocza 2018 roku. Za poziom EBITDA Grupy odpowiedzialne były głównie:
a) EBITDA Linii Biznesowej Dystrybucja w wysokości 976 mln zł. W wygenerowaniu porównywalnego r/r wyniku, oprócz analogicznych czynników, które wpłynęły na wynik za II kwartał 2019 roku, istotną rolę odegrało opóźnione zatwierdzenie taryfy dystrybucyjnej (od kwietnia br.) oraz wzrost kosztów OPEX głównie w obszarze świadczeń pracowniczych. Korzystnie zadziałał wzrost przychodów z tytułu przyłączy.
b) EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie w wysokości 172 mln zł. Wzrost osiągnięty w stosunku do analogicznego okresu ubiegłego roku opierał się, podobnie jak w samym II kwartale 2019 roku, na wyższych przychodach ze sprzedaży energii elektrycznej oraz zielonych praw majątkowych, z jednoczesnym dociążeniem po stronie wyższego kosztu paliw i kosztu zakupu uprawnień do emisji.
c) EBITDA Linii Biznesowej Sprzedaż w wysokości 140 mln zł. Zwiększenie tego wyniku r/r możliwe było przede wszystkim dzięki zdarzeniu jednorazowemu w postaci rozwiązania części rezerwy z 2018 roku na kontrakty rodzące obciążenia dotyczące taryfy G w kwocie 87 mln zł oraz efektowi niskiej bazy poprzedniego roku, jak wskazano powyżej, przy jednoczesnym ujęciu rezerwy na ewentualne kary związane z umowami CPA (-31 mln zł).
Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 06.09.2019 12:01
Apator Rector wdroży nowe wersje modułów systemu SID za 12,5 mln zł dla Energa Operator
06.09.2019 12:01Apator Rector wdroży nowe wersje modułów systemu SID za 12,5 mln zł dla Energa Operator
Apator Rector to spółka, która opracowała System Informacji o Dystrybucji (SID) - rozwiązanie dla sektora utilities, które znajduje zastosowanie w zarządzaniu majątkiem sieciowym, dokonywaniu operacji na sieci, realizacji usług dystrybucyjnych, dostarcza także kluczowe dane dla działań operacyjnych Operatorów. (PAP Biznes)
doa/ ana/
- 29.08.2019 13:51
Spółka Energi zawiązała rezerwę, jej szacowany wpływ na EBITDA grupy za I pół '19 to 31,2 mln zł (opis)
29.08.2019 13:51Spółka Energi zawiązała rezerwę, jej szacowany wpływ na EBITDA grupy za I pół '19 to 31,2 mln zł (opis)
"Rezerwa została zawiązana w celu zabezpieczenia środków finansowych na ewentualną konieczność zapłaty w przyszłości wszelkich kar umownych wynikających z ramowych umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia. Na dzień dzisiejszy utworzona rezerwa w całości zabezpiecza roszczenia wobec spółki Energa-Obrót SA na okoliczność ewentualnej ich przyszłej zapłaty" - napisano.
Energa podała, że związanie rezerwy nie jest równoznaczne ze zmianą stanowiska prezentowanego przez Energa-Obrót co do nieważności umów, a spółce przysługuje prawo do wniesienia skargi kasacyjnej od ww. prawomocnego wyroku.
Energa-Obrót zawarła dotychczas pięć ugód z pozwanymi farmami wiatrowymi, a także prowadzi spory sądowe oraz negocjacje z innymi podmiotami, których wynikiem może być zawarcie kolejnych ugód, tj. ostateczne polubowne zakończenie sporów.
Energa Obrót we wrześniu 2017 roku zaprzestała realizacji 22 niekorzystnych dla spółki ramowych umów sprzedaży zielonych certyfikatów i złożyła wnioski do sądu o stwierdzenie ich nieważności. Szacowała swoje roszczenia z tego tytułu w ciągu trzech lat na około 600 mln zł.
Zarząd Energa Obrót ocenił wtedy, że umowy są nieważne z uwagi na okoliczność, że zobowiązywały one do zawierania umów sprzedaży praw majątkowych z pominięciem trybu przetargowego określonego przepisami ustawy z dnia 29 stycznia 2004 r. Prawo zamówień publicznych. Spółka powołała się na opinie prawne, zgodnie z którymi istnieją poważne argumenty przemawiające za uznaniem, że umowy są nieważne, w związku z rażącym naruszeniem prawa przy ich zawieraniu. (PAP Biznes)
epo/ ana/
- 29.08.2019 13:43
Spółka Energi zawiązała rezerwę, jej szacowany wpływ na EBITDA grupy za I pół '19 to 31,2 mln zł
29.08.2019 13:43Spółka Energi zawiązała rezerwę, jej szacowany wpływ na EBITDA grupy za I pół '19 to 31,2 mln zł
"Rezerwa została zawiązana w celu zabezpieczenia środków finansowych na ewentualną konieczność zapłaty w przyszłości wszelkich kar umownych wynikających z ramowych umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia. Na dzień dzisiejszy utworzona rezerwa w całości zabezpiecza roszczenia wobec spółki Energa-Obrót SA na okoliczność ewentualnej ich przyszłej zapłaty" - napisano.
Energa podała, że związanie rezerwy nie jest równoznaczne ze zmianą stanowiska prezentowanego przez Energa-Obrót co do nieważności umów, a spółce przysługuje prawo do wniesienia skargi kasacyjnej od ww. prawomocnego wyroku.
Energa-Obrót zawarła dotychczas pięć ugód z pozwanymi farmami wiatrowymi, a także prowadzi spory sądowe oraz negocjacje z innymi podmiotami, których wynikiem może być zawarcie kolejnych ugód, tj. ostateczne polubowne zakończenie sporów.(PAP Biznes)
epo/ doa/ ana/
- 29.08.2019 13:32
ENERGA SA (26/2019) Zawiązanie rezerwy przez spółkę zależną
29.08.2019 13:32ENERGA SA (26/2019) Zawiązanie rezerwy przez spółkę zależną
Zarząd Spółki ENERGA SA informuje, że w dniu 29 sierpnia 2019 roku powziął informację o zawiązaniu przez spółkę zależną - Energa-Obrót SA rezerwy księgowej w wysokości 31,2 mln zł. Rezerwa została zawiązana w związku z prawomocnym wyrokiem Sądu Apelacyjnego w Gdańsku, oddalającym powództwo Energa-Obrót SA w jednej ze spraw, o których mowa w raporcie bieżącym nr 37/2017 z dnia 11 września 2017 r.
Rezerwa została zawiązana w celu zabezpieczenia środków finansowych na ewentualną konieczność zapłaty w przyszłości wszelkich kar umownych wynikających z ramowych umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia. Na dzień dzisiejszy utworzona rezerwa w całości zabezpiecza roszczenia wobec Spółki Energa-Obrót SA na okoliczność ewentualnej ich przyszłej zapłaty.
Szacowany wpływ na wynik EBITDA Grupy ENERGA za I półrocze 2019 roku wynosi 31,2 mln zł.
Zawiązanie rezerwy nie jest równoznaczne ze zmianą stanowiska prezentowanego przez Energa-Obrót SA co do nieważności umów, o których mowa w raporcie bieżącym nr 37/2017 z dnia 11 września 2017 r. Spółce Energa-Obrót SA przysługuje prawo do wniesienia skargi kasacyjnej od ww. prawomocnego wyroku.
Energa-Obrót SA zawarła dotychczas pięć ugód z pozwanymi farmami wiatrowymi, a także prowadzi spory sądowe oraz negocjacje z innymi podmiotami, których wynikiem może być zawarcie kolejnych ugód, tj. ostateczne polubowne zakończenie sporów.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 03.06.2019 22:58
ENERGA SA (16/2019) Zmiany w Skróconym śródrocznym sprawozdaniu skonsolidowanym z sytuacji finansowej na dzień 31 marca 2019 roku
03.06.2019 22:58ENERGA SA (16/2019) Zmiany w Skróconym śródrocznym sprawozdaniu skonsolidowanym z sytuacji finansowej na dzień 31 marca 2019 roku
Zarząd spółki ENERGA SA ("Spółka") informuje, że w związku z ponowną analizą danych finansowych, w dniu 3 czerwca 2019 roku powziął informację, że w Skróconym śródrocznym sprawozdaniu skonsolidowanym z sytuacji finansowej na dzień 31 marca 2019 roku nie zaktualizowano klasyfikacji zobowiązania z tytułu wyemitowanych euroobligacji w kwocie 2 151 mln zł, których termin zapadalności przypada na 19 marca 2020 roku. Zobowiązanie to zostało wykazane jako długoterminowe, a powinno zostać wykazane jako zobowiązanie krótkoterminowe.
W konsekwencji powyższego, oprócz zmiany w Skróconym śródrocznym sprawozdaniu skonsolidowanym z sytuacji finansowej na dzień 31 marca 2019 roku, w nocie 17.3 Zobowiązania finansowe Skróconego śródrocznego skonsolidowanego sprawozdania finansowego za okres 3 miesięcy zakończony dnia 31 marca 2019 roku zmieniona zostanie prezentacja ww. zobowiązania, natomiast w Informacji do Skróconego skonsolidowanego raportu Grupy ENERGA za I kwartał 2019 roku zmianie ulegnie wskaźnik płynności bieżącej (1,1 zamiast 1,9).
Zarząd Spółki dokona niezwłocznej korekty wyżej wymienionych sprawozdań zamieszczając w nich prawidłowe dane oraz poda je do wiadomości publicznej w odrębnym raporcie.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 03.06.2019 22:13
ENERGA SA (15/2019) Utrzymanie ratingu spółki Energa przez agencję Fitch Ratings
03.06.2019 22:13ENERGA SA (15/2019) Utrzymanie ratingu spółki Energa przez agencję Fitch Ratings
Zarząd Energi SA ("Spółka", "Energa") informuje, że w dniu 03.06.2019 roku agencja ratingowa Fitch Ratings ("Agencja", "Fitch") potwierdziła długoterminowe oceny ratingowe w walucie obcej i krajowej dla Spółki jako emitenta na poziomie "BBB" z perspektywą stabilną, ocenę na poziomie "BBB" dla wyemitowanych przez spółkę zależną Energa Finance AB (publ) obligacji, a także ocenę na poziomie "BB+" dla wyemitowanych przez Energę SA obligacji hybrydowych.
Utrzymanie ratingu Agencja uzasadnia dominującym udziałem w działalności Grupy Linii Biznesowej Dystrybucja, która charakteryzuje się niższym ryzykiem biznesowym oraz stabilnością przepływów operacyjnych w porównaniu z obszarem wytwarzania konwencjonalnego energii elektrycznej. W zakresie projektu budowy elektrowni Ostrołęka C jako czynniki mitygujące ryzyko biznesowe Agencja podkreśla pozyskanie kontraktu z Rynku Mocy oraz partnerstwo strategiczne inwestora branżowego Enea S.A. Jednocześnie Fitch wskazuje, iż brak zamknięcia finansowania projektu do końca 2019 roku, zwiększenie zaangażowania finansowego Energi w projekcie ponad obecnie deklarowane bądź konieczność jego samodzielnej realizacji może rodzić ryzyko z perspektywy zachowania obecnego statusu ratingu. Ponadto, Agencja podkreśla niepewność przepływów operacyjnych Grupy w związku z dotychczasowym brakiem przepisów sankcjonujących mechanizm rekompensat w kontekście tzw. Ustawy o cenach energii w 2019 roku.
Fitch szacuje, iż z uwagi na ambitny plan inwestycyjny oraz tymczasowy wpływ zamrożenia cen sprzedaży energii do odbiorców końcowych, w latach 2019-2020 wskaźnik dźwigni finansowej netto opartej na przepływach środków z działalności operacyjnej (FFO) może znajdować się na granicznym poziomie 3,5, po czym od 2021 roku spadnie do poziomu 3,2.
Pełna treść raportu Agencji jest dostępna na stronie Fitch Ratings.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 03.06.2019 20:38
Fitch potwierdził rating Energi na poziomie "BBB"
03.06.2019 20:38Fitch potwierdził rating Energi na poziomie "BBB"
Perspektywa ratingów jest stabilna. (PAP Biznes)
osz/
- 03.06.2019 18:30
ENERGA SA (14/2019) Uzupełnienie informacji nt. osób powołanych na stanowiska Członków Zarządu ENERGA SA - uzupełnienie raportu bieżącego nr 12/2019
03.06.2019 18:30ENERGA SA (14/2019) Uzupełnienie informacji nt. osób powołanych na stanowiska Członków Zarządu ENERGA SA - uzupełnienie raportu bieżącego nr 12/2019
Zarząd spółki ENERGA SA ("Spółka") przekazuje informacje dotyczące Członków Zarządu Spółki powołanych w dniu 30 maja 2019 roku przez Radę Nadzorczą Spółki w skład Zarządu VI kadencji ENERGA SA od dnia 31 maja 2019 roku.
Pan Grzegorz Ksepko - Wiceprezes Zarządu ds. Korporacyjnych
Grzegorz Ksepko jest wiceprezesem ENERGA S.A. od dnia 1 lutego 2016 roku. W trakcie swojej pracy w zarządzie firmy sprawował nadzór funkcjonalny nad następującymi obszarami działalności ENERGA SA: zarządzanie organizacją i ładem organizacyjnym oraz wartościami i standardami postępowania w grupie kapitałowej, polityka personalna, relacje instytucjonalne, nadzór korporacyjny i właścicielski, zarządzanie przez cele, komunikacja wewnętrzna, CSR i polityka środowiskowa. Prowadził między innymi nowatorski projekt restrukturyzacji wewnętrznej (Wdrożenia Optymalnej Struktury Grupy Kapitałowej Energa), w wyniku którego zredukowano liczbę podmiotów w Grupie o połowę. Odpowiadał również za proces zastąpienia dotychczasowego ładu organizacyjnego umową o współpracy i skutecznej implementacji jej zapisów.
Jest absolwentem Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Gdańskiego (2001). W 2004 roku ukończył aplikację prokuratorską w Prokuraturze Okręgowej w Gdańsku oraz zdał egzamin prokuratorski. W listopadzie 2005 roku uzyskał wpis na listę adwokatów. W lipcu 2006 roku został partnerem (wspólnikiem) Kancelarii Radców Prawnych i Adwokatów Głuchowski Siemiątkowski Zwara i Partnerzy. W listopadzie 2010 roku uzyskał status senior partnera, obejmując tym samym stanowisko wyższego szczebla kierowniczego. W praktyce prawniczej specjalizował się przede wszystkim w prawie spółek handlowych, obsłudze przedsiębiorców, prawie karnym, karno-skarbowym, cywilnym, administracyjnym oraz w zagadnieniach związanych z funkcjonowaniem sektora naftowego i energetycznego. Obsługiwał również innych przedsiębiorców, także w zakresie doradztwa w obszarze szeroko pojętego ładu korporacyjnego. W latach 2003-2007 roku zasiadał w Radzie Nadzorczej Agencji Rozwoju Pomorza S.A. z siedzibą w Gdańsku. Był jednym z głównych autorów projektu ustawy lustracyjnej i nowelizacji ustawy o IPN, przygotowanego w 2006 roku. Uczestniczył również w pracach nad projektem ustawy o upadłości konsumenckiej, nowelizacji ustawy o Prokuratorii Generalnej Skarbu Państwa, nowelizacji Prawa prasowego, nowelizacji ustawy o broni i amunicji, nowelizacji Kodeksu karnego oraz opracowywał projekty rozporządzeń Ministra Rozwoju Regionalnego z zakresu pomocy publicznej. W 1996 roku ukończył IV Szkołę Letnią dla Młodych Liderów Społecznych i Politycznych przy Polskiej Fundacji im. Roberta Schumana, a w 1997 roku szkołę języka angielskiego na University of California Los Angeles.
Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Grzegorz Ksepko nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENERGA 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 Grzegorz Ksepko nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.
Pan Jacek Kościelniak - Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych
W Zarządzie Energa S.A. od 17.01.2017. Sprawuje nadzór funkcjonalny nad następującymi obszarami działalności spółki ENERGA SA: planowanie i analizy finansowe, sprawozdawczość finansowa i konsolidacja, polityka finansowa, zarządzanie ryzykiem finansowym Grupy, kontrolling biznesowy, wynagradzanie członków organów spółek Grupy ENERGA, relacje inwestorskie, relacje z interesariuszami.
Absolwent Akademii Ekonomicznej w Katowicach (obecnie Uniwersytet Ekonomiczny). Ekspert z zakresu finansów i rachunkowości. Audytor. Był przewodniczącym Rady Nadzorczej Górnośląskiej Agencji Rozwoju Regionalnego oraz członkiem rady Górnośląskiego Funduszu Restrukturyzacji. Pracował również w Grupie Roboczej EUROSTAT, której zadaniem było przygotowanie i opracowanie Europejskich Standardów Rachunkowości Sektora Publicznego.
Poseł na Sejm V Kadencji, w tym czasie członek Sejmowej Komisji Finansów Publicznych. W okresie styczeń - listopad 2007 roku był Sekretarzem Stanu w Kancelarii Prezesa Rady Ministrów oraz Wiceprzewodniczącym Stałego Komitetu Rady Ministrów. W latach 2007-2011 był Wiceprezesem Najwyższej Izby Kontroli. Współautor publikacji na temat audytu śledczego i kontroli państwowej.
Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Jacek Kościelniak nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENERGA 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 Jacek Kościelniak nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.
Pan Dominik Wadecki - Wiceprezes Zarządu ds. Operacyjnych
Absolwent Wydziału Prawa Katolickiego Uniwersytetu Lubelskiego. Z wyróżnieniem ukończył aplikację kontrolerską w Najwyższej Izbie Kontroli oraz studia podyplomowe
w Szkole Głównej Handlowej - Kolegium Nauk o Przedsiębiorstwie. Karierę zawodową rozpoczął w 1997 r. w sektorze bankowym w Pierwszym Komercyjnym Banku S.A.
w Lublinie. Od 1999 do 2007 r. był pracownikiem Najwyższej Izby Kontroli, gdzie odpowiadał za badanie m.in.: wykonania budżetu państwa, realizacji założeń polityki pieniężnej, prywatyzacji banków, funkcjonowania nadzoru nad rynkiem kapitałowym, działalności inwestycyjnej banków, efektywności systemu ulg i zwolnień podatkowych. Od 2008 r. związany z sektorem energetycznym. Realizując funkcję audytora wewnętrznego w Polskiej Grupie Energetycznej badał pełne spektrum działalności spółek należących do grupy, uczestniczył również w opracowywaniu modelu operacyjnego PGE. W 2010 r. pełnił funkcję członka Rady Nadzorczej, a także członka Zarządu PGE Zamojskiej Korporacji Energetycznej S.A. Doświadczenie menedżerskie zdobywał w PGE Polskiej Grupie Energetycznej, a także w Polskiej Spółce Gazownictwa sp. z o.o. oraz w Narodowym Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Z Grupą Kapitałową Energa związany jest od 2017 r. W spółce Energa Logistyka Sp. z o.o. pracował na stanowiskach dyrektora zarządzającego, członka zarządu, a w ostatnim okresie realizował funkcję prezesa zarządu tej Spółki.
Zgodnie ze złożonym oświadczeniem Pan Dominik Wadecki nie prowadzi w żadnej formie działalności konkurencyjnej w stosunku do ENERGA 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 Dominik Wadecki nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 03.06.2019 10:38
Wiceprezes Energi Grzegorz Ksepko p.o. prezesa zarządu
03.06.2019 10:38Wiceprezes Energi Grzegorz Ksepko p.o. prezesa zarządu
W czwartek rada nadzorcza Energi odwołała z zarządu Alicję Barbarę Klimiuk, wiceprezes ds. operacyjnych grupy, pełniącą od sierpnia 2018 r . obowiązki prezesa.
Jednocześnie rada podjęła uchwałę o powołaniu z dniem 31 maja 2019 roku w skład zarządu Energi: Jacka Kościelniaka, powierzając mu pełnienie funkcji wiceprezesa zarządu ds. finansowych, Dominika Wadeckiego, powierzając mu pełnienie funkcji wiceprezesa zarządu ds. operacyjnych oraz Grzegorza Ksepko, powierzając mu pełnienie funkcji wiceprezesa zarządu ds. korporacyjnych. (PAP Biznes)
doa/ gor/
- 03.06.2019 10:26
ENERGA SA (13/2019) Zmiany w Zarządzie spółki ENERGA SA - powierzenia obowiązków Prezesa Zarządu ENERGA SA
03.06.2019 10:26ENERGA SA (13/2019) Zmiany w Zarządzie spółki ENERGA SA - powierzenia obowiązków Prezesa Zarządu ENERGA SA
Zarząd spółki ENERGA SA ("Spółka") informuje, iż w związku z powołaniem składu Zarządu ENERGA SA VI Kadencji oraz zakończeniem postępowania kwalifikacyjnego na stanowisko Prezesa Zarządu ENERGA SA bez wyłonienia najlepszego kandydata, 31 maja 2019 roku Zarząd podjął uchwałę o powierzeniu pełnienia obowiązków Prezesa Zarządu ENERGA SA, Wiceprezesowi Zarządu ds. Korporacyjnych Panu Grzegorzowi Ksepko.
W dniu 3 czerwca 2019 roku Rada Nadzorcza zaakceptowała decyzję o powierzeniu pełnienia obowiązków Prezesa Zarządu ENERGA SA, Wiceprezesowi Zarządu ds. Korporacyjnych Panu Grzegorzowi Ksepko.
Informacje wymagane prawem Spółka przekazała w raporcie nr 12/2019.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 01.06.2019 14:29
Energa uruchamia program lojalnościowy dla inwestorów indywidualnych
01.06.2019 14:29Energa uruchamia program lojalnościowy dla inwestorów indywidualnych
Program „Energa w akcji” zostanie uruchomiony we wrześniu tego roku. W jego stworzenie zaangażowana była Energa, DM PKO BP, Giełda Papierów Wartościowych i Stowarzyszenie Inwestorów Indywidualnych.
Na liście korzyści, które otrzymać mogą inwestorzy, znalazł się rabat na instalację fotowoltaiczną, stały rabat na zakupy w sklepie internetowym Energi Obrotu i czasowe zwolnienie z opłat za prowadzanie rachunku inwestycyjnego dla nowych klientów. Szczegóły związane z korzyściami (np. wysokości rabatu na instalację fotowoltaiczną) Energa będzie ujawniać w miarę zbliżania się startu programu. Sygnatariusze porozumienia zapowiedzieli także, że pełna lista benefitów zostanie podana we wrześniu.
„Inwestorzy indywidualni są dla nas ważną częścią akcjonariatu. Od dawna doceniamy ich wkład w naszą pozycję giełdową. Dedykowanym programem dla inwestorów indywidualnych pragniemy wyrazić uznanie dla ich długoterminowego zaangażowania w nasze akcje” – powiedział cytowany w komunikacie prasowym dyrektor biura relacji inwestorskich Energii Aleksander Korsak.
Według przedstawicieli spółki zwiększenie skali długoterminowego zaangażowania w akcje ze strony inwestorów indywidualnych powinno wpływać stabilizująco na giełdowe notowania.
„Takie inicjatywy niosą za sobą wiele korzyści dla wszystkich uczestników rynku: inwestor indywidualny uzyskuje dodatkowe świadczenia, spółka zyskuje natomiast stabilnych długoterminowych akcjonariuszy. Myślę, że kolejni emitenci - przedsiębiorstwa czy samorządy - powinni pomyśleć o podobnych programach” – powiedział prezes GPW Marek Dietl.
Na program „Energa w akcji” składa się także część edukacyjna. Jego uczestnicy otrzymają dostęp do materiałów szkoleniowych SII dotyczących rynku akcji spółek energetycznych i uzyskają możliwość udziału w konferencjach naukowych poświęconych tematyce inwestowania w spółki energetyczne organizowanych przez partnerów programu.
„Edukacja w procesie inwestowania w akcje spółek giełdowych, w tym firm z branży energetycznej jest niezwykle ważna i stanowi fundament racjonalnego podejścia do przygody z giełdą. Praktyka jednoznacznie pokazuje, że ten kto właściwie oceni firmę, w którą inwestuje oraz jej otoczenie, ten ma znacznie większą szansę na wyższą stopę zwrotu z inwestycji" - powiedział prezes SII Jarosław Dominiak.
Według Filipa Paszke, dyrektora DM PKO BP, to właśnie aspekt edukacyjny jest najważniejszą częścią programu.
"W podobnym programie PKN Orlen mamy 1,5 tys. aktywnych inwestorów, ale jednocześnie ok. 10 tys. osób zainteresowało się uruchomioną przy tej okazji Akademią Inwestowania. W edukacji mamy na naszym rynku lata zaniedbań i dopiero teraz zaczynamy to dostrzegać. Siejemy i będziemy zbierać tego efekty w przyszłości” – powiedział Paszke podczas prezentacji programu „Energa w akcji!”.
PKN Orlen był pierwszą spółką, która uruchomiła program lojalnościowy dla inwestorów indywidualnych. Program „Orlen w portfelu” działa od listopada zeszłego roku. Podobnie jak „Energa w akcji!” wystartował przy współpracy z PKO BP, ale obecnie bierze w nim udział trzech brokerów. Także przedstawiciele Energi deklarowali otwartość na współpracę z kolejnymi biurami maklerskimi.
Według kursu zamknięcia z piątkowej sesji koszt nabycia 500 akcji Energi to ok. 3,9 tys. zł. (PAP Biznes)
tj/ pr/
- 30.05.2019 20:48
Rada Nadzorcza Energi odwołała Alicję Barbarę Klimiuk z zarządu spółki
30.05.2019 20:48Rada Nadzorcza Energi odwołała Alicję Barbarę Klimiuk z zarządu spółki
W komunikacie podano, że Rada Nadzorcza podjęła uchwałę o odwołaniu z dniem 30 maja 2019 roku ze składu zarządu Energi: Jacka Kościelniaka pełniącego funkcję wiceprezesa zarządu ds. finansowych, Alicji Barbary Klimiuk pełniącego funkcję wiceprezesa zarządu ds. operacyjnych oraz Grzegorza Ksepko pełniącego funkcję wiceprezesa zarządu ds. korporacyjnych.
Jednocześnie Rada podjęła uchwałę o powołaniu z dniem 31 maja 2019 roku w skład zarządu VI kadencji Energi: Jacka Kościelniaka powierzając mu pełnienie funkcji wiceprezesa zarządu ds. finansowych, Dominika Wadeckiego, powierzając mu pełnienie funkcji wiceprezesa zarządu ds. operacyjnych oraz Grzegorza Ksepko, powierzając mu pełnienie funkcji wiceprezesa zarządu ds. korporacyjnych. (PAP Biznes)
ana/
- 30.05.2019 20:29
ENERGA SA (12/2019) Zmiany w Zarządzie ENERGA SA
30.05.2019 20:29ENERGA SA (12/2019) Zmiany w Zarządzie ENERGA SA
Zarząd spółki ENERGA SA ("Spółka") informuje, że w dniu 30 maja 2019 roku Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwałę o odwołaniu z dniem 30 maja 2019 roku ze składu Zarządu ENERGA SA następujących osób:
- Pana Jacka Kościelniaka pełniącego funkcję Wiceprezesa Zarządu ds. Finansowych,
- Panią Alicję Barbarę Klimiuk pełniącego funkcję Wiceprezesa Zarządu ds. Operacyjnych,
- Pana Grzegorza Ksepko pełniącego funkcję Wiceprezesa Zarządu ds. Korporacyjnych.
Jednocześnie Rada Nadzorcza Spółki w dniu 30 maja 2019 roku podjęła uchwałę o powołaniu z dniem 31 maja 2019 roku w skład Zarządu VI kadencji ENERGA SA następujących osób:
- Pana Jacka Kościelniaka powierzając mu pełnienie funkcji Wiceprezesa Zarządu ds. Finansowych,
- Pana Dominika Wadeckiego, powierzając mu pełnienie funkcji Wiceprezesa Zarządu ds. Operacyjnych,
- Pana Grzegorza Ksepko, powierzając mu pełnienie funkcji Wiceprezesa Zarządu ds. Korporacyjnych,
Rada Nadzorcza postanowiła zakończyć postępowanie kwalifikacyjne na stanowisko Prezesa Zarządu ENERGA SA bez wyłonienia najlepszego kandydata.
Informacje o powołanych Członkach Zarządu ENERGA SA wymagane prawem Spółka przekaże odrębnym raportem bieżącym w terminie późniejszym.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 30.05.2019 09:22
Energa ocenia, że 2019 r. będzie pod silnym wpływem czynników rynkowych i regulacyjnych
30.05.2019 09:22Energa ocenia, że 2019 r. będzie pod silnym wpływem czynników rynkowych i regulacyjnych
W obszarze Dystrybucja spółka zakłada wzrost Wartości Regulacyjnej Aktywów do 12,6 mld zł w taryfie na 2019 rok i WACC na tym samym poziomie rdr (6,015 proc.). Wskazuje na opóźnione wejście w życie taryfy na dystrybucję energii elektrycznej na rok 2019 (od 6 kwietnia).
W linii biznesowej Wytwarzanie, wśród czynników wpływających na segment OZE, spółka wymienia: wysokie ceny sprzedaży energii oraz „zielonych” certyfikatów, potencjalnie lepsze warunki hydrometeorologiczne oraz większą wietrzność. W elektrowni w Ostrołęce spółka zakłada utrzymanie sposobu dysponowania blokami przez PSE w ramach pracy w wymuszeniu i utrzymanie marży na sprzedaży energii elektrycznej.
W segmencie Sprzedaż Energa wymienia takie czynniki, jak operacyjne wdrożenie Ustawy z dnia 28 grudnia 2018 roku o cenach energii, utrzymanie wolumenu sprzedaży detalicznej, trwające spory dotyczące umów CPA, optymalizację kosztów stałych.
W I kwartale 2019 roku Energa miała 554 mln zł EBITDA wobec 626 mln zł rok wcześniej.
EBITDA linii biznesowej Dystrybucja wzrosła o 8 proc. rdr, do 548 mln zł, co było przede wszystkim efektem znacznie wyższej marży na sprzedaży usługi dystrybucyjnej ze stratami sieciowymi przy jednoczesnym wzroście kosztów OPEX.
Polepszenie EBITDA rdr odnotowała również linia biznesowa Wytwarzanie (o 15 proc. rdr, do 118 mln zł), na co wpłynęły przede wszystkim wysokie ceny rynkowe energii elektrycznej oraz rekordowa produkcja z wiatru.
Z kolei trzecia główna linia biznesowa grupy, tj. Sprzedaż odnotowała stratę EBITDA na poziomie 95 mln zł w stosunku do 53 mln zł zysku w analogicznym okresie roku poprzedniego. Wynikało to głównie z dostosowania się przez grupę do przepisów ustawy o cenach energii przy braku rozporządzeń wykonawczych. Skutkowało to utrzymaniem fakturowania klientów po obniżonych cenach przy jednocześnie wyższych kosztach zakupu energii elektrycznej. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 30.05.2019 06:46
Wyniki operacyjne Energi w I kw.'19 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
30.05.2019 06:46Wyniki operacyjne Energi w I kw.'19 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
Wyniki operacyjne za I kwartał 2019:
Pozycja j.m. 1Q2019 1Q2018 Różnica Produkcja energii GWh 1025 1039 -1% Produkcja ciepła TJ 1483 1636 -9% Sprzedaż energii razem, w tym: GWh 6590 6218 6% Sprzedaż energii detalicznej GWh 4968 5244 -5% Sprzedaż energii na rynku hurtowym GWh 1623 974 67% Dystrybucja energii GWh 5811 5856 -1% Wyniki grupy według głównych segmentów działalności (w mln zł):
mln zł 1Q2019 1Q2018 Różnica Dystrybucja Przychody 1 074 1 067 1% EBITDA 548 509 8% amortyzacja 202 188 7% odpisy - - - EBIT 346 321 8% Zysk netto 252 229 10% CAPEX 334 222 50% Wytwarzanie Przychody 378 304 24% EBITDA 118 103 15% amortyzacja 46 40 15% odpisy - - - EBIT 72 63 14% Zysk netto 47 41 15% CAPEX 22 30 -27% Sprzedaż Przychody 1 732 1 423 22% EBITDA -95 53 - amortyzacja 13 10 30% odpisy -1 - - EBIT -107 43 - Zysk netto -88 38 - CAPEX 9 5 80% (PAP Biznes)
pel/
- 30.05.2019 06:37
Zysk netto j.d. Energi w I kw. '19 wyniósł 186 mln zł, EBITDA 554 mln zł (opis)
30.05.2019 06:37Zysk netto j.d. Energi w I kw. '19 wyniósł 186 mln zł, EBITDA 554 mln zł (opis)
Rok wcześniej EBITDA grupy wynosiła 626 mln zł.
EBITDA linii biznesowej Dystrybucja wzrosła o 8 proc. rdr, do 548 mln zł, co było przede wszystkim efektem znacznie wyższej marży na sprzedaży usługi dystrybucyjnej ze stratami sieciowymi przy jednoczesnym wzroście kosztów OPEX.
Polepszenie EBITDA rdr odnotowała również linia biznesowa Wytwarzanie (o 15 proc. rdr, do 118 mln zł), na co wpłynęły przede wszystkim wysokie ceny rynkowe energii elektrycznej oraz rekordowa produkcja z wiatru.
Z kolei trzecia główna linia biznesowa grupy, tj. Sprzedaż odnotowała stratę EBITDA na poziomie 95 mln zł w stosunku do 53 mln zł zysku w analogicznym okresie roku poprzedniego.
"Wynikało to głównie z dostosowania się przez grupę do przepisów Ustawy z dnia 28 grudnia 2018 roku o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw wraz z późniejszą nowelizacją (Ustawa o +cenach energii w 2019 roku+), co wobec braku rozporządzeń wykonawczych do ww. Ustawy po nowelizacji, skutkowało utrzymaniem fakturowania klientów po obniżonych cenach przy jednocześnie wyższych kosztach zakupu energii elektrycznej" - napisano w sprawozdaniu zarządu.
Skorygowana EBITDA wyniosła w I kwartale 737 mln zł. Jak podała spółka, z powodu ustawy o cenach energii, spółka utraciła przychody w wysokości 209 mln zł.
Zysk operacyjny grupy wyniósł 291 mln zł wobec 388 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2.971 mln zł wobec 2.642 mln zł rok wcześniej.
W połowie maja grupa Energa szacowała, że jej EBITDA w pierwszym kwartale 2019 roku wyniosła 554 mln zł. Konsensus PAP Biznes zakładał, że EBITDA grupy wyniesie w tym okresie 626,3 mln zł.
W pierwszych trzech miesiącach 2019 roku grupa Energa zrealizowała inwestycje na poziomie 369 mln zł, z czego prawie 334 mln zł w obszarze Dystrybucja.
Na koniec marca spółka miała 1,65 mld zł środków pieniężnych.
Łączne przepływy netto środków pieniężnych z działalności operacyjnej, inwestycyjnej i finansowej grupy w I kwartale 2019 roku były ujemne i wyniosły 1.078 mln zł, wobec ujemnych przepływów w kwocie minus 327 mln zł w I kwartale 2018 roku.
Wskaźnik dług netto/EBITDA wyniósł na koniec marca 3,2 x wobec 2,4 x na koniec grudnia 2018 r.
Na wzrost wskaźnika wpłynął niższy w pierwszym kwartale, w stosunku do końca 2018 roku, poziom środków pieniężnych przy jednoczesnym wzroście zadłużenia (wpływ zastosowania MSSF 16), skutkujący wzrostem zobowiązań finansowych netto oraz spadek poziomu wyniku EBITDA. (PAP Biznes)
pel/
- 30.05.2019 06:17
Zysk netto j.d. Energi w I kw. '19 wyniósł 186 mln zł, EBITDA 554 mln zł
30.05.2019 06:17Zysk netto j.d. Energi w I kw. '19 wyniósł 186 mln zł, EBITDA 554 mln zł
Rok wcześniej EBITDA grupy wynosiła 626 mln zł.
Zysk operacyjny grupy wyniósł 291 mln zł wobec 388 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2.971 mln zł wobec 2.642 mln zł rok wcześniej.
W połowie maja grupa Energa szacowała, że jej EBITDA w pierwszym kwartale 2019 roku wyniosła 554 mln zł. Konsensus PAP Biznes zakładał, że EBITDA grupy wyniesie w tym okresie 626,3 mln zł. (PAP Biznes)
pel/
- 30.05.2019 05:55
ENERGA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 1/2019 QSr
30.05.2019 05:55ENERGA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 1/2019 QSr
WYBRANE DANE FINANSOWE w mln. zł w tys. EUR 1 kwartał(y) narastająco / 2019 okres od 2019-01-01 do 2019-03-31 1 kwartał(y) narastająco / 2018 okres od 2018-01-01 do 2018-03-31 1 kwartał(y) narastająco / 2019 okres od 2019-01-01 do 2019-03-31 1 kwartał(y) narastająco / 2018 okres od 2018-01-01 do 2018-03-31 (mln zł) (mln zł) (mln EUR) (mln EUR) Jednostkowe dane finansowe ENERGA SA niebadane niebadane niebadane niebadane Przychody ze sprzedaży 23 20 5 5 Zysk lub strata z działalności operacyjnej (22) (31) (5) (7) Zysk lub strata brutto przed opodatkowaniem (44) (59) (10) (14) Zysk lub strata netto (32) (50) (7) (12) Całkowite dochody (50) (65) (12) (16) Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej (7) 27 (2) 6 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (896) (926) (208) (222) Środki pieniężne netto z działalności finansowej (122) 619 (28) 148 Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów (1 025) (280) (238) (67) Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) (0,08) (0,12) (0,02) (0,03) Liczba akcji zwykłych wyemitowanych zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję (w mln) 414 414 414 414 Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień 31 marca 2019 31 grudnia 2018 31 marca 2019 31 grudnia 2018 niebadane niebadane niebadane niebadane (mln zł) (mln zł) (mln EUR) (mln EUR) Aktywa trwałe 11 148 11 037 2 592 2 567 Aktywa obrotowe 4 028 4 256 936 990 Aktywa razem 15 176 15 293 3 528 3 557 Zobowiązania długoterminowe 3 896 6 042 906 1 405 Zobowiązania krótkoterminowe 3 745 1 666 871 387 Kapitał własny 7 535 7 585 1 752 1 764 Kapitał podstawowy 4 522 4 522 1 051 1 052 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na akcję)* 18,20 18,32 4,23 4,26 Liczba akcji zwykłych na koniec okresu (w mln) 414 414 414 414 1 kwartał 2019 1 kwartał 2018 1 kwartał 2019 1 kwartał 2018 narastająco narastająco narastająco narastająco (mln zł) (mln zł) (mln EUR) (mln EUR) niebadane niebadane niebadane niebadane Przychody ze sprzedaży 2 971 2 642 691 632 Zysk z działalności operacyjnej 291 388 68 93 Zysk brutto przed opodatkowaniem 221 342 51 82 Zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 186 275 43 66 Całkowite dochody 143 257 33 62 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej (218) 483 (51) 116 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (669) (406) (156) (97) Środki pieniężne netto z działalności finansowej (191) (404) (44) (97) Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów (1 078) (327) (251) (78) Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 0,45 0,66 0,10 0,16 Liczba akcji w mln zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję 414 414 414 414 Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień 31 marca 2019 31 grudnia 2018 31 marca 2019 31 grudnia 2018 niebadane niebadane niebadane niebadane Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 29.05.2019 19:22
ENERGA SA (11/2019) Ogłoszenie o zwołaniu Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
29.05.2019 19:22ENERGA SA (11/2019) Ogłoszenie o zwołaniu Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
Podstawa prawna: Inne uregulowania
Zarząd ENERGA SA ("Spółka"), działając na podstawie art. 399 § 1, art. 402(1) i art. 402(2) Kodeksu spółek handlowych oraz § 24 ust. 2 pkt 1 Statutu Spółki, niniejszym zwołuje na dzień 25 czerwca 2019 roku o godz. 12.00 Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki, które odbędzie się w Gdańsku, przy al. Grunwaldzkiej 472, w budynku Olivia Tower, XII piętro, w Sali Olivia Sky Club.
Ogłoszenie o zwołaniu Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA, sporządzone zgodnie z art. 402 Kodeksu spółek handlowych oraz projekty uchwał stanowią załącznik do niniejszego raportu bieżącego.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 17.04.2019 15:54
Tchórzewski widzi możliwość sfinansowania budowy bloku w Ostrołęce tylko przez Eneę i Energę
17.04.2019 15:54Tchórzewski widzi możliwość sfinansowania budowy bloku w Ostrołęce tylko przez Eneę i Energę
Minister Tchórzewski pytany, czy Enea i Energa mogą same sfinansować budowę bloku energetycznego w Elektrowni Ostrołęka, odpowiedział: bez problemu.
"W obu spółkach miały być dywidendy, jest rezygnacja, tylko z tego są oszczędności. Spięcie finansowania nie jest wymagane prawem, tego typu inwestycja dla takich podmiotów jak nasze spółki energetyczne może trwać bez problemu na bilansie" - powiedział.
"Jest kwestia podejścia banków, będą rozmowy, teraz jest wielki krzyk antywęglowy, ideologiczny. Nie ma żadnych zagrożeń dla inwestycji, są gwarancje dla wykonawców" - dodał.
Pod koniec grudnia zarząd Elektrowni Ostrołęka wydał polecenie rozpoczęcia prac (NTP) związanych z budową nowego bloku energetycznego Elektrownia Ostrołęka C o mocy 1000 MW. Polecenie rozpoczęcia prac otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems. Wcześniej uchwałę o wyrażeniu zgody na wydanie NTP wyraziło nadzwyczajne zgromadzenie wspólników Elektrowni Ostrołęka. Wspólnikami Elektrowni Ostrołęka są Energa i Enea.
Wcześniej zakładano, że udział kapitału własnego i długu wyniesie po 50 proc. W listopadzie minister Tchórzewski mówił, że udział banków w finansowaniu nowego bloku w Elektrowni Ostrołęka wyniesie 30-35 proc. Zaznaczał wtedy, że rozmowy o finansowaniu nowego bloku w Ostrołęce nie były łatwe, gdyż wiele banków zagranicznych i niektóre polskie nie chcą finansować projektów opartych o węgiel.
"Udział instytucji finansowych będzie na poziomie 30-35 proc., co jest rozwiązaniem nietypowym. Ponad 60 proc. stanowić będzie wkład własny Energi, Enei i TFI Energia" - dodał.
Koszt budowy nowego bloku energetycznego w Ostrołęce ma wynieść razem z VAT ponad 6 mld zł. (PAP Biznes)
pel/ pr/ asa/
- 15.04.2019 22:29
Zarząd Energi nie będzie rekomendował wypłaty dywidendy za 2018 rok
15.04.2019 22:29Zarząd Energi nie będzie rekomendował wypłaty dywidendy za 2018 rok
Zgodnie z propozycją zarządu, całość zysku netto za 2018 rok, w wysokości 495 mln zł, ma zostać przeznaczona na kapitał zapasowy.
Jak podano, uzasadnieniem dla powyższej decyzji jest realizacja strategii, zgodnie z którą polityka wypłat dywidendy dostosowywana jest do potrzeb finansowych procesu inwestycyjnego.
Energa podała w komunikacie, że w przyszłości zarząd nie wyklucza powrotu do wypłaty dywidendy akcjonariuszom, której poziom determinowany będzie realizacją strategii. (PAP Biznes)
pat/
- 15.04.2019 22:15
ENERGA SA (6/2019) Rekomendacja Zarządu ENERGA SA w sprawie dywidendy
15.04.2019 22:15ENERGA SA (6/2019) Rekomendacja Zarządu ENERGA SA w sprawie dywidendy
Zarząd Spółki ENERGA SA ("Spółka") informuje, że w dniu 15 kwietnia 2019 roku, podjął decyzję, iż nie będzie rekomendował Walnemu Zgromadzeniu ENERGA SA wypłaty dywidendy za rok obrotowy zakończony 31 grudnia 2018 roku. Całość zysku netto za 2018 rok, w wysokości 495 002 271,26 zł, zostanie przeznaczona na kapitał zapasowy.
Uzasadnieniem dla powyższej decyzji jest realizacja "Strategii Grupy ENERGA na lata 2016-2025" ("Strategia") przyjętej w dniu 15 listopada 2016 roku (raport bieżący nr 40/2016), zgodnie z którą polityka wypłat dywidendy dostosowywana jest do potrzeb finansowych procesu inwestycyjnego.
Jednocześnie, w przyszłości Zarząd nie wyklucza powrotu do wypłaty dywidendy akcjonariuszom, której poziom determinowany będzie realizacją Strategii.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 28.03.2019 16:10
ElectroMobility Poland zaprojektuje trzy wersje polskiego auta elektrycznego - prezes
28.03.2019 16:10ElectroMobility Poland zaprojektuje trzy wersje polskiego auta elektrycznego - prezes
Szef ElectroMobility Poland (EMP) wyjaśnił, że spółka zdecydowała o produkcji trzech wersji modelu kompaktowego, czyli auta w popularnym segmencie C. Trzy wersje aut będą zbudowane na wspólnej płycie podłogowej, żeby uzyskać efekt skali i minimalizować nakłady.
Zaremba wskazał, że modele z segmentu C pokrywają ok. 50 proc. potrzeb polskich klientów.
"Polacy kupują coraz większe samochody, więc ci, którzy dzisiaj kupują auta małe, z segmentu B, chętnie sięgną po modele z segmentu C. Jednocześnie segment C jest także interesujący dla tych, którzy dzisiaj kupują większe samochody, za to używane" – powiedział.
Polski samochód elektryczny powstanie we współpracy z niemiecką firmą EDAG Engineering, która ma oddziały w Polsce.
„Firma EDAG w ostatnich pięciu latach wprowadziła na rynek 20 modeli do seryjnej produkcji i daje nam gwarancję, że od strony technicznej ten produkt będzie bardzo dobrej jakości" - stwierdził.
Jak powiedział szef EMP, "wybór partnera z zagranicy był konsekwencją braku polskiego podmiotu, który posiadałby pełne kompetencje do zrealizowania projektu budowy samochodu elektrycznego w całości".
"Prace (projektowe - PAP) nad samochodem - w zależności od modelu - trwają od 40 do 60 miesięcy. My w tej chwili pracujemy z założeniem, że na przełomie lat 2022 i 2023 pierwsze samochody zjadą z linii produkcyjnej" – wskazał Zaremba.
Zaremba nie chciał zdradzić ceny polskiego "elektryka". Zaznaczył, że taką kluczową informację ujawnia się tuż przed wejściem nowego modelu na rynek.
"Oczywiście wiemy, ile ten samochód będzie kosztował. Mamy też pomysł na nieco inny model sprzedaży samochodu, choć jest jeszcze za wcześnie, żeby mówić o szczegółach" – dodał.
Jak mówił, "cena dostępnych na rynku samochodów elektrycznych stanowi obecnie główną barierę dla statystycznego Kowalskiego". Zwrócił uwagę, że to się dynamicznie zmienia.
"Całkowity koszt posiadania samochodu (tzw. TCO), na który składa się koszt zakupu, koszt paliwa, koszt serwisu, części zamiennych, w wypadku samochodu elektrycznego za kilka lat będzie niższy niż samochodu spalinowego" - wyjaśnił.
W kontekście ceny i opłacalności biznesowej produkcji polskich samochodów elektrycznych szef EMP wskazał, że nie mówimy o produkcji na poziomie kilkunastu, ale 100 tysięcy egzemplarzy rocznie. "To jest taki wolumen, który pozwala osiągnąć opłacalność w tym biznesie, ale wierzymy, że na tych 100 tys. się nie zatrzymamy” - stwierdził.
Prezes EMP wyraził nadzieję, że po pierwszych kilku latach produkcji, po zbudowaniu marki, firma będzie mogła wyjść z ofertą również poza Polskę.
ElectroMobility Poland powstała w październiku 2016 roku. Jej akcjonariuszami są cztery koncerny energetyczne - PGE, Energa, Enea oraz Tauron, które mają po 25 proc. udziałów.
Spółka jest jednym z elementów planu rozwój sektora elektromobilności uwzględniony w Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju, czyli tzw. plan Morawieckiego, który zakłada m.in. reindustrializację i rozwój innowacyjnych firm. Plan zakłada, że do 2025 r. po polskich drogach ma jeździć 1 mln pojazdów elektrycznych, zaś rozwój elektromobilności miałby pociągnąć za sobą rozwój innowacyjnego przemysłu i rozwój sieci elektroenergetycznych. (PAP)
lgs/ pad/ amac/ ana/
- 28.03.2019 14:03
Fabryka polskich samochodów elektrycznych ma kosztować 2 mld zł - Zaremba, EMP
28.03.2019 14:03Fabryka polskich samochodów elektrycznych ma kosztować 2 mld zł - Zaremba, EMP
"Na przełomie 2022 i 2023 roku ruszymy z masową produkcją polskich samochodów elektrycznych" - zapowiedział prezes EMP. Dodał, że "początkowo z taśm zjedzie 100 tys. aut rocznie, docelowo produkcja wyniesie 200 tys. modeli w kilku segmentach".
Zaremba poinformował, że "koszt inwestycji, przy produkcji 100 tys. samochodów to 2 mld zł".
"I taką kwotę musimy wyłożyć, żeby fabrykę zbudować w dobrym standardzie, czyli standardzie przemysłu 4.0, bez nadmiernej automatyzacji tam, gdzie nie jest to potrzebne" - podkreślił.
Jak zapowiedział Zaremba, budowa fabryki potrwa 2-3 lata.
"Równolegle nasi dostawcy będą produkować maszyny po to, żeby za 2,5-3 lata przyjechały one do fabryki i żebyśmy mogli uruchomić próbną produkcję" - wskazał.
Wyjaśnił, że jest to konieczne, by wyeliminować ewentualne błędy konstrukcyjne, zanim samochody trafią do klienta. "Próbna produkcja miałaby ruszyć siedem miesięcy przed docelową" - stwierdził.
Na pytanie PAP, gdzie powstanie nowy zakład, prezes EMP powiedział, że na liście jest 17 lokalizacji.
"W najbliższym czasie określimy 3-4 lokalizacje, które trafią na tzw. krótką listę" - zapowiedział Zaremba.
Podkreślił, że nowy zakład stworzy ok. 3 tys. miejsc pracy.
Zaremba poinformował, że w fabryce znajdzie się lakiernia, spawalnia, hala montażu, a w późniejszym terminie - gdy roczna produkcja samochodów wzrośnie znacznie powyżej 100 tys. sztuk - także tłocznia. "Dopiero wtedy będzie to opłacalne" - dodał.
Odnosząc się do produkcji baterii - najkosztowniejszego elementu samochodu elektrycznego - Zaremba zaznaczył, że koncerny od lat pracują nad samochodami elektrycznymi, ale brakuje im wypracowanego know-how. "W tym zakresie koncerny polegają na dostawcach, którzy zlokalizowani są poza Europą. W pierwszym okresie będziemy robić to, co robią wszyscy na tym rynku, czyli będziemy posiłkować się dostawcami z zewnątrz" - zapowiedział.
Dodał, że spółka rozważa kilka opcji - od zakupu całych baterii, przez nabycie ogniw bateryjnych po to, żeby uruchomić produkcję baterii wraz z oprzyrządowaniem w Polsce. "Wszystkie te opcje mamy przeanalizowane i spotykamy się w tym momencie zarówno z polskimi, jak i zagranicznymi dostawcami baterii po to, żeby odpowiedzieć sobie na pytanie, która opcja w praktyce okaże się najbardziej efektywna" - wyjaśnił.
W Polsce są firmy, które potrafią składać gotowe baterie; wskazał przy tym na producentów akumulatorów do autobusów elektrycznych - podkreślił.
Prezes EMP odniósł się także do kwestii infrastruktury niezbędnej do ładowania samochodów elektrycznych. "Jeśli patrzymy na kraje, które są znacznie bardziej zaawansowane w rozwoju elektromobilności, np. Norwegię to okazuje się, że ponad 90 proc. sesji ładowania odbywa się w domu. (...) Spodziewam się, że w Polsce będzie podobnie" - powiedział.
Jak mówił, że od 2016 roku, czyli od momentu, kiedy powstał Plan rozwoju elektromobilności Ministerstwa Energii, w zakresie infrastruktury zaszły znaczące zmiany; pojawiły się regulacje sprzyjające budowie stacji ładowania oraz Fundusz Niskoemisyjnego Transportu dostarczający środki na ich budowę.
Rozwój sektora elektromobilności jest jednym ze ważniejszych projektów zapisanych w Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju, czyli tzw. plan Morawieckiego, który złożony jest z pięciu filarów: reindustrializacji, rozwoju innowacyjnych firm, kapitału dla rozwoju, ekspansji zagranicznej oraz rozwoju społecznego i terytorialnego.
Przyjęta przez rząd w lutym 2017 r. Strategia, zakłada, że do 2025 r. po polskich drogach ma jeździć 1 mln pojazdów elektrycznych, zaś rozwój elektromobilności miałby pociągnąć za sobą rozwój innowacyjnego przemysłu, i rozwój sieci elektroenergetycznych. (PAP)
lgs/ pad/ amac/ ana/
- 22.03.2019 15:39
Rynek raczej nie zakładał tak dużego spadku taryf dla dystrybucji energii (opinia)
22.03.2019 15:39Rynek raczej nie zakładał tak dużego spadku taryf dla dystrybucji energii (opinia)
"Rynek raczej nie oczekiwał takiego spadku stawek w dystrybucji, zwłaszcza, gdy dystrybucję wyłączono z reżimu ustawy w sprawie cen energii. Myślę, że spodziewano się raczej stabilnych taryf albo spadku, ale w mniejszej skali" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.
"Na pewno spadek jest w pewnej mierze spowodowany mniejszą opłatą przejściową" - dodał analityk.
Prezes URE zatwierdził w piątek taryfę przesyłową Operatora Systemu Przesyłowego - PSE oraz taryfy dystrybucyjne pięciu największych dystrybutorów energii elektrycznej. Spadek średniej stawki za dystrybucję dla wszystkich grup taryfowych dla dystrybutorów wynosi 4 proc.
Jak podano, spadek wynika głównie z ustawowego obniżenia stawek opłaty przejściowej.
"Uzyskanie takiego efektu nie byłoby możliwe, gdyby nie wpływ prezesa URE na skalkulowanie pozostałych stawek opłat przedsiębiorstw w taki sposób, aby chronić odbiorców przed wzrostem opłat, a jednocześnie zapewnić przedsiębiorstwom środki na realizację inwestycji służących bezpieczeństwu dostaw" - napisano w komunikacie URE.
URE podał, że stawki dystrybucji dla odbiorców w gospodarstwach domowych spadną średnio o ok. 5 złotych miesięcznie (6,6 proc.).
Po godz. 15.30 kurs PGE traci 0,8 proc., a akcje Tauronu zniżkują o 1,7 proc. Papiery Enei tanieją 2,1 proc., a Energi 2 proc. WIG20 spada w tym czasie o 1,2 proc.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 22.03.2019 14:47
Prezes URE zatwierdził taryfy dystrybucyjne na '19; spadek średniej stawki wynosi 4 proc. (opis)
22.03.2019 14:47Prezes URE zatwierdził taryfy dystrybucyjne na '19; spadek średniej stawki wynosi 4 proc. (opis)
Jak podano, spadek wynika głównie z ustawowego obniżenia stawek opłaty przejściowej.
"Uzyskanie takiego efektu nie byłoby możliwe, gdyby nie wpływ prezesa URE na skalkulowanie pozostałych stawek opłat przedsiębiorstw w taki sposób, aby chronić odbiorców przed wzrostem opłat, a jednocześnie zapewnić przedsiębiorstwom środki na realizację inwestycji służących bezpieczeństwu dostaw" - napisano.
URE podał, że stawki dystrybucji dla odbiorców w gospodarstwach domowych spadną średnio o ok. 5 złotych miesięcznie (6,6 proc.).
Spadek rachunku Spadek rachunku w części dot. dystrybucji w części dot. dystrybucji OSD w grupie G11 przy w grupie G12 przy średnim zużyciu 1780 kWh średnim zużyciu 3399 kWh [zł/miesiąc] [zł/miesiąc] ENEA Operator 4,86 4,58 ENERGA Operator 4,86 4,58 PGE Dystrybucja 4,91 – 5,25 4,55 - 4,73 TAURON Dystrybucja 4,86 4,57 - 4,58 innogy Stoen Operator 4,98 4,7 Zmiana średniej stawki w dystrybucji Zmiana średniej stawki w dystrybucji OSD ogółem dla odbiorców (%) w grupach G (%) ENEA Operator -3,3 -7,4 ENERGA Operator -3,9 -5,6 PGE Dystrybucja -3,9 -6,3 TAURON Dystrybucja -4 -7,1 innogy Stoen Operator -7,3 -8,5 RAZEM -4 -6,6 URE przypomniało, że taryfy dystrybucyjne nie mogły zostać zatwierdzone w terminie umożliwiającym ich wejście w życie z początkiem 2019 r. ze względu na przepisy uchwalonej 28 grudnia 2018 r. tzw. ustawy prądowej. Dopiero nowelizacja tej ustawy, która weszła w życie 6 marca br., wyłączyła spod regulacji ustawy zasady określania stawek opłat dystrybucji i przesyłania energii elektrycznej, a tym samym umożliwiła prezesowi URE kontynuowanie postępowań administracyjnych w sprawie zatwierdzenia tych taryf.
URE nie zatwierdzi taryf na sprzedaż energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych w 2019 roku, gdyż nowe regulacje prawne spowodowały zawieszenie części jego kompetencji - wynikających z ustawy Prawo energetyczne - do ustalania taryf na obrót energią w oparciu o zasadę kosztów uzasadnionych czy też zasadę równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych oraz odbiorców energii.
Na mocy ustawy zamrażającej ceny prądu nastąpiło przedłużenie do końca 2019 r. stosowania cen ustalonych w taryfach funkcjonujących w dniu 31 grudnia 2018 r.
"W związku z tym rozpatrywanie przez Prezesa URE wniosków sprzedawców energii o zatwierdzenie taryf na 2019 rok stało się bezprzedmiotowe. Dlatego postępowania administracyjne w tych sprawach zostaną umorzone" - napisano. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 22.03.2019 08:53
DM BDM rekomenduje "redukuj" Energę
22.03.2019 08:53DM BDM rekomenduje "redukuj" Energę
Rekomendacja została wydana przy cenie 9,18 zł za akcję.
"W średnim/długim terminie dostrzegamy ryzyko istotnego zwiększenia CAPEX w Wytwarzaniu, związanego z realizacją strategicznych projektów jak Ostrołęka C czy 3 mniejszych bloków gazowych. Tym samym wydajemy rekomendację Redukuj dla spółki z ceną docelową 8,4 zł/akcję" - napisano rekomendacji.
DM BDM spodziewa się w I kwartale 2019 roku spadku skorygowanej EBITDA o ok. 9 proc. rdr, co będzie związane z utratą wyniku w Dystrybucji (brak nowej taryfy URE w 1 kw. przy wzroście OPEX istotnie obniży marże) i Sprzedaży (utrata marży w segmencie regulowanym nie zostanie przykryta niższymi cenami i obowiązkiem z tyt. praw majątkowych).
Analitycy zwracają uwagę, że dotychczasowy brak finansowania strategicznego projektu Ostrołęka C 1000 MW i niechęć innych inwestorów do partycypowania w tej inwestycji, może prowadzić do większego zaangażowania finansowego Energi, na co pozwala zmiana umowy inwestycyjnej z 28.12.2018.
"Co więcej, oddanie do użytku bloku po 2023 roku może prowadzić do niewywiązania się z obowiązku mocowego i potencjalnych dużych kar z tym związanych, co obniża oczekiwane NPV" - napisano w raporcie.
Raport, którego autorem jest Krystian Brymora, po raz pierwszy został udostępniony 18 marca, o godz. 8:20
Depesza jest skrótem rekomendacji DM BDM. Jej pełna wersja znajduje się w załączniku do depeszy. Będzie też dostępna na stronie www.bdm.pl (PAP Biznes)
seb/ osz/
- 16.03.2019 10:33
ElectroMobility Poland zapewnia, że przed '23 ruszy produkcja polskich samochodów elektrycznych
16.03.2019 10:33ElectroMobility Poland zapewnia, że przed '23 ruszy produkcja polskich samochodów elektrycznych
Zaremba poinformował, że partner techniczny, czyli integrator, został już wybrany.
"To firma inżynieryjna EDAG Engineering z Niemiec, która jest jednym z największych niezależnych partnerów rozwoju przemysłu motoryzacyjnego na świecie, posiada 50 lat doświadczenia w dziedzinie rozwoju produktów i rozwoju zakładów produkcyjnych, a od blisko 30 lat działa w Polsce jej oddział" - powiedział prezes EMP.
Zaremba wskazał, że wybór integratora odbył się w ramach złożonego i wieloetapowego procesu z grona ośmiu firm światowej klasy.
Zaremba poinformował też, ze ElektroMobility Poland będzie produkowało więcej niż jeden miejski model.
"W planach mamy produkcję całej gamy modelowej odpowiadającej na różne potrzeby klientów i rynku, przy jednoczesnej maksymalizacji części wspólnych w procesie produkcji" - powiedział.
Krzysztof Tchórzewski, szef resortu energii, które przygotowało Programu Rozwoju Elektromobilności w Polsce i nadzoruje jego wdrożenie, poinformował kilka dni temu na konferencji, że "trwa praca nad zebraniem akcjonariuszy do spółki i zgromadzeniem kapitału".
"To sprawa bardzo trudna, ale posuwa się do przodu. Jestem przekonany, że w tym roku powinniśmy już wejść w etap pozyskiwania i dookreślenia miejsca, gdzie ten samochód będzie budowany" - powiedział Tchórzewski.
ElectroMobility Poland powstał w październiku 2016 roku. Spółka jest kontrolowana przez cztery koncerny energetyczne - PGE, Energę, Eneę oraz Tauron. Każdy z udziałowców objął po 25 proc. kapitału akcyjnego, uzyskując tyle samo głosów na walnym zgromadzeniu akcjonariuszy. (PAP)
lgs/ skr/ pr/
- 14.03.2019 11:15
Energa chce wrócić do wypłaty dywidendy
14.03.2019 11:15Energa chce wrócić do wypłaty dywidendy
"Energa jest spółką dywidendową. Chcemy wypłacać dywidendę. Wszystko zależy od procesu inwestycyjnego, które inwestycje dekarbonizacyjne nabiorą większego kształtu. Ruszamy z inwestycją w Grudziądzu. Będziemy wszystko rozważać" - powiedział Kościelniak podczas telekonferencji.
"Chcemy wrócić do wypłat dywidendy, ale trudno powiedzieć, jak podzielimy wynik za 2018 rok" - dodał wiceprezes. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 14.03.2019 11:09
Energa liczy, że w I/II kw. rozwiąże rezerwę w segmencie sprzedaży
14.03.2019 11:09Energa liczy, że w I/II kw. rozwiąże rezerwę w segmencie sprzedaży
"W trybie pracy z audytorem zostaliśmy zobligowani w linii biznesowej sprzedaż do utworzenia 136 mln zł rezerwy w związku z ustawą w sprawie cen energii. Traktujemy ją jako rezerwę o charakterze technicznym, księgowym. Mamy nadzieję, że w pierwszym albo drugim kwartale odwrócimy tę rezerwę" - powiedział podczas telekonferencji Jacek Kościelniak, wiceprezes Energi.
Roman Staśkiewicz, prezes Energa Obrót, poinformował, że rezerwa będzie mogła zostać rozwiązana, gdy ruszy system wypłaty rekompensat, czyli po publikacji rozporządzenia do ustawy.
"Spodziewamy się, że będzie to w najbliższym czasie i tę rezerwę będziemy mogli rozwiązać" - powiedział.
Przedstawiciele Energi poinformowali, że dyskusje z audytorem w sprawie rezerwy były "burzliwe". Jak powiedział Kościelniak, spółka "miała bardzo poważne wątpliwości", czy ją uwzględniać w swoich księgach.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował w poniedziałek, że rozporządzenie w sprawie cen energii będzie wydane do końca marca.
Na początku marca prezydent Andrzej Duda podpisał nowelizację ustawy o cenach energii. Nowelizacja przywraca Prezesowi URE wyłączne prawo do ustalania opłat za przesył i dystrybucję energii elektrycznej.
Ustawa w sprawie cen energii z 28 grudnia 2018 r. zmniejszyła akcyzę na energię elektryczną z 20 zł do 5 zł za MWh, obniżyła też o 95 proc. opłatę przejściową płaconą przez odbiorców energii elektrycznej w rachunkach. Ustaliła też utrzymanie cen dla odbiorców końcowych w 2019 r. na poziomie z 2018 r. Różnicę między rynkową ceną zakupu a ceną dla odbiorcy końcowego ma pokrywać Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny, zasilony 80 proc. pieniędzy ze sprzedaży przez rząd w 2019 r. dodatkowych 55,8 mln uprawnień do emisji CO2.
Nowelizacja przewiduje, że ceny stosowane przez spółki obrotu (sprzedawców energii) dla odbiorców końcowych mają odpowiadać w 2019 r. albo zatwierdzonej przez Prezesa URE taryfie z 31 grudnia 2018 r., albo - jeżeli cena ustalona jest w inny niż taryfa sposób - odpowiadać obowiązującej danego odbiorcę końcowego 30 czerwca 2018 r. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 14.03.2019 07:37
Wyniki operacyjne Energi w IV kw.'18 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
14.03.2019 07:37Wyniki operacyjne Energi w IV kw.'18 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
Wyniki operacyjne za IV kwartał i cały 2018 r.:
Pozycja j.m. 4Q2018 4Q2017 Różnica FY2018 FY2017 Różnica Produkcja energii GWh 1045 1160 -10% 3896 4280 -9% Produkcja ciepła TJ 1308 1281 2% 3928 4140 -5% Sprzedaż energii razem, w tym: GWh 6204 6598 -6% 23769 23815 0% Sprzedaż energii detalicznej GWh 5027 5382 -7% 19777 20615 -4% Sprzedaż energii na rynku hurtowym GWh 1177 1215 -3% 3991 3200 25% Dystrybucja energii GWh 5615 5603 0% 22542 22068 2% Wyniki grupy według głównych segmentów działalności (w mln zł):
mln zł 4Q2018 4Q2017 Różnica FY2018 FY2017 Różnica Dystrybucja Przychody 1 008 1 097 -8% 4 028 4 300 -6% EBITDA 340 387 -12% 1 704 1 732 -2% amortyzacja 195 190 3% 760 764 -1% odpisy - - 0% - - 0% EBIT 145 197 -26% 944 968 -2% Zysk netto 88 137 -36% 647 685 -6% CAPEX 508 574 -11% 1 368 1 251 9% Wytwarzanie Przychody 394 340 16% 1 256 1 148 9% EBITDA 95 131 -27% 329 398 -17% amortyzacja 44 41 7% 166 164 1% odpisy -150 -139 -8% -267 -53 < -100% EBIT 201 229 -12% 430 287 50% Zysk netto 152 168 -10% 306 172 78% CAPEX 82 26 > 100% 238 87 > 100% Sprzedaż Przychody 1 455 1 457 0% 5 529 5 316 4% EBITDA -135 61 < -100% -85 85 < -100% amortyzacja 9 11 -18% 39 43 -9% odpisy 3 4 -25% 3 4 -25% EBIT -147 46 < -100% -127 38 < -100% Zysk netto -124 36 < -100% -100 29 < -100% CAPEX 23 12 92% 45 43 5% (PAP Biznes)
pel/
- 14.03.2019 07:23
Zysk netto j.d. Energi w '18 wyniósł 739 mln zł, EBITDA 1,88 mld zł (opis)
14.03.2019 07:23Zysk netto j.d. Energi w '18 wyniósł 739 mln zł, EBITDA 1,88 mld zł (opis)
Rok wcześniej EBITDA grupy wynosiła 2,16 mld zł.
"Na wyniki grupy Energa, identycznie jak całego sektora, wpłynęły warunki rynkowe, związane przede wszystkim z gwałtownym wzrostem rynkowych cen energii elektrycznej i uprawnień do emisji CO2. Swój wpływ wywarły także zdarzenia jednorazowe" - podała spółka w komunikacie prasowym.
Linia biznesowa wytwarzanie zanotowała w 2018 roku spadek EBITDA o 69 mln zł do 329 mln zł, co wynikało głównie ze wzrostu kosztu zakupu uprawnień do emisji CO2, spowodowanego wzrostem cen rynkowych uprawnień do emisji oraz przyznaniem mniejszej puli darmowych uprawnień do emisji na rok 2018.
W dystrybucji EBITDA spadła o 2 proc. do 1,704 mld zł, co było przede wszystkim efektem wzrostu kosztów OPEX (m. in. wzrost kosztów służebności przesyłu oraz świadczeń dla pracowników).
W linii biznesowej sprzedaż grupa zanotowała stratę EBITDA na poziomie 85 mln zł wobec 85 mln zł zysku rok wcześniej. Wynikało to z utrzymujących się wysokich cen energii elektrycznej na rynku oraz zdarzeń jednorazowych (m.in. rezerwa na umowy rodzące obciążenia w wysokości 136 mln zł oraz 26 mln zł w związku ze sprawami o uznanie długoterminowych umów na zakup zielonych certyfikatów za nieważne).
Skorygowana o zdarzenia jednorazowe EBITDA grupy w 2018 roku wyniosła 2,058 mld zł wobec 2,024 mld zł rok wcześniej.
Zysk operacyjny grupy wyniósł w 2018 r. 1,176 mld zł wobec 1,21 mld zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 10,3 mld zł wobec 10,5 mld zł rok wcześniej.
W 2018 roku rozpoznany został udział w wynikach jednostek stowarzyszonych oraz wspólnych przedsięwzięciach w wysokości 90 mln zł, co oznacza wzrost w stosunku do porównywalnego okresu roku poprzedniego o 66 mln zł.
W samym IV kwartale przychody grupy Energa sięgnęły 2,74 mld zł (spadek o 3 proc. rdr), a EBITDA 290 mln zł (spadek o 44 proc.).
Energa szacowała na początku marca, że w czwartym kwartale EBITDA wyniosła 426 mln zł. W środę spółka obniżyła szacunek do 290 mln zł. Poinformowała, że to efekt aktualizacji wyniku w segmencie sprzedaży po zawiązaniu rezerwy w wysokości 136 mln zł, uwzględniającej szacunkowy wpływ ustawy w sprawie cen energii.
Jak podała spółka w raporcie, skorygowana o zdarzenia jednorazowe EBITDA grupy w IV kwartale wyniosła 465 mln zł wobec 456 mln zł rok wcześniej.
Łączna dystrybucja energii elektrycznej w 2018 roku wyniosła 22.542 GWh. Aktywa wytwórcze grupy wyprodukowały łącznie 3,9 TWh energii elektrycznej. Łączny wolumen sprzedanej energii elektrycznej wyniósł 19.777 GWh.(PAP Biznes)
pel/
- 14.03.2019 07:03
Energa planuje w '19 r. 1,28 mld zł nakładów w dystrybucji, 0,8 mld zł w wytwarzaniu (opis)
14.03.2019 07:03Energa planuje w '19 r. 1,28 mld zł nakładów w dystrybucji, 0,8 mld zł w wytwarzaniu (opis)
Jak podała społka, kluczowymi inwestycjami w obszarze wytwarzania są: projekt elektrowni węglowej Ostrołęka C o mocy około 1.000 MWe oraz projekt budowy elektrowni wodnej w ramach drugiego stopnia na Wiśle o mocy około 80 MWe.
"Nakłady w zakresie realizacji tych inwestycji będą istotnie determinować projekty inwestycyjne prowadzone w grupie Energa" - napisano.
Jak podano, spółka planuje m.in. inwestycje związane z dostosowaniem źródeł wytwórczych do norm wynikających z dyrektywy IED oraz konkluzji BAT oraz rozbudowę mocy OZE (projekt budowy farmy wiatrowej Przykona o mocy 30MW, fotowoltaika). Aktywność w obszarze OZE będzie w dużej mierze determinowana wynikami aukcji.
Energa przygotowuje też inwestycje w elektrownie gazowo-parowe, z możliwościami kogeneracyjnymi.
Projekt inwestycji w Grudziądzu przewiduje budowę bloku gazowo-parowego o mocy około 600 MWe. Przygotowywany jest ponadto do realizacji projekt budowy elektrowni gazowo-parowej w Gdańsku o planowanej mocy około 450 MWe, jak również projekt budowy bloku gazowo-parowego z kogeneracją w Elblągu o mocy 115 MWe.
W 2018 roku nakłady inwestycyjne w grupie Energa wyniosły 1,67 mld zł, z czego 1,37 mld zł pochłonęły inwestycje w dystrybucji.
Jak podała spółka, w segmencie wytwarzania istotny udział stanowiły zadania związane z dostosowaniem do wymogów środowiskowych oraz inwestycje modernizacyjne realizowane w Elektrowni Ostrołęka B.(PAP Biznes)
pel/
- 14.03.2019 06:48
Energa planuje w '19 r. 1,28 mld zł nakładów w dystrybucji, 0,8 mld zł w wytwarzaniu
14.03.2019 06:48Energa planuje w '19 r. 1,28 mld zł nakładów w dystrybucji, 0,8 mld zł w wytwarzaniu
W 2018 roku nakłady inwestycyjne w grupie Energa wyniosły 1,67 mld zł, z czego 1,37 mld zł pochłonęły inwestycje w dystrybucji. (PAP Biznes)
pel/
- 14.03.2019 06:41
Zysk netto j.d. Energi w '18 wyniósł 739 mln zł, EBITDA 1,88 mld zł
14.03.2019 06:41Zysk netto j.d. Energi w '18 wyniósł 739 mln zł, EBITDA 1,88 mld zł
Rok wcześniej EBITDA grupy wynosiła 2.160 mln zł.
Zysk operacyjny grupy wyniósł w 2018 r. 1.176 mln zł wobec 1.210 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 10,3 mld zł wobec 10,5 mld zł rok wcześniej.
W samym IV kwartale przychody sięgnęły 2,74 mld zł, a EBITDA 290 mln zł.
Energa szacowała na początku marca, że w czwartym kwartale EBITDA wyniosła 426 mln zł. W środę spółka obniżyła szacunek do 290 mln zł. Poinformowała, że to efekt aktualizacji wyniku w segmencie sprzedaży po zawiązaniu rezerwy w wysokości 136 mln zł, uwzględniającej szacunkowy wpływ ustawy w sprawie cen energii.(PAP Biznes)
pel/
- 14.03.2019 06:36
ENERGA SA Raport okresowy roczny za 2018 R
14.03.2019 06:36ENERGA SA Raport okresowy roczny za 2018 R
WYBRANE DANE FINANSOWE w mln. zł w tys. EUR 2018 2017 2018 2017 mln EUR mln EUR Przychody ze sprzedaży 89 80 21 19 Zysk z działalności operacyjnej (71) (78) (17) (18) Zysk lub strata brutto przed opodatkowaniem 492 79 115 19 Zysk lub strata netto 495 107 116 25 Całkowite dochody 459 68 108 16 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej (30) 1 (7) 0 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (140) 386 (33) 91 Środki pieniężne netto z działalności finansowej (780) 1 335 (183) 315 Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów (950) 1 722 (223) 406 Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 1,20 0,26 0,28 0,06 Liczba akcji zwykłych wyemitowanych zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję (w mln) 414 414 414 414 Stan na dzień 31 grudnia 2018 Stan na dzień 31 grudnia 2017 Stan na dzień 31 grudnia 2018 Stan na dzień 31 grudnia 2017 Aktywa trwałe 11 037 11 168 2 567 2 678 Aktywa obrotowe 4 256 4 224 990 1 013 Aktywa razem 15 293 15 392 3 557 3 690 Zobowiązania długoterminowe 6 042 7 287 1 405 1 747 Zobowiązania krótkoterminowe 1 666 979 387 235 Kapitał własny 7 585 7 126 1 764 1 709 Kapitał podstawowy 4 522 4 522 1 052 1 084 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na akcję)* 18,32 17,21 4,26 4,13 Liczba akcji zwykłych na koniec okresu (w mln) 414 414 414 414 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 14.03.2019 06:33
ENERGA SA Raport okresowy roczny skonsolidowany za 2018 RS
14.03.2019 06:33ENERGA SA Raport okresowy roczny skonsolidowany za 2018 RS
WYBRANE DANE FINANSOWE w mln. zł w tys. EUR w mln. zł w mln. EUR 2018 2017 2018 2017 Przychody ze sprzedaży 10 337 10 534 2 423 2 482 Zysk z działalności operacyjnej 1 176 1 210 276 285 Zysk lub strata brutto przed opodatkowaniem 953 1 002 223 236 Zysk lub strata netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 739 773 173 182 Całkowite dochody 696 724 163 171 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 1 859 2 182 436 514 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (1 770) (1 455) (415) (343) Środki pieniężne netto z działalności finansowej (1 006) 1 452 (236) 342 Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów (917) 2 179 (215) 513 Zysk lub strata netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 1,79 1,87 0,42 0,44 Liczba akcji w mln zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję 414 414 414 414 stan na dzień 31.12.2018 stan na dzień 31.12.2018 stan na dzień 31.12.2018 stan na dzień 31.12.2018 Aktywa trwałe 16 182 14 930 3 763 3 580 Aktywa obrotowe 5 417 6 126 1 260 1 469 Aktywa razem 21 599 21 056 5 023 5 048 Zobowiązania długoterminowe 8 438 8 968 1 962 2 150 Zobowiązania krótkoterminowe 2 805 2 623 652 629 Kapitał własny 10 356 9 465 2 408 2 269 Kapitał własny przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 10 295 9 409 2 394 2 256 Kapitał podstawowy 4 522 4 522 1 052 1 084 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na akcję) 24,87 22,73 5,78 5,45 Liczba akcji w mln zastosowana do obliczenia wartości księgowej na akcję 414 414 414 414 Liczba akcji w mln na koniec okresu 414 414 414 414 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 13.03.2019 08:49
Grupa Energa obniżyła szacowaną EBITDA w IV kwartale '18 do 290 mln zł (opis)
13.03.2019 08:49Grupa Energa obniżyła szacowaną EBITDA w IV kwartale '18 do 290 mln zł (opis)
Energa zaktualizowała wynik EBITDA dla segmentu sprzedaż, który według szacunków ma wynieść w czwartym kwartale 2018 roku -135 mln zł. Wcześniej grupa szacowała, że EBITDA segmentu sprzedaż wyniosła 2 mln zł.
"W ramach badania przez audytora sprawozdań Grupy Energa, zgodnie z MSR 37 w Linii Biznesowej Sprzedaż dokonano zawiązania rezerwy w wysokości 136 mln zł, która uwzględnia szacunkowy wpływ uchwalonej 28 grudnia 2018 roku ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z późniejszymi zmianami" - napisano w komunikacie.
Szacunki EBITDA segmentów dystrybucja i wytwarzanie pozostały bez zmian, odpowiednio: 340 mln zł oraz 95 mln zł.
W analogicznym okresie roku 2017 EBITDA grupy w dystrybucji wyniosła 382 mln zł, w wytwarzaniu 131 mln zł, a w segmencie sprzedaży 61 mln zł.
W całym 2018 roku EBITDA grupy wyniosła 1,877 mld zł, wobec 2,16 mld zł przed rokiem. EBITDA w dystrybucji wyniosła 1,704 mld zł (1,723 mld zł rok wcześniej), w wytwarzaniu 329 mln zł (398 mln zł rok wcześniej), a w sprzedaży -85 mln zł (85 mln zł rok wcześniej).
Wcześniej Energa szacowała, że w całym 2018 roku EBITDA grupy wyniosła 2,013 mld zł, EBITDA w dystrybucji 1,704 mld zł, w wytwarzaniu 329 mln zł, a w sprzedaży 52 mln zł.
Bez zmian pozostały szacunki dotyczące produkcji, dystrybucji oraz sprzedaży energii elektrycznej.
Produkcja energii elektrycznej brutto w czwartym kwartale 2018 roku wyniosła 1.045 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 5.615 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 5.027 GWh.
Produkcja energii elektrycznej brutto w 2018 roku wyniosła 3.896 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 22.542 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 19.777 GWh.
Dla porównania, w czwartym kwartale 2017 roku produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła 1.160 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 5.603 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 5.382 GWh.
Wolumen dystrybuowanej energii w 2017 roku wyniósł 22,1 TWh, produkcja energii wyniosła 4.280 GWh, a sprzedaż detaliczna energii 20,6 TWh.
Ostateczne wyniki mają zostać przedstawione w rocznym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym grupy 14 marca 2019 roku. (PAP Biznes)
doa/ epo/ osz/
- 13.03.2019 08:15
EBITDA grupy Energa w IV kwartale '18 wyniosła 290 mln zł - aktualizacja szacunków
13.03.2019 08:15EBITDA grupy Energa w IV kwartale '18 wyniosła 290 mln zł - aktualizacja szacunków
Energa zaktualizowała wynik EBITDA dla segmentu sprzedaż, który według szacunków ma wynieść -135 mln zł. Wcześniej grupa szacowała, że EBITDA segmentu sprzedaż wyniosła 2 mln zł.
Szacunki EBITDA segmentów dystrybucja i wytwarzanie pozostały bez zmian, odpowiednio 340 mln zł oraz 95 mln zł.
Bez zmian pozostały szacunki dotyczące produkcji, dystrybucji oraz sprzedaży energii elektrycznej.
Produkcja energii elektrycznej brutto w czwartym kwartale wyniosła 1.045 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 5.615 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 5.027 GWh.
"W ramach badania przez audytora sprawozdań Grupy Energa, zgodnie z MSR 37 w Linii Biznesowej Sprzedaż dokonano zawiązania rezerwy w wysokości 136 mln zł, która uwzględnia szacunkowy wpływ uchwalonej 28 grudnia 2018 roku ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z późniejszymi zmianami" - napisano w komunikacie. (PAP Biznes)
doa/ epo/ osz/
- 13.03.2019 08:04
ENERGA SA (5/2019) Aktualizacja szacunkowych wyników Grupy ENERGA za IV kwartał 2018 roku oraz za 2018 rok
13.03.2019 08:04ENERGA SA (5/2019) Aktualizacja szacunkowych wyników Grupy ENERGA za IV kwartał 2018 roku oraz za 2018 rok
Zarząd Spółki ENERGA SA przekazuje do publicznej wiadomości aktualizację szacunków wybranych danych finansowych i operacyjnych za IV kwartał 2018 roku oraz za 2018 rok.
Wyniki finansowe i operacyjne za IV kwartał 2018 roku:
EBITDA Grupy 290 mln zł, w tym:
EBITDA Segmentu Dystrybucja: 340 mln zł,
EBITDA Segmentu Wytwarzanie: 95 mln zł,
EBITDA Segmentu Sprzedaż: -135 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto: 1 045 GWh,
Dystrybucja energii elektrycznej: 5 615 GWh,
Sprzedaż energii elektrycznej (detal): 5 027 GWh.
Wyniki finansowe i operacyjne za 2018 rok:
EBITDA Grupy 1 877 mln zł, w tym:
EBITDA Segmentu Dystrybucja: 1 704 mln zł,
EBITDA Segmentu Wytwarzanie: 329 mln zł,
EBITDA Segmentu Sprzedaż: -85 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto: 3 896 GWh,
Dystrybucja energii elektrycznej: 22 542 GWh,
Sprzedaż energii elektrycznej (detal): 19 777 GWh.
W ramach badania przez audytora sprawozdań Grupy ENERGA, zgodnie z MSR 37 w Linii Biznesowej Sprzedaż dokonano zawiązania rezerwy w wysokości 136 mln zł, która uwzględnia szacunkowy wpływ uchwalonej 28 grudnia 2018 roku Ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw z późniejszymi zmianami.
Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Ostateczne wyniki zostaną przedstawione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ENERGA za 2018 rok w dniu 14 marca 2019 roku.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 11.03.2019 14:24
Trwają prace nad pozyskaniem inwestorów do spółki ElectroMobility Poland - Tchórzewski, ME
11.03.2019 14:24Trwają prace nad pozyskaniem inwestorów do spółki ElectroMobility Poland - Tchórzewski, ME
"Mam nadzieję, że inicjatywa związana z budową samochodu elektrycznego zbliża się do momentu, że będzie mogła być na plus rozstrzygnięta. Trzeba stworzyć konstrukcję finansowania, bo budowa takiej fabryki to duże przedsięwzięcie, ale uparcie do tego dążymy" - powiedział dziennikarzom Tchórzewski.
Poinformował, że trwają prace nad pozyskaniem inwestorów do spółki ElectroMobility Poland.
"Wizja samochodu już jest. Trwa praca nad zebraniem akcjonariuszy do spółki i zgromadzeniem kapitału. To sprawa bardzo trudna, ale posuwa się do przodu. Jestem przekonany, że w tym roku powinniśmy już wejść w etap pozyskiwania i dookreślenia miejsca, gdzie ten samochód będzie budowany" - powiedział.
Pytany, czy Śląsk będzie miał największe szanse na lokalizację zakładu produkcyjnego, odpowiedział, że będzie to zależeć od podstawy ekonomicznej. Pytany, czy Polska będzie się starać o fundusze na ten cel w ramach negocjowanego w UE programu dla Śląska, powiedział "Też chcemy o tym rozmawiać".
Spółka ElectroMobility Poland powstała w październiku 2016 roku. Jest kontrolowana przez cztery koncerny energetyczne - PGE, Energę, Eneę oraz Tauron. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 11.03.2019 11:47
Energa Wytwarzanie ogłosiła przetarg na budowę bloku gazowo-parowego o mocy 450-750 MWe
11.03.2019 11:47Energa Wytwarzanie ogłosiła przetarg na budowę bloku gazowo-parowego o mocy 450-750 MWe
Jak podano, postępowanie odbędzie się w trybie dialogu konkurencyjnego. Firmy zainteresowane realizacją elektrowni CCGT Grudziądz mają czas na składanie wniosków o dopuszczenie do udziału w postępowaniu do 24 kwietnia 2019 roku.
Dialog konkurencyjny odbędzie się w trzecim kwartale 2019 roku, a podpisanie umowy z wykonawcą, wyłonionym w postępowaniu, zaplanowane jest na pierwszy kwartał 2020 roku.
Wybór wykonawcy zostanie dokonany w oparciu o kryterium techniczno-ekonomiczne oraz cenę. Kryteria jakościowe mają stanowić powyżej 50 proc. oceny oferty, a kryterium cenowe poniżej 50 proc.
Jak wynika z ogłoszenia o zamówieniu, o jego udzielenie mogą ubiegać się wykonawcy, którzy posiadają środki finansowe lub zdolność kredytową na kwotę nie mniejszą niż 300 mln zł, a także w ostatnich trzech latach obrotowych odnotowali średnioroczne przychody z działalności operacyjnej w wysokości co najmniej 1 mld zł.
"Projekt elektrowni CCGT Grudziądz był przygotowywany do realizacji w Grupie Energa i jest na zaawansowanym etapie rozwoju. Inwestor posiada komplet zgód administracyjnych, w tym pozwolenie na budowę" - podano w komunikacie.
Zamówienie ma być realizowane w formule „pod klucz”, co oznacza, że obejmie uzyskanie koniecznych decyzji, zaprojektowanie, dostawę, budowę, szkolenie personelu, rozruch, przekazanie do eksploatacji oraz długoterminowy serwis bloku.
Jak podała Energa, szacowany okres realizacji zamówienia wynosi 156 miesięcy, przy czym okres ten obejmuje budowę bloku planowaną na 36 miesięcy oraz dziesięcioletnią umowę serwisową. (PAP Biznes)
sar/ kuc/ asa/
- 04.03.2019 11:00
Sektor energetyczny w poniedziałek mocno traci; impulsem słabe wyniki PGE i Energi (opinia)
04.03.2019 11:00Sektor energetyczny w poniedziałek mocno traci; impulsem słabe wyniki PGE i Energi (opinia)
"Spółki pokazały wyniki relatywnie słabe, poniżej oczekiwań, stąd negatywna reakcja rynku" - powiedział PAP Biznes Paweł Puchalski, analityk Santander BM.
"Tauron już podał wyniki, były one relatywnie dobre, a mimo to kurs spółki również spada, co pokazuje, iż inwestorzy grają koszykowo i sprzedają cały sektor" - dodał.
Ok. godz. 11.00 indeks WIG-Energia traci 4,5 proc. Akcje PGE zniżkują ok. 5 proc., Energi 4,8 proc., a Tauronu 4 proc. Papiery Enei tanieją o 4,8 proc.
W tym czasie WIG 20 zniżkuje 0,4 proc., a WIG idzie w dół o 0,3 proc.
W piątek po sesji szacunkowe wyniki za IV kwartał pokazały PGE i Energa. Okazały się one słabsze od oczekiwań analityków.
"Słabe wyniki PGE mnie nie dziwią, a po uwzględnieniu zdarzeń jednorazowych spółka jest dokładnie w miejscu, którego się spodziewałem. PGE zaraportowała ok. 1,2 mld zł EBITDA, ale spółka utworzyła 200 mln zł rezerw, więc wynik skorygowany to ok. 1,4 mld zł. Na wszystkich poziomach rachunku wyników widać silne spadki. Co najważniejsze, spółka zaraportowała stratę netto w IV kwartale 2018 r., i ta tendencja niskich zysków netto może potencjalnie trwać w latach 2019-20. Tymczasem, jeśli nie ma zysku, to postrzeganie PGE jako spółki (w przyszłości) dywidendowej powinno ulec istotnej rewizji" - ocenił Puchalski.
PGE szacuje, że skonsolidowana EBITDA w 2018 roku wyniosła ok. 6,364 mld zł, a zysk netto jednostki dominującej ok. 1,498 mld zł. W samym czwartym kwartale 2018 roku, według wyliczeń PAP Biznes, grupa wypracowała 1,223 mld zł EBITDA i 199 mln zł straty netto jednostki dominującej. Skorygowana EBITDA w IV kwartale wyniosła 1,461 mld zł, a strata netto jednostki dominującej 37 mln zł.
PGE podała, że EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w IV kwartale wyniosła 572 mln zł, segmentu dystrybucja 571 mln zł, segmentu energetyka odnawialna 109 mln zł, a strata segmentu obrót wyniosła 196 mln zł. W segmencie obrotu PGE rozpoznała w roku 2018 rezerwę na tzw. umowy rodzące obciążenia, związaną ze skutkami tzw. ustawy o cenach energii elektrycznej.
"Właściwie oprócz dystrybucji wszystkie segmenty były mocno poniżej moich oczekiwań" - ocenił w rozmowie z PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.
Szacunkowe wyniki przedstawiła też Energa. Grupa szacuje, że jej EBITDA w czwartym kwartale 2018 roku wyniosła 426 mln zł wobec 517 mln zł przed rokiem. Konsensus PAP Biznes zakładał, że EBITDA grupy wyniesie w tym okresie 503,3 mln zł.
EBITDA segmentu dystrybucja w czwartym kwartale 2018 roku wyniosła 340 mln zł, segmentu wytwarzanie 95 mln zł, a segmentu sprzedaż 2 mln zł. W analogicznym okresie roku 2017 EBITDA grupy w dystrybucji wyniosła 382 mln zł, w wytwarzaniu 131 mln zł, a w segmencie sprzedaży 61 mln zł.
"W przypadku Energi nie widzę specjalnego problemu. Podejrzewam, że na wyniki wpłynęły jakieś przeszacowania i zdarzenie jednorazowe, typowe dla czwartych kwartałów" - powiedział Paweł Puchalski z Santander BM.
"W przypadku Energi zawiodły dwa główne segmenty działalności: dystrybucja i wytwarzanie. W dystrybucji Energa pokazała słabszy wynik. Wolumeny były mniej więcej zgodne z oczekiwaniami, więc musiały być jakieś dodatkowe koszty. Z kolei mniejsze wolumeny wytwarzania spowodowały, że EBITDA segmentu była niższa niż się spodziewałem. Podejrzewam, że tam też mogły się pojawić jakieś dodatkowe koszty. Sprzedaż była niska, ale spodziewałem się słabego wyniku w tym obszarze" - ocenił Robert Maj z Ipopemy. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 04.03.2019 10:32
PSE, Enea Operator i Tauron Dystrybucja mają porozumienie ws. rozwoju sieci za ponad 100 mln zł
04.03.2019 10:32PSE, Enea Operator i Tauron Dystrybucja mają porozumienie ws. rozwoju sieci za ponad 100 mln zł
Powstanie m.in. nowa stacja elektroenergetyczna w okolicach Żagania oraz zostanie rozbudowana sieć elektroenergetyczna w regionie.
Inwestycje mają poprawić bezpieczeństwo energetyczne województwa lubuskiego, dolnośląskiego i wielkopolskiego.
Zakończenie całości prac zaplanowane jest do 2025 roku. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 04.03.2019 08:40
Szacunkowe wyniki Energi i PGE słabsze od oczekiwań (opinia)
04.03.2019 08:40Szacunkowe wyniki Energi i PGE słabsze od oczekiwań (opinia)
ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA SECURITIES:
"Wyniki szacunkowe PGE i Energi są poniżej moich oczekiwań, jak i oczekiwań rynkowych.
W przypadku Energi zawiodły dwa główne segmenty działalności: dystrybucja i wytwarzanie.
W dystrybucji Energa pokazała słabszy wynik. Wolumeny były mniej więcej zgodne z oczekiwaniami, więc musiały być jakieś dodatkowe koszty. Z kolei mniejsze wolumeny wytwarzania spowodowały, że EBITDA segmentu była niższa niż się spodziewałem. Podejrzewam, że tam też mogły się pojawić jakieś dodatkowe koszty.
Sprzedaż była niska, ale spodziewałem się słabego wyniku w tym obszarze.
Wyniki PGE też są słabe. Raportowana EBITDA wyniosła 1.223 mln zł, a skorygowana 1.461 mln zł, ale to nadal poniżej moich oczekiwań i oczekiwań rynku. Właściwie oprócz dystrybucji wszystkie segmenty były mocno poniżej moich oczekiwań.
Spółka w segmencie sprzedaży zawarła rezerwę, ale nie podano jej wysokości. Szacuję, że wyniosła między 200 a 300 mln zł".
***************************
PGE szacuje, że skonsolidowana EBITDA w 2018 roku wyniosła ok. 6,364 mld zł. Według szacunków, zysk netto jednostki dominującej wyniósł ok. 1,498 mld zł. W samym czwartym kwartale 2018 roku, według wyliczeń PAP Biznes, grupa wypracowała 1,223 mld zł EBITDA i 199 mln zł straty netto jednostki dominującej. Skorygowana EBITDA w IV kwartale wyniosła 1,461 mld zł, a strata netto jednostki dominującej 37 mln zł.
PGE podała, że EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w IV kwartale wyniosła 572 mln zł, segmentu dystrybucja 571 mln zł, segmentu energetyka odnawialna 109 mln zł, a strata segmentu obrót wyniosła 196 mln zł. W segmencie obrotu PGE rozpoznała w roku 2018 rezerwę na tzw. umowy rodzące obciążenia, związaną ze skutkami tzw. ustawy o cenach energii elektryczne.
Grupa Energa szacuje, że jej EBITDA w czwartym kwartale 2018 roku wyniosła 426 mln zł wobec 517 mln zł przed rokiem. Konsensus PAP Biznes zakładał, że EBITDA grupy wyniesie w tym okresie 503,3 mln zł.
EBITDA segmentu dystrybucja w czwartym kwartale 2018 roku wyniosła 340 mln zł, segmentu wytwarzanie 95 mln zł, a segmentu sprzedaż 2 mln zł. W analogicznym okresie roku 2017 EBITDA grupy w dystrybucji wyniosła 382 mln zł, w wytwarzaniu 131 mln zł, a w segmencie sprzedaży 61 mln zł.(PAP Biznes)
pel/ asa/
- 01.03.2019 20:05
EBITDA grupy Energa w IV kwartale '18 wyniosła 426 mln zł - szacunki (opis)
01.03.2019 20:05EBITDA grupy Energa w IV kwartale '18 wyniosła 426 mln zł - szacunki (opis)
Oczekiwania siedmiu analityków co do wyniku EBITDA wahały się w przedziale od 467 mln zł do 553 mln zł.
Energa podała, że EBITDA segmentu dystrybucja w czwartym kwartale 2018 roku wyniosła 340 mln zł, segmentu wytwarzanie 95 mln zł, a segmentu sprzedaż 2 mln zł.
W analogicznym okresie roku 2017 EBITDA grupy w dystrybucji wyniosła 382 mln zł, w wytwarzaniu 131 mln zł, a w segmencie sprzedaży 61 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto w czwartym kwartale 2018 roku wyniosła 1.045 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 5.615 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 5.027 GWh.
Dla porównania, w czwartym kwartale 2017 roku produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła 1.160 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 5.603 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 5.382 GWh.
W całym 2018 roku EBITDA grupy Energa wyniosła 2,013 mld zł wobec 2,16 mld zł przed rokiem. EBITDA w dystrybucji wyniosła 1,7 mld zł (1,723 mld zł rok wcześniej), w wytwarzaniu 329 mln zł (398 mln zł rok wcześniej), a w sprzedaży 52 mln zł (85 mln zł rok wcześniej).
Produkcja energii elektrycznej brutto w 2018 roku wyniosła 3.896 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 22.542 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 19.777 GWh.
Dla porównania, wolumen dystrybuowanej energii w 2017 roku wyniósł 22,1 TWh, produkcja energii wyniosła 4.280 GWh, a sprzedaż detaliczna energii 20,6 TWh. (PAP Biznes)
sar/ gor/
- 01.03.2019 19:22
EBITDA grupy Energa w IV kwartale '18 wyniosła 426 mln zł - szacunki
01.03.2019 19:22EBITDA grupy Energa w IV kwartale '18 wyniosła 426 mln zł - szacunki
EBITDA segmentu dystrybucja wyniosła 340 mln zł, segmentu wytwarzanie 95 mln zł, a segmentu sprzedaż 2 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto w czwartym kwartale wyniosła 1.045 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 5.615 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 5.027 GWh. (PAP Biznes)
sar/ gor/
- 01.03.2019 19:09
ENERGA SA (4/2019) Szacunkowe wyniki Grupy ENERGA za IV kwartał 2018 roku oraz za 2018 rok
01.03.2019 19:09ENERGA SA (4/2019) Szacunkowe wyniki Grupy ENERGA za IV kwartał 2018 roku oraz za 2018 rok
Zarząd Spółki ENERGA SA przekazuje do publicznej wiadomości wstępne szacunki wybranych danych finansowych i operacyjnych za IV kwartał 2018 roku oraz za 2018 rok.
Wyniki finansowe i operacyjne za IV kwartał 2018 roku:
EBITDA Grupy 426 mln zł, w tym:
EBITDA Segmentu Dystrybucja: 340 mln zł,
EBITDA Segmentu Wytwarzanie: 95 mln zł,
EBITDA Segmentu Sprzedaż: 2 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto: 1 045 GWh,
Dystrybucja energii elektrycznej: 5 615 GWh,
Sprzedaż energii elektrycznej (detal): 5 027 GWh.
Wyniki finansowe i operacyjne za 2018 rok:
EBITDA Grupy 2 013 mln zł, w tym:
EBITDA Segmentu Dystrybucja: 1 704 mln zł,
EBITDA Segmentu Wytwarzanie: 329 mln zł,
EBITDA Segmentu Sprzedaż: 52 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto: 3 896 GWh,
Dystrybucja energii elektrycznej: 22 542 GWh,
Sprzedaż energii elektrycznej (detal): 19 777 GWh.
Prezentowane wielkości mają charakter wstępny oraz szacunkowy i mogą ulec zmianie.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 28.02.2019 19:06
Dino i Play zastąpią Energę i Eurocash w indeksie WIG20 (opis)
28.02.2019 19:06Dino i Play zastąpią Energę i Eurocash w indeksie WIG20 (opis)
Energa i Eurocash trafią do indeksu mWIG40, który opuszczą spółki Sanok i Pfleiderer.
Udział spółki PKO BP w indeksach WIG20 i WIG20TR został ograniczony do 15 proc., natomiast udziały spółek PKN Orlen, PKO BP i PZU w indeksach WIG30 i WIG30TR oraz udział spółki ING BSK w indeksach mWIG40 oraz mWIG40TR zostały ograniczone do 10 proc.
Nowymi spółkami w sWIG80 będą Sanok, Pfleiderer, Cognor, Capital Park, Instal Kraków, Zakłady Mięsne Henryk Kania, R22 oraz Work Service, a indeks opuszczą Ailleron, Arctic Paper, Oncoarendi Therapeutics, Mirbud, Serinus, XTB.
Portfele indeksów WIG30 i WIG30TR pozostaną bez zmian. (PAP Biznes)
doa/ gor/
- 28.02.2019 18:49
Dino i Play zastąpią Energę i Eurocash w indeksie WIG20
28.02.2019 18:49Dino i Play zastąpią Energę i Eurocash w indeksie WIG20
mWIG40 opuszczą spółki Sanok i Pfleiderer.
Udział spółki PKO BP w indeksach WIG20 i WIG20TR został ograniczony do 15 proc., natomiast udziały spółek PKN Orlen, PKO BP i PZU w indeksach WIG30 i WIG30TR oraz udział spółki ING BSK w indeksach mWIG40 oraz mWIG40TR zostały ograniczone do 10 proc.(PAP Biznes)
doa/ gor/
- 28.02.2019 12:52
Energa rozpoczyna budowę farmy wiatrowej Przykona o mocy ponad 30 MW
28.02.2019 12:52Energa rozpoczyna budowę farmy wiatrowej Przykona o mocy ponad 30 MW
Energa Invest, która zrealizuje przedsięwzięcie, złożyła w lutym powiadomienie o zamiarze wydania polecenia rozpoczęcia prac budowlanych generalnemu wykonawcy inwestycji.
Farma wiatrowa Przykona ma mieć ponad 30 MW mocy zainstalowanej i - według przewidywań - rocznie produkować ok. 75 GWh energii elektrycznej. 9 turbin wiatrowych wraz z niezbędną infrastrukturą posadowionych zostanie na 250 ha rekultywowanych terenów po kopalni węgla brunatnego.
Strategia grupy Energa zakłada wzrost mocy zainstalowanych w nowych odnawialnych źródłach energii o co najmniej 50 MW do 2020 roku.
"Po zakończeniu budowy (które zaplanowane jest na II kwartał 2020 roku) i oddaniu do użytkowania, Farma Wiatrowa Przykona wejdzie w skład aktywów wytwórczych spółki Energa Wytwarzanie, która już teraz dysponuje pięcioma instalacjami tego typu o łącznej mocy zainstalowanej 211 MW" - napisano w komunikacie prasowym Energi.
Biorąc pod uwagę potencjał terenu przeznaczonego pod inwestycję, Energa Invest bierze też pod uwagę możliwość budowy na tym terenie w przyszłości elektrowni fotowoltaicznej wraz z magazynem energii. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 18.02.2019 16:24
Projekt nowelizacji ws. cen energii jest zgodny z oczekiwaniami Komisji Europejskiej - ME
18.02.2019 16:24Projekt nowelizacji ws. cen energii jest zgodny z oczekiwaniami Komisji Europejskiej - ME
Projekt trafił w poniedziałek do Sejmu jako poselski.
Zakłada on m.in. usunięcie obowiązku ustalenia cen i stawek na 2019 r. w wysokości nie wyższej niż stawki z 31 grudnia 2018 r. dla spółek zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii.
Jak napisano w uzasadnieniu, wynika to z pojawienia się wątpliwości na tle obowiązujących przepisów ustawy w postaci ingerencji w uprawnienia regulatora rynku energii – prezesa URE, wyrażone przez przedstawicieli Komisji Europejskiej oraz Urząd Regulacji Energetyki.
W projekcie zakłada się też, że ceny, stosowane przez spółki obrotu dla odbiorców końcowych mają odpowiadać w 2019 r. cenom stosowanym 31 grudnia 2018 r. na podstawie taryfy, zatwierdzonej przez prezesa URE.
Z kolei ceny ustalone w inny sposób, np. w przetargu czy wynegocjowane indywidualnie, nie mogą być wyższe niż ceny i stawki opłat za energię elektryczną stosowane dla odbiorcy końcowego w dniu 30 czerwca 2018 r. Oznacza to, że przepisy dotyczyć miałyby wszystkich rodzajów umów zawieranych pomiędzy przedsiębiorstwem obrotu a odbiorcą końcowym.
W projekcie proponuje się też zmianę terminu, do którego przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną będzie obowiązane dokonać zmiany umów w stosunku do cenników energii elektrycznej. Zaproponowano, by obowiązek ten był realizowany nie później niż w terminie 30 dni od dnia wejścia w życie rozporządzenia do ustawy.
Kolejną zmianą jest propozycja umożliwienia ubiegania się o wypłatę kwoty różnicy cen przez odbiorców końcowych energii elektrycznej, kupujących energię na własny użytek, którzy nie zakupują energii od przedsiębiorstw obrotu, lecz sami dokonują zakupu na Towarowej Giełdzie Energii lub za pośrednictwem towarowego domu maklerskiego.
Prezes URE ma, na mocy nowelizacji, obliczać i publikować średnioważone ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym, oraz ogłaszać dane, stanowiące części składowe, służące do obliczenia kwot różnic cen, wskazane w rozporządzeniu.
Z początkiem tego roku weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, która zakłada ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu. Ustawa zmniejszyła akcyzę na energię elektryczną z 20 do 5 zł za MWh, obniżyła też o 95 proc. opłatę przejściową. Przewidywała też, że poziom cen i stawek opłat za przesył i dystrybucję energii będzie na poziomie nie wyższym niż poziom z dnia 31 grudnia 2018 r., a poziom stawek opłat dotyczących sprzedaży energii na poziomie nie wyższym niż 30 czerwca 2018 r. Przedsiębiorstwa, które z tego tytułu miałyby ponieść stratę mają otrzymać środki z Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 18.02.2019 13:44
Nowelizacja ws. cen energii zakłada usunięcie obowiązku zamrożenia stawek dla dystrybutorów (opis)
18.02.2019 13:44Nowelizacja ws. cen energii zakłada usunięcie obowiązku zamrożenia stawek dla dystrybutorów (opis)
"Powyższe wynika z pojawienia się wątpliwości na tle obowiązujących przepisów ustawy w postaci ingerencji w uprawnienia regulatora rynku energii – Prezesa URE, wyrażone przez przedstawicieli Komisji Europejskiej oraz Urząd Regulacji Energetyki" - napisano w uzasadnieniu projektu.
"Konsekwencją powyższej zmiany jest dostosowanie do niej innych przepisów ustawy, w szczególności w zakresie regulacji dotyczących występowania do zarządcy rozliczeń cen z wnioskiem o wypłatę kwoty różnicy ceny, korekty tych wniosków, oraz innych obowiązków z tym związanych" - dodano.
W projekcie zakłada się też, że ceny, stosowane przez spółki obrotu dla odbiorców końcowych mają odpowiadać w 2019 r. cenom stosowanym 31 grudnia 2018 r. na podstawie taryfy, zatwierdzonej przez prezesa URE.
Z kolei ceny ustalone w inny sposób, np. w przetargu czy wynegocjowane indywidualnie, nie mogą być wyższe niż ceny i stawki opłat za energię elektryczną stosowane dla odbiorcy końcowego w dniu 30 czerwca 2018 r. Oznacza to, że przepisy dotyczyć miałyby wszystkich rodzajów umów zawieranych pomiędzy przedsiębiorstwem obrotu a odbiorcą końcowym.
W projekcie proponuje się też zmianę terminu, do którego przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną będzie obowiązane dokonać zmiany umów w stosunku do cenników energii elektrycznej. Zaproponowano, by obowiązek ten był realizowany nie później niż w terminie 30 dni od dnia wejścia w życie rozporządzenia do ustawy.
Kolejną zmianą jest propozycja umożliwienia ubiegania się o wypłatę kwoty różnicy cen przez odbiorców końcowych energii elektrycznej, kupujących energię na własny użytek, którzy nie zakupują energii od przedsiębiorstw obrotu, lecz sami dokonują zakupu na Towarowej Giełdzie Energii lub za pośrednictwem towarowego domu maklerskiego.
Prezes URE ma, na mocy nowelizacji, obliczać i publikować średnioważone ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym, oraz ogłaszać dane, stanowiące części składowe, służące do obliczenia kwot różnic cen, wskazane w rozporządzeniu.
Poselski projekt obejmuje też zmiany do ustawy Prawo ochrony środowiska, ustawy o systemie zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji, ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw, ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.
Ustawa miałaby wejść w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia, z wyjątkiem regulacji dotyczących zmian do ustawy z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw. Jak podano, wejście w życie tych przepisów miałoby nastąpić w dniu następującym po dniu ogłoszenia.
Z początkiem tego roku weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, która zakłada ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu. Minister energii Krzysztof Tchórzewski zapowiadał pilną nowelizację ustawy, która uwzględniłaby uwagi Komisji Europejskiej.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 08.02.2019 08:53
Potencjał wzrostów na WIG-Energia nie został wyczerpany (opinia)
08.02.2019 08:53Potencjał wzrostów na WIG-Energia nie został wyczerpany (opinia)
Indeks WIG-Energia od początku roku wzrósł ponad 15 proc. W czwartek na zamknięciu wyniósł 2.786,44 pkt.
"Od sierpnia 2017 roku do listopada 2018 r. WIG-Energia poruszał się w kanale spadkowym. Wybicie z tego kanału nastąpiło w połowie listopada ubiegłego roku i dołek pod koniec grudnia to był niemal idealny ruch powrotny do przełamanego górnego ograniczenia kanału. Po wykonaniu tego ruchu powrotnego indeks powrócił do wzrostów, ostatnio udało mu się pokonać lokalne maksimum z początku grudnia. Z punktu widzenia analizy technicznej sytuacja wygląda całkiem dobrze" - powiedział PAP Biznes Przemysław Smoliński, analityk DM PKO BP.
"Raczej nie mówiłbym teraz o powrocie długoterminowego trendu wzrostowego. Ja ten ruch cały czas traktowałbym w kategoriach silnego, ale korekcyjnego odbicia. Jesteśmy cały czas sporo poniżej szczytu z sierpnia 2017 r., który był w okolicach 3.700 pkt. To może też świadczyć o tym, że potencjał wzrostów nie został do końca wyczerpany. Jest miejsce do ruchu w górę" - dodał analityk.
Jego zdaniem pierwszym ważnym poziomem oporu dla indeksu są okolice 3.000 pkt.
"Drugim poziomem jest 3.200 pkt, a silny długoterminowy opór to okolice 3.360 pkt. Dopóki jesteśmy poniżej tego poziomu, to ten ruch rozpatrywałbym wyłącznie w kategoriach korekcyjnego silnego, średnioterminowego odbicia. Dopiero przełamanie tego poziomu mogłoby świadczyć o tym, że w długim terminie zmienia się trend" - ocenił analityk.
Wskazał, że pierwszym wyraźnym wsparciem dla indeksu WIG-Energia są okolice 2.700 pkt.
"Dopóki jesteśmy powyżej tego poziomu, to wzrosty nie są zagrożone" - powiedział Przemysław Smoliński.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ pr/
- 08.02.2019 08:53
Dobry początek roku dla energetyki na GPW, ale wokół branży dużo znaków zapytania (analiza)
08.02.2019 08:53Dobry początek roku dla energetyki na GPW, ale wokół branży dużo znaków zapytania (analiza)
Od początku roku indeks WIG-Energia zyskał ponad 15 proc. i znalazł się na najwyższych poziomach od około roku. Duże wzrosty notowały też poszczególne spółki z sektora. Kurs PGE wzrósł od początku stycznia blisko 20 proc., a Tauronu 8 proc. Akcje Enei podrożały 14 proc., a Energi ponad 16 proc. ZE PAK zyskał 11 proc.
"Kursy spółek z sektora utilities w Europie w tym roku bardzo dobrze się zachowują, sentyment dla branży jest dobry. Nasze spółki mają wyższą betę niż inne, były wyprzedane i wyceny stały się atrakcyjne" - ocenił w rozmowie z PAP Biznes Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale.
Robert Maj, analityk Ipopema Securities, wskazuje, że ostatnie zwyżki kursów spółek energetycznych mogły być związane z napływem środków na rynki i wzrostem +emerging markets+.
"Napływ był rekordowy, od wielu miesięcy nie było świeżego kapitału na rynkach wschodzących. Sektor energetyczny był mocno wyprzedany po ubiegłorocznych spadkach, był więc naturalnym kandydatem do tego, by partycypować we wzrostach" - powiedział PAP Biznes Robert Maj.
"Byłbym jednak ostrożny, jeśli chodzi o kontynuację wzrostów. Zależeć one będą w dużej mierze od regulacji, które są największym czynnikiem ryzyka" - dodał analityk Ipopema Securities.
Jakub Viscardi, analityk DM BOŚ, ocenił, że niepewność związana m.in. z cenami energii na 2019 rok i ewentualnymi kosztami do poniesienia przez spółki przy braku rządowych rekompensat wywołała presję na kursy spółek pod koniec ubiegłego roku.
Z początkiem tego roku weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, która zakłada ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu. Jak dotąd, resort energii nie opublikował do tej ustawy rozporządzenia. Minister energii Krzysztof Tchórzewski zapowiedział ostatnio pilną nowelizację ustawy, która uwzględniłaby uwagi Komisji Europejskiej.
RYNEK CZEKA NA ROZSTRZYGNIĘCIA WS. USTAWY DOT. CEN ENERGII
Analitycy wskazują zgodnie, że branży nadal ciąży niepewność związana z tymi przepisami.
"Nie mamy rozporządzeń do ustawy, która zamraża ceny energii energii elektrycznej, nie wiadomo, w którą stronę pójdzie sama ustawa. Pytanie, czy zostanie wyrzucona do kosza i obniżenie cen energii zostanie osiągnięte innymi metodami, czy spółki będą musiały w jakiś sposób partycypować w utrzymaniu cen na niezmienionym poziomie, czy utrzymana zostanie pełna rekompensata ewentualnych strat dla spółek" - powiedział Robert Maj.
"Jeśli zmiany będą korzystne, jeśli spółki będą mieć rekompensaty, to sektor powinien się zachowywać dobrze. Jeśli pojawi się coś negatywnego, to o wzrosty będzie trudno" - ocenił analityk Ipopemy.
Bartłomiej Kubicki z Societe Generale szacuje, że przy obecnych założeniach ustawy rekompensat może nie wystarczyć.
"W segmencie sprzedaży mamy duży bałagan. Spółki nie wiedzą, czy będą notować straty. Według moich wyliczeń systemowi może brakować na wypłatę rekompensat ponad 2 mld zł" - powiedział Kubicki.
Jakub Viscardi z DM BOŚ zastanawia się, czy w przyszłym roku ceny energii też będą w sposób odgórny utrzymywane na niezmienionym poziomie. Jak wskazuje, nie wiadomo również, jak ustawę oceni ostatecznie Komisja Europejska, biorąc pod uwagę jej zastrzeżenia dotyczące niezależności Urzędu Regulacji Energetyki.
W jego ocenie kolejnym problemem jest chaotyczna polityka dotycząca sektora.
"Opublikowany został projekt Polityki energetycznej do 2040 r. Wiadomo, że w najbliższych latach wydatki inwestycyjne będą bardzo duże, ze względu na konieczność zmiany źródeł wytwarzania. Szacuje się, że koszty transformacji wyniosą ok. 400 mld zł. Są jednak znaki zapytania dotyczące farm wiatrowych na lądzie, energetyki opartej na węglu brunatnym oraz skali i zakresu finansowania energetyki jądrowej. Problemem jest też duża rola polityki, bo to państwo rozdaje karty w sektorze" - powiedział analityk DM BOŚ.
"Dużym znakiem zapytania jest kształtowanie się cen energii na rynku, bo skala produkcji energii z OZE w krajach ościennych bardzo rośnie i będzie rosła presja na rentowność segmentu wytwarzania konwencjonalnego. Na te wszystkie główne czynniki niepewności inwestorzy nie będą pozostawać obojętni" - dodał Jakub Viscardi.
Robert Maj z Ipopema Securities ocenia, że ten rok będzie dla spółek energetycznych "wynikowo trudny".
"W ujęciu rdr powinien być lepszy, ale jest wiele znaków zapytania dotyczących m.in. regulacji" - powiedział.
"Segment wytwarzania najlepiej zachowywać się powinien w PGE, czy ZE PAK, gdzie produkcja energii oparta jest na węglu brunatnym. Przy stabilnych cenach CO2 i wysokiej cenie energii powinien pokazywać najlepszą marżowość. Segment wytwarzania na węglu kamiennym też powinien zachowywać się nieźle, ale znaczenie będą miały remonty i wolumen produkcji, np. w Enei. W Tauronie problemy z produkcją górniczą powodują, że spółka kupuje węgiel na zewnątrz i rykosztem trafia to w segment wytwarzania. W segmencie dystrybucji, jeśli taryfy miałyby pójść w dół, to wyniki byłyby pod presją. Pytanie, czy będzie to kompensowane" - dodał analityk.
Jakub Viscardi z DM BOŚ wskazuje, że na wyniki spółek w dłuższym terminie wpływ będą miały rozstrzygnięte pod koniec ubiegłego roku aukcje na rynku mocy, które dadzą stabilny zastrzyk środków.
"Z drugiej strony jest obawa, że inwestycje mogą się okazać większe niż pierwotnie sądzono. Duże nakłady inwestycyjne będą powodować presję na przepływy i dalszy wzrost niemałego już zadłużenia" - ocenił analityk.
Jego zdaniem jest bardzo duże ryzyko co do wypłaty dywidend.
"W PGE, czy Tauronie wypłata dywidend została zawieszona i jest pytanie, czy będą one przywrócone. Do niedawna dywidendy były kluczowym wyznacznikiem dla spółek z sektora energetycznego, a jest ryzyko, że ich nie będzie"- powiedział Viscardi.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ pr/
- 04.02.2019 13:08
Dino Polska zastąpi Eurocash lub Energę w WIG20 po lutowej rewizji indeksów GPW (opinia)
04.02.2019 13:08Dino Polska zastąpi Eurocash lub Energę w WIG20 po lutowej rewizji indeksów GPW (opinia)
Po sesji 15 lutego GPW stworzy ranking spółek, który będzie podstawą do zmian w składach indeksów - giełda ogłosi je 28 lutego. Ranking obliczany jest na podstawie obrotów akcjami spółek za ostatnie 12 miesięcy oraz wartości akcji w wolnym obrocie, wyznaczoną w oparciu o losowo wybrany kurs zamknięcia z ostatnich pięciu dni sesyjnych, licząc wstecz od dnia rankingu.
"Dino Polska na pewno wejdzie do WIG20 w ramach najbliższej rewizji. Na pograniczu opuszczenia indeksu są natomiast Eurocash i Energa" - powiedział PAP Biznes Marcinowski.
Na dzień 1 lutego najmniejszy udział w portfelu indeksu WIG20, 0,7 proc., miał Eurocash, a przedostatnie miejsce, z udziałem na poziomie 0,93 proc., zajmowała Energa.
Z kolei udział Dino Polska w portfelu mWIG40 wynosił 7,76 proc. i był trzecim najwyższym po dwóch bankach - ING Banku Śląskim i Millennium. Instytucje te nie mogą jednak wejść do WIG20, chyba że zastąpiłyby w indeksie inny bank: w WIG20 może być jednocześnie notowanych maksymalnie pięć spółek z danego sektora - limit ten jest obecnie wykorzystany w przypadku banków (PKO BP, Pekao, Santander Bank Polska, mBank i Alior Bank).
Według szacunków analityka Trigon DM, w ramach lutowej korekty do indeksu mWIG 40 może wejść VRG (dawniej Vistula), zastępując Sanok Rubber Company.
"Po połączeniu z Bytomiem wzrośnie liczba akcji VRG w obrocie giełdowym i spółka ta zapewne wejdzie do indeksu mWIG40 w ramach obecnej rewizji. Obecnie kandydatem do opuszczenia indeksu jest Sanok" - powiedział.
28 grudnia ubiegłego roku Giełda Papierów Wartościowych dopuściła do obrotu 53,26 mln akcji VRG - akcje te przeznaczone były dla akcjonariuszy Bytomia w ramach połączenia z Vistulą.
Zdaniem Marcinowskiego, po ostatnim wezwaniu na akcje Orbisu i związanym z nim ograniczeniu free floatu, spółka ta nie utrzyma się w dłuższym terminie w indeksie mWIG40.
"Orbis utrzyma się jeszcze w indeksie mWIG40 przy tej rewizji, ale w ciągu roku powinien go opuścić - pytanie, czy historyczne obroty pozwolą spółce utrzymać się w gronie średnich spółek np. za kwartał, czy dwa. Z free floatem na poziomie 14 proc. - w tym zapewne z dużym udziałem OFE - obroty akcjami spółki w kolejnych miesiącach nie będą wysokie" - powiedział analityk Tirgon DM.
W styczniu w wezwaniu firma Accor kupiła 15,27 mln akcji Orbisu. Pod koniec listopada 2018 roku Accor wezwał do sprzedaży 21,8 mln walorów Orbisu, stanowiących 47,31 proc. wszystkich akcji, po 87 zł za sztukę. Accor w wyniku wezwania chciał mieć 100 proc. akcji Orbisu i wycofać spółkę z GPW. (PAP Biznes)
kuc/ gor/
- 31.01.2019 12:52
ENERGA SA (3/2019) Terminy przekazywania raportów okresowych w 2019 roku
31.01.2019 12:52ENERGA SA (3/2019) Terminy przekazywania raportów okresowych w 2019 roku
Zarząd ENERGA SA ("Spółka") przekazuje daty publikacji raportów okresowych Grupy Kapitałowej ENERGA w 2019 roku:
1. Skonsolidowane raporty kwartalne:
- Raport kwartalny za I kwartał 2019 roku - 15 maja 2019 roku.
- Raport kwartalny za III kwartał 2019 roku - 6 listopada 2019 roku.
2. Skonsolidowany raport półroczny za pierwsze półrocze 2019 roku, zawierający półroczne, skrócone, jednostkowe sprawozdanie finansowe - 7 sierpnia 2019 roku.
3. Raporty roczne:
- Jednostkowy raport roczny za 2018 rok - 14 marca 2019 roku.
- Skonsolidowany raport roczny za 2018 rok - 14 marca 2019 roku.
Jednocześnie Zarząd oświadcza, że zgodnie z § 62 ust.1 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 (Dz.U. 2018 poz. 757) ("Rozporządzenie") Spółka nie będzie publikować odrębnych jednostkowych raportów kwartalnych. Skonsolidowane raporty kwartalne Grupy Kapitałowej ENERGA będą zawierały kwartalne skrócone skonsolidowane sprawozdanie finansowe oraz kwartalne informacje finansowe.
Ponadto Zarząd informuje, że Spółka nie będzie publikować skonsolidowanego raportu kwartalnego za II kwartał 2019 roku zgodnie z § 79 ust. 2 Rozporządzenia. Spółka nie będzie publikować również odrębnego raportu półrocznego zgodnie z § 62 ust. 3 Rozporządzenia.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.01.2019 15:01
Energa zakończyła projekt optymalizacji struktury grupy
21.01.2019 15:01Energa zakończyła projekt optymalizacji struktury grupy
Projekt polegał m.in. na zmniejszeniu liczby podmiotów grupy z 44 do 22. W linii biznesowej Dystrybucja liczba spółek została zmniejszona z 13 do 2, w linii biznesowej Sprzedaż - z 6 do 3, w Wytwarzaniu - z 9 do 6, natomiast w segmencie Usługi i Pozostałe liczba spółek z 15 zredukowana została do 10.
"Restrukturyzacja pozwoliła m.in. na skrócenie ścieżek decyzyjnych, płynniejsze zarządzanie budżetem inwestycyjnym, lepsze wykorzystanie kompetencji pracowników, a w dłuższej perspektywie – uzyskanie znacznych oszczędności" - napisano w komunikacie. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 17.01.2019 13:46
Projekt Ostrołęka C nie zakłada zaangażowania JSW – Enea
17.01.2019 13:46Projekt Ostrołęka C nie zakłada zaangażowania JSW – Enea
"W związku z pojawiającymi się informacjami medialnymi, Enea jako podmiot zaangażowany w projekt Elektrownia Ostrołęka C informuje, że na żadnym z etapów rozmów i planowania dotyczącego finansowania budowy nowoczesnego bloku energetycznego o mocy 1000 MW nie brano pod uwagę zaangażowania środków Jastrzębskiej Spółki Węglowej” - napisano w komunikacie Enei.
"Udział JSW i środków pochodzących z JSW, a także Funduszu Stabilizacyjnego Jastrzębskiej Spółki Węglowej nie są również brane pod uwagę przy obecnym uzgadnianiu formy, harmonogramu oraz warunków zaangażowania finansowego inwestora finansowego oraz innych inwestorów" - podała spółka.
W ubiegłym tygodniu także Energa informowała, że na tym etapie precyzowania szczegółów, w strukturze finansowania inwestycji Elektrowni Ostrołęka C są zaangażowane różne podmioty, ale w modelu finansowania nie było i nie jest rozważane zaangażowanie w jakikolwiek sposób Funduszu Stabilizacyjnego Jastrzębskiej Spółki Węglowej.
Media podawały wcześniej, że Ministerstwo Energii ma planować użycie środków z Funduszu Stabilizacyjnego JSW do sfinansowania budowy bloku Ostrołęka C. Zarówno minister energii Krzysztof Tchórzewski, jak i przewodnicząca rady nadzorczej JSW Halina Buk, stanowczo zdementowali te informacje. Tym zapewnieniom nie wierzą związkowcy JSW.
Na poniedziałek zaplanowano pikietę organizacji związkowych JSW przed siedzibą ME w Warszawie. Związki żądają przeniesienia nadzoru właścicielskiego nad JSW z Ministerstwa Energii bezpośrednio pod premiera, odwołania członków rady nadzorczej nominowanych przez ministra energii oraz przywrócenia odwołanych ostatnio członków zarządu Artura Dyczko i Jolanty Gruszki.
Budowa elektrowni o mocy 1000 MW jest wspólnym przedsięwzięciem Enei i Energi jest realizowane przez spółkę celową Elektrownia Ostrołęka. Generalnym wykonawcą inwestycji jest konsorcjum spółek GE Power i Alstom Power Systems. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 17.01.2019 12:31
Energa odwróci odpisy na 145,4 mln zł, co zwiększy wynik netto grupy za '18 o 117,8 mln zł (opis)
17.01.2019 12:31Energa odwróci odpisy na 145,4 mln zł, co zwiększy wynik netto grupy za '18 o 117,8 mln zł (opis)
Energa poinformowała, iż w związku z wystąpieniem zmian w otoczeniu rynkowym, w szczególności wzrostu cen energii elektrycznej oraz zielonych certyfikatów, zostały zidentyfikowane przesłanki, które mogą skutkować odwróceniem odpisów z tytułu utraty wartości niektórych aktywów grupy.
"W wyniku przeprowadzonych testów na utratę wartości w II półroczu 2018 roku stwierdzono wzrost wartości odzyskiwalnej aktywów wiatrowych oraz fotowoltaicznych. W dniu 17 stycznia 2019 roku podjęta została decyzja o odwróceniu odpisów aktualizujących wartość aktywów wiatrowych oraz fotowoltaicznych w Linii Biznesowej Wytwarzania na łączną kwotę 145,4 mln zł. Szacowany wpływ odwrócenia ww. odpisów na skonsolidowany wynik netto grupy Energa za 2018 rok wynosi 117,8 mln zł" - napisano.
"Powyższa operacja ma charakter niegotówkowy. Poprawi ona wynik operacyjny grupy Energa bez wpływu na wynik EBITDA" - dodano.
Spółka podała, że po uwzględnieniu odwrócenia odpisów, wartość księgowa farm wiatrowych oraz fotowoltaicznych w skonsolidowanym bilansie grupy Energa wynosi 806 mln zł. Zaznaczyła, że prezentowane pozycje mają charakter szacunkowy, będą podlegały badaniu przez audytora i mogą ulec zmianie po dokonaniu przez niego weryfikacji testów i wydaniu opinii.
Ostateczny wynik testów i wielkość odwrócenia odpisów zostaną przedstawione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Energi za 2018 rok.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 17.01.2019 12:24
Odwrócenie przez Energę odpisów zwiększy wynik netto grupy za '18 o 117,8 mln zł
17.01.2019 12:24Odwrócenie przez Energę odpisów zwiększy wynik netto grupy za '18 o 117,8 mln zł
"Powyższa operacja ma charakter niegotówkowy. Poprawi ona wynik operacyjny grupy Energa bez wpływu na wynik EBITDA" - napisano. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 17.01.2019 12:16
ENERGA SA (2/2019) Informacja o odwróceniu odpisów aktualizujących wartość aktywów
17.01.2019 12:16ENERGA SA (2/2019) Informacja o odwróceniu odpisów aktualizujących wartość aktywów
Zarząd ENERGA SA informuje, iż w związku z wystąpieniem zmian w otoczeniu rynkowym,
w szczególności wzrostu cen energii elektrycznej oraz zielonych certyfikatów, zostały zidentyfikowane przesłanki, które mogą skutkować odwróceniem odpisów z tytułu utraty wartości niektórych aktywów Grupy ENERGA.
W wyniku przeprowadzonych testów na utratę wartości w II półroczu 2018 roku stwierdzono wzrost wartości odzyskiwalnej aktywów wiatrowych oraz fotowoltaicznych. W dniu 17 stycznia 2019 roku podjęta została decyzja o odwróceniu odpisów aktualizujących wartość aktywów wiatrowych oraz fotowoltaicznych w Linii Biznesowej Wytwarzania na łączną kwotę 145,4 mln zł. Szacowany wpływ odwrócenia ww. odpisów na skonsolidowany wynik netto Grupy ENERGA za 2018 rok wynosi 117,8 mln zł. Powyższa operacja ma charakter niegotówkowy. Poprawi ona wynik operacyjny Grupy ENERGA bez wpływu na wynik EBITDA.
Po uwzględnieniu odwrócenia odpisów, wartość księgowa farm wiatrowych oraz fotowoltaicznych w skonsolidowanym bilansie Grupy ENERGA wynosi 806 mln zł.
Prezentowane pozycje mają charakter szacunkowy, będą podlegały badaniu przez audytora i mogą ulec zmianie po dokonaniu przez niego weryfikacji testów i wydaniu opinii. Ostateczny wynik testów i wielkość odwrócenia odpisów zostaną przedstawione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy ENERGA za 2018 rok.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 11.01.2019 15:56
W finansowaniu Ostrołęki C nie jest rozważane zaangażowanie środków z JSW - Energa
11.01.2019 15:56W finansowaniu Ostrołęki C nie jest rozważane zaangażowanie środków z JSW - Energa
"Na tym etapie precyzowania szczegółów, w strukturze finansowania inwestycji są zaangażowane różne podmioty. Jednakże Zarząd Energi SA informuje, że w modelu finansowania inwestycji Elektrowni Ostrołęka C nie było i nie jest rozważane zaangażowanie w jakikolwiek sposób Funduszu Stabilizacyjnego Jastrzębskiej Spółki Węglowej" - napisano w komunikacie.
W środę minister energii Krzysztof Tchórzewski informował PAP, że angażowanie się Funduszu Stabilizacyjnego JSW w aktywa energetyczne jest niemożliwe.
Według prasy ministerstwo energii miało planować użycie 1,5 mld zł z Funduszu Stabilizacyjnego JSW do sfinansowania budowy bloku Ostrołęka C. (PAP Biznes)
seb/ gor/
- 09.01.2019 15:57
Fundusz Stabilizacyjny JSW nie może inwestować w energetykę - Tchórzewski, ME
09.01.2019 15:57Fundusz Stabilizacyjny JSW nie może inwestować w energetykę - Tchórzewski, ME
"Odnosząc się do pojawiających się w mediach informacji o potencjalnym zaangażowaniu JSW w projekt budowy bloku energetycznego Ostrołęka C zwracam uwagę, że jest to niemożliwe" - powiedział Tchórzewski.
Jak dodał minister, "Rada Nadzorcza JSW zatwierdziła politykę inwestowania środków zaalokowanych w Funduszu JSW Stabilizacyjnym FIZ, która nie przewiduje możliwości inwestowania w instrumenty udziałowe i pożyczki".
"Wyklucza to zaangażowanie Funduszu w inwestycje energetyczne" - zaznaczył Tchórzewski. Podkreślił, że "środki JSW są lokowane w bezpieczne papiery wartościowe i docelowo mają zapewnić płynność spółki".
Jak napisał w środę "Dziennik Gazeta Prawna", ministerstwo energii ma planować użycie 1,5 mld zł z Funduszu Stabilizacyjnego JSW do sfinansowania budowy bloku Ostrołęka C.
Związki z Jastrzębskiej Spółki Węglowej ogłosiły w środę akcję protestacyjną. Według nich, w czwartek spodziewane jest odwołanie prezesa spółki Daniela Ozona. Związki sprzeciwiają się ewentualnemu "wyprowadzeniu", po odwołaniu obecnego prezesa JSW, wypracowanych przez spółkę środków na inne inwestycje rządowe.
"Po ciężkich, wspólnych działaniach organizacji związkowych i zarządu JSW ta spółka wychodzi na prostą. (.) Główną chyba przyczyną tej decyzji, która ma zapaść jutro, są pieniądze. (.) Jeżeli politycznie jest tak, że właściciel nie jest w stanie wymóc na zarządzie JSW zgód, aby spółka ta finansowała pewne zakupy, które mijają się z celem, jeśli chodzi o działalność tej spółki - i z tej przyczyny odwołuje się prezesa, to to jest kompletnie niezrozumiałe" - mówił w środę na konferencji prasowej lider śląsko-dąbrowskiej Solidarności Dominik Kolorz.
Wojciech Krzyczkowski (PAP)
wkr/ asa/
- 08.01.2019 09:00
Potencjalne zaangażowanie PGE w projekt w Ostrołęce negatywne dla spółki (opinia)
08.01.2019 09:00Potencjalne zaangażowanie PGE w projekt w Ostrołęce negatywne dla spółki (opinia)
PGE, w odpowiedzi na zaproszenie Energi i Enei, rozpoczęła rozmowy mogące skutkować zaangażowaniem grupy w projekt budowy bloku o mocy 1.000 MW w Ostrołęce, który realizowany jest obecnie przez Energę i Eneę.
"To negatywne dla PGE. Pytanie o szczegóły finansowania, czy PGE zaangażuje się kapitałowo i w jakiej skali" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.
"Potencjalny udział w projekcie PGE zwiększy liczbę jego uczestników, co z kolei trochę pomaga Enei i Enerdze" - dodał.
29 grudnia Elektrownia Ostrołęka, w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa, wydała polecenie rozpoczęcia prac (NTP) dla budowy bloku energetycznego Ostrołęka C. Polecenie otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems, które w lipcu zostało wybrane na generalnego wykonawcę tej inwestycji. Wartość kontraktu wynosi 6,023 mld zł brutto.
Energa i Enea podały wtedy, że deklarują zaangażowanie finansowe dla realizacji etapu budowy w wysokości: Enea 1 mld zł, a Energa nie mniej niż 1 mld zł. Inni inwestorzy, według komunikatu z grudnia, wezmą udział w finansowaniu w pozostałym zakresie koniecznym do pokrycia nakładów finansowych projektu według modelu finansowego, który zostanie ostatecznie uzgodniony przez strony. Jak wówczas podano, harmonogram oraz warunki zaangażowania finansowego poszczególnych podmiotów w projekt mają zostać uzgodnione do 28 stycznia 2019 roku.
Przewiduje się, że pierwsza synchronizacja nowego bloku nastąpi w 2023 roku.
Elektrownia Ostrołęka zapewniła sobie w aukcji na rynku mocy na 2023 rok wsparcie finansowe w wyniku zawarcia warunkowej umowy mocowej na okres 15 lat na moc w wysokości 852,603 MW.
"Środki z rynku mocy na pewno pomagają projektowi. Kwestią problematyczną jest stosunkowo wysoki CAPEX i potencjalna możliwość opóźnień, patrząc na wcześniejsze realizacje, co mogłoby skutkować karami albo oddaniem obowiązku mocowego. O opłacalności projektu decydować będą też koszty węgla" - powiedział Maj z Ipopema Securities.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 07.01.2019 19:05
ENERGA SA (1/2019) Rozpoczęcie rozmów na temat potencjalnej współpracy w projekcie budowy Elektrowni Ostrołęka C
07.01.2019 19:05ENERGA SA (1/2019) Rozpoczęcie rozmów na temat potencjalnej współpracy w projekcie budowy Elektrowni Ostrołęka C
Zarząd ENERGA S.A. ("Energa") informuje, że spółki Energa oraz ENEA S.A. ("Enea"), w dniu 7 stycznia 2019 r. rozpoczęły rozmowy z PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") mogące skutkować zaangażowaniem PGE w projekt budowy Elektrowni Ostrołęka C, który jest obecnie realizowany przez spółki Energa i Enea (poprzez spółkę Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o.).
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 07.01.2019 18:13
PGE rozpoczęła rozmowy ws. potencjalnego zaangażowania w projekt w Ostrołęce (opis)
07.01.2019 18:13PGE rozpoczęła rozmowy ws. potencjalnego zaangażowania w projekt w Ostrołęce (opis)
29 grudnia Elektrownia Ostrołęka, w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa, wydała polecenie rozpoczęcia prac (NTP) dla budowy bloku energetycznego Ostrołęka C. Polecenie otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems, które w lipcu zostało wybrane na generalnego wykonawcę tej inwestycji.
Energa i Enea podały wtedy, że deklarują zaangażowanie finansowe dla realizacji etapu budowy w wysokości: Enea 1 mld zł, a Energa nie mniej niż 1 mld zł. Inni inwestorzy, według komunikatu z grudnia, wezmą udział w finansowaniu w pozostałym zakresie koniecznym do pokrycia nakładów finansowych projektu według modelu finansowego, który zostanie ostatecznie uzgodniony przez strony. Jak wówczas podano, harmonogram oraz warunki zaangażowania finansowego poszczególnych podmiotów w projekt mają zostać uzgodnione do 28 stycznia 2019 roku.
We wrześniu 2018 roku Energa i Enea podpisały porozumienie z FIZAN Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt budowy elektrowni Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł. FIZAN Energia to fundusz zarządzany przez TFI Energia, którego jedynym akcjonariuszem jest PGE. Maciej Szczepaniuk, rzecznik PGE, informował wówczas, że grupa PGE nie jest inwestorem w FIZAN Energia. (PAP Biznes)
sar/ ana/
- 07.01.2019 17:46
PGE rozpoczęła rozmowy ws. potencjalnego zaangażowania w projekt w Ostrołęce
07.01.2019 17:46PGE rozpoczęła rozmowy ws. potencjalnego zaangażowania w projekt w Ostrołęce
29 grudnia Elektrownia Ostrołęka, w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa, wydała polecenie rozpoczęcia prac dla budowy bloku energetycznego Ostrołęka C. Polecenie otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems, które w lipcu zostało wybrane na generalnego wykonawcę tej inwestycji. (PAP Biznes)
sar/ ana/
- 07.01.2019 12:11
PGE, Enea, Tauron są wśród wytwórców z największą ekspozycją na wzrost CO2 - Fitch
07.01.2019 12:11PGE, Enea, Tauron są wśród wytwórców z największą ekspozycją na wzrost CO2 - Fitch
W czwartym kwartale 2018 roku cena uprawnień do emisji CO2 w UE wzrosła do około 20 euro za tonę wobec średnio 6 euro/t w latach 2012-17.
"Wyższa cena CO2 tworzy dodatkowe koszty dla wytwarzania konwencjonalnego, z największym wpływem na węgiel brunatny, kamienny i gaz. Wyższe koszty wytwarzania odzwierciedlane są jednak w hurtowych cenach energii i nie doprowadziły do istotnej presji na wyniki. W przypadku spółek stosujących hedging długoterminowy, wpływ na wyniki jest opóźniony do czasu wygaśnięcia zabezpieczeń" - napisano w raporcie.
Eksperci Fitch wskazali, że wyższe ceny CO2 zwiększają konkurencyjność elektrowni gazowych, jądrowych i źródeł OZE.
Fitch podał w raporcie, że największą ekspozycję na wyższe ceny CO2 mają Niemcy, Polska i Estonia. Spółki wytwórcze z największą ekspozycją to polskie PGE, Enea, Tauron, niemiecki RWE, czeski CEZ i bułgarski BEH.
Autorzy raportu wskazali, że wyższe hurtowe ceny energii przełożą się na wzrost cen detalicznych energii, co - zwłaszcza w mniej rozwiniętych gospodarkach unijnych - może stać się problemem społecznym.
W Polsce 1 stycznia weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw. Zakłada ona ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu. Ustawa zakłada m.in. obniżkę akcyzy na prąd z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh, obniżkę opłaty przejściowej o 95 proc., a także przewiduje rekompensaty dla firm obrotu energią elektryczną. Na ten cel zaplanowano 4 mld zł, które będą wypłacone na wniosek spółek przez specjalnie powołany Fundusz Wypłaty Różnicy Cen.
"Ustanowienie funduszu powinno utrzymać w 2019 r. wyniki spółek w segmentach obrotu, ale jest niepewność co do 2020 roku i lat kolejnych, jeśli chodzi o kontynuację lub zawieszenie rekompensat" - napisano w raporcie Fitch.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 02.01.2019 16:29
URE oczekuje nowych wniosków taryfowych, jest zaniepokojone zamrożeniem opłat dystrybucyjnych
02.01.2019 16:29URE oczekuje nowych wniosków taryfowych, jest zaniepokojone zamrożeniem opłat dystrybucyjnych
"W związku z wejściem w życie ustawy z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw regulator oczekuje, że przedsiębiorstwa energetyczne przedłożą wnioski taryfowe spełniające wymogi nowych regulacji prawnych" - napisano w komunikacie prasowym URE.
Kilka dni temu prezydent podpisał ustawę o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw. Zakłada on ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu.
Ustawa zakłada m.in. obniżkę akcyzy na prąd z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh, obniżkę opłaty przejściowej o 95 proc., a także przewiduje rekompensaty dla firm obrotu energią elektryczną, na co przeznaczono 4 mld zł.
URE podał w komunikacie, że "szczególny niepokój budzi +zamrożenie+ opłat dystrybucyjnych w kontekście konieczności realizacji szeregu prowadzonych przez przedsiębiorstwa sieciowe inwestycji mających na celu w szczególności zapewnienie ciągłości dostaw energii elektrycznej odbiorcom".
Jednocześnie regulator z dużym zaniepokojeniem przyjmuje uszczuplenie kompetencji organu regulacyjnego w zakresie ustalania cen i stawek opłat dla odbiorców w gospodarstwach domowych, co pozwalało równoważyć interesy odbiorców i przedsiębiorstw energetycznych.
"W wyniku dotychczasowych rozważnych działań regulatora i dzięki starannie prowadzonym postępowaniom taryfowym przez ostatnie lata rachunki za energię dla odbiorców w gospodarstwach domowych pozostawały na niemal niezmienionym poziomie, a zarazem przyjęty w taryfach zatwierdzanych przez Prezesa URE poziom kosztów uzasadnionych umożliwiał przedsiębiorstwom prowadzenie inwestycji niezbędnych dla zachowania bezpieczeństwa energetycznego" - napisano w komunikacie.
Urząd wskazał, że po wejściu w życie zapisów ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, ustawowe uprawnienia regulatora wynikające z prawa energetycznego polegające na ustalaniu taryf dla energii elektrycznej, w 2019 r. zostały w praktyce znacznie ograniczone. (PAP Biznes)
pr/ asa/
- 30.12.2018 12:24
Prezydent podpisał nowelę m.in. obniżającą akcyzę na energię elektryczną
30.12.2018 12:24Prezydent podpisał nowelę m.in. obniżającą akcyzę na energię elektryczną
Sejm uchwalił nowelizację w piątek, a Senat poparł ją bez poprawek w nocy z piątku na sobotę.
"Pan prezydent wielokrotnie podkreślał, że każda ustawa, która jest ustawą prospołeczną, która służy Polakom, będzie przez niego podpisana. I tak też jest w tej sytuacji. Pan prezydent podpisał ustawę, o której tutaj rozmawiamy.(...) Jak rozumiem, będzie ona w poniedziałek pewnie ogłoszona w Dzienniku Ustaw. I wchodzi od 1 stycznia 2019 w życie. My się cieszymy, że tym ważnym problemem rząd się zajął" - powiedział w Spychalski w Polsat News, informując, że prezydent podpisał nowelizację w sobotę wieczorem.
Jak mówił, "oczywiście zawsze można powiedzieć", że za późno rząd się tym zajął i że parlament mógł nad tym dłużej pracować. "Ale to już jest wola parlamentu, że te prace wyglądały, tak, jak wyglądały. Natomiast cieszymy się z tego, że te rozwiązania zostały przygotowane, że zostały do pana prezydenta przesłane. Stąd decyzja pana prezydenta o podpisaniu tej ustawy" - powiedział Spychalski.
Przypomniał, że prezydent konsultował kwestię cen prądu jeszcze przed świętami Bożego Narodzenia, gdy spotkał się w tej sprawie z ministrem energii Krzysztofem Tchórzewskim.
"Panu prezydentowi były przedstawiane różne warianty rozwiązania tego narastającego problemu" - dodał.
Na uwagę, że spotkanie prezydenta z ministrem Tchórzewskim odbyło się przed tym nim rząd złożył w Sejmie, w czwartek, autopoprawkę do projektu zmian m.in. w ustawie o podatku akcyzowym, rzecznik prezydenta odpowiedział: "Tak, zgadza się. Pan prezydent otrzymał wtedy różne propozycje rozwiązań. Była rozmowa. Pan prezydent był na bieżąco konsultowany, jeżeli chodzi o rozwiązania, które przygotowywał rząd". "Tutaj mieliśmy pełną wiedzę na ten temat, co się będzie działo. I stąd taka decyzja pana prezydenta, żeby tę ustawę podpisać. Ona została podpisana wczoraj wieczorem" - powiedział Spychalski.
Zaznaczył też, że w rozmowach prezydenta z ministrem Tchórzewskim i z premierem Mateuszem Morawieckim, uzgodniono, że "będą się odbywały cykliczne spotkania, rozmowy na temat tego, jak te zmiany będę funkcjonowały w przyszłym roku". "I jaki jest pomysł na dalsza politykę" - dodał.
Zgodnie z nowelizacją zmniejszona zostaje akcyza na energię elektryczną z 20 do 5 zł za MWh, obniżona zostaje też o 95 proc. opłata przejściowa, płacona co miesiąc przez odbiorców energii elektrycznej w rachunkach. Opłaty przesyłowe i dystrybucyjne, płacone przez odbiorców zostają zamrożone na poziomie z 31 grudnia 2018 r.
Z kolei ceny energii w 2019 r. zostają ustalone na poziomie taryf i cenników sprzedawców obowiązujących 30 czerwca 2018 r. Umowy na dostawy w 2019 r., o ile zakładają wzrost cen w stosunku do poprzedniej umowy danego podmiotu, do 1 kwietnia 2019 r. będą musiały być skorygowane do poziomu z połowy 2018 r. z mocą od 1 stycznia 2019 r.
W pierwotnym projekcie nowelizacji rząd zakładał obniżkę akcyzy i opłaty przejściowej, w autopoprawce pojawiły się dalej idące rozwiązania.
Sprzedawcy, którzy w 2019 r. kupią energię na rynku drożej, niż ustalona cena sprzedaży będą otrzymywać bezpośredni zwrot utraconego przychodu z tworzonego przez nowelizację Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny. Sposób zwrotu określi minister energii w rozporządzeniu, używając średnioważonej ceny rynkowej energii.
Na spadku akcyzy w 2019 r. odbiorcy mają zaoszczędzić 1,85 mld zł, na spadku opłaty przejściowej - 2,24 mld zł, na wypłatę różnicy cen zarezerwowano 4 mld zł. Według rządu, wszystkie te działania powinny pokryć w całości ewentualny wzrost rynkowych cen energii rzędu 60-100 zł/MWh.
Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny ma zostać zasilony 80 proc. pieniędzy ze sprzedaży przez rząd w 2019 r. dodatkowych 55,8 mln uprawnień do emisji CO2. 1 mld zł z tego tytułu ma trafić do krajowego systemu zielonych inwestycji. Ma on dofinansowywać projekty nowych niskoemisyjnych źródeł energii, modernizacje zmniejszające jednostkowy wskaźnik emisyjności lub inwestycję w infrastrukture? dystrybucyjna?.
W uzasadnieniu rządu napisano, że cenniki i taryfy na 2019 były "nieakceptowalne ze społecznego punktu widzenia". Nowelizacja ma wejść w życie 1 stycznia 2019 r.
Według Marcina Kierwińskiego (PO-KO) uchwalona przez parlament i podpisana przez prezydenta nowelizacja zawiera tymczasowe rozwiązania. "Zagłosowaliśmy za nią, ponieważ nie chcemy, aby nieudolność rządów PiS-u, obciążała Polaków. Natomiast to rozwiązanie jest rozwiązaniem czasowym, nie rozwiązującym problemu" - powiedział Kierwiński w niedzielę w Polsat News.
Z kolei szef Komitetu Stałego Rady Ministrów Jacek Sasin (PiS) podkreślał znaczenie tych rozwiązań dla Polaków. "Na rok 2020 trzeba będzie oczywiście stworzyć pewien mechanizm finansowy dodatkowy, ponieważ te pieniądze - te 4 mld zł, o których mówimy ze sprzedaży certyfikatów, będą wykorzystane w tym roku (2019 - PAP). W roku następnym musi być stworzona kolejna podstawa finansowa. Ale mechanizmy zapisane w tej ustawie będą dalej obowiązywać" - powiedział. (PAP)
aop/ mok/ pr/
- 29.12.2018 20:55
Zarząd Elektrowni Ostrołęka wydał polecenie rozpoczęcia budowy bloku o mocy 1000 MW (opis)
29.12.2018 20:55Zarząd Elektrowni Ostrołęka wydał polecenie rozpoczęcia budowy bloku o mocy 1000 MW (opis)
Polecenie rozpoczęcia prac otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems.
Wcześniej uchwałę o wyrażeniu zgody na wydaniu NTP uchwaliło nadzwyczajne zgromadzenie wspólników Elektrowni Ostrołęka. Wspólnikami Elektrowni Ostrołęka są Energa i Enea, którzy mają po 50 proc. udziałów.
Wartość inwestycji szacowana jest na około 6 mld zł brutto. Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku nastąpi w ciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac. W połowie października na placu budowy elektrowni rozpoczęły się prace przygotowawcze.
Jednocześnie Enea, Energa i Elektrownia Ostrołęka podpisały porozumienie dotyczące realizacji projektu budowy nowego bloku energetycznego Ostrołęka C.
Obie spółki poinformowały przy tym, że w związku z uzyskaniem przez Elektrownię Ostrołęka korzystnego wyniku w aukcji rynku mocy oraz wsparcia finansowego w wyniku zawarcia warunkowej umowy mocowej na okres 15 lat, oraz w związku z gotowością do przejścia do kolejnego etapu harmonogramu inwestycji elektrowni Ostrołęka C, tj. etapu Budowy, w dniu 28 grudnia 2018 roku Energa, Enea oraz Elektrownia Ostrołęka rozwiązały umowę inwestycyjną z 8 grudnia 2016 r.
Energa i Enea deklarują zaangażowanie finansowe dla realizacji etapu budowy w wysokości: Enea 1 mld zł, a Energa nie mniej niż 1 mld zł. Inni inwestorzy wezmą udział w finansowaniu w pozostałym zakresie koniecznym do pokrycia nakładów finansowych projektu według modelu finansowego, który zostanie ostatecznie uzgodniony przez strony i uwzględni również środki zaangażowane przez strony w projekt przed dniem zawarcia porozumienia oraz środki kredytodawców oraz innych inwestorów.
Harmonogram oraz warunki zaangażowania finansowego poszczególnych podmiotów w projekt zostaną uzgodnione do 28 stycznia 2019 roku.
Udzielenie Elektrowni Ostrołęka przez kredytodawców kredytów niezbędnych dla ukończenia etapu budowy nastąpi w sposób nie naruszający zobowiązań określonych w zawartych przez Energę i Eneę umowach finansowania zewnętrznego (tzw. financial covenants).
W listopadzie minister energii Krzysztof Tchórzewski mówił, że udział banków w finansowaniu nowego bloku w Elektrowni Ostrołęka wyniesie 30-35 proc. Resztę stanowić będzie wkład własny Energi, Enei i TFI Energia.
Na początku września Energa i Enea podpisały porozumienie z FIZAN Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt budowy elektrowni Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł. (PAP Biznes)
pr/
- 29.12.2018 20:50
Enea i Energa podpisały porozumienie dotyczące realizacji projektu Ostrołęka C
29.12.2018 20:50Enea i Energa podpisały porozumienie dotyczące realizacji projektu Ostrołęka C
Obie spółki poinformowały, że w związku z uzyskaniem przez Elektrownię Ostrołęka korzystnego wyniku w aukcji rynku mocy oraz wsparcia finansowego w wyniku zawarcia warunkowej umowy mocowej na okres 15 lat, oraz w związku z gotowością do przejścia do kolejnego etapu harmonogramu inwestycji elektrowni Ostrołęka C, tj. etapu Budowy, w dniu 28 grudnia 2018 roku Energa, Enea oraz Elektrownia Ostrołęka rozwiązały umowę inwestycyjną z 8 grudnia 2016 r.
Jednocześnie strony podpisały porozumienie, którego intencją jest zawarcie nowej umowy inwestycyjnej określającej zasady współpracy Energi i Enei oraz finansowania elektrowni Ostrołęka C w fazie budowy.
Energa i Enea deklarują zaangażowanie finansowe dla realizacji etapu budowy w wysokości: Enea 1 mld zł, a Energa nie mniej niż 1 mld zł. Inni inwestorzy wezmą udział w finansowaniu w pozostałym zakresie koniecznym do pokrycia nakładów finansowych projektu według modelu finansowego, który zostanie ostatecznie uzgodniony przez strony i uwzględni również środki zaangażowane przez strony w projekt przed dniem zawarcia porozumienia oraz środki kredytodawców oraz innych inwestorów.
Harmonogram oraz warunki zaangażowania finansowego poszczególnych podmiotów w projekt zostaną uzgodnione do 28 stycznia 2019 roku.
Udzielenie Elektrowni Ostrołęka przez kredytodawców kredytów niezbędnych dla ukończenia etapu budowy nastąpi w sposób nie naruszający zobowiązań określonych w zawartych przez Energę i Eneę umowach finansowania zewnętrznego (tzw. financial covenants).
W listopadzie minister energii Krzysztof Tchórzewski mówił, że udział banków w finansowaniu nowego bloku w Elektrowni Ostrołęka wyniesie 30-35 proc. Resztę stanowić będzie wkład własny Energi, Enei i TFI Energia.
Na początku września Energa i Enea podpisały porozumienie z FIZAN Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt budowy elektrowni Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł.
Inwestorem w projekcie Ostrołęka C jest Elektrownia Ostrołęka. Po połowie udziałów w spółce mają Enea i Energa. W połowie października na placu budowy elektrowni rozpoczęły się prace przygotowawcze.
W połowie lipca Elektrownia Ostrołęka podpisała umowę z generalnym wykonawcą inwestycji, konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems. Wartość inwestycji wynosi ok. 6 mld zł brutto. Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku nastąpi w ciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac. (PAP Biznes)
pr/
- 29.12.2018 20:34
Zarząd Elektrowni Ostrołęka wydał polecenie rozpoczęcia budowy nowego bloku o mocy 1000 MW
29.12.2018 20:34Zarząd Elektrowni Ostrołęka wydał polecenie rozpoczęcia budowy nowego bloku o mocy 1000 MW
Polecenie rozpoczęcia prac otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems.
Wcześniej uchwałę o wyrażeniu zgody na wydanei NTP wyraziło nadzwyczajne zgromadzenie wspólników Elektrowni Ostrołęka. Wspólnikami Elektrowni Ostrołęka są Energa i Enea. (PAP Biznes)
pr/
- 29.12.2018 18:53
ENERGA SA (56/2018) Informacja Zarządu Spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. w sprawie wydania polecenia rozpoczęcia prac związanych z budową Elektrowni Ostrołęka C
29.12.2018 18:53ENERGA SA (56/2018) Informacja Zarządu Spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. w sprawie wydania polecenia rozpoczęcia prac związanych z budową Elektrowni Ostrołęka C
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 52/2018 z 19 grudnia 2018 roku Zarząd ENERGA SA ("Emitent") informuje, że 29 grudnia 2018 roku powziął informację o podjęciu w dniu 28 grudnia 2018 roku przez Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników Spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. ("Spółka") uchwały w sprawie wyrażenia zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (ang. NTP - notice to proceed ) związanego z budową Elektrowni Ostrołęka C o mocy 1000 MW.
Ponadto Emitent informuje, że powziął informację od Zarządu Spółki o wydaniu 28 grudnia 2018 roku przez tę Spółkę polecenia rozpoczęcia prac związanych z budową Elektrowni Ostrołęka C dla generalnego wykonawcy: Konsorcjum GE Power Sp. z o.o. - lidera konsorcjum oraz ALSTOM Power Systems S.A.S.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 29.12.2018 18:49
ENERGA SA (55/2018) Zawarcie Porozumienia w sprawie realizacji budowy elektrowni Ostrołęka C
29.12.2018 18:49ENERGA SA (55/2018) Zawarcie Porozumienia w sprawie realizacji budowy elektrowni Ostrołęka C
Zarząd ENERGA S.A. ("Emitent") informuje, że w związku z uzyskaniem przez Elektrownię Ostrołęka Sp. z o.o. ("Spółka") korzystnego wyniku w aukcji rynku mocy oraz wsparcia finansowego w wyniku zawarcia warunkowej umowy mocowej na okres 15 lat, oraz w związku z gotowością do przejścia do kolejnego etapu harmonogramu inwestycji elektrowni Ostrołęka C, tj. Etapu Budowy, w dniu 28 grudnia 2018 roku ENERGA S.A., ENEA S.A. oraz Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. rozwiązały Umowę Inwestycyjną z dnia 8 grudnia 2016 r. zmienioną aneksem nr 1/2018 z dnia 26 marca 2018 roku, wiążącą w/w podmioty, o których zawarciu Emitent informował w raportach bieżących nr 49/2016 z dnia 08.12.2016 r. oraz nr 12/2018 z dnia 26.03.2018 r. i zawarły Porozumienie, którego intencją jest zawarcie nowej umowy inwestycyjnej określającej zasady współpracy Emitenta i ENEA S.A. oraz finansowania elektrowni Ostrołęka C ("Projekt") w fazie budowy.
Emitent i Enea S.A. deklarują zaangażowanie finansowe dla realizacji Etapu Budowy w wysokości: Enea S.A. 1 miliard złotych, a Energa S.A. nie mniej niż 1 miliard złotych i inni inwestorzy - w pozostałym zakresie koniecznym do pokrycia nakładów finansowych Projektu, według modelu finansowego Projektu, który zostanie ostatecznie uzgodniony przez strony i uwzględni również środki zaangażowane przez strony w Projekt przed dniem zawarcia Porozumienia oraz środki kredytodawców oraz innych inwestorów.
Harmonogram oraz warunki zaangażowania finansowego poszczególnych podmiotów w Projekt zostaną uzgodnione do dnia 28 stycznia 2019 roku.
Udzielenie Spółce przez kredytodawców kredytów niezbędnych dla ukończenia Etapu Budowy nastąpi w sposób nie naruszający zobowiązań określonych w zawartych przez Emitenta umowach finansowania zewnętrznego (tzw. financial covenants).
Emitent poinformuje odrębnym raportem bieżącym o zawarciu umowy lub umów dotyczących finansowania Projektu.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 29.12.2018 09:49
Senat poparł nowelę ustawy ws. cen prądu
29.12.2018 09:49Senat poparł nowelę ustawy ws. cen prądu
Głosowanie w Senacie odbyło się około godziny 2.30, w nocy w piątku na sobotę. Za ustawą nowelizującą m. in. ustawę o akcyzie było 76 senatorów, nikt nie był przeciw, oddano 7 głosów wstrzymujących się.
Uchwalona w piątek przez Sejm nowelizacja ustawy obniża akcyzę na energię elektryczną i zmienia stawki opłaty przejściowej, co ma zapobiec podwyżkom cen prądu w 2019 r. Nowela ustawy o podatku akcyzowym zakłada ustalenie od początku 2019 r. cen energii na poziomie taryf i umów obowiązujących 30 czerwca 2018 r. Różnicę między tą ceną sprzedaży, a ceną rynkową - obliczoną przez ministra energii w rozporządzeniu - sprzedawcy energii mają otrzymywać z tworzonego projektem Funduszu Wypłaty Różnicy Cen.
Podczas kilkugodzinnej debaty - rozpoczęła się o 21.30 - senatorowie pytali m. in. o zgodność ustawy z prawem unijnym i konstytucją oraz o to, projekt był konsultowany z samorządami i prezydentem Andrzejem Dudą. Ten ostatni zapowiadał już, że podpisze nowelizację. Wiceminister energii Tadeusz Skobel zapewnił, że projekt został uzgodniony z innymi resortami, w tym MSZ. Przyznał, że projekt nie był przedmiotem konsultacji w komisji wspólnej rządu i samorządu, ale - jak zaznaczył - strony ustaliły powołanie wspólnego zespołu, który będzie analizował różne warianty rozwiązań.
Skobel podkreślił, rząd opracował politykę energetyczną do roku 2040. Zwrócił uwagę, że dla bezpieczeństwa dostaw ważny będzie rozwój energetyki rozproszonej.
Opozycja zarzucała, że pośpieszne prace nad ustawą naruszają standardy legislacyjne, wiele przepisów jest niejasnych i podatnych na różne interpretacje, a nowelizacja nie rozwiązuje problemu, który wiąże się z rosnącymi cenami węgla i opłatami za emisje. "Nie zgadzacie się na dekarbonizację, ale trzeba za to płacić" - powiedział Bogdan Borusewicz (PO). Wytknął rządzącym wprowadzenie zmian, które zastopowały rozwój energetyki wiatrowej.
"Powstaje pytanie, czy ta ustawa jest odpowiedzią na przyczyny" - powiedział sprawozdawca mniejszości Mieczysław Augustyn (PO). "Zacznijmy dbać o czyste powietrze, przejmijmy się zmianami klimatycznymi i na to skierujmy wysiłek. Ta konieczna fastryga to ostatni dzwonek, który powinien obudzić rząd, by zaczął działać na rzecz zmniejszenia emisji CO2" - dodał. Wezwał do wspierania energetyki prosumenckiej i zmiany struktury polskiego miksu energetycznego.
"Dopiero zaczynacie nam przedstawiać do konsultacji założenia polityki energetycznej" - zarzucił Augustyn rządowi. Zapowiedział zarazem poparcie ustawy mimo zastrzeżeń. "Nie będziemy się sprzeciwiać powstrzymaniu gwałtownego wzrostu cen energii. Tak wysokie podwyżki doprowadziłyby wiele firm do upadłości, dla osób niezamożnych byłyby nie do udźwignięcia" - mówił.
Według Marka Borowskiego (Koło Senatorów Niezależnych) przedstawiane cele polityki energetycznej - w tym budowa bloków jądrowych co dwa lata, zmniejszenie udziału węgla z 80 do nieco ponad 30 proc. - są nierealne. "To fikcja. Jaka ścieżka dojścia, skąd pieniądze?" - pytał Borowski. "Ten program powstał na gwałt, w związku z konferencją energetyczną. Cała ta koncepcja jest źle pomyślana. Niedawno obiegła Polskę wieść, że pan minister Tchórzewski na Jasnej Górze powierzył energetykę opatrzności Bożej. Widzę, że tylko opatrzność Boża może pomóc" - dodał Borowski.
Jan Maria Jackowski (PiS) podkreślał, że Europa traci konkurencyjność w wyniku wzrostu cen energii. Ocenił, że "wyjątkowo restrykcyjne, wysokie normy" emisji "nie służą zakładanym celom". Senatorowie PiS winą za rosnące ceny energii elektrycznej obecnych obarczali premiera Donalda Tuska, który - wbrew stanowisku także parlamentarzystów PO - nie użył weta podczas negocjacji pakietu klimatycznego w 2008 r. Bogdan Klich zadał w odpowiedzi pytanie: "kto zatwierdzał decyzje szczytu klimatycznego w imieniu Rzeczypospolitej Polskiej" (pakiet energetyczno-klimatyczny był negocjowany w 2007 r., gdy premierem był Jarosław Kaczyński, a podpisany w grudniu 2008 r., za prezydentury Lecha Kaczyńskiego - PAP).
Senatorowie PiS wskazywali, że obecne rządy USA, Chin Indii, Brazylii i Rosji, które odpowiadają za większość globalnych emisji, nie zamierzają się podporządkowywać międzynarodowym porozumieniom. Były też wypowiedzi kwestionujące globalne ocieplenie i znaczenie emisji CO2 i innych gazów przez ludzkość. (PAP)
awy/ brw/ pś/ pr/
- 28.12.2018 18:58
Sejm przyjął ustawę dot. ustabilizowania cen sprzedaży energii w '19 (opis)
28.12.2018 18:58Sejm przyjął ustawę dot. ustabilizowania cen sprzedaży energii w '19 (opis)
Ustawa zakłada m.in. obniżkę akcyzy na prąd z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh, a także przewiduje rekompensaty dla firm obrotu energią elektryczną, na co przeznaczono 4 mld zł.
Ustawa wejdzie w życie z dniem ogłoszenia, z mocą od dnia 1 stycznia 2019 roku.
W ubiegłym tygodniu rząd przyjął projekt ustawy zmieniającej i obniżającej akcyzę na prąd. Projekt ten trafił następnie do Sejmu. W czwartek do tego projektu wniesiono autopoprawkę. W piątek zajął się nim parlament.
Ustawa zakłada ustabilizowanie ceny sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w roku 2019. Dzięki projektowanemu rozwiązaniu ceny energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców w kraju nie wzrosną w 2019 r. w porównaniu do roku 2018.
Pierwszym mechanizmem, który ma pozwolić na ustabilizowanie cen energii elektrycznej w roku 2019, jest obniżenie podatku akcyzowego na energię elektryczną z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh.
Rachunki odbiorców energii elektrycznej z tego tytułu zostaną obniżone w 2019 r. o 1,85 mld zł netto. Kwotę tę uzyskano poprzez pomnożenie rocznego zużycia energii elektrycznej (2 proc. corocznie zwiększenie zużycia) przez 15 zł/MWh oraz współczynnik 0,95. Współczynnik 0,95 odzwierciedla sytuację, że już dzisiaj część odbiorców (odbiorcy energochłonni) korzystają z obniżonej stawki akcyzy.
Rząd zakłada też redukcję opłaty przejściowej o 95 proc. dla wszystkich podmiotów, zarówno dla gospodarstw domowych, jak i dla przedsiębiorców i samorządów.
Dzięki tej zmianie rachunki za energię elektryczną odbiorców w Polsce zmniejszą się o 2,24 mld zł. W poprzedniej wersji skutek finansowy obniżki wynosił 1,7 mld zł.
Trzecią zmianą, którą wprowadza ustawa, jest bezpośredni zwrot utraconego przychodu spółkom obrotu. Na ten cel zaplanowano 4 mld zł, które będą wypłacone na wniosek spółek przez specjalnie powołany Fundusz Wypłaty Różnicy Cen.
"Biorąc pod uwagę, że wzrost cen energii elektrycznej waha się w granicach 60±100 zł/MWh, oraz biorąc pod uwagę obniżenie akcyzy oraz opłaty przejściowej, kwota ta powinna w całości pokryć planowane wzrosty cen wszystkich spółek obrotu w Polsce" - napisano w uzasadnieniu do ustawy.
"Dzięki temu mechanizmowi pozostawimy cenę rachunku za energię elektryczną dla odbiorców na poziomie z 2018 roku i nie ucierpi na tym interes spółek energetycznych, zarówno tych, nad którymi pieczę ma Skarb Państwa, jak i wszystkich prywatnych, które zajmują się obrotem energią elektryczną" - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski podczas piątkowej debaty w Sejmie.
Czwartym elementem zaplanowanego mechanizmu jest zasilenie kwotą 1 mld zł krajowego systemu zielonych inwestycji.
W Ocenie Skutków Regulacji (OSR) zapisano "obniżenie cen energii elektrycznej dla odbiorców w Polsce o ok. 8,09 mld zł oraz przeznaczenie kwoty ok. 1 mld zł na inwestycje prośrodowiskowe, które pozwolą na obniżenie emisyjności instalacji spalania lub budowę nowych niskoemisyjnych źródeł".
"Przygotowany mechanizm, składający się z czterech interwencji, będzie finansowany ze sprzedaży dodatkowych 55,8 mln ton uprawnień do emisji CO2, których przychody dotychczas nie zostały ujęte w budżecie na 2019 rok. Z tego tytułu spodziewamy się pozyskać około 5 mld zł" - powiedział minister Tchórzewski podczas debaty w Sejmie.
"Komisja Europejska zgodziła się, żeby te uprawnienia do emisji CO2 zostały zbyte na giełdach w Lipsku i Londynie. Warto podkreślić, że budżet państwa prawdopodobnie będzie zasilony większą kwotą ze sprzedaży uprawnień, ponieważ przy planowaniu budżetu ceny uprawnień były założone na niespełna 15 euro/tonę, gdy tymczasem obecnie ta cena oscyluje w granicach 25 euro/tonę. Do budżetu wpłynie zatem 1 mld zł więcej" - dodał.
Minister energii poinformował, że ponieważ kolejnymi źródłami finansowania będą obniżenie wpływów do budżetu z tytułu obniżki podatku akcyzowego o 1,85 mld zł, a także 1 mld zł na inwestycje prośrodowiskowe, to cała interwencja planowana jest na poziomie 9 mld zł w 2019 roku.
"Takie dodatkowe środki zostaną wykorzystane do tego, żeby gospodarstwa domowe, firmy i samorządy mniej zapłaciły za prąd" - powiedział Tchórzewski.
Minister energii dodał, że również na 2020 rok nie zabraknie środków na pokrycie kosztów wzrostu cen energii.
"Jeśli chodzi o 2020 rok, to jest kwestia dodatkowych środków, które są potrzebne, ale jestem przekonany, że w ciągu 2019 roku potrafimy zabezpieczyć nasze społeczeństwo i przedsiębiorców na rok 2020" - powiedział.
FIRMY ENERGETYCZNE MUSZĄ RENEGOCJOWAĆ UMOWY Z KLIENTAMI
Spółki obrotu, które po 30 czerwca 2018 r. zawarły umowy sprzedaży energii elektrycznej z ceną lub stawką opłaty wyższą niż w ostatnio obowiązującej umowie, są obowiązane do zmiany warunków tej umowy nie później niż do 1 kwietnia 2019 r., ze skutkiem od dnia 1 stycznia 2019 r.
W tym przypadku zmiana warunków umowy następuje poprzez zmianę ceny energii elektrycznej na cenę nie wyższą niż wskazana w taryfie lub cenniku energii elektrycznej w dniu 30 czerwca 2018 roku.
Ustawa wprowadza "cennik energii elektrycznej", obejmujący ceny i stawki opłat zawartych w taryfie lub zbiorze cen i stawek opłat za energię elektryczną opracowywanym przez przedsiębiorstwo energetyczne i wprowadzanym jako obowiązujący dla określonych w nim odbiorców.
W przypadku przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej cennik określa się w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat brutto stosowane w dniu 31 grudnia 2018 r., uwzględniając zmniejszenie stawek opłaty przejściowej.
W przypadku przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się obrotem energią elektryczną cennik energii określa się w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat brutto stosowane w dniu 30 czerwca 2018 r., uwzględniając zmniejszenie stawki podatku akcyzowego na energię elektryczną.
Jeśli ceny i stawki opłat w taryfie lub cenniku energii elektrycznej na 2019 r. zostały ustalone na podstawie przepisów obowiązujących przed dniem wejścia w życie noweli, to przedsiębiorstwo energetyczne, w terminie do 30 stycznia 2019 r., wystąpi do prezesa URE z wnioskiem o zmianę taryfy lub uwzględnia w cenniku energii elektrycznej ceny i stawki opłat obowiązujące w dniu 30 czerwca 2018 roku (w przypadku obrotu) lub w dniu 31 grudnia 2018 roku (w przypadku firm zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii), uwzględniając zmniejszenie stawki podatku akcyzowego na energię elektryczną.
Przedsiębiorstwo energetyczne, które nie zastosuje się do wymogu renegocjacji umów może zostać ukarane karą pieniężną do 5 proc. przychodu, wynikającego z działalności koncesjonowanej, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym. Karę nakłada Prezes URE w drodze decyzji.
Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną może zwrócić się do Zarządcy Rozliczeń z wnioskiem o wypłatę kwoty na pokrycie różnicy między ceną wskazaną w taryfie lub cenniku energii elektrycznej, a średnioważoną ceną energii elektrycznej na rynku hurtowym, obliczoną zgodnie ze wzorem.
Kwoty różnic cen finansowane są z Funduszu Wypłaty Różnicy Cen. Fundusz jest państwowym funduszem celowym. Dysponentem funduszu jest minister właściwy do spraw energii. Zarządzanie funduszem powierza się zarządcy rozliczeń cen. Bank Gospodarstwa Krajowego prowadzi obsługę bankową funduszu.
Sposób obliczenia kwoty na pokrycie różnicy cen oraz średnioważoną cenę energii elektrycznej na rynku hurtowym określi w drodze rozporządzenia minister energii, "biorąc pod uwagę wartość unikniętego wzrostu cen energii elektrycznej oraz interes przedsiębiorstw energetycznych prowadzących działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną".
"Nie ma żadnych zagrożeń. Samorządy, przedsiębiorstwa, wszyscy, którzy zawarli umowy cywilnoprawne związane z zakupem energii elektrycznej, będą to mieli w ten sposób rozliczone" - powiedział Tchórzewski w Sejmie.
Przychodami Funduszu Wypłaty Różnicy Cen są m.in.: 80 proc. środków uzyskanych w wyniku przeprowadzenia aukcji uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, środki stanowiące zwrot kwot różnic cen, dotacje celowe z budżetu państwa oraz dobrowolne wpłaty i darowizny. (PAP Biznes)
pr/ gor/
- 28.12.2018 18:43
Sejm przyjął ustawę dot. ustabilizowania cen sprzedaży energii w '19
28.12.2018 18:43Sejm przyjął ustawę dot. ustabilizowania cen sprzedaży energii w '19
Ustawa zakłada m.in. obniżkę akcyzy na prąd z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh, obniżkę opłaty przejściowej o 95 proc., a także przewiduje rekompensaty dla firm obrotu energią elektryczną, na co przeznaczono 4 mld zł.
Ustawa wejdzie w życie z dniem ogłoszenia, z mocą od dnia 1 stycznia 2019 roku.
W ubiegłym tygodniu rząd przyjął projekt ustawy zmieniającej i obniżającej akcyzę na prąd. Projekt ten trafił następnie do Sejmu. W czwartek do tego projektu wniesiono autopoprawkę. W piątek zajął się nim parlament.
Ustawa zakłada ustabilizowanie ceny sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w roku 2019. Dzięki projektowanemu rozwiązaniu ceny energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców w kraju nie wzrosną w 2019 r. w porównaniu do roku 2018. (PAP Biznes)
pr/ gor/
- 28.12.2018 15:21
Stabilizowanie cen energii nie jest pomocą publiczną dla dostawców prądu - Tchórzewski
28.12.2018 15:21Stabilizowanie cen energii nie jest pomocą publiczną dla dostawców prądu - Tchórzewski
"To nie jest pomoc spółkom energetycznym i dla dostawców energii. Pomagamy odbiorcom energii elektrycznej, a więc obywatelom, przedsiębiorcom i samorządom. Pomoc obywatelom i samorządom nie ma żadnych znamion pomocy publicznej" - powiedział minister Tchórzewski podczas obrad połączonych sejmowych komisji do spraw energii i Skarbu Państwa oraz finansów publicznych.
"Nie mam wątpliwości, że ta ustawa może być uchwalona, może wejść w życie i może pomóc naszym obywatelom, przedsiębiorcom i samorządom, które tak ostatnio narzekają na wzrost cen energii elektrycznej. Nie pomagamy spółkom energetycznym, nie ma dla nich żadnej pomocy. Żaden przedsiębiorca, który sprzedaje energię nic na tym nie zyskuje, on musi pod groźbą kary wyspowiadać się z pieniędzy, które chce uzyskać z funduszu. Jeśli coś źle wyliczy i będzie chciał uzyskać dodatkowe pieniądze, to zostanie dodatkowo ukarany" - dodał.
W ubiegłym tygodniu rząd przyjął projekt ustawy zmieniającej i obniżającej akcyzę na prąd. Projekt ten trafił następnie do Sejmu. W czwartek do tego projektu wniesiono autopoprawkę. W piątek zajął się nim parlament.
Ustawa zakłada ustabilizowanie ceny sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w roku 2019. Dzięki projektowanemu rozwiązaniu ceny energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców w kraju nie wzrosną w 2019 r. w porównaniu do roku 2018.
Jedną ze zmian, którą wprowadza ustawa, jest bezpośredni zwrot utraconego przychodu spółkom obrotu. Na ten cel zaplanowano 4 mld zł, które będą wypłacone na wniosek spółek przez specjalnie powołany Fundusz Wypłaty Różnicy Cen.
Projekt ustawy wprowadza "cennik energii elektrycznej", obejmujący ceny i stawki opłat zawartych w taryfie lub zbiorze cen i stawek opłat za energię elektryczną opracowywanym przez przedsiębiorstwo energetyczne i wprowadzanym jako obowiązujący dla określonych w nim odbiorców.
W przypadku przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej cennik określa się w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat brutto stosowane w dniu 31 grudnia 2018 r., uwzględniając zmniejszenie stawek opłaty przejściowej.
W przypadku przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się obrotem energią elektryczną cennik energii określa się w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat brutto stosowane w dniu 30 czerwca 2018 r., uwzględniając zmniejszenie stawki podatku akcyzowego na energię elektryczną.
Spółki obrotu, które po 30 czerwca 2018 r. zawarły umowy sprzedaży energii elektrycznej z ceną lub stawką opłaty wyższą niż w ostatnio obowiązującej umowie, są obowiązane do zmiany warunków tej umowy nie później niż do 1 kwietnia 2019 r., ze skutkiem od dnia 1 stycznia 2019 r.
Przedsiębiorstwo energetyczne, które nie zastosuje się do wymogu renegocjacji umów może zostać ukarane karą pieniężną do 5 proc. przychodu, wynikającego z działalności koncesjonowanej, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym. Karę nakłada Prezes URE w drodze decyzji.
Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną może zwrócić się do Zarządcy Rozliczeń z wnioskiem o wypłatę kwoty na pokrycie różnicy między ceną wskazaną w taryfie lub cenniku energii elektrycznej, a średnioważoną ceną energii elektrycznej na rynku hurtowym, obliczoną zgodnie ze wzorem.
Kwoty różnic cen finansowane są z Funduszu Wypłaty Różnicy Cen. Fundusz jest państwowym funduszem celowym. Dysponentem funduszu jest minister właściwy do spraw energii. Zarządzanie funduszem powierza się Zarządcy Rozliczeń cen. Bank Gospodarstwa Krajowego prowadzi obsługę bankową funduszu.
Sposób obliczenia kwoty na pokrycie różnicy cen oraz średnioważoną cenę energii elektrycznej na rynku hurtowym określi w drodze rozporządzenia minister energii, "biorąc pod uwagę wartość unikniętego wzrostu cen energii elektrycznej oraz interes przedsiębiorstw energetycznych prowadzących działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną". (PAP Biznes)pr/ osz/
- 28.12.2018 09:58
Firmy energetyczne do 1 kwietnia muszą renegocjować umowy z klientami - projekt ustawy
28.12.2018 09:58Firmy energetyczne do 1 kwietnia muszą renegocjować umowy z klientami - projekt ustawy
W tym przypadku zmiana warunków umowy następuje poprzez zmianę ceny energii elektrycznej na cenę nie wyższą niż wskazana w taryfie lub cenniku energii elektrycznej w dniu 30 czerwca 2018 roku.
W poprawce określono, że jeśli ceny i stawki opłat w taryfie lub cenniku energii elektrycznej na 2019 r. zostały ustalone na podstawie przepisów obowiązujących przed dniem wejścia w życie noweli, to przedsiębiorstwo energetyczne, w terminie do 30 stycznia 2019 r., wystąpi do prezesa URE z wnioskiem o zmianę taryfy lub uwzględnia w cenniku energii elektrycznej ceny i stawki opłat obowiązujące w dniu 30 czerwca 2018 roku, uwzględniając zmniejszenie stawki podatku akcyzowego na energię elektryczną.
Przedsiębiorstwo energetyczne, które nie zastosuje się do wymogu renegocjacji umów może zostać ukarane karą pieniężną do 5 proc. przychodu, wynikającego z działalności koncesjonowanej, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym. Karę nakłada Prezes URE w drodze decyzji.
Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną może zwrócić się do Zarządcy Rozliczeń z wnioskiem o wypłatę kwoty na pokrycie różnicy między ceną wskazaną w taryfie lub cenniku energii elektrycznej, a średnioważoną ceną energii elektrycznej na rynku hurtowym, obliczoną zgodnie ze wzorem.
Kwoty różnic cen finansowane są z Funduszu Wypłaty Różnicy Cen. Fundusz jest państwowym funduszem celowym. Dysponentem funduszu jest minister właściwy do spraw energii. Zarządzanie funduszem powierza się zarządcy rozliczeń cen. Bank Gospodarstwa Krajowego prowadzi obsługę bankową funduszu.
Przychodami Funduszu Wypłaty Różnicy Cen są m.in.: 80 proc. środków uzyskanych w wyniku przeprowadzenia aukcji uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, środki stanowiące zwrot kwot różnic cen, dotacje celowe z budżetu państwa oraz dobrowolne wpłaty i darowizny.
W ubiegłym tygodniu rząd przyjął projekt ustawy zmieniającej i obniżającej akcyzę na prąd z 20 do 5 zł/MWh. W czwartek do tego projektu wniesiono autopoprawkę.
W autopoprawce do projektu ustawy o zmianach w akcyzie na prąd zapisano m.in. rekompensaty dla firm obrotu, a na ten cel przeznaczono 4 mld zł.
W autopoprawce zaplanowano też zasilenie kwotą 1 mld zł krajowego systemu zielonych inwestycji, zmniejszono również stawki opłaty przejściowej. W obecnej wersji skutek finansowy obniżki wynosi 2,24 mld zł wobec 1,7 mld zł wcześniej. (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 24.12.2018 10:30
Przychody Energi z rynku mocy w '23 mogą wynieść 96,8 mln zł
24.12.2018 10:30Przychody Energi z rynku mocy w '23 mogą wynieść 96,8 mln zł
Łączne przychody Elektrowni Ostrołęka z rynku mocy przez piętnaście lat od 2023 roku mają wynieść 2,596 mld zł.
Energa podała w piątek, że w wyniku aukcji rynku mocy na 2023 rok, zakontraktowanych zostało łącznie 477 MW obowiązku mocowego dla jednostek istniejących i jednostek redukcji zapotrzebowania (z umową mocową na jeden rok), należących do grupy Energa.
Ponadto spółka poinformowała, że Elektrownia Ostrołęka, w której Energa posiada 50 proc. udziałów, zakontraktowała w aukcji łącznie 853 MW obowiązku mocowego, z umową mocową na 15 lat. Właścicielem pozostałych 50 proc. udziałów w spółce jest Enea.
W sobotę Polskie Sieci Elektroenergetyczne podały, że cena w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok. Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2023 wynosi 10 631,191 MW.
Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej. (PAP Biznes)
kuc/ seb/
- 24.12.2018 10:10
ENERGA SA (54/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2023 rok opublikowane przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
24.12.2018 10:10ENERGA SA (54/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2023 rok opublikowane przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 53/2018 z dnia 21 grudnia 2018 roku, Zarząd Energa S.A. informuje, że w dniu 22 grudnia 2018 r., Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. podały do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji głównej rynku mocy na rok 2023, w tym cenę zamknięcia aukcji mocy, która wynosi 202,99 zł/kW/rok.
- Spółki Grupy Energa zawarły umowy mocowe na 1 rok (tj. na rok 2023) z obowiązkiem mocowym na poziomie 477 MW, z których łączne przychody mogą wynieść 96,8 mln zł.
- Ponadto spółka Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. ("Spółka"), w której Energa S.A. posiada 50% udziałów i taką samą liczbę głosów na zgromadzeniu wspólników, zawarła umowę mocową na 15 lat z obowiązkiem mocowym na poziomie 853 MW, z której przychody mogą wynieść 173 mln zł rocznie od 2023 roku (przychody w okresie 15 lat mogą wynieść 2 596 mln zł), przy czym cena obowiązku mocowego dla wieloletnich umów mocowych podlegać będzie corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych.
Podana cena zamknięcia aukcji nie jest ostatecznym wynikiem aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes Urzędu Regulacji Energetyki w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21 dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.
Jedynie w przypadku, gdyby ostateczne wyniki aukcji różniły się od wstępnych wyników, Energa S.A. poda do publicznej wiadomości odpowiednio skorygowane dane.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 23.12.2018 15:24
Prezes zarządu Energa Obrót zrezygnował ze stanowiska
23.12.2018 15:24Prezes zarządu Energa Obrót zrezygnował ze stanowiska
W niedzielę portal money pl podał, że Energa "rozsyła przedsiębiorcom nowe taryfy za prąd", a "ceny rosną nawet o 40 proc". Według portalu, gdy jeden z przedsiębiorców powołał się na obietnicę premiera Mateusza Morawieckiego, że "nie będzie podwyżek cen energii", w odpowiedzi od spółki usłyszał, że "są to wyłącznie informacje medialne".
Energa w komunikacie przesłanym w niedzielę PAP podkreśliła, że informacje zawarte w artykule portalu przyjęła "z dużym zaskoczeniem i niedowierzaniem".
"Grupa Energa jest jedną z czterech kluczowych grup energetycznych z przeważającym udziałem Skarbu Państwa i w pełni identyfikuje się oraz wspiera działania rządu w obszarze cen energii elektrycznej" - oświadczyła.
Jak wskazała, "ocena dokonana przez jednego z pracowników spółki Energa Obrót, w ramach korespondencji prowadzonej z przedsiębiorcą odnośnie cen energii elektrycznej, jest jego prywatnym poglądem, który nigdy w takiej korespondencji nie powinien zaistnieć i nie jest tożsamy ze stanowiskiem Grupy Energa".
W związku z zaistniałą sytuacją rezygnację złożył prezes Zarządu Energa Obrót Dariusz Falkiewicz. Jak podała spółka, w stosunku do pozostałych osób odpowiedzialnych za tę sprawę zostaną wyciągnięte konsekwencje służbowe i korporacyjne.
Grupa odniosła się również do cytowanej w artykule wypowiedzi dyrektora Biura Prasowego Andrzeja Dunajskiego, który w listopadzie na pytanie o powody podwyżki cen energii, odpowiedział: "Wzrost cen węgla i uprawnień do emisji CO2 oraz wzrost cen produkcji energii to trend widoczny nie tylko w Polsce, ale również w całej Unii Europejskiej. Energa Obrót SA, prowadząc działalność w zakresie sprzedaży energii dla przedsiębiorców, funkcjonuje na rynku konkurencyjnym i dokłada wszelkich starań, aby wzrost kosztów, o którym mowa wyżej, w możliwie najmniejszym stopniu przekładał się na podniesienie cen w ofertach składanych przedsiębiorcom".
Jak podkreśliła Energa, wypowiedź ta "stanowiła zbyt daleko idącą ocenę sytuacji i nie odzwierciedla ona stanowiska grupy Energa". "W konsekwencji powyższego, zarząd Energa odwołał w dniu dzisiejszym Dyrektora Biura Prasowego Andrzeja Dunajskiego" - poinformowano.
Premier Mateusz Morawiecki przedstawił w piątek mechanizmy, które pozwolą utrzymać ceny energii na dotychczasowym poziomie, nie będzie więc podwyżek cen energii. Jak mówił, założenia te są związane z funkcjonowaniem budżetu.
"Muszą one również być przyjęte w formie ustawy. I będą przyjęte w formie ustawy. Poprosiliśmy pana marszałka o zwołanie posiedzenia Sejmu w tym celu, żeby przyjęte zostały odpowiednie uregulowania ustawowe jeszcze w tym roku" - powiedział szef rządu.
Rządowy projekt nowelizacji ustawy o podatku akcyzowym, który przewiduje obniżenie stawki akcyzy za energię elektryczną z 20 zł na 5 zł za megawatogodzinę (MWh) jest już na stronie internetowej Sejmu.
Według harmonogramu obrad zamieszczonego na stronie internetowej Sejmu pierwsze czytanie rządowego projektu zmian w ustawie o podatku akcyzowym zaplanowano w piątek w godzinach 11-12. Przewidziano 5-minutowe oświadczenia w imieniu klubów i kół. Następnie w obradach Sejmu będzie przerwa do godz. 13, po czym odbędzie się 45 minutowa debata nad sprawozdaniem Komisji o rządowym projekcie zmian. Na godz. 13.45 zaplanowano głosowania, które mają potrwać do godz. 14.
W niedzielnym wywiadzie dla PAP, premier podkreślił, że rząd ma gotowe rozwiązania, które obejmują, m.in. obniżenie akcyzy i opłat dotychczas funkcjonujących w rachunku za energię elektryczną. "Co ważne projekt obejmie 17,5 mln odbiorców energii: gospodarstwa domowe, przedsiębiorców oraz samorządy - mówił.
Szef rządu zaznaczył, że takie obniżenie stawki podatku oraz opłaty przejściowej zapewni utrzymanie łącznych kosztów odbiorców w gospodarstwach domowych i samorządach na poziomie podobnym jak w roku 2018; jednocześnie negatywne skutki dla budżetu państwa zostaną zniwelowane poprzez środki ze sprzedaży uprawnień do emisji. (PAP)
agzi/ pko/ pr/
- 22.12.2018 16:13
Wstępne wyniki aukcji głównej na rynku mocy na rok dostaw 2023 (dokumentacja)
22.12.2018 16:13Wstępne wyniki aukcji głównej na rynku mocy na rok dostaw 2023 (dokumentacja)
Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok. Aukcja zakończyła się w rundzie ósmej, gdzie cena wywoławcza wynosiła 217,6 zł, a cena minimalna 189,95 zł/kW/rok.
Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2023 wynosi 10631,191 MW.
Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
W pierwszej aukcji głównej na rynku mocy, na rok dostaw 2021, która odbyła się 15 listopada, cena zamknięcia wyniosła 240,32 zł/kW/rok. Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2022 wyniosła 198 zł/kW/rok.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.
Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.(PAP Biznes)
pr/
- 22.12.2018 16:09
Cena zamknięcia w aukcji rynku mocy na rok dostaw 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok - PSE
22.12.2018 16:09Cena zamknięcia w aukcji rynku mocy na rok dostaw 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok - PSE
Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2023 wynosi 10 631,191 MW.
Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Wśród dostawców, których moce zostały zakontraktowane w aukcji dla roku dostaw 2023 są m.in. spółki z grup PGE, Tauron, Enea, Energa (w tym Elektrownia Ostrołęka z nową jednostką wytwórczą (wielkość obowiązku mocowego 852,6 MW, okres trwania obowiązku mocowego 15 lat), PGNIG, PKN Orlen, Polenergia i ZE PAK.
W pierwszej aukcji głównej na rynku mocy, na rok dostaw 2021, która odbyła się 15 listopada, cena zamknięcia wyniosła 240,32 zł/kW/rok. Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2022 wyniosła 198 zł/kW/rok.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.
Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.(PAP Biznes)
pr/
- 22.12.2018 15:58
Cena zamknięcia w aukcji rynku mocy na rok dostaw 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok - PSE
22.12.2018 15:58Cena zamknięcia w aukcji rynku mocy na rok dostaw 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok - PSE
Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2023 wynosi 10 631,191 MW. (PAP Biznes)
pr/
- 21.12.2018 18:19
Rząd obniży akcyzę na energię do 5 zł i zredukuje opłatę przejściową o 95 proc. (opis2)
21.12.2018 18:19Rząd obniży akcyzę na energię do 5 zł i zredukuje opłatę przejściową o 95 proc. (opis2)
"Planujemy obniżkę akcyzy z 20 zł do 5 zł/MWh" - powiedział Morawiecki na piątkowej konferencji, dodając, że oznaczałoby to o około 2 mld zł niższe koszty dla odbiorców energii. Do tego doszłyby niższe o około 0,5 mld zł wpływy z podatku VAT.
Dodał, że planowana jest też redukcja opłaty przejściowej o 95 proc. dla wszystkich podmiotów, zarówno dla gospodarstw domowych, jak i dla przedsiębiorców i samorządów. Z tego źródła będzie pochodzić około 1-1,5 mld zł oszczędności.
"Państwo ma instrumenty, które wykorzystuje, by jak najpełniej wpływać na stabilność cen i jak najlepiej dbać o portfele mieszkańców. W takim celu wprowadzimy mechanizmy stabilizacji cen, żeby również samorządy nie mogły traktować cen energii jako wymówki do podnoszenia cen usług publicznych" - powiedział premier Morawiecki.
"To wszystko doprowadzi do tego, że w 2019 roku ceny energii będą utrzymane na poziomie z pierwszej połowy 2018 roku" - dodał.
Premier Morawiecki zwrócił się do marszałka Sejmu o zwołanie nadzwyczajnego posiedzenia Sejmu tak, by jeszcze w tym roku zostały przyjęte odpowiednie regulacje prawne w formie ustawy. Posiedzenie Sejmu zostanie zwołane najprawdopodobniej na 28 grudnia.
Morawiecki dodał, że rząd chce zapewnić właściwą politykę inwestycyjną wszystkim firmom, które chcą inwestować w nowe moce wytwórcze, również w odnawialne źródła energii. Spółki energetyczne mają poszukać w wydatkach operacyjnych czy marketingowych oszczędności w wysokości co najmniej kilkuset milionów zł.
"Dodatkowe oszczędności są możliwe i one będą stanowiły zasób, żeby spółki mogły inwestować" - powiedział premier.
Rząd chce też wykorzystać do procesów inwestycyjnych i modernizacyjnych, przyczyniających się do jak najtańszego wytwarzania energii elektrycznej, wpływy ze sprzedaży 55 mln uprawnień do emisji CO2. Przy obecnych cenach może to przynieść kwotę przekraczającą 4-4,5 mld zł, a być może nawet 5 mld zł.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował, że celem jest stworzenie krajowego systemu zielonych inwestycji na bazie tych środków ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2.
Minister zapowiedział, że "będzie to oferta dla tych wszystkich, którzy będą uważali, że mimo zmniejszenia akcyzy i mimo obniżenia obciążeń związanych z opłatą przejściową, nadal tracą". "Będą mogli się zwrócić w ramach krajowego systemu, żeby uzyskać wsparcie na inwestycje, które będą chcieli prowadzić" - podkreślił Tchórzewski.
Jak podał, priorytet będą mieć inwestycje, które będą doprowadzały do wzrostu efektywności albo do zmniejszenia emisji, także inwestycje prospołeczne i związane z rozwojem prosumenckim.
"Chcemy, by koszty energii elektrycznej stanowiły stałą przewagę konkurencyjną naszej gospodarki. Żeby tak był skonstruowany miks energetyczny, żeby efekt finalny był jak najbardziej pozytywny w dłuższym horyzoncie dla mieszkańców, przedsiębiorców i samorządów" - powiedział premier Morawiecki.
Minister Tchórzewski poinformował, że samorządy i firmy będą mogły renegocjować umowy na dostawę energii.
"Chciałbym zaprosić samorządy, które uważają, że podpisane umowy są na zbyt wysokim poziomie, a to były przetargi publiczne. Jeśli zechcą się zwrócić i na przykład zamienić te umowy na dwuletnie, by mieć większą pewność finansową, to będą mogli renegocjować umowy i w związku z tym, że na dłuższy okres zechcą zawierać te umowy, czy też przedsiębiorstwa, które kupują energię elektryczną, to będą mogli uzyskać zbliżenie się z powrotem do stawek, które dotychczas były stosowane" - powiedział Tchórzewski.
Minister Tchórzewski wskazał, że wyliczone przez dostawców energii koszty związane z pozostawieniem cen energii na dotychczasowym poziomie zostały oszacowane na poziomie ok. 7,5 mld zł.
"Z tych środków, które premier przedstawił, mamy około 8 mld zł, by zapewnić pomoc wszystkim, więc nikt z dostawców na tym nie straci. Z jednej strony, ceny pozostają na tym samym poziomie, z drugiej - będzie mógł być otwarty dość znaczący program inwestycyjny" - powiedział minister. (PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 21.12.2018 17:43
Minister energii zlecił audyt w spółkach energetycznych - premier
21.12.2018 17:43Minister energii zlecił audyt w spółkach energetycznych - premier
"Przedwczoraj prezes URE poinformował o zgłoszeniu do prokuratury podejrzenia przestępstwa dotyczącego manipulacji cenowych. Jeśli dodatkowo potwierdzają się informacje, że być może nie tylko mniejsze podmioty, ale któryś z dużych podmiotów uczestniczył w manipulacjach związanych z kształtowaniem się ceny na TGE, to takie zachowania są absolutnie niedopuszczalne. Wiem, że minister Tchórzewski zlecił audyt wszędzie, we wszystkich spółkach. Będzie to bardzo dokładna kontrola" - powiedział premier Morawiecki na konferencji prasowej.
"Jestem zdania, że jeśli URE dostrzegł jakiekolwiek wątpliwości dotyczące uczciwości formowania się ceny na TGE, to zgłosił te nieprawidłowości i szybko się o tym przekonamy. Wszelkie ewentualne konsekwencje zostaną wyciągnięte" - dodał.
Wskazał, że minister energii zlecił dokładny audyt, a oprócz tego działa prokuratura.
"Musi to być wyjaśnione. To byłyby sytuacje niedopuszczalne. Będziemy to weryfikować z całą surowością i stanowczością" - powiedział premier.
Jak przekazano w środę prezes URE zakończył postępowanie w sprawie skoku cen w kontraktach na giełdzie energii elektrycznej z pierwszej połowy tego roku, a dokumentację przekazał do prokuratury. Postępowanie, które regulator zarządził w czerwcu, miało na celu ustalenie czy zachodzi uzasadnione podejrzenie manipulacji na rynku określone w przepisach rozporządzenia REMIT (rozporządzenie PE i Rady ws. integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii).
Jak podano w czwartek, prezes URE zarządził przeprowadzenie postępowania wyjaśniającego dotyczącego ewentualnych manipulacji na rynku energii. W ocenie URE wzrost cen energii notowany na produkcie BASE_Y-19 na TGE w okresie po 1 września br. może nie być wyłącznie wynikiem wzrostu cen węgla kamiennego i uprawnień do emisji CO2.(PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 21.12.2018 17:34
ME chce stworzyć krajowy system zielonych inwestycji
21.12.2018 17:34ME chce stworzyć krajowy system zielonych inwestycji
"Mamy środki z tych dodatkowych - dotychczas uśpionych, a obecnie za zgodą KE ożywionych - uprawnień do emisji, pięć miliardów złotych. Na tej bazie chcemy stworzyć krajowy system zielonych inwestycji" - mówił Tchórzewski na konferencji prasowej.
Minister zapowiedział, że "będzie to oferta dla tych wszystkich, którzy będą uważali, że mimo zmniejszenia akcyzy i mimo obniżenia obciążeń związanych z opłatą przejściową, nadal tracą".
"Będą mogli się zwrócić w ramach krajowego systemu, żeby uzyskać wsparcie na inwestycje, które będą chcieli prowadzić" - powiedział Tchórzewski.
Jak dodał, w ramach pomocy udzielanych przez krajowy system inwestycji zielonych priorytetowo traktowane będą m.in inwestycje prowadzące do wzrostu efektywności lub zmniejszenia emisji, inwestycje prospołeczne i związane z rozwojem konsumenckim. (PAP)
mm/ drag/ je/ pr/
- 21.12.2018 17:22
Grupa Energa zakontraktowała w aukcji rynku mocy na '23 477 MW
21.12.2018 17:22Grupa Energa zakontraktowała w aukcji rynku mocy na '23 477 MW
Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 189,95 – 217,06 PLN/kW/rok.
Ponadto Energa poinformowała, że spółka Elektrownia Ostrołęka, w której Energa posiada 50 proc. udziałów i taką samą liczbę głosów na zgromadzeniu wspólników, zakontraktowała w tej aukcji łącznie 853 MW obowiązku mocowego, z umową mocową na 15 lat.
Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia. Ostateczne wyniki ogłosi prezes URE. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 21.12.2018 17:18
Rząd obniży akcyzę na energię do 5 zł i zredukuje opłatę przejściową o 95 proc. (opis)
21.12.2018 17:18Rząd obniży akcyzę na energię do 5 zł i zredukuje opłatę przejściową o 95 proc. (opis)
"Planujemy obniżkę akcyzy z 20 zł do 5 zł/MWh" - powiedział Morawiecki na piątkowej konferencji, dodając, że oznaczałoby to o około 2 mld zł niższe koszty dla odbiorców energii. Do tego doszłyby niższe o około 0,5 mld zł wpływy z podatku VAT.
Dodał, że planowana jest też redukcja opłaty przejściowej o 95 proc. dla wszystkich podmiotów, zarówno dla gospodarstw domowych, jak i dla przedsiębiorców i samorządów. Z tego źródła będzie pochodzić około 1-1,5 mld zł oszczędności.
"Państwo ma instrumenty, które wykorzystuje, by jak najpełniej wpływać na stabilność cen i jak najlepiej dbać o portfele mieszkańców. W takim celu wprowadzimy mechanizmy stabilizacji cen, żeby również samorządy nie mogły traktować cen energii jako wymówki do podnoszenia cen usług publicznych" - powiedział premier Morawiecki.
"To wszystko doprowadzi do tego, że w 2019 roku ceny energii będą utrzymane na poziomie z pierwszej połowy 2018 roku" - dodał.
Premier Morawiecki zwrócił się do marszałka Sejmu o zwołanie nadzwyczajnego posiedzenia Sejmu tak, by jeszcze w tym roku zostały przyjęte odpowiednie regulacje prawne w formie ustawy.
Dodał, że rząd chce zapewnić właściwą politykę inwestycyjną wszystkim firmom, które chcą inwestować w nowe moce wytwórcze, również w odnawialne źródła energii. Spółki energetyczne mają poszukać w wydatkach operacyjnych czy marketingowych oszczędności w wysokości co najmniej kilkuset milionów zł.
"Dodatkowe oszczędności są możliwe i one będą stanowiły zasób, żeby spółki mogły inwestować" - powiedział premier.
Rząd chce też wykorzystać do procesów inwestycyjnych i modernizacyjnych, przyczyniających się do jak najtańszego wytwarzania energii elektrycznej, wpływy ze sprzedaży 55 mln uprawnień do emisji CO2. Przy obecnych cenach może to przynieść kwotę przekraczającą 4-4,5 mld zł, a być może nawet 5 mld zł.
"Chcemy, by koszty energii elektrycznej stanowiły stałą przewagę konkurencyjną naszej gospodarki. Żeby tak był skonstruowany mix energetyczny, żeby efekt finalny był jak najbardziej pozytywny w dłuższym horyzoncie dla mieszkańców, przedsiębiorców i samorządów" - powiedział premier.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski wskazał, że wyliczone przez dostawców energii koszty związane z pozostawieniem cen energii na dotychczasowym poziomie zostały oszacowane na poziomie ok. 7,5 mld zł.
"Z tych środków, które premier przedstawił, mamy około 8 mld zł, by zapewnić pomoc wszystkim, więc nikt z dostawców na tym nie straci. Z jednej strony, ceny pozostają na tym samym poziomie, z drugiej - będzie mógł być otwarty dość znaczący program inwestycyjny" - powiedział minister.
Priorytet będą mieć inwestycje, które będą doprowadzały do wzrostu efektywności albo do zmniejszenia emisji, także inwestycje prospołeczne, związane z rozwojem prosumenckim.
"Chciałbym zaprosić samorządy, które uważają, że podpisane umowy są na zbyt wysokim poziomie, a to były przetargi publiczne. Jeśli zechcą się zwrócić i na przykład zamienić te umowy na dwuletnie, by mieć większą pewność finansową, to będą mogli renegocjować umowy i w związku z tym, że na dłuższy okres zechcą zawierać te umowy, czy też przedsiębiorstwa, które kupują energię elektryczną, to będą mogli uzyskać zbliżenie się z powrotem do stawek, które dotychczas były stosowane" - powiedział Tchórzewski. (PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 21.12.2018 17:18
Elektrownia Ostrołęka zakontraktowała w aukcji mocy na 2023 r. 853 MW obowiązku mocowego
21.12.2018 17:18Elektrownia Ostrołęka zakontraktowała w aukcji mocy na 2023 r. 853 MW obowiązku mocowego
Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 189,95 – 217,06 PLN/kW/rok. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 21.12.2018 17:09
ENERGA SA (53/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2023 rok dla jednostek należących do Grupy ENERGA oraz Spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o.
21.12.2018 17:09ENERGA SA (53/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2023 rok dla jednostek należących do Grupy ENERGA oraz Spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o.
Zarząd Energa S.A. informuje, że w dniu 21 grudnia 2018 r., w wyniku aukcji rynku mocy na rok 2023 (aukcja główna), zakontraktowanych zostało łącznie 477 MW obowiązku mocowego dla jednostek istniejących i jednostek redukcji zapotrzebowania (z umową mocową na 1 rok), należących do Grupy ENERGA S.A.
Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 189,95 - 217,06 PLN/kW/rok, i zgodnie z art.38 ust.1 ustawy o rynku mocy z dnia 8 grudnia 2017 r., zostanie podana w terminie 3 dni roboczych do publicznej wiadomości przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
Ponadto Zarząd Energa S.A. informuje, że powziął informację od Spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. ("Spółka"), w której Energa S.A. posiada 50% udziałów i taką samą liczbę głosów na zgromadzeniu wspólników, o wyniku rozstrzygnięcia aukcji rynku mocy na rok 2023. Spółka zakontraktowała łącznie 853 MW obowiązku mocowego (z umową mocową na 15 lat).
Powyższe obowiązki mocowe nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21 dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.12.2018 16:45
Rząd planuje obniżkę akcyzy na energię do 5 zł i redukcję opłaty przejściowej o 95 proc. - premier
21.12.2018 16:45Rząd planuje obniżkę akcyzy na energię do 5 zł i redukcję opłaty przejściowej o 95 proc. - premier
"Planujemy obniżkę akcyzy z 20 zł do 5 zł" - powiedział Morawiecki na piątkowej konferencji, dodając, że oznaczałoby to o 2 mld zł niższe koszty.
Dodał, że planowana jest też redukcja opłaty przejściowej o 95 proc. dla wszystkich podmiotów.
"Z tego źródła będzie około 1-1,5 mld zł" - powiedział premier. (PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 21.12.2018 16:39
Rząd wprowadzi mechanizmy, które pozwolą utrzymać ceny energii na dotychczasowym poziomie
21.12.2018 16:39Rząd wprowadzi mechanizmy, które pozwolą utrzymać ceny energii na dotychczasowym poziomie
"Na skutek polityki klimatycznej Unii Europejskiej i błędów naszych poprzedników z przeszłości są mechanizmy, które pchają ceny do góry (...), ale wprowadzimy mechanizmy, które pozwolą utrzymać ceny na dotychczasowym poziomie" - powiedział premier. (PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 21.12.2018 15:55
Aukcja mocowa na rok 2023 została zakończona w 8 rundzie - PSE
21.12.2018 15:55Aukcja mocowa na rok 2023 została zakończona w 8 rundzie - PSE
Z harmonogramu aukcji wynika, że w 8 rundzie cena wywoławcza wynosiła 217,06 zł/kW/rok, a cena minimalna 189,95 zł/kW/rok.
Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia.
PSE podały, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy w aukcji głównej na rok dostaw 2023 wynosi 13.000 MW.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2023 wynosiło 10.708,181 MW.
Cena maksymalna aukcji wynosiła 406,90 zł/kW/rok. (PAP Biznes)
doa/ asa/
- 20.12.2018 09:32
DZIEŃ NA GPW: Mocne spadki spółek energetycznych po informacjach dot. rozwiązań ws. cen energii
20.12.2018 09:32DZIEŃ NA GPW: Mocne spadki spółek energetycznych po informacjach dot. rozwiązań ws. cen energii
O godz. 9.25 kurs PGE traci 4,1 proc. Akcje Tauronu tanieją 3,8 proc. Kurs Enei spada 3 proc., a Energi 3,5 proc.
Szef Gabinetu Premiera, Marek Suski, powiedział w rozmowie z Radiem Wnet, że koszty utrzymania cen energii dla konsumentów na niezmienionym poziomie poniosą spółki energetyczne, które ograniczą swoje zyski. Poinformował, że szczegóły rozwiązania dotyczącego cen prądu w Polsce będą w piątek.
Z kolei Polityka Insight poinformowała w środę wieczorem, powołując się na roboczy projekt zmian prawa energetycznego, że rząd planuje na 2019 r. zamrozić ceny energii na obecnym poziomie, a spółkom energetycznym zrekompensować straty. Jak podała, prace nad dokumentem jeszcze się nie zakończyły.
"Ten projekt brzmi strasznie dla spółek. Jeśli mielibyśmy mieć urzędową cenę prądu, to byłaby bardzo zła informacja dla spółek. To by zabijało wolny rynek" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.
"Mam nadzieję, że finalnie takie zapisy się nie znajdą" - dodał.
Z informacji Polityka Insight wynika, że według projektu nowelizacji w 2019 r. opłaty za przesył i dystrybucję energii elektrycznej dla gospodarstw domowych nie będą mogły być wyższe niż 31 grudnia 2018 r., a za sprzedaż - 1 stycznia 2018 r. Nowe prawo miałoby też zmusić państwowe i prywatne spółki obracające energią do renegocjowania umów z samorządami i firmami, jeżeli cena za sprzedaż energii przekracza 270 zł/MWh. Będzie to dotyczyło kontraktów zawartych po 1 lipca 2018 r.
Przedsiębiorstwa energetyczne miałyby tworzyć cenniki, w których ustalą wysokość opłat za prąd dla określonych odbiorców. Cenniki prądu nie byłyby zatwierdzane przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Projekt przewiduje też, że firmy energetyczne, które na 2019 r. za dystrybucję i sprzedaż energii elektrycznej zaproponowały ceny wyższe o 5 proc. niż tegoroczne, zostaną z mocy ustawy zmuszone do „nadzwyczajnego obniżenia taryfy”. Jednocześnie w wyniku tej obniżki nowa taryfa nie będzie mogła być niższa niż w 2018 r., a zysk spółek z dystrybucji i sprzedaży energii nie będzie mógł spaść poniżej 2 proc.
W zamian za utrzymanie stawek za energię na obecnym poziomie spółki energetyczne miałyby otrzymać wsparcie od państwa. Będzie ono finansowane ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2. Przekazane środki firmy energetyczna miałyby przeznaczać na inwestycję w OZE, kogenerację, czy ochronę środowiska.
Nowelizacja miałaby zobowiązać regulatora do nakładania kar pieniężnych na przedsiębiorstwa, które zaproponują odbiorcom ceny wyższe, niż przewidują nowe przepisy, oraz nie zmienią umów zawartych z samorządami i firmami.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 19.12.2018 20:24
Rząd planuje na '19 zamrozić ceny energii, a spółkom energ. zrekompensować straty - Polityka Insight
19.12.2018 20:24Rząd planuje na '19 zamrozić ceny energii, a spółkom energ. zrekompensować straty - Polityka Insight
Z informacji Politka Insight wynika, że według projektu nowelizacji w 2019 r. opłaty za przesył i dystrybucję energii elektrycznej dla gospodarstw domowych nie będą mogły być wyższe niż 31 grudnia 2018 r., a za sprzedaż - 1 stycznia 2018 r.
Nowe prawo miałoby też zmusić państwowe i prywatne spółki obracające energią do renegocjowania umów z samorządami i firmami, jeżeli cena za sprzedaż energii przekracza 270 zł/MWh. Będzie to dotyczyło kontraktów zawartych po 1 lipca 2018 r.
Przedsiębiorstwa energetyczne miałyby tworzyć cenniki, w których ustalą wysokość opłat za prąd dla określonych odbiorców. Cenniki prądu nie byłyby zatwierdzane przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Projekt przewiduje też, że firmy energetyczne, które na 2019 r. za dystrybucję i sprzedaż energii elektrycznej zaproponowały ceny wyższe o 5 proc. niż tegoroczne, zostaną z mocy ustawy zmuszone do „nadzwyczajnego obniżenia taryfy”. Jednocześnie w wyniku tej obniżki nowa taryfa nie będzie mogła być niższa niż w 2018 r., a zysk spółek z dystrybucji i sprzedaży energii nie będzie mógł spaść poniżej 2 proc.
W zamian za utrzymanie stawek za energię na obecnym poziomie spółki energetyczne miałyby otrzymać wsparcie od państwa. Będzie ono finansowane ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2. Przekazane środki firmy energetyczna miałyby przeznaczać na inwestycję w OZE, kogenerację, czy ochronę środowiska.
Nowelizacja miałaby zobowiązać regulatora do nakładania kar pieniężnych na przedsiębiorstwa, które zaproponują odbiorcom ceny wyższe, niż przewidują nowe przepisy, oraz nie zmienią umów zawartych z samorządami i firmami. Wysokość kar nie będzie mogła przekroczyć 10 proc. przychodu firmy osiągniętego w poprzednim roku podatkowym.
Jak podała Polityka Insight, prace nad dokumentem jeszcze się nie zakończyły. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 19.12.2018 18:19
Energa zgodziła się na rozpoczęcie robót w Elektrowni Ostrołęka
19.12.2018 18:19Energa zgodziła się na rozpoczęcie robót w Elektrowni Ostrołęka
Rada nadzorcza zdecydowała również, że na Nadzwyczajnym Zgromadzeniu Wspólników Elektrowni Ostrołęką, Energa będzie głosowała za podjęciem uchwały w sprawie wyrażenia zgody na wydanie przez spółkę polecenia rozpoczęcia robót dla generalnego wykonawcy, czyli konsorcjum GE Power i Alstrom Power.
Obie uchwały zostały podjęte pod warunkiem, że w aukcji mocy, z okresem dostaw rozpoczynającym się w roku 2023, projekt Ostrołęka C "uzyska dla mocy określonej na certyfikacie warunkowym tj. 852,603 MW, cenę na okres 15 lat, na poziomie nie niższym niż określony w strategii aukcyjnej".
Inwestorem w projekcie Ostrołęka C jest Elektrownia Ostrołęka. Po połowie udziałów w spółce mają Enea i Energa. W połowie października na placu budowy elektrowni rozpoczęły się prace przygotowawcze.
W połowie lipca Elektrownia Ostrołęka podpisała umowę z generalnym wykonawcą inwestycji, konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems. Wartość inwestycji wynosi ok. 6 mld zł brutto. Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku nastąpi w ciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac. (PAP Biznes)
kuc/ asa/
- 19.12.2018 18:07
ENERGA SA (52/2018) Uchwały Rady Nadzorczej Energa S.A. dotyczące wyrażenia zgody na wydanie przez Spółkę Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. polecenia rozpoczęcia prac dla generalnego wykonawcy oraz określenia sposobu wykonywania prawa głosu na Nadzwyczajny
19.12.2018 18:07ENERGA SA (52/2018) Uchwały Rady Nadzorczej Energa S.A. dotyczące wyrażenia zgody na wydanie przez Spółkę Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. polecenia rozpoczęcia prac dla generalnego wykonawcy oraz określenia sposobu wykonywania prawa głosu na Nadzwyczajny
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 41/2018 z 3 września 2018 roku Zarząd Energa S.A. informuje, że dnia 19 grudnia 2018 roku Rada Nadzorcza Energa S.A. podjęła uchwałę w sprawie wyrażenia zgody na wydanie przez spółkę Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. ("Spółka") polecenia rozpoczęcia prac ( ang. NTP - notice to proceed) związanych z budową Elektrowni Ostrołęka C dla generalnego wykonawcy: Konsorcjum GE Power Sp. z o.o. - lidera konsorcjum oraz ALSTOM Power Systems S.A.S., jak również uchwałę w sprawie określenia sposobu wykonywania prawa głosu na Nadzwyczajnym Zgromadzeniu Wspólników Spółki w ten sposób, że Energa S.A. będzie głosowała za podjęciem uchwały w sprawie wyrażenia zgody na wydanie przez Spółkę NTP dla generalnego wykonawcy. Obie uchwały zostały podjęte pod warunkiem, iż w aukcji mocy, z okresem dostaw rozpoczynającym się w roku 2023, Projekt "Ostrołęka C" uzyska dla mocy określonej na certyfikacie warunkowym tj. 852,603 MW, cenę na okres 15 lat, na poziomie nie niższym niż określony w strategii aukcyjnej.
Podjęcie ww. uchwały nie jest równoznaczne z wydaniem NTP. Wydanie NTP przez Spółkę powinno zostać poprzedzone wyrażeniem zgody przez zgromadzenie wspólników Spółki.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 18.12.2018 12:58
Prezes URE kolejny raz wzywa spółki energetyczne do wyjaśnień; czeka na odpowiedzi do 3 I
18.12.2018 12:58Prezes URE kolejny raz wzywa spółki energetyczne do wyjaśnień; czeka na odpowiedzi do 3 I
"Działając z zachowaniem należytej staranności zmierzającej do ochrony interesów odbiorców oraz równoważenia interesów odbiorców i przedsiębiorstw energetycznych Prezes URE po raz kolejny wezwał sprzedawców energii oraz operatorów systemów elektroenergetycznych do przedstawienia informacji umożliwiających zebranie kompletnego materiału mogącego stanowić podstawę do zatwierdzenia taryf. Konieczne jest bowiem wyjaśnienie wszelkich okoliczności i wątpliwości niezbędnych do zakończenia postępowań" - napisano w komunikacie URE.
URE podał, że na poprzednie wezwanie regulatora odpowiedziały wszystkie wezwane spółki, jednak "ich odpowiedzi były dalece niewystarczające do zakończenia postępowań administracyjnych".
Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do 3 stycznia 2019 roku, co oznacza, że nowe taryfy nie wejdą w życie z początkiem stycznia 2019 roku. Zgodnie bowiem z ustawą Prawo energetyczne, nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.
Obecnie obowiązujące taryfy przedsiębiorstw energetycznych zostały zatwierdzone do 31 grudnia br. W związku z toczącymi się postępowaniami – na podstawie art. 47 ust 2c pkt 1 ustawy Prawo energetyczne - przedsiębiorstwa mają prawo do stosowania dotychczasowych taryf po 31 grudnia 2018 r.
Tydzień temu prezes URE, w ramach trwających postępowań taryfowych, wezwał dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach energetycznych w wysokości ok. 1 mld zł, o których informował wcześniej minister energii, oraz do korekty wniosków taryfowych. Regulator zwrócił się także do Ministra Energii o przekazanie danych, które pozwoliły na oszacowanie wspomnianych oszczędności. Prezes URE oczekiwał na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski wyjaśniał potem, że 1 mld zł, którym spółki miałyby zasilić Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat, miałby być "jednorazową wpłatą klimatyczną z zysku", a nie pochodziłby z oszczędności. Później minister mówił, że poza rekompensatami są też inne warianty zneutralizowania podwyżek cen energii.
Jadwiga Emilewicz, minister przedsiębiorczości i technologii, informowała z kolei w poniedziałek, że nie będzie podwyżek cen energii zarówno dla gospodarstw domowych, jak i MŚP oraz samorządów, a dla każdej z tych grup są możliwe "inne" rozwiązania, które zostaną przedstawione przed świętami. Według jej zapowiedzi, temat będzie podniesiony na środowym posiedzeniu Rady Ministrów.
W połowie listopada Urząd Regulacji Energetyki otrzymał wnioski taryfowe na sprzedaż energii na przyszły rok od czterech sprzedawców z urzędu: PGE Obrót, Energa Obrót, Tauron Sprzedaż i Enea. Sprzedawcy energii wnioskowali o średnio ponad 30 proc. podwyżki taryf dla gospodarstw domowych. Resort energii szacował w ubiegłym tygodniu, że cena energii w taryfie G11 w 2019 roku może wzrosnąć do 302 zł/MWh wobec 242,2 zł/MWh w 2018 roku, co by oznaczało wzrost o ok. 25 proc. rdr. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 17.12.2018 08:06
W cenie MWh energii są opłaty, których można się pozbyć - Emilewicz, MPiT
17.12.2018 08:06W cenie MWh energii są opłaty, których można się pozbyć - Emilewicz, MPiT
"Rząd robi wszystko, by obniżyć ryzyka związane z obiektywnymi przesłankami, które wpływają na wzrost cen energii, dlatego podwyżki nie będzie. (...) Jest kilka opłat w strukturze ceny 1 MWh, których możemy się pozbyć. Nad tym pracuje minister Tchórzewski" - powiedziała minister Emilewicz w TVN24.
"Mamy kilka elastyczności, które może zastosować administracja, bez ingerencji w spółki giełdowe, w taki sposób, by te spółki mogły nie wnioskować o tak duże podwyżki" - dodała.
Wskazała, że w składzie 1 MWh energii jest m.in. akcyza, VAT, opłata przejściowa.
"Mamy kilka elementów, którymi możemy jako administracja na suwaku przesuwać, jednocześnie odsuwając w bezpiecznym czasie potencjalny wzrost cen, a nawet dając spółkom energetycznym czas na inwestycje, w taki sposób, by koszt uprawnień CO2 nie był najwyższym elementem w strukturze ceny" - powiedziała Emilewicz.
Przypomniała, że prezes URE, w ramach postępowania taryfowego, zwrócił się do spółek energetycznych z pytaniem i mają czas na odpowiedź do 18 grudnia.
"To oznacza, że od 1 stycznia nie będzie nowych taryf, bo prezes URE nie zdąży ich ustanowić. 1 stycznia wejdziemy w nowy rok ze starymi taryfami" - powiedziała minister.
Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.
W połowie listopada Urząd Regulacji Energetyki otrzymał wnioski taryfowe na sprzedaż energii na przyszły rok od czterech sprzedawców z urzędu: PGE Obrót, Energa Obrót, Tauron Sprzedaż i Enea. Sprzedawcy energii wnioskowali o średnio ponad 30 proc. podwyżki taryf dla gospodarstw domowych. Resort energii szacował w ubiegłym tygodniu, że cena energii w taryfie G11 w 2019 roku może wzrosnąć do 302 zł/MWh wobec 242,2 zł/MWh w 2018 roku, co by oznaczało wzrost o ok. 25 proc. rdr. (PAP Biznes)
pel/
- 13.12.2018 13:59
ME może zaproponować obniżkę lub zniesienie akcyzy na energię - "Rz"
13.12.2018 13:59ME może zaproponować obniżkę lub zniesienie akcyzy na energię - "Rz"
Obecnie w cenie jednej MWh jest 20 zł akcyzy.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował w czwartek w Sejmie, że ma także inne niż program rekompensat warianty do zastosowania po decyzji prezesa URE. Każdy z nich zakłada, że rachunki gospodarstw domowych nie wzrosną w 2019 względem 2018 roku.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 13.12.2018 11:08
Spółki energetyczne nie mają podstaw do wycofywania wniosków z URE - Tchórzewski, ME
13.12.2018 11:08Spółki energetyczne nie mają podstaw do wycofywania wniosków z URE - Tchórzewski, ME
"Po analizie pytań URE widać wyraźnie, że spółki nie będą wycofywać wniosków. Nie mają podstaw do wycofywania. Spółki są niezależne. Przypuszczałem, że wycofają wnioski, ale nie powiedziałem im, żeby to zrobiły, nie mogę im tego nakazać" - powiedział Tchórzewski.
Wcześniej minister Tchórzewski mówił, że w jego ocenie spółki wycofają wnioski, by się zastanowić nad tym, co zostało zrobione.
"Skoro prezes URE zwraca się, by wnioski miały zostać wycofane, to dlaczego mają nie wycofać. Mają czas, by popatrzeć, przyjrzeć się. (...) Jeśli prezes URE zwraca się do spółek, by wycofali wnioski i dokonali przeglądu jeszcze raz sytuacji, to powinni to zrobić. To polecenie prezesa URE" - powiedział dziennikarzom Tchórzewski w rozmowie opublikowanej na stronie TVN24BiS.
Potwierdził, że po przeanalizowaniu sytuacji spółki złożą do URE nowe wnioski, choć - jak powiedział Tchórzewski - "mogą i nie złożyć".
We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach, o których informował wcześniej minister energii. Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”. W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe. Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.
Minister Tchórzewski wyjaśniał później, że 1 mld zł, którym spółki mają zasilić Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat, będzie "jednorazową wpłatą klimatyczną z zysku", a nie będzie pochodzić z oszczędności, bo – jak wskazał - audyty w spółkach mają się dopiero zakończyć do końca I kwartału.
Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.(PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 13.12.2018 10:21
ME ma także inne warianty niż rekompensaty - Tchórzewski (opis)
13.12.2018 10:21ME ma także inne warianty niż rekompensaty - Tchórzewski (opis)
"Mamy także inne warianty do zastosowania po decyzji prezesa URE, gdyż dzisiaj nie wiemy, jaki będzie poziom cen. Każde z rozwiązań zakłada, że rachunki gospodarstw domowych nie wzrosną w 2019 względem 2018 roku. Najdalej jesteśmy zaawansowani w kwestii rekompensat" - powiedział Tchórzewski.
"Myślimy także o pomocy dla samorządów. Wiemy, że mają one zdecydowany wzrost dochodów, w 2019 roku planowany jest wzrost dochodów o 5 mld zł, więc możliwe jest, by przeznaczyły one kilkaset milionów złotych na cele związane z energią, ale chcemy im dodatkowo ulżyć, bo naciski ze strony samorządów są bardzo mocne" - dodał.
ME szacował, że koszt programu rekompensat wyniesie ok. 4-5 mld zł. Rekompensaty dotyczyć będą okresu styczeń - grudzień 2019 roku. Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.
Według planów resortu energii, systemem rekomenpensat miałyby być objęte gospodarstwa domowe. Rząd myśli też o wsparciu dla małych i średnich przedsiębiorstw.
Resort energii podał, że źródłami finansowania funduszu mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).
We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach, o których informował wcześniej minister energii.
Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”.
W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe. Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia.
Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.(PAP Biznes)
map/ pr/ pel/
- 13.12.2018 09:52
ME ma także inne warianty niż rekompensaty - Tchórzewski
13.12.2018 09:52ME ma także inne warianty niż rekompensaty - Tchórzewski
"Mamy także inne warianty do zastosowania po decyzji prezesa URE. Każdy z nich zakłada, że rachunki gospodarstw domowych nie wzrosną w 2019 względem 2018 roku. Najdalej jesteśmy zaawansowani w kwestii rekompensat" - powiedział Tchórzewski.
"Myślimy także o pomocy dla samorządów" - dodał.
ME szacował, że koszt programu rekompensat wyniesie ok. 4-5 mld zł. Rekompensaty dotyczyć będą okresu styczeń - grudzień 2019 roku. Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.
Resort energii podał, że źródłami finansowania funduszu mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).
We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach, o których informował wcześniej minister energii. Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”.
W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe. Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia.
Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.(PAP Biznes)
map/ pr/
- 13.12.2018 07:50
Spółki wycofają wnioski taryfowe i dokonają przeglądu sytuacji - Tchórzewski, ME
13.12.2018 07:50Spółki wycofają wnioski taryfowe i dokonają przeglądu sytuacji - Tchórzewski, ME
"Spółki wycofają wnioski, bo to jest dobra sytuacja, by się zastanowić nad tym co zostało zrobione i dokładnie przemyśleć. Skoro prezes URE zwraca się, by wnioski miały zostać wycofane, to dlaczego mają nie wycofać. Mają czas, by popatrzeć, przyjrzeć się. (...) Jeśli prezes URE zwraca się do spółek, by wycofali wnioski i dokonali przeglądu jeszcze raz sytuacji, to powinni to zrobić. To polecenie prezesa URE" - powiedział dziennikarzom Tchórzewski w rozmowie opublikowanej na stronie TVN24BiS.
Potwierdził, że po przeanalizowaniu sytuacji spółki złożą do URE nowe wnioski, choć - jak powiedział Tchórzewski - "mogą i nie złożyć".
We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach, o których informował wcześniej minister energii. Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”. W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe. Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.
Minister Tchórzewski wyjaśniał później, że 1 mld zł, którym spółki mają zasilić Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat, będzie "jednorazową wpłatą klimatyczną z zysku", a nie będzie pochodzić z oszczędności, bo – jak wskazał - audyty w spółkach mają się dopiero zakończyć do końca I kwartału.
Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.(PAP Biznes)
pel/
- 12.12.2018 10:58
Spółki energetyczne zapłacą 1 mld zł "jednorazowej opłaty klimatycznej” - Tchórzewski, ME
12.12.2018 10:58Spółki energetyczne zapłacą 1 mld zł "jednorazowej opłaty klimatycznej” - Tchórzewski, ME
"W projekcie roboczym, nad którym będziemy w styczniu dyskutować, zapisujemy, że ten 1 mld zł, który chcemy ze spółek wziąć, to będzie jednorazowa opłata klimatyczna z zysku” - powiedział Tchórzewski podczas komisji sejmowej.
Powtórzył, że to nie będą "dodatkowe oszczędności wygospodarowane ze spółek”, bo – jak wskazał - audyty w spółkach mają się dopiero zakończyć do końca I kwartału. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 11.12.2018 20:05
Tchórzewski chce 1 mld zł od spółek na fundusz efektywności "zaoszczędzić na akcjonariuszach"
11.12.2018 20:05Tchórzewski chce 1 mld zł od spółek na fundusz efektywności "zaoszczędzić na akcjonariuszach"
Jak tłumaczył Tchórzewski, spółki obniżą w ten sposób swoją rentowność.
"To jest oszczędność na akcjonariuszach, w tym i na Skarbie Państwa. Jako główny akcjonariusz zasygnalizowałem gotowość głosowania za takim rozwiązaniem” - podkreślił, zaznaczając, że organy spółek będą się tą sprawą zajmować dopiero w I kwartale 2019 r.
W poniedziałek minister Tchórzewski poinformował na konferencji, że koncerny energetyczne mogą zasilić fundusz kwotą ok. 1 mld zł dzięki możliwym do osiągnięcia oszczędnościom. O wdrożenie w spółkach programów oszczędności minister zaapelował w ubiegłym tygodniu.
We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności, o których informował wcześniej minister energii. Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”. W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe.
"To jest niezrozumienie, to są pieniądze, które spółki wydzielą ze swojego zysku. Tak to jest zapisane w projekcie ustawy” - powiedział we wtorek Tchórzewski. Jak zaznaczył, użył określenia „oszczędność”, mając na myśli „zaoszczędzenie na zysku". (PAP)
wkr/ je/ pel/ osz/
- 11.12.2018 19:05
Rekompensaty za energię m.in. ze sprzedaży starych uprawnień do emisji CO2 - Tchórzewski
11.12.2018 19:05Rekompensaty za energię m.in. ze sprzedaży starych uprawnień do emisji CO2 - Tchórzewski
Jak wyjaśnił we wtorek w Katowicach, chodzi o niewykorzystane przez polskie przedsiębiorstwa uprawnienia do emisji CO2 z tzw. II okresu rozliczeniowego, czyli z lat 2007-2013.
Minister dodał, że przychód z ich sprzedaży powinien wynieść w granicach 4-4,5 mld zł i trafi do funduszu efektywności energetycznej. Zaznaczył, że szczegóły znajdą się w odpowiednim projekcie ustawy, dotyczącej rekompensat dla odbiorców z tytułu wzrostu cen energii.
Drugim źródłem przychodów funduszu mają być kontrolowane przez państwo spółki energetyczne. Tchórzewski oświadczył, że oczekuje, iż zasilą one fundusz miliardem złotych, pochodzącym z zysku przed opodatkowaniem. (PAP)
wkr/ je/ osz/
- 11.12.2018 15:13
DZIEŃ NA GPW: Spółki energetyczne tracą po wezwaniu prezesa URE do korekty wniosków taryfowych
11.12.2018 15:13DZIEŃ NA GPW: Spółki energetyczne tracą po wezwaniu prezesa URE do korekty wniosków taryfowych
O godz. 15.10 kurs PGE spada 3,9 proc., akcje Tauronu zniżkują 1,8 proc. Kurs Enei spada 4 proc., a akcje Energi tanieją 1,1 proc.
We wtorek prezes URE, w ramach trwających postępowań taryfowych, wezwał dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w wysokości ok. 1 mld zł, o których poinformował w poniedziałek minister energii, oraz do korekty wniosków taryfowych.
"Pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe" - napisano w komunikacie URE.
Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.
W poniedziałek ministerstwo energii przedstawiło założenia do programu rekompensat dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw w kontekście ewentualnego wzrostu cen energii elektrycznej.
Resort szacuje koszt programu rekompensat na 4-5 mld zł. Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.
Źródłami finansowania funduszu mają być m.in. środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2 oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).
Minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował w poniedziałek, że koncerny energetyczne mogą zasilić fundusz kwotą ok. 1 mld zł dzięki możliwym do osiągnięcia oszczędnościom. O wdrożenie w spółkach programów oszczędności minister zaapelował w ubiegłym tygodniu. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 11.12.2018 14:11
URE wzywa spółki energetyczne do wyjaśnień i korekty wniosków taryfowych (opis)
11.12.2018 14:11URE wzywa spółki energetyczne do wyjaśnień i korekty wniosków taryfowych (opis)
"Regulator zwróci się także do Ministra Energii o przekazanie danych, które pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł" - napisano w komunikacie.
"Pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe" - dodano.
Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.
"Należy pamiętać, że zgodnie z ustawą Prawo energetyczne nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy" - napisano w komunikacie URE.
Obowiązujące taryfy na sprzedaż energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych obowiązują do 31 grudnia br.
W połowie listopada Urząd Regulacji Energetyki otrzymał wnioski taryfowe na sprzedaż energii na przyszły rok od czterech sprzedawców z urzędu: PGE Obrót, Energa Obrót, Tauron Sprzedaż i Enea. Rzecznik URE informowała później PAP, że sprzedawcy energii wnioskują o średnio ponad 30 proc. podwyżki taryf dla gospodarstw domowych.
W poniedziałek ministerstwo energii przedstawiło założenia do programu rekompensat dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw w kontekście ewentualnego wzrostu cen energii elektrycznej.
Resort szacuje, że cena energii w taryfie G11 w 2019 roku może wzrosnąć do 302 zł/MWh wobec 242,2 zł/MWh w 2018 roku. Koszt programu rekompensat za wzrost cen energii dla gospodarstw domowych oraz MŚP szacowany jest w przyszłym roku na 4-5 mld zł. Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.
Źródłami finansowania funduszu mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).
Minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował w poniedziałek, że koncerny energetyczne mogą zasilić fundusz kwotą ok. 1 mld zł dzięki możliwym do osiągnięcia oszczędnościom. W ubiegłym tygodniu minister zaapelował o wdrożenie w spółkach programów oszczędności.
W liście do przewodniczących rad nadzorczych PGE, Tauronu, Enei i Energi z 7 grudnia minister energii zwrócił się o "spowodowanie przeprowadzenia pogłębionej analizy przez niezależny podmiot zewnętrzny w zakresie optymalizacji przeprowadzonych w okresie 2 ostatnich lat kosztów w obszarach wytwarzania, dystrybucji i sprzedaży". Analizy "powinny być podstawą do wypracowania dalszych działań mających na celu ograniczenie kosztów zarówno stałych, jak i zmiennych wpływających docelowo na obniżenie rachunków za energię elektryczną dla odbiorców końcowych". Poprosił również o opinię dotyczącą "możliwości obniżenia cen sprzedawanej energii".
Audyty w spółkach i wnioski miałyby być gotowe do końca I kwartału 2019 r. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 10.12.2018 17:40
UE finalizuje reformę rynku energii; ważą się losy wsparcia dla elektrowni
10.12.2018 17:40UE finalizuje reformę rynku energii; ważą się losy wsparcia dla elektrowni
"Chcemy zakończyć prace podczas austriackiej prezydencji (...) Możemy to zrobić, ale wiemy, że są dalej trudne kwestie do rozwiązania" - mówił w poniedziałek w Brukseli unijny dyplomata.
Dla Polski najważniejszą sprawą jest kwestia limitu emisji (550 gr CO2 na kWh), który wyklucza elektrownie węglowe z korzystania ze wsparcia państwa w ramach rynku mocy. Kraje członkowskie po długich negocjacjach przyjęły w zeszłym roku stanowisko przewidujące, że restrykcje miałyby obowiązywać dopiero po 2030 r. Celem przepisów ma być zablokowanie ukrytego subsydiowania elektrowni węglowych.
Przedstawiciele polskich władz byli zadowoleni z kompromisu wypracowanego w Radzie UE, ale teraz nie jest pewne, na ile te ustalenia zostaną zmienione w kierunku oczekiwań nastawionego proekologicznie europarlamentu.
Według rozmówców PAP w Brukseli, choć sama data 2030 r. nie jest zagrożona, to teraz gra toczy się o to, które elektrownie będą mogły korzystać z wyłączenia od restrykcji. W przepisach ważne będzie zdefiniowanie, jak są rozumiane istniejące moce wytwórcze. W przypadku już działających elektrowni nie ma z tym problemu, ale kłopot pojawia się przy blokach, które są w budowie.
To przypadek wartej ponad 6 mld złotych inwestycji Energi i Enei w elektrownię węglową Ostrołęka C. W połowie października rozpoczęły się pierwsze prace budowlane przy realizacji tej jednostki o mocy 1 tys. megawatów, więc zakończenie budowy przed wejściem w życie przepisów nie ma szans.
Zdaniem ekologów Ostrołęka C może emitować do 2063 r. 6 mln ton CO2 rocznie i przyniesie co najmniej 2,34 mld zł straty. Rządowi zależy na tym, by nowa jednostka, która ma zacząć działać w 2023 r., mogła korzystać ze wsparcia w ramach rynku mocy (czyli dopłat do produkcji).
Dyplomaci podkreślają, że Parlament Europejski chciałby, aby data graniczna, po której niemożliwe byłoby wsparcie dla elektrowni węglowych, była wcześniejsza niż 2030 r. "Ale musimy wziąć pod uwagę też bezpieczeństwo dostaw i musimy znaleźć właściwy kompromis" - mówił jeden z nich.
Zaplanowany na 18 grudnia trylog, czyli negocjacje z udziałem przedstawiciele PE, KE i państw UE, ma zająć się też innymi problematycznymi kwestiami. Dla części państw z Francją na czele problematyczna jest kwestia zakazu regulowania cen energii. W Polsce zajmuje się tym teraz Urząd Regulacji Energetyki (URE).
Część stolic obawia się, że wprowadzenie czysto rynkowych rozwiązań mogłoby oznaczać znaczne podwyżki dla klientów końcowych. Kompromisem w tym przypadku mogą być rozwiązania chroniące mniej zasobne gospodarstwa domowe. "Coś będziemy musieli w tej kwestii wymyślić" - przyznaje dyplomata zaangażowany w rozmowy.
Reforma przewiduje też wzmocnienie Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER), która miałby mieć prawo kontrolowania, czy podmioty w państwach członkowskich przestrzegają zapisów prawa UE. Tu również część stolic z Paryżem na czele ma obiekcje.
Negocjacje z PE przyniosły także rozwiązania, z których zadowolona jest Polska. Parlament Europejski musiał zrezygnować z forsowania zapisów ograniczających długość umów na wsparcie (chciał, by możliwe były tylko umowy na 1 rok). Ostateczny kształt przepisów będzie zależał od ostatniej rundy negocjacji, która odbędzie się 18 grudnia.
Z Brukseli Krzysztof Strzępka (PAP)
stk/ mobr/ mc/ ana/
- 10.12.2018 16:49
ME szacuje cenę energii w taryfie G w '19 na 302 zł/MWh; rekompensaty na 4-5 mld zł (opis)
10.12.2018 16:49ME szacuje cenę energii w taryfie G w '19 na 302 zł/MWh; rekompensaty na 4-5 mld zł (opis)
"Pozwoliliśmy sobie na pewien szacunek. Taryfa na 2019 rok zatwierdzona jeszcze nie jest. Prezes URE około 15 grudnia ją zatwierdza, ale można szacować, na jakim poziomie można oczekiwać tej taryfy w 2019 roku. (...) Z obserwacji złożonych wniosków taryfowych można wnioskować, że w stosunku do poziomu z 2012 i 2013 roku wzrost cen w 2019 roku może wynieść około 7 proc." - powiedział na poniedziałkowej konferencji prasowej wiceminister energii Tadeusz Skobel.
Z prezentacji wynika, że cena energii w taryfie G11 mogłaby wynieść w 2019 roku 302 zł/MWh. W 2013 roku cena 1 zł/MWh wynosiła 282,4 zł.
Z kolei w 2018 roku cena energii w taryfie G11 wyniosła 242,2 zł/MWh, co oznacza wzrost ceny w 2019 r. o 24,7 proc. rdr.
"Polaków energia więcej nie będzie kosztować. Jesteśmy w przededniu złożenia ustawy do Sejmu. Niezwykle nam zależy, by odbudować zaufanie społeczne do polityki klimatycznej. (...) Chcemy wprowadzić dla obywateli i dla małych i średnich przedsiębiorstw rekompensaty" - powiedział na konferencji minister energii Krzysztof Tchórzewski.
Resort energii podał, że program rekompensat ma objąć 15 mln gospodarstw domowych miejskich i wiejskich, małe i średnie przedsiębiorstwa (zatrudniające mniej niż 250 pracowników oraz obrotem rocznym, który nie przekracza 50 mln euro lub całkowitym bilansem rocznym nieprzekraczającym 43 mln euro) oraz pozostałych odbiorców np. hospicja, domy opieki społecznej, akademiki, internaty i domy dziecka.
Rekompensaty dla gospodarstw domowych naliczane będą automatycznie i pojawią się na rachunku od kwietnia 2019 roku.
"W przypadku gospodarstw domowych, spółka obrotu wystąpi poprzez zarządcę rozliczeń do funduszu obsługiwanego np. przez BGK. Na podstawie prognoz dostaje przelew z BGK i te środki zwraca do gospodarstw domowych" - powiedział wiceminister Skobel.
W przypadku małych i średnich przedsiębiorstw rekompensaty będą wypłacane na ich wniosek. Pierwsze wnioski będzie można składać w kwietniu 2019 roku.
Rekompensaty dla MŚP będą w ramach pomocy de minimis, co oznacza, że jeśli firma już taką pomoc wykorzystuje, to nie dostanie rekompensaty przekraczającej ten poziom.
Resort podał, że wyłączenia w systemie rekompensat dotyczyć będą odbiorców posiadających umowy z ceną sprzed wzrostów cen energii na giełdzie np. posiadających umowy wieloletnie.
"Jest szereg przedsiębiorstw mających umowy wieloletnie. Ceny z tych umów są na dziś na tyle atrakcyjne, że nie ma potrzeby wspierania ich w ramach tego systemu" - powiedział wiceminister Skobel.
KOSZT PROGRAMU REKOMPENSAT WYNIESIE OK. 4-5 MLD ZŁ
ME szacuje, że koszt programu rekompensat wyniesie ok. 4-5 mld zł.
"Szacujemy koszt programu na ok. 4-5 mld zł. Rekompensaty dotyczyć będą okresu styczeń - grudzień 2019 roku" - powiedział Skobel.
Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.
Resort energii podał, że źródłami finansowania funduszu mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).
SPÓŁKI ENERGETYCZNE MIAŁYBY ZASILIĆ FUNDUSZ KWOTĄ OK. 1 MLD ZŁ
Minister Krzysztof Tchórzewski poinformował, że do funduszu trafić może ok. 1 mld zł z koncernów energetycznych. W ubiegłym tygodniu minister zaapelował o wdrożenie w spółkach programów oszczędności.
W liście do przewodniczących rad nadzorczych PGE, Tauronu, Enei i Energi z 7 grudnia minister energii zwrócił się o "spowodowanie przeprowadzenia pogłębionej analizy przez niezależny podmiot zewnętrzny w zakresie optymalizacji przeprowadzonych w okresie 2 ostatnich lat kosztów w obszarach wytwarzania, dystrybucji i sprzedaży". Analizy "powinny być podstawą do wypracowania dalszych działań mających na celu ograniczenie kosztów zarówno stałych, jak i zmiennych wpływających docelowo na obniżenie rachunków za energię elektryczną dla odbiorców końcowych". Poprosił również o opinię dotyczącą "możliwości obniżenia cen sprzedawanej energii".
Audyty w spółkach i wnioski miałyby być gotowe do końca 2019 r.
"Wyceniliśmy w ramach ministerstwa możliwości spółek energetycznych, zbierając informacje od przedsiębiorstw energetycznych, że oszczędności są możliwe na poziomie około 1 mld zł, by wprowadzić odpowiednie środki do Funduszu Efektywności Energetycznej i Rekompensat" - powiedział w poniedziałek minister Tchórzewski.
Resort energii nie przesądza, czy system rekompensat obowiązywać też będzie w 2020 roku.
"Początkowo mieliśmy zamiar tworzyć ustawę na okres dwóch lat, ale wiele wskaźników makro pokazuje, że może się różnie dziać. (...) Dostosujemy się do tego, co będzie w 2020 roku, w drugiej połowie 2019 roku. Nie chcemy przesądzać w tym momencie" - powiedział minister Tchórzewski. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 10.12.2018 16:19
DZIEŃ NA GPW: Spółki energetyczne tracą po konferencji ministra energii, najmocniej spada kurs PGE
10.12.2018 16:19DZIEŃ NA GPW: Spółki energetyczne tracą po konferencji ministra energii, najmocniej spada kurs PGE
Ministerstwo Energii poinformowało podczas poniedziałkowej konferencji prasowej, że zwróciło się do spółek energetycznych Skarbu Państwa o działania oszczędnościowe w związku ze wzrostem cen hurtowych energii elektrycznej na giełdach w Europie i w Polsce, co może przełożyć się na wzrost taryf dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw w 2019 roku.
Resort oszacował, że możliwe oszczędności w spółkach energetycznych mogą wynieść ok. 1 mld zł. Środki mają trafić na specjalny fundusz związany z efektywnością i rekompensatami za wzrost cen energii.
W reakcji na te szacunki spadają kursy akcji notowanych na giełdzie spółek energetycznych. Najmocniej traci PGE, którego akcje o 16.10 zniżkowały około 5 proc. Tauron zniżkuje ponad 3 proc., Energa traci ponad 1 proc., a Enea niecały 1 proc.
Podczas konferencji przedstawiono też szacunki, z których wynika, że cena energii w taryfie G w 2019 roku może wynieść 302 zł/MWh wobec 242,2 zł/MWh w 2018 roku, co oznaczałoby wzrost cen w 2019 r. o 24,7 proc. rdr.
Ministerstwo Energii szacuje, że koszt programu rekompensat wzrostu cen energii w całym 2019 roku wyniesie ok. 4-5 mld zł. Pierwsze wypłaty rekompensat planowane są na kwiecień 2019 roku.
Źródłami finansowania funduszu, który będzie obsługiwał wypłaty rekompensat, mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych. (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 08.12.2018 17:46
Energa zamierza wspólnie ze sklepami Komfort rozwijać sieć stacji ładowania
08.12.2018 17:46Energa zamierza wspólnie ze sklepami Komfort rozwijać sieć stacji ładowania
Nowy punkt ładowania samochodów elektrycznych powstanie przy sklepie Komfort w Gdyni (ul. Morska 48). Terminal będzie dysponował łączną mocą 44 kW, będą mogły z niego korzystać równocześnie dwa samochody. Planowany termin oddania inwestycji to grudzień 2018.
To pierwszy terminal Energi zlokalizowany przy sklepie Komfort. W 2019 roku Energa planuje rozszerzenie współpracy i budowę kolejnych punktów ładowania samochodów elektrycznych przy innych kluczowych sklepach marki w całej Polsce.
"Umowa ze sklepami Komfort dotyczy na razie jednej stacji, ale planujemy sukcesywne dostawianie kolejnych punktów w całej Polsce. Rozwój infrastruktury w obszarze elektromobilności to dla nas kluczowy projekt, dlatego bardzo cieszymy się, że udało nam się nawiązać współpracę w tym zakresie z tak dużym partnerem, jak sieć sklepów Komfort – powiedział cytowany w komunikacie Dariusz Chrzanowski, wiceprezes zarządu Energi Obrotu.
Energa ma obecnie w Gdańsku siedem terminali umożliwiających ładowanie aut elektrycznych. Docelowo, spółka zamierza postawić 54 stacje ładowania na terenie swojego działania w 2019 roku, a następnie rozszerzać projekt w kolejnych latach, stawiając przynajmniej 100 stacji do roku 2022 r.
W sieci Komfort działa obecnie ponad 160 sklepów, oferujących materiały do wykończenia podłóg.
tj/
- 07.12.2018 23:37
ENERGA SA (51/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2022 rok opublikowane przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
07.12.2018 23:37ENERGA SA (51/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2022 rok opublikowane przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 49/2018 z dnia 5 grudnia 2018 roku (skorygowanego raportem bieżącym nr 50/2018/K), Zarząd ENERGA SA informuje, że w dniu 7 grudnia 2018 r. Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. podały do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji głównej rynku mocy na rok 2022, w tym cenę zamknięcia aukcji mocy, która wynosi 198,0 PLN/kW/rok.
Spółki Grupy Energa S.A. zawarły umowy mocowe na 1 rok (tj. na rok 2022) z obowiązkiem mocowym na poziomie 442 MW, z których łączne przychody mogą wynieść 87,5 mln PLN.
Podana cena zamknięcia aukcji nie jest ostatecznym wynikiem aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes Urzędu Regulacji Energetyki w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.
Jedynie w przypadku, gdyby ostateczne wyniki Aukcji różniły się od wstępnych wyników, Energa S.A. poda do publicznej wiadomości odpowiednio skorygowane dane.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 07.12.2018 20:50
Wstępne wyniki aukcji głównej na rynku mocy na rok dostaw 2022 (dokumentacja)
07.12.2018 20:50Wstępne wyniki aukcji głównej na rynku mocy na rok dostaw 2022 (dokumentacja)
PSE podały, że aukcja główna na rok dostaw 2022 zakończyła się w rundzie 7. z ceną zamknięcia 198,00 zł/kW/rok.
Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2022 wynosi 10.580,056 MW.
Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.(PAP Biznes)
pel/
- 07.12.2018 20:44
Cena w aukcji rynku mocy na rok 2022 wynosi 198 zł/kW/rok - PSE (opis)
07.12.2018 20:44Cena w aukcji rynku mocy na rok 2022 wynosi 198 zł/kW/rok - PSE (opis)
Aukcja zakończyła się w rundzie 7, gdzie cena wywoławcza wynosiła 219,66 zł, a cena minimalna 195,28 zł.
"Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych dla roku dostaw 2022 wynosi 10.580,056 MW"- podały Polskie Sieci Elektroenergetyczne w piątkowym komunikacie.
Kolejna aukcja główna odbędzie się 21 grudnia 2018 r. i będzie dotyczyła roku dostaw 2023.
W pierwszej aukcji głównej na rynku mocy, na rok dostaw 2021, która odbyła się 15 listopada, cena zamknięcia wyniosła 240,32 zł/kW/rok.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.
Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 07.12.2018 20:38
Cena w aukcji rynku mocy na rok 2022 wynosi 198 zł/kW/rok - PSE
07.12.2018 20:38Cena w aukcji rynku mocy na rok 2022 wynosi 198 zł/kW/rok - PSE
Aukcja zakończyła się w rundzie 7.
Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych dla roku dostaw 2022 wynosi 10.580,056 MW.
Kolejna aukcja główna odbędzie się 21 grudnia 2018 r. i będzie dotyczyła roku dostaw 2023. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 07.12.2018 12:03
Perspektywa dla spółek energetycznych na '19 jest stabilna - Fitch (wywiad)
07.12.2018 12:03Perspektywa dla spółek energetycznych na '19 jest stabilna - Fitch (wywiad)
"Perspektywa dla polskich spółek energetycznych jest stabilna. PGE i Energa mają nadal miejsce, by zwiększyć zadłużenie w ramach obecnych ratingów. Z kolei Tauron i Enea mają dźwignię bliską maksymalnemu poziomowi dla obecnych ratingów, ale spodziewamy się, że ich dźwignia będzie stabilna" - powiedział PAP Biznes Arkadiusz Wicik, dyrektor z europejskiego zespołu energetycznego Fitch Ratings.
W przypadku PGE maksymalny poziom dźwigni finansowej netto opartej na przepływach środków z działalności operacyjnej FFO dla obecnego ratingu wynosi 3,0x, podczas gdy - według prognoz - w 2019 roku może ona wynieść 2,5x. Dla Energi maksymalna dźwignia wynosi 3,5x, a w przyszłym roku może wynieść poniżej 3,0x.
Maksymalna dźwignia dla Tauronu wynosi 3,5x, a dla Enei 3,0x.
Aktualnie rating Fitch dla PGE jest na poziomie "BBB+", a dla Tauronu, Enei i Energi wynosi "BBB".
OSTROŁĘKA C NEGATYWNA DLA RATINGÓW ENEI I ENERGI
Agencja Fitch ocenia, że planowana inwestycja budowy nowej elektrowni węglowej Ostrołęka C jest negatywna dla ratingów Enei i Energi.
"Inwestycja Ostrołęka C jest negatywna dla ratingów Enei i Energi z trzech powodów. Po pierwsze, to przejście w stronę biznesu wytwórczego, który jest bardziej ryzykowny z punktu widzenia profilu kredytowego niż dystrybucja. Po drugie, projekt jest duży, wart ok. 6 mld zł, a obie spółki mają już spore zadłużenie. Po trzecie, wzrost cen CO2 został przeniesiony na hurtowe ceny energii, ale nie musi tak być w przyszłości" - powiedział PAP Biznes Artur Galbarczyk, dyrektor europejskiego zespołu energetycznego.
Wskazał jednocześnie, że te czynniki są obecnie "mitygowane".
"Projekt ubiega się o płatności z rynku mocy. Ma być realizowany przy wsparciu innych podmiotów, więc zakładamy, że obie spółki przeznaczą po 1 mld zł" - powiedział.
Fitch przewiduje, że na czas budowy bloku Ostrołęka C Enea i Energa nie będą wypłacać dywidend.
W ocenie agencji, do wypłaty dywidendy od ok. 2020 roku wrócić mogą z kolei PGE i Tauron.
"Zakładamy, że spółki energetyczne: PGE i Tauron powrócą do wypłaty dywidendy od około 2020 roku, choć na niższych poziomach" - powiedział Galbarczyk.
TROCHĘ WIĘCEJ PLUSÓW PO STRONIE OFFSHORE VS. ATOM
Dwa tygodnie temu Ministerstwo Energii przedstawiło projekt polityki energetycznej Polski do 2040 roku. Z dokumentu wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne.
"Projekt polityki energetycznej do 2040 roku zakłada łączne nakłady na inwestycje w wysokości 400 mld zł, z czego 130 mld zł w latach 2021-30, a 270 mld zł w latach 2031-40. Polskie spółki energetyczne nie będą w stanie sfinansować tych inwestycji w całości. Zakładamy, że pojawią się też inni inwestorzy, w tym inwestorzy finansowi, zagraniczne spółki energetyczne oraz że gospodarstwa domowe będą inwestować w energetykę prosumencką" - powiedział Arkadiusz Wicik.
Projekt PEP 2040 przewiduje duże inwestycje w morskie farmy wiatrowe i energetykę jądrową. Pierwsza farma wiatrowa na morzu miałaby zostać uruchomiona po 2025 r. W 2030 r. w offshore byłoby zainstalowane - według prognoz - 4,6 GW, a w 2040 r. 10,3 GW. Z kolei ok. 2033 r. miałby zostać uruchomiony w Polsce pierwszy blok pierwszej elektrowni jądrowej o mocy ok. 1-1,5 GW, a docelowo miałoby być 6 bloków jądrowych o łącznej mocy 6-9 GW.
"Z punktu widzenia kredytodawców, gdy porównujemy atom i morską energetykę wiatrową, to widzimy trochę więcej pozytywów po stronie offshore" - ocenił dyrektor Fitch.
Wskazał, że skala i czas przygotowania projektów są na korzyść offshore.
"W przypadku elektrowni jądrowej potrzeba co najmniej 10 lat, a w offshore czas jest krótszy i wynosi kilka lat. W przypadku inwestycji jądrowych jest też ryzyko dużych opóźnień i przekroczenia budżetów, jak to ma miejsce w obecnie prowadzonych procesach budowy nowych elektrowni w Finlandii i Francji" - powiedział Wicik.
W jego ocenie atom ma również ograniczone opcje finansowania.
"Łatwiej sfinansować offshore niż atom. Projekty offshore można realizować z inwestorami finansowymi czy branżowymi z zagranicy. W przypadku atomu pozyskanie finansowania będzie trudniejsze. Ponadto, kredytobiorcy będą oczekiwać długoterminowego mechanizmu wsparcia" - powiedział dyrektor Fitch.
"Ministerstwo Energii bierze jednak pod uwagę także inne czynniki poza finansowymi, w tym stabilność dostaw, emisję CO2 czy ceny energii dla odbiorców" - dodał.
Jego zdaniem projekt atomowy może być "zarządzalny" dla spółek, jeśli zostanie wdrożony z silnym wsparciem: kontraktem różnicowym albo rynkiem mocy.
"Zdecydowanie jednak cztery polskie spółki energetyczne nie mają możliwości, by sfinansować 6-9 GW mocy w technologii jądrowej" - powiedział Wicik.
"Pozytywne jest, że według projektu polityki energetycznej najpierw będą inwestycje w morskie farmy wiatrowe, a dopiero potem elektrownia jądrowa. To daje firmom trochę przestrzeni" - dodał.
W projekcie polityki energetycznej założono, że koszt budowy 1 GW mocy w offshore wynosi 14,6 mld zł, a w przypadku atomu 20 mld zł.
Agencja nie będzie na razie uwzględniać tego typu inwestycji w swoich założeniach.
"Horyzont dla naszych ratingów wynosi pięć lat. Koncentrujemy się więc na inwestycjach, które już są zaplanowane i realizowane w tym okresie. Tymczasem polityka energetyczna zakłada inwestycje w długim horyzoncie i dopóki nie ma szczegółów dotyczących udziału poszczególnych firm w inwestycjach oraz sposobu finansowania tych inwestycji, nie uwzględniamy ich w naszych założeniach" - powiedział Arkadiusz Wicik.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 06.12.2018 13:04
ME wystąpi do RN spółek energetycznych o audyt kosztów i wdrożenie oszczędności (opis, aktl.)
06.12.2018 13:04ME wystąpi do RN spółek energetycznych o audyt kosztów i wdrożenie oszczędności (opis, aktl.)
"Cen dla jednostek samorządowych i większych przedsiębiorstw prezes URE nie wyznacza. To cena na styku sprzedawcy i samorządu. Zauważamy, że ceny są wysokie nie tylko w stosunku do samorządów, ale i części dużych przedsiębiorstw. Z tego tytułu przygotowuję w tej chwili wystąpienie do przewodniczących rad nadzorczych, korzystając z prawa większościowego akcjonariusza, z prośbą o dokonanie audytów kosztów w kierunku wprowadzenia nadzwyczajnych procedur oszczędności w przedsiębiorstwach (energetycznych - PAP) celem sprowadzenia cen do minimum na tyle, na ile można" - powiedział w czwartek w Sejmie minister Tchórzewski.
"Mam nadzieję, że w ciągu roku ceny się jeszcze zmienią. (...) Jako minister nakazać nie mogę, ale zwracam się do przewodniczących rad nadzorczych o dokładne zbadanie poziomu kosztów i tego, dlaczego ceny są takie, a nie inne" - powiedział minister.
Wskazał, że możliwości ingerencji przez ministra energii są małe w związku z upublicznieniem spółek energetycznych.
"Decydują warunki rynkowe. Trudno mówić, że to tylko odpowiedzialność ministra energii" - powiedział.
"Wdrażamy nadzwyczajne programy oszczędnościowe w spółkach w takim zakresie jak umożliwia ład korporacyjny. (...) W takim zakresie będziemy się starać wdrażać nadzwyczajne programy i iść w kierunku takim, by w przyszłym roku jeszcze zmniejszyć taryfy" - dodał.
Tchórzewski powtórzył, że podejmowane będą działania w celu zmniejszenia skutków wzrostu cen energii dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw.
Poinformował, że planowane rekompensaty obejmą miejskie i wiejskie gospodarstwa domowe, hospicja, domy opieki społecznej, akademiki, internaty, domy dziecka, małe i średnie przedsiębiorstwa i wszystkich innych korzystających z taryfy G.
Dodał, że nie ma potrzeby notyfikacji w przypadku pomocy dla obywateli, a rekompensaty dla małych i średnich firm mieszczą sie w zakresie dozwolonej pomocy publicznej.
Tchórzewski zauważył, że prezes URE odniesie się do wniosków taryfowych składanych przez spółki energetyczne w połowie grudnia i dopiero wtedy będzie wiadomo, ile wyniosą rachunki za energię w 2019 roku.
Zaznaczył jednocześnie, że cena energii jest jedną ze składowych rachunku za energię elektryczną i jej procentowa zmiana nie przekłada się w proporcji jeden do jednego na zmianę rachunku płaconego przez odbiorców.
"Są jeszcze koszty dystrybucji, akcyza, VAT - one stanowią w rachunku gospodarstw domowych 50 proc. kosztów. Jeśli mówimy, że cena energii wzrasta o 5 proc., to rachunek wzrasta o 2,5 proc." - powiedział minister.
Wcześniej minister szacował, że rekompensaty dla gospodarstw domowych mogłyby kosztować ok. 1,8-2,1 mld zł, a podobną kwotę pochłonąć miałyby rekompensaty dla małych i średnich firm. Zapowiadał, że w przyszłym tygodniu projekt w tej sprawie trafi do Sejmu. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 06.12.2018 12:15
ME wystąpi do RN spółek energetycznych o audyt kosztów i wdrożenie oszczędności (opis)
06.12.2018 12:15ME wystąpi do RN spółek energetycznych o audyt kosztów i wdrożenie oszczędności (opis)
"Cen dla jednostek samorządowych i większych przedsiębiorstw prezes URE nie wyznacza. To cena na styku sprzedawcy i samorządu. Zauważamy, że ceny są wysokie nie tylko w stosunku do samorządów, ale i części dużych przedsiębiorstw. Z tego tytułu przygotowuję w tej chwili wystąpienie do przewodniczących rad nadzorczych, korzystając z prawa większościowego akcjonariusza, z prośbą o dokonanie audytów kosztów w kierunku wprowadzenia nadzwyczajnych procedur oszczędności w przedsiębiorstwach (energetycznych - PAP) celem sprowadzenia cen do minimum na tyle, na ile można" - powiedział w czwartek w Sejmie minister Tchórzewski.
"Mam nadzieję, że w ciągu roku ceny się jeszcze zmienią. (...) Jako minister nakazać nie mogę, ale zwracam się do przewodniczących rad nadzorczych o dokładne zbadanie poziomu kosztów i tego, dlaczego ceny są takie, a nie inne" - powiedział minister.
Wskazał, że możliwości ingerencji przez ministra energii są małe w związku z upublicznieniem spółek energetycznych.
"Decydują warunki rynkowe. Trudno mówić, że to tylko odpowiedzialność ministra energii" - powiedział.
Tchórzewski powtórzył, że podejmowane będą działania w celu zmniejszenia skutków wzrostu cen energii dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw.
Poinformował, że planowane rekompensaty obejmą miejskie i wiejskie gospodarstwa domowe, hospicja, domy opieki społecznej, akademiki, internaty, domy dziecka, małe i średnie przedsiębiorstwa i wszystkich innych korzystających z taryfy G.
Tchórzewski zauważył, że prezes URE odniesie się do wniosków taryfowych składanych przez spółki energetyczne w połowie grudnia i dopiero wtedy będzie wiadomo, ile wyniosą rachunki za energię w 2019 roku.
Zaznaczył jednocześnie, że cena energii jest jedną ze składowych rachunku za energię elektryczną i jej procentowa zmiana nie przekłada się w proporcji jeden do jednego na zmianę rachunku płaconego przez odbiorców.
"Są jeszcze koszty dystrybucji, akcyza, VAT - one stanowią w rachunku gospodarstw domowych 50 proc. kosztów. Jeśli mówimy, że cena energii wzrasta o 5 proc., to rachunek wzrasta o 2,5 proc." - powiedział minister.
Wcześniej minister szacował, że rekompensaty dla gospodarstw domowych mogłyby kosztować ok. 1,8-2,1 mld zł, a podobną kwotę pochłonąć miałyby rekompensaty dla małych i średnich firm. Zapowiadał, że w przyszłym tygodniu projekt w tej sprawie trafi do Sejmu. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 06.12.2018 08:31
DM mBanku podniósł cenę docelową Enei, PGE i Tauronu, obniżył cenę dla Energi
06.12.2018 08:31DM mBanku podniósł cenę docelową Enei, PGE i Tauronu, obniżył cenę dla Energi
Cena docelowa Enei została podniesiona z 12,62 zł na 15,58 zł, PGE z 13,6 zł na 14,82 zł, a Tauronu z 2,77 zł na 3,06 zł.
W środę na zamknięciu za jedną akcję Enei płacono 10,86 zł, za akcję PGE 11,74 zł, Tauronu 2,37 zł, a Energi 9,71 zł.
"Ostatnie wzrosty rynkowych spreadów CDS oraz korzystne rozstrzygnięcie aukcji mocowej budują najbardziej sprzyjające otoczenie dla wytwarzania w Polsce od wielu lat. (...) Sektor ma zapewnione stabilne przychody mocowe w 5-15 letnich kontraktach, wchodzi w okres dodatnich przepływów pieniężnych, a rentowność segmentu wytwarzania rośnie i to przy rekordowych cenach CO2" - napisano w raporcie.
Jak podano, korzystnie wygląda polityka energetyczna kraju z rosnącą wagą OZE i "słabo" uargumentowaną koniecznością budowy elektrowni atomowej.
"Podtrzymujemy pozytywną rekomendację dla całego indeksu WIG-Energia, ze szczególnym wskazaniem na Eneę" - dodano.
Autorzy raportu prognozują, że obecny cykl inwestycyjny powoli wygasa, co wraz z poprawą wyników pozwoli na wygenerowanie gotówki w przyszłym roku.
"Systematyczny spadek poziomu zadłużenia z 1,9x na koniec 2018 do 1,5x w 2020 powinien uzasadnić powrót do polityki dywidendowej" - napisano.
Analitycy szacują, że EBITDA dla Enei w 2018 roku wyniesie 2622,7 mln zł, a w 2019 roku 3588,8 mln zł. Dla Energi EBITDA ma być na poziomie 2068,2 mln zł w 2018 roku, a w 2019 roku na poziomie 2205,8 mln zł. Dla PGE szacują EBITDA w wysokości 6748,7 mln zł w 2018 roku i 7693,8 mln zł w 2019 roku. Prognozowana EBITDA Tauronu ma wynieść 3604,5 mln zł w 2018 roku, a w 2019 roku 3695,4 mln zł.
Autorem raportu, którego pierwsze udostępnienie miało miejsce 29 listopada o godzinie 8.43, jest Kamil Kliszcz.
Depesza PAP Biznes stanowi wyciąg z raportu. W załączniku zamieszczamy plik PDF z raportem. (PAP Biznes)
doa/ ana/
- 05.12.2018 18:47
ENERGA SA (50/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2022 rok dla jednostek należących do Grupy ENERGA -korekta
05.12.2018 18:47ENERGA SA (50/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2022 rok dla jednostek należących do Grupy ENERGA -korekta
Zarząd Spółki ENERGA SA niniejszym dokonuje korekty raportu bieżącego nr 49/2018 z dnia 5 grudnia 2018 r. dotyczącego wyników aukcji rynku mocy na 2022 rok dla jednostek należących do Grupy ENERGA.
Powodem korekty jest usterka polegająca na braku ostatniej części raportu w jęz. polskim.
Treść brakującego fragmentu:
Powyższe obowiązki mocowe nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 05.12.2018 18:14
Energa zakontraktowała w aukcji rynku mocy na '22 łącznie 442 MW obowiązku mocowego
05.12.2018 18:14Energa zakontraktowała w aukcji rynku mocy na '22 łącznie 442 MW obowiązku mocowego
Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 195,28 do 219,66 zł/kW/rok.
Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.
Aukcja główna na rynku mocy na rok 2022 została zakończona w 7. rundzie.
PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 13.000 MW.
Jak podano, wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy została wyznaczona na podstawie sumy oferowanych obowiązków mocowych wynikających ze wszystkich wydanych przez PSE certyfikatów dotyczących aukcji głównej na rok dostaw 2022, w tym także certyfikatów warunkowych, oraz została pomniejszona w związku z zawarciem umów mocowych w wyniku aukcji głównej na rok dostaw 2021 obejmujących rok dostaw 2022.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2022 wynosiło 10.544,181 MW.
Jak podano, wskazana wielkość może zostać skorygowana w przypadku unieważnienia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki lub Ministra Energii aukcji głównej na rok dostaw 2021, na podstawie przepisów ustawy o rynku mocy.
Cena maksymalna aukcji wynosiła 366,00 zł/kW/rok.
W aukcji rynku mocy na 2021 rok Energa zakontraktowała łącznie 977 MW.
Aukcja na 2023 rok odbędzie się 21 grudnia. (PAP Biznes)
sar/ asa/
- 05.12.2018 18:04
ENERGA SA (49/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2022 rok dla jednostek należących do Grupy ENERGA
05.12.2018 18:04ENERGA SA (49/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2022 rok dla jednostek należących do Grupy ENERGA
Zarząd ENERGA SA informuje, że w dniu 5 grudnia 2018 r., w wyniku aukcji rynku mocy na rok 2022 (aukcja główna), zakontraktowanych zostało łącznie 442 MW obowiązku mocowego dla jednostek istniejących i jednostek redukcji zapotrzebowania (z umową mocową na 1 rok), należących do Grupy ENERGA. Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 195,28 do 219,66 PLN/kW/rok, i zgodnie z art.38 ust.1 ustawy o rynku mocy z dnia 8 grudnia 2017 r., zostanie w terminie 3 dni roboczych podana do publicznej wiadomości przez PSE S.A.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 05.12.2018 14:53
Aukcja mocowa na rok 2022 została zakończona w 7. rundzie - PSE
05.12.2018 14:53Aukcja mocowa na rok 2022 została zakończona w 7. rundzie - PSE
Z harmonogramu aukcji wynika, że w 7. rundzie cena wywoławcza wynosiła 219,66 zł, a cena minimalna 195,28 zł.
Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia.
PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 13.000 MW.
Jak podano, wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy została wyznaczona na podstawie sumy oferowanych obowiązków mocowych wynikających ze wszystkich wydanych przez PSE certyfikatów dotyczących aukcji głównej na rok dostaw 2022, w tym także certyfikatów warunkowych, oraz została pomniejszona w związku z zawarciem umów mocowych w wyniku aukcji głównej na rok dostaw 2021 obejmujących rok dostaw 2022.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2022 wynosiło 10.544,181 MW.
Jak podano, wskazana wielkość może zostać skorygowana w przypadku unieważnienia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki lub Ministra Energii aukcji głównej na rok dostaw 2021, na podstawie przepisów ustawy o rynku mocy.
Cena maksymalna aukcji wynosiła 366,00 zł/kW/rok.
Aukcja na 2023 rok odbędzie się 21 grudnia. (PAP Biznes)
doa/ pel/
- 05.12.2018 12:42
Zadłużenie 6 polskich spółek energetycznych wzrośnie do 60 mld zł w latach 2019-21 – Fitch
05.12.2018 12:42Zadłużenie 6 polskich spółek energetycznych wzrośnie do 60 mld zł w latach 2019-21 – Fitch
"Zakładamy, że zadłużenie wzrośnie do około 60 mld zł w latach 2019-21. To będzie głównie efekt akwizycji Unipetrolu i Lotosu" - powiedział Galbarczyk podczas konferencji "Credit Outlook 2019: European Energy, Oil & Gas, and Utilities".
Agencja Fitch spodziewa się, że 2018 rok będzie rokiem z największymi nakładami na inwestycje i akwizycje w sektorze, gdyż większość projektów albo jest kończona, albo jest na zaawansowanym etapie.
Fitch przewiduje, że do 2021 roku wydatki spółek na inwestycje i akwizycje będą spadać. Jak powiedział Galbarczyk, dotyczy to głównie PGE, Tauronu, Enei i Energi, których dźwignia finansowa jest wyższa. W przypadku PKN Orlen i PGNiG jest więcej miejsca na dodatkowe projekty inwestycyjne.
Galbarczyk zauważył, że PKN Orlen i PGNiG są teraz głównymi płatnikami dywidend w sektorze. W ocenie agencji, od 2020 roku spółki energetyczne wrócą do wypłaty dywidend, ale na niższych poziomach niż wcześniej.
"W przypadku Enei i Energi nie spodziewamy się dywidend, bo spółki będą budować Ostrołękę C" - powiedział dyrektor.
Poinformował, że projekt Ostrołęka C jest negatywny dla ratingów Enei i Energi, ale obecnie ryzyka są zmitygowane. Fitch zakłada m.in., że projekt zapewni sobie płatności z rynku mocy. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 04.12.2018 18:51
Ostrołęka ważna dla synchronizacji energetycznej krajów bałtyckich z UE - Tchórzewski
04.12.2018 18:51Ostrołęka ważna dla synchronizacji energetycznej krajów bałtyckich z UE - Tchórzewski
"Projektowana elektrownia, którą wiele środowisk ekologicznych krytykuje – Ostrołęka (…) jest związana z (…) terminami, zobowiązaniami energetycznej synchronizacji Litwy, Łotwy i Estonii z Unią Europejską - tutaj zabezpieczamy jeden gigawat” – powiedział minister podczas jednej z dyskusji towarzyszących Szczytowi Klimatycznemu COP24 w Katowicach.
"To, że ta elektrownia była przygotowana, ma za sobą cztery lata przygotowań, powoduje, że szybciej będzie mogła być uruchomiona. A cel, który został postawiony - synchronizacji Litwy, Łotwy i Estonii - to 2025 rok” – mówił Tchórzewski, wskazując, że konieczna będzie jeszcze budowa kabla morskiego i zabezpieczenie rezerwy energetycznej w postaci kolejnego megawata energii.
"Są pewne cele, które niekonieczne z punktu widzenia naszego interesu - i ekologicznego i interesu gospodarczego - byłyby dla nas najważniejsze, tylko niekoniecznie na tym zyskujemy; ale to jest pewna solidarność europejska. Bez nas, bez Finlandii, bez Szwecji, kraje bałtyckie nie mogłyby się zsynchronizować z Unią Europejską, więc pewne takie działania też musimy podejmować” – tłumaczył Tchórzewski powody decyzji o budowie nowego bloku węglowego w Ostrołęce.
"Ale jest w Polsce bardzo duża determinacja walki o czystość klimatu i myślę, że (…) następne nasze działania to potwierdzą” – oświadczył szef resortu energii.
Z argumentacją ministra nie zgadzają się ekolodzy, którzy we wtorkowym oświadczeniu uznali, że swoją wypowiedzią Tchórzewski potwierdził, że „budowa Ostrołęki C nie leży w ekonomicznym ani ekologicznym interesie Polski". Według Koalicji "Stop Ostrołęce C", nie ma żadnych dokumentów międzynarodowych potwierdzających tezę o konieczności budowy bloku dla synchronizacji energetycznej UE i państw bałtyckich.
W ocenie ekologów, resort energii nie przedstawił żadnego dokumentu strategicznego, który twierdziłby, że elektrownia Ostrołęka C jest istotnym elementem warunkującym zakończenie synchronizacji systemów elektroenergetycznych państw bałtyckich z Europą Kontynentalną – ani dokumentów Komisji Europejskiej, ani Polskich Sieci Elektroenergetycznych ani litewskiego operatora LitGrid.
Ekolodzy apelują, by Polska zrezygnowała ze stosowania węgla między 2025 a 2030 rokiem. Jak wyliczyli, Ostrołęka C może emitować do 2063 r. 6 mln ton CO2 rocznie. Według koalicji organizacji przeciwnych budowie nowego bloku w Ostrołęce, „Ostrołęka C jest trwale i głęboko nieopłacalna – przyniesie co najmniej 2,34 mld zł straty. Będzie produkować prąd drożej, niż odnawialne źródła energii i grozi wzrostem cen energii dla odbiorców”, nie spełni też - uważają ekolodzy - unijnych standardów emisyjnych wynikających z najlepszych dostępnych technik, które obowiązywać będą od 2021 r.
W połowie października rozpoczęły się pierwsze prace budowlane przy realizacji Elektrowni Ostrołęka C o mocy 1 tys. megawatów. Nowy blok ma zacząć działać w 2023 r. Według zapowiedzi resortu energii, Ostrołęka C będzie ostatnią inwestycją opartą o moce węglowe. Wspólna inwestycja Grup Energa i Enea realizowana jest na podstawie umowy inwestycyjnej przez spółkę celową Elektrownia Ostrołęka. Wartość oferty konsorcjum, które ma wybudować nowy blok, to 5,049 mld zł netto, czyli 6,023 mld zł brutto. (PAP)
mab/ je/ osz/
- 04.12.2018 10:03
SocGen obniżył rekomendację dla Energi do "trzymaj", cena docelowa 10 zł
04.12.2018 10:03SocGen obniżył rekomendację dla Energi do "trzymaj", cena docelowa 10 zł
Według danych Bloomberga, Energa miała do tej pory 6 rekomendacji "kupuj", 4 "trzymaj" i żadnej rekomendacji "sprzedaj". Średnia cena docelowa akcji spółki wynosi 10,56 zł (przedział 8,85-15,78 zł), a przez ostatnie trzy miesiące obniżyła się ona o 11 proc. (PAP Biznes)
pr/ gor/
- 28.11.2018 15:06
Sprzedawcy energii wnioskują o średnio ponad 30 proc. podwyżkę w taryfie G w '19 - URE
28.11.2018 15:06Sprzedawcy energii wnioskują o średnio ponad 30 proc. podwyżkę w taryfie G w '19 - URE
Jak przypomniała, tak jak w poprzednich latach Urząd wezwał czterech tzw. sprzedawców z urzędu - PGE, Tauron, Enea, Energa - do przedłożenia wniosków taryfowych na 2019 r. Wnioski taryfowe na sprzedaż energii wpłynęły do URE 15 listopada.
"Przedsiębiorstwa wnioskują o duże podwyżki, bo średnio rzędu ponad 30 proc. Prowadzimy teraz postępowania taryfowe" - poinformowała rzecznik Urzędu. Jak zaznaczyła Agnieszka Głośniewska o poziomie, na jakim będą kształtowały się opłaty za energię elektryczną w 2019 r. w gospodarstwach domowych, będzie wiadomo dopiero po zakończeniu procesu taryfowego.
Obowiązujące taryfy na sprzedaż energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych obowiązują do 31 grudnia br. Aby nowe taryfy mogły wejść w życie z początkiem roku prezes URE musiałby zakończyć postępowania do połowy grudnia.(PAP)
wkr/ skr/ pel/ ana/
- 28.11.2018 08:13
Wyniki aukcji rynku mocy pozytywne dla firm energetycznych - Moody’s
28.11.2018 08:13Wyniki aukcji rynku mocy pozytywne dla firm energetycznych - Moody’s
Agencja pozytywnie oceniła wyniki aukcji dodając, że płatności, które spółki energetyczne otrzymają w rezultacie aukcji zapewnią im stałe źródło przychodów.
Dodano, że chociaż wyniki ocenia się pozytywnie, wytwórcy będą musieli zmierzyć się z rosnącymi kosztami działalności w ciągu kilku najbliższych lat, wskazując na rosnące koszty emisji CO2.
Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2021 wyniosła 240,32 zł/kW/rok.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW.
Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia. (PAP Biznes)
doa/ maf/ kd/ gor/
- 27.11.2018 10:45
PKEE zadowolony z projektu PEP2040; liczy na środki unijne dla sektora na inwestycje (opinia)
27.11.2018 10:45PKEE zadowolony z projektu PEP2040; liczy na środki unijne dla sektora na inwestycje (opinia)
PKEE podał, że popiera główne elementy proponowanej Polityki: dywersyfikację i rozwój wytwarzania energii ze źródeł niskoemisyjnych, co doprowadzi do ograniczenia emisji CO2 w sektorze elektroenergetyki o 50 proc. do 2040 roku; ograniczenie udziału węgla w wytwarzaniu energii do ok. 60 proc. w 2030 roku (produkcja energii elektrycznej z węgla spadnie z 130 TWh w 2020 roku do 75 TWh w 2040 roku); wzrost udziału energii z OZE do 27 proc. całości w 2030 roku (pełne wykorzystanie potencjału morskich farm wiatrowych i fotowoltaiki może zapewnić łącznie do 30 GW nowych mocy wytwórczych do 2040 roku) oraz budowę elektrowni jądrowej.
"PKEE uważa, że ta strategia dobrze przystaje do długoterminowej polityki klimatyczno-energetycznej UE i jest znaczącym krokiem naprzód dla kraju wysoce uzależnionego od paliw węglowych w sektorze energetyki wytwórczej, mającego wiele miejsc pracy w regionach górniczych, w połączeniu z jednym z niższych poziomów PKB w Unii Europejskiej na mieszkańca" - napisano w komunikacie PKEE.
"Realizacja tej ambitnej polityki będzie wymagała ponoszenia niesamowicie wysokich nakładów inwestycyjnych i PKEE ma nadzieję, że polska energetyka na realizację swoich celów otrzyma pomoc finansową w ramach negocjacji nad wieloletnią perspektywą finansową (MFF) i nadchodzącymi przepisami wykonawczymi, wdrażającymi mechanizmy kompensacyjne w ramach znowelizowanej dyrektywy EU ETS. Polskie spółki energetyczne będą się borykały z brakiem pieniędzy na inwestycje. Wybieglibyśmy poza najbliższe MFF i powiązali dyskusje o finansach z oczekiwaniami na rok 2050. Dlatego popieramy utworzenie Funduszu Sprawiedliwej Transformacji Energetycznej w ramach prac nad nową wieloletnią perspektywą finansową UE po 2020 roku" - dodano.
PKEE jest zdania, że komunikat Komisji zapoczątkowuje formalną dyskusję i zadanie na najbliższy rok.
"Popieramy realistyczny harmonogram – neutralność węglowa może być osiągalna dla EU w ujęciu średnim, ale nie w takim samym stopniu przez wszystkie kraje członkowskie o różnych strukturach paliw energetycznych" - podał PKEE.
Według PKEE, końcowy pozostający procent emisji sektora energetyki będzie wymagał kompensowania i emisji ujemnych. Konieczne jest oszacowanie ostatecznych kosztów i dostępności komercyjnej takich rozwiązań (CCS, obszary leśne, kredyty międzynarodowe) oraz cen CO2 na półwiecze.
PKEE podał, że popiera stopniową elektryfikację gospodarki Unii Europejskiej w obszarach niepodlegających dyrektywie EU ETS, w tym branż energochłonnych oraz sektorów transportu i budownictwa. Jednocześnie będzie minimalizować wpływ środowiskowy sektora energetyki do roku 2050 poprzez stopniowe przekształcanie struktury paliw w kierunku niskoemisyjnym.
"Plany UE do roku 2050 muszą uwzględniać specyficzne uwarunkowania Polski" - napisał PKEE.
Polski Komitet Energii Elektrycznej jest stowarzyszeniem sektora elektroenergetycznego. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 27.11.2018 10:21
Udział w miksie PV i offshore pozytywny; rezygnacja z wiatraków na lądzie nieracjonalna - IEO (opinia)
27.11.2018 10:21Udział w miksie PV i offshore pozytywny; rezygnacja z wiatraków na lądzie nieracjonalna - IEO (opinia)
"Projekt jest daleki od realiów. Widać za dużo partykularnych interesów, a za mało patrzenia całościowo na energetykę. Polityka energetyczna idzie w dziwnym kierunku, oderwanym od światowych trendów technologicznych i kosztowych. Nie znam kraju, który by tak ryzykował" - powiedział PAP Biznes Wiśniewski.
"Dobrze, że w miksie są morska energetyka wiatrowa i fotowoltaika, ale szkoda, że tak późno. Nie potrafię jednak w sposób racjonalny wytłumaczyć zamykania lądowej energetyki wiatrowej i powolnej ścieżki wzrostu udziału zielonej energii w miksie energetycznym, bo to uderza w pozycję Polski w UE, utrudnia wykorzystanie funduszy unijnych i zamyka drogę do rozwoju elektromobilności" - dodał.
Wskazał, że proponowany w projekcie miks oznacza olbrzymie koszty.
"Nawet w ramach źródeł odnawialnych i niskoemisyjnych planowane są najdroższe obecnie źródła: czyli morska energetyka wiatrowa i źródło jądrowe. Dodatkowo, jest utrzymywane wysokie zapotrzebowanie na węgiel zwłaszcza do 2030 r. To niezwykle kosztotwórcze" - powiedział prezes.
Z projektu Polityki Energetycznej Państwa (PEP) do 2040 r. zaprezentowanego w Ministerstwie Energii wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne. W 2030 r. udział OZE w produkcji energii elektrycznej netto miałby wynieść ok. 27 proc. W 2033 r. pojawić ma się atom (pierwszy blok o mocy ok. 1-1,5 GW).
Planowany jest m.in. rozwój fotowoltaiki, zwłaszcza od 2022 r. Z prognoz ME wynika, że w 2020 r. w elektrowniach fotowoltaicznych zainstalowanych miałoby być 900 MW, w 2030 r. 10,2 GW, a w 2040 r. 20,2 GW.
"Ta technologia powoli się zrównuje kosztowo z kosztami energetyki wiatrowej. Ma olbrzymi niewykorzystany potencjał. Cieszę się, że została zauważona. W dokumencie napisano, że została wybrana nie z przyczyn ekonomicznych, a dlatego, że pozwoli rozładować problemy w szczycie letnim" - powiedział Wiśniewski.
Ocenił jednak, że zbyt małą produkcję ze źródeł fotowoltaicznych (0,8 TWh) przewiduje się na 2020 r.
"Fotowoltaika to szybka technologia, w 2020 roku mogłoby być spokojnie 3 TWh. Wszystkie inne technologie są powolne, mają kłopoty z oceną oddziaływania na środowisko, czy pozwoleniem budowlanym" - powiedział.
Polityka energetyczna zakłada też rozwój morskich farm wiatrowych (pierwsza farma wiatrowa na morzu miałaby zostać uruchomiona po 2025 r.). W 2030 r. w offshore byłoby zainstalowane - według prognoz - 4,6 GW, a w 2040 r. 10,3 GW.
"Trudno się nie cieszyć na plany rozwoju offshore do 40 TWh produkcji w 2040 r. To jednak potężne opóźnienie w stosunku do wcześniejszych założeń. Brakuje mi teraz pilotażu, by system mógł się uczyć" - powiedział Wiśniewski.
Zauważył, że problematyczna jest jednoczesna budowa morskich farm wiatrowych i elektrowni jądrowej z uwagi na dużą podaż energii w tym samym czasie i obciążenie inwestycjami krajowych koncernów energetycznych.
W projekcie Polityki energetycznej nie przewiduje się tak dynamicznego wzrostu udziału lądowych farm wiatrowych w bilansie energetycznym, jak w latach poprzednich. Z prognoz zawartych w dokumencie wynika, że w 2020 roku w wietrze na lądzie miałoby być zainstalowane 6,4 GW, a w 2040 roku już jedynie 800 MW. Minister energii Krzysztof Tchórzewski tłumaczył, że wynika to z przedwyborczych zobowiązań politycznych.
"To przejaw skrajnej niegospodarności, jeśli mamy ten majątek doprowadzić do skorodowania" - ocenił prezes IEO.
Wskazał, że powinna być możliwość repoweringu, czyli zastępowania starszych elektrowni nowymi, z większą wydajnością.
"Majątek jest już przyłączony. Gdyby stare turbiny zamienić na nowe, sprawniejsze, to moglibyśmy przy tych samych lokalizacjach podwoić produkcję do 30 TWh. Mielibyśmy najtańszą energię, zmniejszylibyśmy koszt energii w systemie" - powiedział Wiśniewski.
Projekt Polityki energetycznej do 2040 r. został przedłożony przez Ministerstwo Energii do konsultacji. Uwagi można zgłaszać do 15 stycznia.(PAP Biznes)
pel/ asa/
- 26.11.2018 14:21
Rezygnacja w PEP2040 z rozwoju farm wiatrowych na lądzie niezrozumiała - PSEW (opinia)
26.11.2018 14:21Rezygnacja w PEP2040 z rozwoju farm wiatrowych na lądzie niezrozumiała - PSEW (opinia)
"Z dużym zadowoleniem przyjmujemy uwzględnienie w proponowanym miksie energetyki wiatrowej na morzu. 10 GW to nie jest w pełni wykorzystanie potencjału Morza Bałtyckiego, ale to jest dobry kierunek w polityce energetycznej kraju" - powiedział PAP Biznes prezes Janusz Gajowiecki.
"Jednocześnie niezrozumiała jest rezygnacja z dalszego rozwoju farm wiatrowych na lądzie" - dodał.
Z projektu Polityki Energetycznej Państwa (PEP) do 2040 r. zaprezentowanego w Ministerstwie Energii wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. przy stabilnym wykorzystaniu przez energetykę. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne. W 2033 r. pojawić ma się atom (pierwszy blok o mocy ok. 1-1,5 GW).
Planowany jest m.in. rozwój fotowoltaiki (zwłaszcza od 2022 r.) oraz morskich farm wiatrowych (pierwsza farma wiatrowa na morzu miałaby zostać uruchomiona po 2025 r.). W projekcie podano, że kluczowe znaczenie dla inwestycji offshore będzie mieć możliwość ich bilansowania w KSE. Z prognoz wynika, że w 2030 r. w offshore byłoby zainstalowane 4,6 GW, a w 2040 r. 10,3 GW.
Nie przewiduje się z kolei tak dynamicznego wzrostu udziału lądowych farm wiatrowych w bilansie energetycznym, jak w latach poprzednich.
Jak wskazano w projekcie, istotnym utrudnieniem w wykorzystywaniu energetyki wiatrowej na lądzie jest brak zależności między pracą elektrowni a zapotrzebowaniem na energię, dlatego tempo ich rozwoju powinno być zależne od kosztów i możliwości bilansowania. Problemem jest także - według ME - zróżnicowany poziom akceptacji elektrowni wiatrowych przez społeczność lokalną.
Z prognoz zawartych w dokumencie wynika, że w 2020 roku w wietrze na lądzie miałoby być zainstalowane 6,4 GW, a w 2040 roku już jedynie 800 MW. Minister energii Krzysztof Tchórzewski tłumaczył, że wynika to z zobowiązań politycznych, wyborczych. Poinformował jednocześnie, że w tym roku i w roku przyszłym uruchomionych będzie w aukcjach ok. 2,5 GW zainstalowanej mocy.
Janusz Gajowiecki wskazał, że lądowe farmy wiatrowe to najbardziej konkurencyjna cenowo technologia wytwarzania energii.
W niedawnej aukcji dla nowych farm wiatrowych na lądzie zakontraktowano prawie 42 TWh energii elektrycznej po średniej ceny 196,17 zł za MWh, czyli poniżej cen rynkowych i poniżej prognozowanych kosztów produkcji bloków węglowych.
"Gdyby przepisy pozwalały na instalowanie jeszcze nowocześniejszych turbin wiatrowych, to ten poziom cen mógłby być jeszcze niższy niż osiągnięty w ostatnich aukcjach" - ocenił prezes PSEW.
"To najtańsza i najczystsza technologia w sytuacji kryzysu klimatycznego. Żadna inna nie jest w stanie dostarczyć tyle energii w krótkim czasie od momentu podjęcia decyzji, a mamy gotowych ok. 3 GW projektów z pełnym pozwoleniem na budowę" - dodał Gajowiecki.
Wskazał, że są możliwości wymiany turbin na nowocześniejsze, a wygaszanie elektrowni wiatrowych byłoby sprzeczne z interesem głównie spółek Skarbu Państwa, które mają najstarszy portfel wytwarzania farm wiatrowych w Polsce (ok. 20 proc. całego portfela należy do grup energetycznych).
"Tymczasem wszystkie kraje inwestują w nowe technologie, wykorzystując dotychczasowe lokalizacje. Dzisiejsze turbiny nowej technologii osiągają produktywność rzędu 40-50 proc. wykorzystania mocy zainstalowanej wobec ponad 20 proc. produktywności w starych turbinach. W niektórych krajach są prowadzone programy +life-time extension+ i turbiny, dzięki pracom serwisowym, pracują nie 15 lat, a 20 - 25 lat. Nigdzie na świecie się nie rezygnuje z tej technologii" - powiedział prezes PSEW.
Projekt Polityki energetycznej do 2040 r. został przedłożony przez Ministerstwo Energii do konsultacji. Uwagi można zgłaszać do 15 stycznia.
"Jesteśmy otwarci na dialog z rządem" - powiedział prezes PSEW.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 26.11.2018 11:35
Analitycy sceptycznie o projekcie polityki energetycznej (opinia)
26.11.2018 11:35Analitycy sceptycznie o projekcie polityki energetycznej (opinia)
Z projektu Polityki Energetycznej Państwa (PEP) do 2040 r. zaprezentowanego w Ministerstwie Energii wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. przy stabilnym wykorzystaniu przez energetykę. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne, zwłaszcza fotowoltaika i offshore. Wygaszane miałyby być wiatraki na lądzie. W 2033 r. pojawić ma się atom (pierwszy blok o mocy ok. 1-1,5 GW). W latach 2033-2039 r. miałyby zostać zbudowane 4 bloki jądrowe o całkowitej mocy ok. 4-6 GW, dwa kolejne w latach 2041 i 2043.
Łączne nakłady inwestycyjne w sektorze wytwórczym w latach 2021-2040 są zakładane na ok. 400 mld zł.
"Nie przywiązywałbym się do tego projektu. To fikcja ekonomiczna" - powiedział PAP Biznes Krzysztof Kubiszewski, analityk Trigon DM.
"EBITDA sektora energetycznego to 15 mld zł rocznie, a free cash flow to ok. 2-3 mld zł rocznie. Tymczasem zakładany CAPEX na transformację miksu energetycznego to 400 mld zł, a jednocześnie mówi się, że ceny energii mają nie rosnąć. EBITDA sektora przez 20 lat jest niższa niż planowane nakłady inwestycyjne, podczas gdy sektor już dziś jest relatywnie zadłużony" - ocenił Kubiszewski.
"Najtańsze technologie, na które nas stać, czyli gaz i wiatr na lądzie zostają - według projektu - porzucone, a w zamian mielibyśmy budować atom i fotowoltaikę" - dodał analityk.
Robert Maj, analityk Ipopema Securities, uważa, że rezygnacja z farm wiatrowych na lądzie jest "mało racjonalna".
"Infrastruktura jest już wybudowana. Rezygnacja z wiatru to kompletnie niezrozumiałe zmarnowanie potencjału i wydanych już pieniędzy. Możliwy przecież byłby repowering turbin" - ocenił Maj w rozmowie z PAP Biznes.
Analityk Ipopema Securities wskazuje, że brakuje szczegółów dotyczących atomu, zwłaszcza modelu finansowania inwestycji.
"Trudno powiedzieć, jakie byłyby implikacje dla spółek energetycznych, bo nie znamy modelu finansowania energetyki jądrowej" - powiedział Robert Maj.
Wskazał na niespójności w dokumencie.
"To projekt, który ma być dyskutowany do 15 stycznia, a napisano, że do końca 2018 roku ma być opracowany model finansowania atomu. W Czechach od dwóch lat trwa dyskusja na temat rozbudowy elektrowni atomowej, a ciągle nie ma ustalonego modelu finansowania. Nierealne wydaje się więc opracowanie modelu u nas w ciągu miesiąca. Zakłada się też, że w 2019 roku mają być przygotowane regulacje, by atom był prawnie możliwy, co też wydaje się ambitnym zadaniem, tym bardziej, że będą wybory" - powiedział analityk Ipopemy.
"Z harmonogramu wynika, że oddanie pierwszego reaktora jądrowego planowane jest na 2033 roku, a budowa miałaby trwać 9 lat. To ambitnie, patrząc na opóźnienia przy budowie tego typu jednostek w Europie. Bufor na błędy jest bardzo mały" - dodał.
Krzysztof Kubiszewski z Trigona zauważa, że skoro - według harmonogramu - atom miałby być budowany od 2023-24 roku, to realne decyzje trzeba podjąć za cztery lata.
"Do tego czasu może być inny rząd, a przynajmniej inny minister energii i kolejna już polityka energetyczna" - powiedział.
W poniedziałek na akcjach spółek energetycznych przeważają wzrosty. Ok. godz. 11.20 kurs PGE rośnie o 0,4 proc., a Energi 0,5 proc. Tauron drożeje 1,4 proc., a akcje Enei tanieją 0,9 proc.
"Widać, że rynek już się nie przywiązuje do zapowiedzi Ministerstwa Energii" - ocenił Kubiszewski.
"W ubiegłym tygodniu, gdy minister energii mówił o 10 GW w atomie, to kurs PGE spadał mocno, ale po wcześniejszych mocnych wzrostach. W piątek po publikacji projektu polityki była negatywna reakcja kursu, ale potem spółka szybko to odrobiła. Inwestorzy się trochę uodparniają na tę kwestię" - powiedział Robert Maj z Ipopemy.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 23.11.2018 17:18
W 2030 r. udział węgla w wytwarzaniu wyniesie 60 proc., atom od 2033 r. - projekt PEP (opis)
23.11.2018 17:18W 2030 r. udział węgla w wytwarzaniu wyniesie 60 proc., atom od 2033 r. - projekt PEP (opis)
Projekt został przedłożony przez ME do konsultacji. Uwagi można zgłaszać do 15 stycznia.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski powiedział, że PEP bierze pod uwagę oczekiwany wzrost zużycia energii w kraju. Projekt zakłada niezależność energetyczną oraz spełnienie oczekiwań KE w kwestii redukcji emisji CO2. W stosunku do roku 1990 r. emisja w 2030 r. ma spaść o 30 proc.
Projekt zawiera osiem głównych kierunków: optymalne wykorzystanie własnych zasobów energetycznych; rozbudowa infrastruktury wytwórczej i sieciowej; dywersyfikacja dostaw gazu ziemnego i ropy naftowej oraz rozbudowa infrastruktury sieciowej; rozwój rynków energii; wdrożenie energetyki jądrowej; rozwój OZE; rozwój ciepłownictwa i kogeneracji oraz poprawę efektywności energetycznej.
PEP zakłada, że popyt na węgiel kamienny będzie pokrywany zasobami własnymi, a relacja import–eksport będzie miała charakter uzupełniający. Popyt na gaz ziemny i ropę naftową będzie pokrywany głównie surowcem importowanym, przy czym realizowane będą działania mające na celu realną dywersyfikację kierunków i źródeł dostaw. Jednocześnie nadal poszukiwane będą krajowe złoża.
60 PROC. WĘGLA W WYTWARZANIU ENERGII W 2030 R.
Krajowe zasoby węgla mają pozostać głównym elementem bezpieczeństwa energetycznego Polski i podstawą bilansu energetycznego państwa, ale wzrost popytu będzie pokrywany przez źródła inne niż konwencjonalne moce węglowe.
"Wykorzystanie węgla przez energetykę utrzyma się na stabilnym poziomie, ale udział węgla w strukturze zużycia energii będzie spadał (do ok. 60 proc. w 2030 r.) ze względu na wzrost zużycia energii" - napisano.
Minister energii poinformował, że do 2040 r. udział produkcji energii z węgla miałby spaść do ok. 35 proc.
21 PROC. UDZIAŁU OZE W FINALNYM ZUŻYCIU ENERGII W '30
Polska deklaruje osiągnięcie 21 proc. udziału OZE w finalnym zużyciu energii (w elektroenergetyce – wzrost udziału OZE, w ciepłownictwie i chłodnictwie – 1-1,3 pkt proc. r/r. przyrostu w udziale, w transporcie – 10 proc. udziału w 2020 r., 14 proc. w 2030 r.) w 2030 r.
"Przyjęty cel 21 proc. udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 r. przełoży się na ok. 27 proc. udziału OZE w produkcji energii elektrycznej netto i będzie wymagał znacznego wysiłku ekonomicznego oraz organizacyjnego. Kluczową rolę w osiągnieciu celu w elektroenergetyce będzie mieć rozwój fotowoltaiki (zwłaszcza od 2022 r.) oraz morskich farm wiatrowych (pierwsza farma wiatrowa na morzu zostanie uruchomiona po 2025 r.)" - napisano w projekcie.
Minister pytany, czy resort przewiduje jeszcze aukcje OZE dla farm wiatrowych na lądzie, odpowiedział: „W tym nie. W przyszłym jeszcze będą”.
PIERWSZY BLOK JĄDROWY W '33; DO '43 ŁĄCZNIE 6-9 GW
Projekt przewiduje, że z uwagi na pożądany efekt środowiskowy, brak obciążenia kosztami polityki klimatyczno-środowiskowej oraz stabilność wytwarzania energii elektrycznej, ok. 2033 r. uruchomiony zostanie w Polsce pierwszy blok pierwszej elektrowni jądrowej (o mocy ok. 1-1,5 GW). W latach 2033-2039 r. miałyby zostać zbudowane 4 bloki jądrowe o całkowitej mocy ok. 4-6 GW, dwa kolejne w latach 2041 i 2043. Moc całkowita bloków jądrowych miałaby wynieść 6-9 GW.
W 2035 r. udział tej technologii w wytwarzaniu energii elektrycznej może wynieść ok. 10 proc.
"Nakłady inwestycyjne na energetykę jądrową są wysokie, ale koszty energii elektrycznej są dużo niższe w porównaniu z elektrowniami konwencjonalnymi. Żywotność tych elektrowni jest dużo dłuższa od pozostałych. (...) To się wiąże z bardzo niskimi kosztami eksploatacji, czyli niskimi kosztami paliwa i brakiem konieczności ponoszenia kosztów polityki klimatycznej" - powiedział minister Tchórzewski.
"W Polsce energetyka jądrowa nie zdominuje miksu, ale będzie stanowić ważny element w zapewnieniu dostaw energii w podstawie systemu elektroenergetycznego. To też ważne z punktu widzenia uzyskania średniego poziomu emisji w Polsce" - dodał.
Minister powiedział, że w ramach tego projektu czeka "wiele trudnych zadań", w tym wybór lokalizacji pierwszej elektrowni, zakończenie prac nad modelem finansowania, wybór technologii i generalnego wykonawcy, uproszczenie formalnej strony procesu inwestycyjnego.
Tchórzewski zastrzegł, że ostatecznej decyzji całego rządu w kwestii atomu jeszcze nie ma.
GAZ PALIWEM PRZEJŚCIOWYM
Z projektu wynika, że stopień wykorzystania mocy gazowych będzie zależny od konieczności bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego, w szczególności niesterowalnych OZE oraz cen surowca. Zwiększone możliwości dywersyfikacji dostaw surowca do Polski oraz rozbudowa infrastruktury wewnętrznej zapewnią bezpieczeństwo wykorzystania gazu ziemnego przez elektroenergetykę.
Projekt PEP traktuje gaz jako paliwo przejściowe - poinformował pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej Piotr Naimski. Jako powody wymienił emisyjność i brak krajowych zasobów.
"Gaz będzie używany w perspektywie strategii jako element regulacyjny, nie będziemy przestawiali gwałtownie polskiej energetyki na gaz" - podkreślił.
Naimski podtrzymał plany rozbudowy terminala LNG, Baltic Pipe i krajowego wydobycia. Poinformował, że ok. 2037-2040 będzie można przeznaczyć na cele energetyczne ok. 5 mld m sześc. gazu rocznie i to zapewni zaopatrzenie elektrowni regulacyjnych.
400 MLD ZŁ NAKŁADÓW NA ZMIANĘ MIKSU W LATACH 2021-40
Projekt polityki energetycznej zakłada, że zainstalowana moc netto do 2040 roku miałaby wzrosnąć do 72,6 GW z ok. 40 GW obecnie. Z kolei produkcja energii elektrycznej ma, według prognoz, wzrosnąć do 232 TWh do 2040 r. z ok. 165 TWh w 2020 roku i 200 TWh w 2030 r.
Aby pokryć zakładane zapotrzebowanie na moc, łączne nakłady inwestycyjne w sektorze wytwórczym w latach 2021-2040 są zakładane na ok. 400 mld zł.
„Skumulowane nakłady inwestycyjne, jeśli spełnimy cele OZE i zrealizujemy transformację systemu, będą się kształtować na poziomie ok. 400 mld zł. Bez celu OZE (27 proc. udziału OZE w elektroenergetyce - przyp. PAP Biznes) 350 mld zł” - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski na piątkowej konferencji prasowej.
Tauron, po ogłoszeniu projektu Polityki Energetycznej Polski, poinformował o rozpoczęciu prac nad aktualizacją strategii grupy w zakresie kształtowania miksu wytwórczego i planuje przedstawić ją po pierwszym kwartale 2019 roku. Tauron ocenia, że projekt jest zbieżny z kierunkami rozwoju grupy.
Pozytywnie projekt PEP ocenia Polska Grupa Energetyczna.
"Skierowanie do konsultacji projektu PEP2040 oceniamy pozytywnie, ponieważ docelowo pozwoli ona określić ramy i kierunki rozwoju polskiej energetyki. Będziemy teraz szczegółowo analizować ten dokument i planujemy wziąć udział w konsultacjach. Grupa PGE dysponuje kilkoma opcjami strategicznymi rozwoju po 2020 r. i dzięki temu będzie mogła dokonać optymalnego wyboru, uwzględniającego ostateczny kształt PEP2040 i przyszłych regulacji" - napisał na Twitterze Maciej Szczepaniuk, rzecznik PGE.
W załączniku dokumenty przedstawione przez resort energii do konsultacji. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 23.11.2018 16:33
ENERGA SA (48/2018) Wniesienie pozwu o uchylenie uchwał Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
23.11.2018 16:33ENERGA SA (48/2018) Wniesienie pozwu o uchylenie uchwał Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 40/2018 z dnia 10 sierpnia 2018 roku, Zarząd Spółki ENERGA SA ("Spółka") informuje, że otrzymał od Sądu Okręgowego w Gdańsku odpis pozwu Akcjonariusza ("Powód") o uchylenie następujących uchwał Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ("ZWZ") podjętych w dniu 27 czerwca 2018 roku, w sprawie:
- zatwierdzenia sprawozdania Zarządu z działalności ENERGA SA za rok obrotowy zakończony 31 grudnia 2017 r.;
- zatwierdzenia jednostkowego sprawozdania finansowego ENERGA SA za rok zakończony 31 grudnia 2017 r.
- zatwierdzenia sprawozdania Zarządu ENERGA SA z działalności Grupy Kapitałowej za rok zakończony 31 grudnia 2017 r.
- zatwierdzenia skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej Spółki ENERGA SA za rok zakończony 31 grudnia 2017 r.
Wraz z odpisem pozwu Sąd Okręgowy w Gdańsku doręczył także odpis postanowienia o umorzeniu postępowania, co do żądania uchylenia następujących uchwał ZWZ spółki ENERGA SA podjętych w dniu 27 czerwca 2018 r., tj. uchwał w sprawie:
- udzielenia absolutorium poszczególnym członkom Zarządu ENERGA S.A., tj. Dariuszowi Kaśków, Mariuszowi Rędaszka, Grzegorzowi Ksepko, Przemysławowi Piesiewiczowi, Marioli Annie Zmudzińskiej, Jackowi Kościelniakowi, Alicji Barbarze Klimiuk i Danielowi Obajtkowi, z wykonywania przez nich obowiązków w roku zakończonym 31 grudnia 2017 roku,
- udzielenia absolutorium Przewodniczącej Rady Nadzorczej ENERGA S.A. Pauli Ziemieckiej - Księżak z wykonywania przez nią obowiązków w roku zakończonym 31 grudnia 2017 roku,
Postępowanie umorzono w związku z cofnięciem pozwu we wskazanym wyżej zakresie przed doręczeniem pozwanej odpisu pozwu.
W ocenie Spółki pozew jest bezzasadny i Spółka będzie wnosić o oddalenie powództwa.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 23.11.2018 15:48
Łączne nakłady inwestycyjne w sektorze wytwórczym do '40 zakładane na ok. 400 mld zł - ME (opis)
23.11.2018 15:48Łączne nakłady inwestycyjne w sektorze wytwórczym do '40 zakładane na ok. 400 mld zł - ME (opis)
„Skumulowane nakłady inwestycyjne, jeśli spełnimy cele OZE i zrealizujemy transformację systemu, będą się kształtować na poziomie ok. 400 mld zł. Bez celu OZE (27 proc. udziału OZE w elektroenergetyce - przyp. PAP Biznes) 350 mld zł” - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski na piątkowej konferencji prasowej.
Z przedstawionego wraz z projektem polityki energetycznej do 2040 r. dokumentu "Wnioski z analiz prognostycznych w zakresie bilansu elektroenergetycznego do 2040 r." wynika, że to nakłady, jakie należy ponieść w latach 2021-40, aby pokryć zakładane zapotrzebowanie na moc.
Zainstalowana moc netto do 2040 roku miałaby wzrosnąć do 72,6 GW z ok. 40 GW obecnie. Z kolei produkcja energii elektrycznej ma, według prognoz, wzrosnąć do 232 TWh do 2040 r. z ok. 165 TWh w 2020 roku i 200 TWh w 2030 r.
Prognoza struktury mocy zainstalowanej netto wg technologii do 2040 r. [MW]
2020 2025 2030 2035 2040 elektrownie na węgiel brunatny 7 400 7 600 7 600 3 800 1 500 elektrownie na węgiel kamienny – istniejące 12 700 11 100 9 300 5 400 3 100 elektrownie na węgiel kamienny – planowane i w budowie 2 500 3 400 3 400 3 400 3 400 elektrociepłownie na węgiel kamienny 5 450 5 210 5 130 5 010 5 485 elektrownie jądrowe 0 0 0 2 800 5 600 elektrownie na gaz ziemny 1 500 2 000 4 700 7 900 9 700 elektrociepłownie na gaz ziemny 1 350 1 520 2 200 2 330 2 745 elektrownie fotowoltaiczne 900 5 200 10 200 15 200 20 200 elektrownie wiatrowe lądowe 6 400 7 000 6 000 2 100 800 elektrownie wiatrowe morskie 0 0 4 600 6 100 10 300 elektrownie OZE pozostałe (na biomasę, biogaz, wodne) 3 400 3 800 4 100 4 300 4 300 elektrociepłownie pozostałe 400 470 470 460 470 elektrownie rezerwowe (OCGT*/diesel) 0 0 0 3 600 5 000 RAZEM 42 000 47 300 57 700 62 400 72 600 Prognoza wytwarzania energii elektrycznej do 2040 r. wg technologii [TWh]
2020 2025 2030 2035 2040 elektrownie na węgiel brunatny 54,3 58,4 56,9 30,3 11,7 elektrownie na węgiel kamienny – istniejące 33,1 30,2 24,5 21,5 15,5 elektrownie na węgiel kamienny – planowane i w budowie 18,2 21,3 20,6 25,6 25 elektrociepłownie na węgiel kamienny – istniejące i nowe 23,2 22,3 22,3 21,9 22,4 elektrownie jądrowe 0 0 0 20,8 41,5 elektrownie na gaz ziemny 3,7 9,3 9,4 24,5 26,8 elektrociepłownie na gaz ziemny 5,8 6,5 9,6 10,2 11,2 elektrownie fotowoltaiczne 0,8 4,8 9,6 14,7 19,9 elektrownie wiatrowe lądowe 14,7 16 13,7 4,9 1,8 elektrownie wiatrowe morskie 0 0 17,1 23,3 41,1 elektrownie OZE pozostałe (na biomasę, biogaz, wodne) 9,5 11 14,1 15,9 13 elektrociepłownie pozostałe 1,7 2 2 2 1,9 elektrownie rezerwowe (OCGT/diesel) 0 0 0 0 0 RAZEM 165 181,8 199,8 215,6 231,8 Resort energii podał, że powyższe prognozy są wynikiem modelowania optymalizacyjnego kształtu bilansu elektroenergetycznego w perspektywie 2040 r. wykonane w oparciu o kluczowe przesądzenia polityczne przedstawione w polityce energetycznej (także wynikające ze zobowiązań międzynarodowych) oraz parametrów techniczno-ekonomicznych źródeł wytwórczych energii.(PAP Biznes)
pel/ asa/ gor/
- 23.11.2018 14:39
Łączne nakłady inwestycyjne w energetyce do '40 zakładane na ok. 400 mld zł – Tchórzewski, ME
23.11.2018 14:39Łączne nakłady inwestycyjne w energetyce do '40 zakładane na ok. 400 mld zł – Tchórzewski, ME
„Skumulowane nakłady inwestycyjne, jeśli spełnimy cele OZE i zrealizujemy transformację systemu, będą się kształtować na poziomie ok. 400 mld zł” - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 23.11.2018 13:27
Pierwsza elektrownia jądrowa zostanie uruchomiona w 2033 r. - projekt PEP
23.11.2018 13:27Pierwsza elektrownia jądrowa zostanie uruchomiona w 2033 r. - projekt PEP
pel/ ana/
- 21.11.2018 08:48
Udział banków w finansowaniu bloku w Elektrowni Ostrołęka wyniesie 30-35 proc. - Tchórzewski
21.11.2018 08:48Udział banków w finansowaniu bloku w Elektrowni Ostrołęka wyniesie 30-35 proc. - Tchórzewski
"Rozmowy o finansowaniu nowego bloku w Ostrołęce zakończyły się, chociaż nie były łatwe. Wiele banków zagranicznych i niektóre nasze krajowe nie chcą finansować projektów opartych o węgiel" - powiedział Tchórzewski.
"Udział instytucji finansowych będzie na poziomie 30-35 proc., co jest rozwiązaniem nietypowym. Ponad 60 proc. stanowić będzie wkład własny Energi, Enei i TFI Energia" - dodał.
Wcześniej zakładano, że udział kapitału własnego i długu wyniesie po 50 proc.
Tchórzewski poinformował, że koszt budowy nowego bloku energetycznego w Ostrołęce wyniesie razem z VAT ponad 6 mld zł. (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 21.11.2018 08:15
Energa rozpoczyna budowę hybrydowego magazynu energii
21.11.2018 08:15Energa rozpoczyna budowę hybrydowego magazynu energii
Energa podała, że hybrydowy magazyn energii elektrycznej – o mocy 6 MW oraz pojemności 27 MWh - będzie się składał z dwóch zespołów baterii: litowo-jonowych oraz kwasowo-ołowiowych.
"Budowa hybrydowego bateryjnego magazynu jest odpowiedzią na problem niestabilności związanej z wytwarzaniem energii elektrycznej z OZE. W tym przypadku produkcja jest bezpośrednio zależna od warunków atmosferycznych" - podano w komunikacie.
Magazyn będzie zlokalizowany przy farmie wiatrowej w Bystrej k. Pruszcza Gdańskiego, blisko stacji elektroenergetycznej.
Jak podała Energa, prace mają rozpocząć się w "najbliższych tygodniach". Harmonogram projektu przewiduje uruchomienie magazynu w drugiej połowie 2019 roku, a następnym etapem, po zakończeniu budowy, będzie roczny okres testów technologii. Oceniona ma zostać m.in. wydajność magazynu oraz możliwość zastosowania magazynowania energii na szerszą skalę. (PAP Biznes)
sar/ ana/
- 20.11.2018 17:49
Łączne przychody grupy Energa z rynku mocy w latach '21-'25 mogą wynieść 797 mln zł
20.11.2018 17:49Łączne przychody grupy Energa z rynku mocy w latach '21-'25 mogą wynieść 797 mln zł
Polskie Sieci Elektroenergetyczne poinformowały we wtorek, że cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2021 wynosi 240,32 zł/kW/rok.
Energa podała, że cena obowiązku mocowego dla wieloletnich umów mocowych podlegać będzie corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych.
Podana cena zamknięcia aukcji nie jest ostatecznym wynikiem aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.
Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.
Jednostki nowe otrzymują umowę mocową na 15 lat, modernizowane na 5 lat, a jednostki istniejące na 1 rok.
Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia. (PAP Biznes)
sar/ osz/
- 20.11.2018 17:27
ENERGA SA (47/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2021 rok opublikowane przez PSE S.A.
20.11.2018 17:27ENERGA SA (47/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2021 rok opublikowane przez PSE S.A.
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 46/2018 z dnia 15 listopada 2018 roku (skorygowanego raportem bieżącym nr 46/2018/K), Zarząd ENERGA SA informuje, że w dniu 20 listopada 2018 r. PSE S.A. podała do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji głównej rynku mocy na rok 2021, w tym cenę zamknięcia aukcji mocy, która wynosi 240,32 PLN/kW/rok.
Łączne przychody Grupy ENERGA z rynku mocy w latach 2021-2025 mogą wynosić 797 mln PLN, w tym:
1) 703 mln PLN stanowić mogą przychody przypadające na jednostki modernizowane (z umową mocową na 5 lat), przy czym cena obowiązku mocowego dla wieloletnich umów mocowych podlegać będzie corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych;
2) 94 mln PLN stanowić mogą przychody przypadające na jednostki istniejące i jednostki redukcji zapotrzebowania (z umową mocową na 1 rok).
Podana cena zamknięcia aukcji nie jest ostatecznym wynikiem aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.
Jedynie w przypadku, gdyby ostateczne wyniki Aukcji różniły się od wstępnych wyników, Energa S.A. poda do publicznej wiadomości odpowiednio skorygowane dane.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 20.11.2018 16:57
Wstępne wyniki aukcji głównej na rynku mocy na 2021 rok (dokumentacja)
20.11.2018 16:57Wstępne wyniki aukcji głównej na rynku mocy na 2021 rok (dokumentacja)
kuc/
- 20.11.2018 16:39
Cena w aukcji rynku mocy na rok 2021 wynosi 240,32 zł/kW/rok - PSE (opis)
20.11.2018 16:39Cena w aukcji rynku mocy na rok 2021 wynosi 240,32 zł/kW/rok - PSE (opis)
W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. PSE miały 3 dni robocze na podanie jej wstępnych wyników.
Aukcja zakończyła się w piątej rundzie, gdzie cena wywoławcza wynosiła 240,4 zł, a cena minimalna 218,56 zł.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.
"Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych dla roku dostaw 2021 wynosi 22.427,066 MW" - podały Polskie Sieci Elektroenergetyczne we wtorkowym komunikacie.
Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.
Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.
Jednostki nowe otrzymują umowę mocową na 15 lat, modernizowane na 5 lat, a jednostki istniejące na 1 rok. (PAP Biznes)
pel/ sar/ osz/
- 20.11.2018 16:34
Cena w aukcji rynku mocy na rok 2021 wynosi 240,32 zł/kW/rok - PSE
20.11.2018 16:34Cena w aukcji rynku mocy na rok 2021 wynosi 240,32 zł/kW/rok - PSE
W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. PSE miały 3 dni robocze na podanie jej wstępnych wyników.
Aukcja zakończyła się w piątej rundzie, gdzie cena wywoławcza wynosiła 240,4 zł, a cena minimalna 218,56 zł.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.
Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.
Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.
Jednostki nowe otrzymują umowę mocową na 15 lat, modernizowane na 5 lat, a jednostki istniejące na 1 rok. (PAP Biznes)
pel/ sar/ osz/
- 16.11.2018 12:03
Cena w pierwszej aukcji mocowej wyższa od oczekiwań, pozytywna dla wytwórców energii (opinia)
16.11.2018 12:03Cena w pierwszej aukcji mocowej wyższa od oczekiwań, pozytywna dla wytwórców energii (opinia)
W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. Polskie Sieci Elektroenergetyczne poinformowały, że została zakończona w 5. rundzie.
Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia, ale już wiadomo, że cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 218,56 do 240,40 zł/kW/rok.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.
Analitycy wskazują, że osiągnięta w aukcji cena jest wyższa niż można się było spodziewać.
"Przy przedziale cenowym 218,56-240,4 zł/kW/rok budżet rynku mocy na 2021 wynosi 5-5,5 mld zł. Dotychczasowe oczekiwania mieściły się w granicach 3-4 mld zł (w OSR do ustawy o rynku mocy z 08.12.2017 budżet szacowano na 3,7 mld zł rocznie)" - napisano w piątkowym raporcie BDM.
"Wysoka cena jest pozytywna dla spółek wytwórczych, nie spodziewaliśmy się alokacji aż tak dużego budżetu" - powiedział PAP Biznes Paweł Puchalski, analityk Santander BM.
Analitycy BDM zauważają, że po wynikach pierwszej aukcji głównej rynku mocy najwięcej wsparcia w relacji do swoich aktywów otrzyma PGE (73 proc. zainstalowanej mocy), niemniej będzie to wsparcie głównie dla starych bloków, tylko na 1 rok.
Najwięcej wsparcia dla bloków nowych (na 15 lat) i modernizowanych (na 5 lat) otrzymały Enea i Tauron.
"W rezultacie porównując NPV uzyskanego wsparcia do aktualnej kapitalizacji największymi beneficjentami wczorajszej aukcji wydają się być właśnie Enea i Tauron" - napisano w raporcie BDM.
Na Eneę i Tauron wskazuje też Robert Maj, analityk Ipopema Securities.
"Aukcje pomagają wszystkim, całemu sektorowi. PGE dostanie najwięcej środków, ale patrząc na wyniki i wielkość spółek, to Enea i Tauron wygrywają, dla nich znaczenie tych pieniędzy będzie większe" - powiedział PAP Biznes Maj.
Kolejna aukcja, na 2022 rok, odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia.
"Te aukcje będą też bardzo ciekawe, bo cena może się ukształtować zupełnie inaczej" - powiedział Puchalski.
Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.
Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane. Zwycięzcami aukcji zostaną jednostki o najniższym koszcie dostawy, przy czym zachowana będzie neutralność technologiczna.
Jednostki nowe otrzymują umowę mocową na 15 lat, modernizowane na 5 lat, a jednostki istniejące na 1 rok.
Poniżej wyniki pierwszej aukcji rynku mocy (na 2021 rok):
ogółem MW w tym nowe w tym modernizowane w tym stare 15 lat 5 lat 1 rok 2021 rok [MW] 22 732 PGE 11 652 1 944 2 698 7 009 Tauron 2 672 773 1 228 672 Enea 3 473 915 2 521 37 Energa 977 - 585 392 ZE PAK 587 587 Polenergia 114 114 pozostali 3 257 Źródło: raport BDM, spółki, PSE. Dla Tauronu moc obliczona wg podanego wsparcia w mln zł.
Ok. godz. 12.00 kurs PGE zyskuje 1,8 proc., a Tauronu 1 proc. Papiery Enei drożeją 1,1 proc., a akcje Energi zyskują 0,5 proc.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 16.11.2018 11:53
Energa pozytywnie ocenia wyniki aukcji mocy; cena jest "obiecująca" - wiceprezes
16.11.2018 11:53Energa pozytywnie ocenia wyniki aukcji mocy; cena jest "obiecująca" - wiceprezes
"Wyniki aukcji oceniamy bardzo dobrze" - powiedział PAP Biznes Kościelniak, pytany o ocenę aukcji w kontekście planowanego bloku Ostrołęka C.
"Cena w przedziale 218,56-240,4 zł jest obiecująca. Mamy nadzieję, że kolejna aukcja, 21 grudnia, nie będzie gorsza, a może nawet lepsza" - dodał wiceprezes w kuluarach Kongresu 590.
Wskazał, że mamy do czynienia z nową sytuacją pod względem rynkowym, prawnym i administracyjnym.
"Ten rynek się układa. Niektóre jednostki energetyczne są zakontraktowane tylko na rok, być może już za chwilę będą odstawienia. To będzie możliwe po 2-3 latach funkcjonowania, a nasze jednostki są już w tym momencie zakontraktowane na 5 lat" - powiedział Kościelniak.
W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. Polskie Sieci Elektroenergetyczne poinformowały, że została zakończona w 5. rundzie.
Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia, ale już wiadomo, że cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 218,56 do 240,40 zł/kW/rok.
Energa podała w czwartek, że w aukcji zakontraktowanych zostało łącznie 977 MW obowiązku mocowego dla jednostek grupy. Łączny obowiązek mocowy obejmuje 585 MW dla jednostek modernizowanych (z umową mocową na 5 lat) oraz 392 MW dla jednostek istniejących i jednostek redukcji zapotrzebowania (z umową mocową na 1 rok).
Przedstawiciele Energi informowali wcześniej, że w grudniowej aukcji rynku mocy na 2023 rok udział ma brać projekt Ostrołęka C, prowadzony przez spółkę Elektrownia Ostrołęka, w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa.
Piotr Rożek (PAP Biznes)
pr/ pel/
- 15.11.2018 16:16
ENERGA SA (46/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2021 rok dla jednostek należących do Grupy ENERGA - korekta
15.11.2018 16:16ENERGA SA (46/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2021 rok dla jednostek należących do Grupy ENERGA - korekta
Zarząd Spółki ENERGA SA niniejszym dokonuje korekty raportu bieżącego nr 46/2018 z dnia 15 listopada 2018 r. dotyczącego wyników aukcji rynku mocy na 2021 rok dla jednostek należących do Grupy ENERGA.
Powodem korekty jest omyłka pisarska dotycząca jednostki ceny zamknięcia aukcji.
Treść aktualizowanego fragmentu raportu przed korektą:
Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 218,56-240,40 PLN/MW/rok, i zgodnie z art.38 ust.1 ustawy o rynku mocy z dnia 8 grudnia 2017r., zostanie w terminie 3 dni roboczych podana do publicznej wiadomości przez PSE S.A.
Treść aktualizowanego fragmentu raportu po korekcie:
Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 218,56-240,40 PLN/kW/rok, i zgodnie z art.38 ust.1 ustawy o rynku mocy z dnia 8 grudnia 2017r., zostanie w terminie 3 dni roboczych podana do publicznej wiadomości przez PSE S.A.
Pozostała treść raportu pozostaje bez zmian.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 15.11.2018 15:44
Do URE trafiły wnioski od czterech sprzedawców z urzędu ws. taryf na energię w 2019 r.
15.11.2018 15:44Do URE trafiły wnioski od czterech sprzedawców z urzędu ws. taryf na energię w 2019 r.
„Dziś upływa termin dla sprzedawców z urzędu do złożenia wniosków taryfowych na rok przyszły. Otrzymaliśmy wszystkie cztery wnioski” - poinformowała PAP Biznes Głośniewska.
Chodzi o spółki PGE Obrót, Energa Obrót, Tauron Sprzedaż i Enea.
Kilka dni temu wiceprezes grupy PGE Emil Wojtowicz oceniał, że przy podejmowaniu decyzji w sprawie taryfy G (dla gospodarstw domowych) na 2019 rok Urząd Regulacji Energetyki zrównoważy interesy spółek obrotu i konsumentów.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski nie wykluczał kilka tygodni temu, że w 2019 r. będzie podwyżka rachunku za energię elektryczną dla gospodarstw domowych, ale - jak mówił - nie przekroczy ona 5 proc. Zapowiadał, że w przypadku, gdyby rachunek miał wzrosnąć powyżej 5 proc., resort energii przedstawi projekt ustawy łagodzącej skutki społeczne polityki klimatycznej Unii Europejskiej.
Prezes URE Maciej Bando informował wcześniej, że Urząd Regulacji Energetyki w sytuacji rosnących cen energii może być zmuszony zadbać o interesy przedsiębiorstw energetycznych przy ustalaniu wysokości taryfy G. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 15.11.2018 15:31
Energa zakontraktowała w aukcji rynku mocy na '21 łącznie 977 MW
15.11.2018 15:31Energa zakontraktowała w aukcji rynku mocy na '21 łącznie 977 MW
Cena zamknięcia aukcji zostanie w terminie 3 dni roboczych podana do publicznej wiadomości przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne.
Energa podała, że łączny obowiązek mocowy obejmuje 585 MW dla jednostek modernizowanych (z umową mocową na 5 lat) oraz 392 MW dla jednostek istniejących i jednostek redukcji zapotrzebowania (z umową mocową na 1 rok).
Grupa poinformowała, że powyższe obowiązki mocowe nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy.
Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.
PSE poinformowały w czwartek, że aukcja główna na rynku mocy na rok dostaw 2021 została zakończona w 5. rundzie, a wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia.
PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 26.000 MW.
Zgodnie z parametrami dla aukcji, zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.
Z harmonogramu aukcji wynika, że w piątej rundzie cena wywoławcza wynosiła 240,4 zł, a cena minimalna 218,56 zł.
Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia. (PAP Biznes)
sar/ asa/
- 15.11.2018 15:13
ENERGA SA (46/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2021 rok dla jednostek należących do Grupy ENERGA
15.11.2018 15:13ENERGA SA (46/2018) Wyniki aukcji rynku mocy na 2021 rok dla jednostek należących do Grupy ENERGA
Zarząd ENERGA SA informuje, że w dniu 15 listopada 2018 r., w wyniku aukcji rynku mocy na rok 2021 (aukcja główna), zakontraktowanych zostało łącznie 977 MW obowiązku mocowego dla jednostek należących do Grupy ENERGA. Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 218,56-240,40 PLN/MW/rok, i zgodnie z art.38 ust.1 ustawy o rynku mocy z dnia 8 grudnia 2017r., zostanie w terminie 3 dni roboczych podana do publicznej wiadomości przez PSE S.A.
Łączny obowiązek mocowy obejmuje:
- 585 MW dla jednostek modernizowanych (z umową mocową na 5 lat)
- 392 MW dla jednostek istniejących i jednostek redukcji zapotrzebowania (z umową mocową na 1 rok)
Powyższe obowiązki mocowe nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 15.11.2018 13:35
Aukcja mocowa na rok 2021 została zakończona w 5. rundzie - PSE (opis)
15.11.2018 13:35Aukcja mocowa na rok 2021 została zakończona w 5. rundzie - PSE (opis)
Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia.
W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. Rozpoczęła się o godz. 8.00.
PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 26.000 MW.
Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.
Z harmonogramu aukcji wynika, że w piątej rundzie cena wywoławcza wynosiła 240,4 zł, a cena minimalna 218,56 zł.
Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 08.11.2018 13:51
Trwają prace nad dokumentacją do wydania NTP dla Ostrołęki C – wiceprezes Energi (opis)
08.11.2018 13:51Trwają prace nad dokumentacją do wydania NTP dla Ostrołęki C – wiceprezes Energi (opis)
"Idziemy zgodnie z planem. NTP będzie w takim momencie, jaki będzie najlepszy dla projektu. Robimy analizy opłacalności, a jednocześnie przygotowujemy dokumentację do wydania NTP” - powiedział dziennikarzom Kościelniak.
Dodał, że zarząd nie może zaproponować realizacji projektu, który "z definicji zakłada minus".
"Przygotowujemy dokumenty dla właścicieli i banków, zawrzemy analizę i właściwy scenariusz realizacji projektu" - powiedział.
Kościelniak nie dostrzega zagrożenia dla projektu w związku z pozwem złożonym przez ClientEarth przeciwko uchwale NWZ Enei dającej zgodę na budowę Ostrołęki C.
"Ten pozew, troszkę wydumany, jednak nam nie ułatwia" - powiedział wiceprezes Energi.
Pytany o finansowanie inwestycji, odpowiedział: "Optymalizujemy finansowanie, by minimalizować koszt pozyskania pieniądza z zewnątrz. Mamy promesy bankowe i porozumienie z FIZAN. (...) Nie mamy problemu, czy, ale jak”.
W ocenie wiceprezesa ceny CO2 powinny spadać, a ostatnie wzrosty to efekt spekulacji.
"Za kilka lat nastąpią odstawienia starych jednostek, więc ceny CO2 powinny pójść w dół. Na to by wskazywała logika" - powiedział.
Inwestorem w projekcie budowy nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW jest Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o., w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa.
Wartość umowy Elektrowni Ostrołęka z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą wynosi ok. 6 mld zł brutto. Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku nastąpić ma w ciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac.
Podpisanie umowy z wykonawcą w lipcu tego roku nie było równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (NTP). Do czasu wydania NTP projekt znajduje się na etapie rozwoju i inwestor uruchomił dla generalnego wykonawcy środki w wysokości 4 proc. wartości kontraktu, czyli 240 mln zł.
4 września Energa i Enea poinformowały o podpisaniu porozumienia z Funduszem Inwestycyjnym Zamkniętym Aktywów Niepublicznych Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł. Zgodnie z określoną wstępną strukturą finansowania projektu, łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energę i Eneę (po 1 mld zł), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez te spółki przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej, oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez fundusz. Informowano wtedy, że pozostała kwota przypadać ma na pozostałe formy finansowania.
6 września Elektrownia Ostrołęka pozyskała promesę bankową wystawioną przez konsorcjum polskich banków. Jak informowano, kwota z promesy wypełnia potrzeby zewnętrznego finansowania projektu.
Planuje się, że projekt Ostrołęka C będzie brał udział w rynku mocy.
Pod koniec października Fundacja ClientEarth, akcjonariusz Enei, złożyła pozew o stwierdzenie nieważności lub ewentualnie ustalenie nieistnienia lub o uchylenie uchwały NWZ w sprawie wyrażenia kierunkowej zgody na przystąpienie do etapu budowy w ramach projektu Ostrołęka C. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 08.11.2018 12:54
Trwają prace nad przygotowaniem dokumentacji do wydania NTP dla Ostrołęki C – wiceprezes Energi
08.11.2018 12:54Trwają prace nad przygotowaniem dokumentacji do wydania NTP dla Ostrołęki C – wiceprezes Energi
"NTP będzie w takim momencie, jaki będzie najlepszy dla projektu. Robimy analizy opłacalności, a jednocześnie przygotowujemy dokumentację do wydania NTP” - powiedział dziennikarzom Kościelniak.
Dodał, że zarząd nie może zaproponować realizacji projektu, który "z definicji zakłada minus".
"Przygotowujemy dokumenty dla właścicieli, zawrzemy analizę i właściwy scenariusz realizacji projektu" - powiedział.
Kościelniak nie dostrzega zagrożenia dla projektu w związku z pozwem złożonym przez Clientearth przeciwko uchwale NWZ Enei dającej zgodę na budowę Ostrołęki C.
"Ten pozew, troszkę wydumany, nie ułatwia nam jednak zadania" - powiedział wiceprezes Energi.
Pytany o finansowanie inwestycji: „Optymalizujemy finansowanie, by minimalizować koszt pozyskania pieniądza z zewnątrz. Mamy promesy bankowe i porozumienie z FIZAN. (…) Nie mamy problemu, czy, ale jak”.
W ocenie wiceprezesa ceny CO2 powinny spadać, a ostatnie wzrosty to efekt spekulacji.
"Za kilka lat nastąpią odstawienia starych jednostek, więc ceny CO2 powinny pójść w dół. Na to by wskazywała logika" - powiedział.((PAP Biznes)
pel/ osz/
- 08.11.2018 10:36
Energa liczy, że wyniki grupy w '18 będą powyżej konsensusu rynkowego (opis)
08.11.2018 10:36Energa liczy, że wyniki grupy w '18 będą powyżej konsensusu rynkowego (opis)
"Mamy plan, mamy budżet. Kierujemy się konsensusem analityków. Wierzymy, że będzie lepiej niż konsensus" - powiedział, pytany o przewidywania co do wyników grupy za 2018 rok.
Kościelniak wskazał, że grupa prowadzi szereg działań optymalizacyjnych, które na koniec roku powinny przynieść stosowne efekty.
Konsensus PAP Biznes przewiduje, że Energa wypracuje w tym roku 2,23 mld zł EBITDA.
Po trzech kwartałach 2018 roku grupa Energa miała 1,59 mld zł EBITDA wobec 1,64 mld zł rok wcześniej, co oznacza spadek o 3 proc. rdr. W samym trzecim kwartale EBITDA wyniosła 426 mln zł i był niższa o 15 proc. rdr.
Wiceprezes Energi poinformował, że jednym z kluczowych elementów dla wyników Energi w 2019 roku będzie taryfa G dla cen energii.
"Jesteśmy w trakcie przygotowania dokumentacji, kalkulacji. Jesteśmy w dialogu z prezesem URE" - powiedział Jacek Kościelniak.(PAP Biznes)
pel/ osz/
- 08.11.2018 10:14
Energa liczy, że wyniki grupy w '18 będą powyżej konsensusu rynkowego
08.11.2018 10:14Energa liczy, że wyniki grupy w '18 będą powyżej konsensusu rynkowego
"Mamy plan, mamy budżet. Kierujemy się konsensusem analityków. Wierzymy, że będzie lepiej niż konsensus" - powiedział, pytany o przewidywania co do wyników grupy za 2018 rok.
Konsensus PAP Biznes przewiduje, że Energa wypracuje w tym roku 2,23 mld zł EBITDA. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 08.11.2018 10:07
Energa liczy, że IV kw. w segmencie sprzedaży będzie zdecydowanie lepszy
08.11.2018 10:07Energa liczy, że IV kw. w segmencie sprzedaży będzie zdecydowanie lepszy
EBITDA segmentu sprzedaży po trzech kwartałach 2018 roku wyniosła 50 mln zł wobec 24 mln zł zysku rok wcześniej, a w samym trzecim kwartale grupa zanotowała stratę EBITDA na poziomie 7 mln zł wobec 13 mln zł zysku rok wcześniej.
"Działamy pod silną presją wzrostu cen energii. Kwartał był dla nas wyjątkowo trudny, ceny spot wzrosły o 20 proc." - powiedział Dariusz Falkiewicz, prezes Energi Obrót.
"Najtrudniejszy okres mamy za sobą. Oczekuję, że czwarty kwartał będzie zdecydowanie lepszy. (..) To trudny okres dla biznesu sprzedażowego, ale oczekujemy na koniec roku dużo lepszych wyników" - dodał Falkiewicz.
Wiceprezes grupy Energa Jacek Kościelniak poinformował, że jest szereg pomysłów na poprawę sytuacji w segmencie sprzedaży, nie podając szczegółów. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 08.11.2018 07:12
Zysk netto Energi w III kw. '18 wyniósł 122 mln zł wobec 68 mln zł zysku rok wcześniej (opis)
08.11.2018 07:12Zysk netto Energi w III kw. '18 wyniósł 122 mln zł wobec 68 mln zł zysku rok wcześniej (opis)
EBITDA wyniosła w III kwartale 426 mln zł i była zgodna z wcześniejszymi szacunkami spółki. Wynik był niższy o 15 proc. rdr.
Spadek poziomu EBITDA odnotowano we wszystkich trzech głównych liniach biznesowych.
EBITDA segmentu Dystrybucji w III kwartale tego roku wyniosła 374 mln zł, segmentu Wytwarzania wyniosła 66 mln zł, a segmentu Sprzedaży minus 7 mln zł. Rok temu, w trzecim kwartale 2017 roku, było to odpowiednio: 414 mln zł (Dystrybucja), 90 mln zł zł (Wytwarzanie) i 13 mln zł (Sprzedaż).
"Największy spadek EBITDA tj. o 40 mln zł do poziomu 374 mln zł, zanotowała Linia Biznesowa Dystrybucja, co było przede wszystkim efektem wzrostu kosztów OPEX (m. in. wzrost kosztów służebności przesyłu oraz świadczeń dla pracowników). Pogorszenie EBITDA Linii Biznesowej Sprzedaż wynikało z utrzymujących się wysokich cen energii elektrycznej na rynku. Ponadto nastąpiło obniżenie EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie, głównie w wyniku wzrostu kosztu zakupu uprawnień do emisji CO2, spowodowanego wzrostem cen rynkowych uprawnień do emisji oraz przyznaniem dla Linii mniejszej puli darmowych uprawnień do produkcji na rok 2018" - napisano w sprawozdaniu zarządu.
Energa podała, że największy udział w EBITDA grupy w III kwartale 2018 roku miał segment Dystrybucja (88 proc).
Zysk operacyjny grupy wyniósł w III kwartale 185 mln zł wobec 171 mln zł zysku rok wcześniej.
W III kwartale 2018 roku rozpoznany został udział w wynikach jednostek stowarzyszonych oraz wspólnych przedsięwzięciach w wysokości 27 mln zł.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2,567 mld zł, co oznacza wzrost o 2 proc. rdr. Wzrost przychodów odnotowano w segmentach Sprzedaż oraz Wytwarzanie.
"W Linii Biznesowej Sprzedaż wzrost był efektem wyższej sprzedaży energii na rynku hurtowym. Z kolei przychody Linii Biznesowej Dystrybucja spadły w stosunku do III kwartału roku poprzedniego o 80 mln zł. Spadek ten wynikał przede wszystkim ze zmiany prezentacji kosztów z tytułu opłaty przejściowej – przychody zostały skorygowane w dół o wartość opłaty przejściowej prezentowanej uprzednio w kosztach" - podała spółka.
Po trzech kwartałach 2017 r. przychody grupy Energa wyniosły 7,6 mld zł (spadek o 2 proc. rdr), EBITDA 1,6 mld zł (spadek o 3 proc. rdr), a zysk netto jednostki dominującej 678 mln zł wobec 552 mln zł zysku przed rokiem.
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej po 9 miesiącach tego roku wynosiły 1.310 mln zł wobec 1.483 mln zł rok wcześniej.
Stan środków pieniężnych grupy na koniec września 2018 roku wyniósł 2.951 mln zł i był niższy o 485 mln zł w stosunku do stanu przed rokiem.
Po trzech kwartałach 2018 roku grupa Energa zrealizowała inwestycje na poziomie 1.042 mln zł, z czego prawie 860 mln zł w segmencie dystrybucji.
Wskaźnik dług netto/EBITDA wyniósł na koniec września 2,1x. (PAP Biznes)
pel/
- 08.11.2018 06:50
Wyniki operacyjne Energi w III kw.'18 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
08.11.2018 06:50Wyniki operacyjne Energi w III kw.'18 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
Wyniki operacyjne za III kwartał 2018 r.:
Pozycja j.m. 3Q2018 3Q2017 Różnica YTD2018 YTD2017 Różnica Produkcja energii GWh 963 1059 -9% 2851 3120 -9% Produkcja ciepła TJ 434 459 -5% 2619 2859 -8% Sprzedaż energii razem, w tym: GWh 5748 5515 4% 17564 17218 2% Sprzedaż energii detalicznej GWh 4752 5092 -7% 14751 15233 -3% Sprzedaż energii na rynku hurtowym GWh 996 422 136% 2814 1985 42% Dystrybucja energii GWh 5487 5446 1% 16927 16465 3% Wyniki grupy według głównych segmentów działalności (w mln zł):
mln zł 3Q2018 3Q2017 Różnica YTD2018 YTD2017 Różnica Dystrybucja Przychody 948 1 028 -8% 3 020 3 203 -6% EBITDA 374 414 -10% 1 364 1 345 1% amortyzacja 188 193 -3% 565 574 -2% odpisy - - 0% - - 0% EBIT 186 221 -16% 799 771 4% Zysk netto 120 153 -22% 559 548 2% CAPEX 326 242 35% 860 677 27% Wytwarzanie Przychody 316 277 14% 862 808 7% EBITDA 66 90 -27% 234 267 -12% amortyzacja 42 41 2% 122 123 -1% odpisy - 86 -100% -117 86 < -100% EBIT 24 -37 > 100% 229 58 > 100% Zysk netto 10 -42 > 100% 154 4 > 100% CAPEX 80 15 > 100% 156 61 > 100% Sprzedaż Przychody 1 391 1 242 12% 4 074 3 859 6% EBITDA -7 13 < -100% 50 24 > 100% amortyzacja 10 10 0% 30 32 -6% odpisy - - 0% - - 0% EBIT -17 3 < -100% 20 -8 > 100% Zysk netto -11 3 < -100% 24 -7 > 100% CAPEX 10 10 0% 22 31 -29% (PAP Biznes)
pel/
- 08.11.2018 06:36
Zysk netto Energi w III kw. '18 wyniósł 122 mln zł wobec 68 mln zł zysku rok wcześniej
08.11.2018 06:36Zysk netto Energi w III kw. '18 wyniósł 122 mln zł wobec 68 mln zł zysku rok wcześniej
EBITDA wyniosła w III kwartale 426 mln zł i była zgodna z wcześniejszymi szacunkami spółki. Wynik był niższy o 15 proc. rdr.
Zysk operacyjny grupy wyniósł w III kwartale 185 mln zł wobec 171 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2,567 mld zł, co oznacza wzrost o 2 proc. rdr.
Po trzech kwartałach 2017 r. przychody grupy Energa wyniosły 7,6 mld zł (spadek o 2 proc. rdr), EBITDA 1,6 mld zł (spadek o 3 proc. rdr), a zysk netto jednostki dominującej 678 mln zł wobec 552 mln zł zysku przed rokiem.(PAP Biznes)
pel/
- 08.11.2018 06:30
ENERGA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 3/2018 QSr
08.11.2018 06:30ENERGA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 3/2018 QSr
WYBRANE DANE FINANSOWE w mln. zł w tys. EUR 3 kwartał(y) narastająco / 2018 okres od 2018-01-01 do 2018-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2017 okres od 2017-01-01 do 2017-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2018 okres od 2018-01-01 do 2018-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2017 okres od 2017-01-01 do 2017-09-30 (mln zł) (mln zł) (mln EUR) (mln EUR) Jednostkowe dane finansowe ENERGA SA niebadane niebadane niebadane niebadane Przychody ze sprzedaży 58 59 14 14 Zysk z działalności operacyjnej (63) (41) (15) (10) Zysk brutto przed opodatkowaniem 527 154 124 36 Zysk lub strata netto przypadający właścicielom jednostki dominującej 547 168 129 39 Całkowite dochody 538 125 126 29 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 2 3 0 1 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (203) 150 (48) 35 Środki pieniężne netto z działalności finansowej (524) 1 514 (123) 356 Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów (725) 1 667 (170) 392 Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 1,32 0,41 0,31 0,10 Średnioważona liczba akcji zwykłych wyemitowanych zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję (w mln) 414 414 414 414 Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień 30 września 2018 31 grudnia 2017 30 września 2018 31 grudnia 2017 niebadane niebadane niebadane niebadane Aktywa trwałe 12 123 11 168 2 838 2 678 Aktywa obrotowe 3 402 4 224 796 1 013 Aktywa razem 15 525 15 392 3 635 3 690 Zobowiązania długoterminowe 7 081 7 287 1 658 1 747 Zobowiązania krótkoterminowe 780 979 183 235 Kapitał własny 7 664 7 126 1 794 1 709 Kapitał podstawowy 4 522 4 522 1 059 1 084 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na akcję)* 18,51 17,21 4,33 4,13 Liczba akcji zwykłych na koniec okresu (w mln) 414 414 414 414 3 kwartał(y) 2018 3 kwartał(y) 2017 3 kwartał(y) 2018 3 kwartał(y) 2017 narastająco narastająco narastająco narastająco (mln zł) (mln zł) (mln EUR) (mln EUR) Wybrane skonsolidowane dane finansowe Grupy ENERGA niebadane niebadane niebadane niebadane Przychody ze sprzedaży 7 601 7 717 1 787 1 813 Zysk z działalności operacyjnej 988 826 232 194 Zysk brutto przed opodatkowaniem 839 694 197 163 Zysk lub strata netto przypadający właścicielom jednostki dominującej 678 552 159 130 Całkowite dochody 661 500 155 117 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 1 310 1 483 308 348 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (1 276) (1 157) (300) (272) Środki pieniężne netto z działalności finansowej (726) 1 646 (171) 387 Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów (692) 1 972 (163) 463 Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 1,64 1,33 0,39 0,31 Średnioważona liczba akcji zwykłych wyemitowanych zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję (w mln) 414 414 414 414 Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień 30 września 2018 31 grudnia 2017 30 września 2018 31 grudnia 2017 niebadane niebadane niebadane niebadane Aktywa trwałe 15 670 14 930 3 669 3 580 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 24.10.2018 15:36
Energa da zgodę na NTP dla Ostrołęki C tylko przy akceptowalnym poziomie rentowności projektu
24.10.2018 15:36Energa da zgodę na NTP dla Ostrołęki C tylko przy akceptowalnym poziomie rentowności projektu
"(...) Energa, jako jeden z udziałowców projektu Ostrołęka C, z należytą starannością podchodzi do procesu decyzyjnego i wyrazi zgodę na wydanie NTP dla generalnego wykonawcy, wyłącznie w przypadku, kiedy projekt ten wykaże poziom rentowności akceptowalny przez organy korporacyjne Energa i akcjonariuszy" - napisał zarząd Energi w odpowiedzi na pytania akcjonariusza, podnoszącego kwestię nieopłacalności inwestycji.
Poinformowano, że decyzja w zakresie daty wydania NTP nie została jeszcze podjęta, a poprzedzą ją analizy.
"Wszystkie decyzje dotyczące harmonogramu projektu są podejmowane w celu maksymalizacji stopy zwrotu, a tym samym maksymalizacji jego wartości. Umowa z generalnym wykonawcą została podpisana w dniu 12 lipca 2018 r. i określa ramy czasowe, w których może zostać wydany NTP. Data wydania NTP jest związana z harmonogramem prac przygotowawczych i harmonogramem prac budowlanych, finansowym rozliczeniem z osobami trzecimi, uprzednio zaciągającymi dług wobec projektu, warunkami udziału projektu w systemie rynku mocy. Co najważniejsze, decyzja wydania NTP powinna wpłynąć na ocenę ryzyka projektu" - napisano.
Zarząd Energi zapewnił, że spółka nie angażuje się w żaden projekt inwestycyjny o ujemnej rentowności, co dotyczy również inwestycji Ostrołęka C.
"Opłacalność projektu Ostrołęka C została potwierdzona zarówno w analizach wykonywanych przez samą spółkę, jak i w analizach wykonanych przez zewnętrznych, profesjonalnych doradców. Co więcej spółka zleca ponowne ekspertyzy w przypadku podejmowania decyzji o zaangażowaniu w kolejny etap realizacji projektu" - napisano.
Dodano, że kluczowym czynnikiem mającym wpływ na analizę rentowności są prognozy cen energii elektrycznej wykonywane zewnętrznie, przez firmy konsultingowe.
Zarząd Energi ocenił, że polski mechanizm rynku mocy nie jest idealnie dopasowany do projektu Ostrołęka C.
"Z jednej strony, stabilna opłata za moc zwiększa bezpieczeństwo finansowe projektu i ułatwia podjęcie decyzji inwestycyjnej. Z drugiej strony, przedział czasowy między aukcją rynku mocy a dniem, w którym usługa mocowa musi być faktycznie świadczona, jest krótszy niż okres budowy bloku. Ponadto dotrzymanie wymogu tak zwanego +finansowego kamienia milowego+ jest utrudnione ze względu na harmonogram budowy. Projekt Ostrołęka C musi odpowiednio adresować te czynniki" - napisano.
Oczekuje się, że Ostrołęka C będzie korzystać z płatności w ramach systemu rynku mocy do końca 2037 r. Zarząd Energi podkreślił jednak, że system rynku mocy jest tylko jednym z wielu czynników wpływających na rentowność projektu.
"Oczekujemy również, że proponowany przez Komisję Europejską zakaz uczestnictwa w rynku mocy nowych elektrowni emitujących ponad 550 gramów CO2/kWh nie będzie miał zastosowania do umów, które zostały zawarte przed wejściem w życie tych regulacji. Oczekujemy, że projekty takie, jak Ostrołęka C zachowają swoje prawa nabyte w tym zakresie, ale bierzemy pod uwagę, że obecnie nie ma na to gwarancji" - napisano.
Inwestorem w projekcie budowy nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW jest Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o., w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa.
Wartość umowy Elektrowni Ostrołęka z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą wynosi ok. 6 mld zł brutto. Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku nastąpi w ciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac.
Podpisanie umowy z wykonawcą w lipcu tego roku nie było równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (NTP). Do czasu wydania NTP projekt znajduje się na etapie rozwoju i inwestor uruchomił dla generalnego wykonawcy środki w wysokości 4 proc. wartości kontraktu, czyli 240 mln zł.
4 września Energa i Enea poinformowały o podpisaniu porozumienia z Funduszem Inwestycyjnym Zamkniętym Aktywów Niepublicznych Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł.
Zgodnie z określoną wstępną strukturą finansowania projektu, łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energę i Eneę (po 1 mld zł), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez te spółki przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej, oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez fundusz. Informowano wtedy, że pozostała kwota przypadać ma na pozostałe formy finansowania.
6 września Elektrownia Ostrołęka pozyskała promesę bankową wystawioną przez konsorcjum polskich banków. Jak informowano, kwota z promesy wypełnia potrzeby zewnętrznego finansowania projektu. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 24.10.2018 14:18
ENERGA SA (45/2018) Odpowiedzi na pytania złożone przez pełnomocnika akcjonariusza w trybie art. 428 § 6 Kodeksu Spółek Handlowych
24.10.2018 14:18ENERGA SA (45/2018) Odpowiedzi na pytania złożone przez pełnomocnika akcjonariusza w trybie art. 428 § 6 Kodeksu Spółek Handlowych
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd Spółki ENERGA SA, przekazuje w załączeniu odpowiedzi na pytania pełnomocnika akcjonariusza zadane w trybie art. 428 § 6 Kodeksu Spółek Handlowych. W dniu 24 października 2018 roku zostały one wysłane do pełnomocnika akcjonariusza.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 23.10.2018 09:03
El. Ostrołęka ma promesę bankową wystawioną przez konsorcjum banków na budowę bloku - ME
23.10.2018 09:03El. Ostrołęka ma promesę bankową wystawioną przez konsorcjum banków na budowę bloku - ME
"Elektrownia Ostrołęka na potrzeby certyfikacji do aukcji głównej rynku mocy zobligowana była do przedstawienia źródeł finansowania Projektu. W związku z powyższym, w dniu 6 września 2018 roku spółka pozyskała promesę bankową wystawioną przez konsorcjum polskich banków. Kwota z promesy wypełnia potrzeby zewnętrznego, poza-kapitałowego finansowania Projektu" - napisał resort.
4 września 2018 roku zostało zawarte porozumienie pomiędzy Energą, Eneą, Elektrownią Ostrołęka a Funduszem Inwestycyjnym Zamkniętym Aktywów Niepublicznych Energia, w zakresie potencjalnego zaangażowania kapitałowego Funduszu (poprzez objęcie udziałów w kapitale zakładowym Spółki) w Projekt.
"W treści Porozumienia określono wstępną strukturę finansowania Projektu, gdzie łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energa i Enea (po 1 mld zł) oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez Fundusz" - podaje ME.
Resort napisał, że szczegóły rozmów prowadzonych w sprawie finansowania Projektu oraz informacje dotyczące etapu, na którym się znajdują nie są jawne.
"Aktualnie trwają prace nad wypracowaniem ostatecznej struktury finansowania Projektu, która będzie stanowić wynik prowadzonych negocjacji, a jej ostateczny kształt będzie wspierał ekonomikę Projektu" - napisano.
Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku o mocy 1000 MW brutto nastąpi w ciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac.
Dzięki zastosowanej technologii obiekt w Ostrołęce osiągnie najwyższą wśród elektrowni parowych w Polsce sprawność na poziomie 46 proc. i znacznie przewyższy średnią światową, która wynosi 33 proc.
Wykonawcą prac jest konsorcjum z udziałem GE Power. (PAP Biznes)
pel/ map/ ana/
- 23.10.2018 08:58
Szacunkowe wyniki Energi za III kw. słabe, rozczarował segment dystrybucji (opinia, aktl.)
23.10.2018 08:58Szacunkowe wyniki Energi za III kw. słabe, rozczarował segment dystrybucji (opinia, aktl.)
KAMIL KLISZCZ, ANALITYK DM MBANKU (raport poranny):
"EBITDA w III kwartale jest 14 proc. poniżej naszych oczekiwań i implikuje wynik narastający na poziomie 73 proc. naszej rocznej prognozy (75,8 proc. konsensusu rynkowego).
Energa nie wspomniała o żadnych zdarzeniach jednorazowych i trudno zgadnąć, skąd negatywne zaskoczenie w segmencie wytwarzania energii (EBITDA słabsza o 34 proc. od oczekiwań) i dystrybucji (9 proc. słabiej)".
BARTŁOMIEJ KUBICKI, ANALITYK SOCIETE GENERALE:
"Oceniam, że szacunkowe wyniki Energi są słabe.
Bardzo słabo wypadł segment dystrybucji, ale trzeba wziąć pod uwagę, że w pierwszym i drugim kwartale wyniki tego obszaru były mocne. To wygląda po prostu na odwrócenie dobrego początku roku, wychodzą koszty wcześniej nieuwzględnione. Moim zdaniem na ten segment należy patrzeć w dłuższym terminie, a nie z kwartału na kwartał.
Słabe wyniki pokazał też segment sprzedaży i zakładam, że pewnie w tym roku to już się nie poprawi i czwarty kwartał też może być słaby. Wygląda na to, że spółka się nie zahedgowała tak, jak powinna i ten rok nie będzie najlepszy, a następny może być jeszcze gorszy.
Jeśli chodzi o wytwarzanie, to trzeba wziąć pod uwagę, że w trzecim kwartale warunki hydrologiczne i wietrzne były słabsze rdr w Polsce".
ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA SECURITIES (raport poranny):
"Wyniki są 9 proc. poniżej naszych oczekiwań z powodu słabszych wyników dystrybucji i większej straty w segmencie sprzedaży w porównaniu z naszymi oczekiwaniami".
**************
Energa szacuje, że jej skonsolidowana EBITDA w III kw. 2018 roku wyniosła 426 mln zł wobec 500 mln zł przed rokiem.
EBITDA w dystrybucji wyniosła 374 mln zł, w wytwarzaniu 66 mln zł, a w sprzedaży -7 mln zł. Dla porównania, w trzecim kwartale 2017 roku EBITDA segmentu dystrybucja wyniosła 411 mln zł, segmentu wytwarzanie 90 mln zł, a segmentu sprzedaż 13 mln zł.
Narastająco po trzech kwartałach 2018 roku EBITDA grupy Energa wyniosła 1.587 mln zł, w tym EBITDA w dystrybucji wyniosła 1.364 mln zł, w wytwarzaniu 234 mln zł, a w sprzedaży 50 mln zł.
Energa przedstawiła również szacunkowe wyniki operacyjne za trzeci kwartał 2018 roku.
Produkcja energii elektrycznej brutto w tym okresie wyniosła 963 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5.487 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 4.752 GWh.
Rok wcześniej, w trzecim kwartale 2017 roku, produkcja przez Energę energii elektrycznej brutto wyniosła 1.059 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5.446 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 5.092 GWh.
Narastająco po trzech kwartałach 2018 roku produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła 2.851 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 16.927 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 14.751 GWh. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 23.10.2018 08:49
Szacunkowe wyniki Energi za III kw. słabe m.in. w segmencie dystrybucji (opinia)
23.10.2018 08:49Szacunkowe wyniki Energi za III kw. słabe m.in. w segmencie dystrybucji (opinia)
BARTŁOMIEJ KUBICKI, ANALITYK SOCIETE GENERALE:
"Oceniam, że szacunkowe wyniki Energi są słabe.
Bardzo słabo wypadł segment dystrybucji, ale trzeba wziąć pod uwagę, że w pierwszym i drugim kwartale wyniki tego obszaru były mocne. To wygląda po prostu na odwrócenie dobrego początku roku, wychodzą koszty wcześniej nieuwzględnione. Moim zdaniem na ten segment należy patrzeć w dłuższym terminie, a nie z kwartału na kwartał.
Słabe wyniki pokazał też segment sprzedaży i zakładam, że pewnie w tym roku to już się nie poprawi i czwarty kwartał też może być słaby. Wygląda na to, że spółka się nie zahedgowała tak jak powinna i ten rok nie będzie najlepszy, a następny może być jeszcze gorszy.
Jeśli chodzi o wytwarzanie, to trzeba wziąć pod uwagę, że w trzecim kwartale warunki hydrologiczne i wietrzne były słabsze rdr w Polsce".
ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA SECURITIES (raport poranny):
"Wyniki są 9 proc. poniżej naszych oczekiwań z powodu słabszych wyników dystrybucji i większej straty w segmencie sprzedaży w porównaniu z naszymi oczekiwaniami".
**************
Energa szacuje, że jej skonsolidowana EBITDA w III kw. 2018 roku wyniosła 426 mln zł wobec 500 mln zł przed rokiem - podała grupa w komunikacie. EBITDA w dystrybucji wyniosła 374 mln zł, w wytwarzaniu 66 mln zł, a w sprzedaży -7 mln zł.
Dla porównania, w trzecim kwartale 2017 roku EBITDA segmentu dystrybucja wyniosła 411 mln zł, segmentu wytwarzanie 90 mln zł, a segmentu sprzedaż 13 mln zł.
Narastająco po trzech kwartałach 2018 roku EBITDA grupy Energa wyniosła 1.587 mln zł, w tym EBITDA w dystrybucji wyniosła 1.364 mln zł, w wytwarzaniu 234 mln zł, a w sprzedaży 50 mln zł.
Energa przedstawiła również szacunkowe wyniki operacyjne za trzeci kwartał 2018 roku.
Produkcja energii elektrycznej brutto w tym okresie wyniosła 963 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5.487 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 4.752 GWh.
Rok wcześniej, w trzecim kwartale 2017 roku, produkcja przez Energę energii elektrycznej brutto wyniosła 1.059 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5.446 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 5.092 GWh.
Narastająco po trzech kwartałach 2018 roku produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła 2.851 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 16.927 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 14.751 GWh. (PAP Biznes)
pel/ gor/
- 22.10.2018 18:04
Grupa Energa szacuje, że jej EBITDA w III kw. 2018 roku wyniosła 426 mln zł (opis)
22.10.2018 18:04Grupa Energa szacuje, że jej EBITDA w III kw. 2018 roku wyniosła 426 mln zł (opis)
Dla porównania, w trzecim kwartale 2017 roku EBITDA segmentu dystrybucja wyniosła 411 mln zł, segmentu wytwarzanie 90 mln zł, a segmentu sprzedaż 13 mln zł.
Narastająco po trzech kwartałach 2018 roku EBITDA grupy Energa wyniosła 1.587 mln zł, w tym EBITDA w dystrybucji wyniosła 1.364 mln zł, w wytwarzaniu 234 mln zł, a w sprzedaży 50 mln zł.
Energa przedstawiła również szacunkowe wyniki operacyjne za trzeci kwartał 2018 roku.
Produkcja energii elektrycznej brutto w tym okresie wyniosła 963 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5.487 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 4.752 GWh.
Rok wcześniej, w trzecim kwartale 2017 roku, produkcja przez Energę energii elektrycznej brutto wyniosła 1.059 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5.446 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 5.092 GWh.
Narastająco po trzech kwartałach 2018 roku produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła 2.851 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 16.927 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 14.751 GWh. (PAP Biznes)
sar/ ana/
- 22.10.2018 17:26
Grupa Energa szacuje, że jej EBITDA w III kw. 2018 roku wyniosła 426 mln zł
22.10.2018 17:26Grupa Energa szacuje, że jej EBITDA w III kw. 2018 roku wyniosła 426 mln zł
Produkcja energii elektrycznej brutto w III kwartale 2018 roku wyniosła 963 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5 487 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 4 752 GWh. (PAP Biznes)
sar/ ana/
- 22.10.2018 17:17
ENERGA SA (44/2018) Szacunkowe wyniki Grupy ENERGA za III kwartał i 9 miesięcy 2018 roku
22.10.2018 17:17ENERGA SA (44/2018) Szacunkowe wyniki Grupy ENERGA za III kwartał i 9 miesięcy 2018 roku
Zarząd Spółki ENERGA SA przekazuje do publicznej wiadomości wstępne szacunki wybranych danych finansowych i operacyjnych za III kwartał oraz 9 miesięcy 2018 roku.
Wyniki finansowe i operacyjne za III kwartał 2018 roku:
EBITDA Grupy 426 mln zł, w tym:
EBITDA Segmentu Dystrybucja: 374 mln zł,
EBITDA Segmentu Wytwarzanie: 66 mln zł,
EBITDA Segmentu Sprzedaż: -7 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto: 963 GWh,
Dystrybucja energii elektrycznej: 5 487 GWh,
Sprzedaż energii elektrycznej (detal): 4 752 GWh.
Wyniki finansowe i operacyjne 9 miesięcy 2018 roku:
EBITDA Grupy 1 587 mln zł, w tym:
EBITDA Segmentu Dystrybucja: 1 364 mln zł,
EBITDA Segmentu Wytwarzanie: 234 mln zł,
EBITDA Segmentu Sprzedaż: 50 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto: 2 851 GWh,
Dystrybucja energii elektrycznej: 16 927 GWh,
Sprzedaż energii elektrycznej (detal): 14 751 GWh.
Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 16.10.2018 17:32
Ruszyły prace przygotowawcze przy budowie bloku w El. Ostrołęka, NTP do końca roku
16.10.2018 17:32Ruszyły prace przygotowawcze przy budowie bloku w El. Ostrołęka, NTP do końca roku
"To dobra decyzja, żeby wcześniej, przed wypełnieniem wszystkich formalności, przystąpić do budowy" - powiedział we wtorek minister Tchórzewski przy okazji uroczystości wbicia pierwszej łopaty na terenie budowy bloku energetycznego w Ostrołęce.
"Mamy uzgodnienie z generalnym wykonawcą, że rozpoczyna on prace, natomiast wszystkie sprawy zostaną dopięte jeszcze w tym roku w związku z aukcją na rynku mocy" - dodał.
P.o. prezesa Energi Alicja Barbara Klimiuk, dodała, że 21 grudnia odbędzie się aukcja mocy, a po niej nastąpi formalne wydanie NTP.
"Do czasu wydania NTP obligatoryjne jest wykonanie pewnych prac, w tym również związanych z przygotowaniem placu budowy" - powiedziała Klimiuk.
Inwestorem w tym projekcie jest Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o., w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa.
Minister Tchórzewski poinformował, że finansowanie inwestycji jest już domknięte. Nie podał szczegółów, ale mówił też, że banki, w tym również polskie banki, nie są chętne do kredytowania tego typu przedsięwzięć, ponieważ są one związane z energetyką węglową.
Prezes Enei Mirosław Kowalik poinformował, że rozmowy na temat finansowania inwestycji są na ukończeniu.
"Jako spółki publiczne poinformujemy wkrótce, w jakiej strukturze odbędzie się finansowanie" - powiedział.
Obecne założenia mówią, że Energa i Enea sfinansują łącznie połowę z szacowanych na 6 mld zł kosztów budowy. Dodatkowy 1 mld zł pochodzić ma ze środków FIZAN Energia, zarządzanego przez TFI Energia.
Pozostałe 2 mld zł miałyby pochodzić z kredytów bankowych, ale minister Tchórzewski mówił niedawno, że teoretycznie zarówno Enea, jak i Energa mają wystarczające środki, żeby zwiększyć swój wkład własny powyżej poziomu 50 proc.
Prezes Elektrowni Ostrołęka Edward Siurnicki poinformował, że do końca roku powinna być wykonana większość prac przygotowawczych na terenie budowy.
"Dodatkowo do końca roku wykonawca zamówi główne urządzenia potrzebne do wykonywania prac" - powiedział Siurnicki.
"Zależy nam na tym, żeby dotrzymać harmonogramu prac i żeby od 2023 roku prąd z nowego bloku popłynął do odbiorców" - dodał.
Z kolei minister Tchórzewski ocenia, że inwestycja jest dużym wyzwaniem terminowym.
"Elektrownia kandyduje do rynku mocy. Dzięki temu, że przyjęta została ustawa o rynku mocy, wreszcie możemy trochę łamać bariery w zakresie wsparcia nowych inwestycji energetycznych" - powiedział minister energii.
Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku o mocy 1000 MW brutto nastąpi w przeciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac.
Dzięki zastosowanej technologii obiekt w Ostrołęce osiągnie najwyższą wśród elektrowni parowych w Polsce sprawność na poziomie 46 proc. i znacznie przewyższy średnią światową, która wynosi 33 proc.
Wykonawcą prac jest konsorcjum z udziałem GE Power. (PAP Biznes)
pr/ gor/
- 02.10.2018 15:38
Energa rozważa rozpoczęcie inwestycji w moce wytwórcze o mocy ok. 1000 MW do ‘30
02.10.2018 15:38Energa rozważa rozpoczęcie inwestycji w moce wytwórcze o mocy ok. 1000 MW do ‘30
"Planujemy inwestycje w moce wytwórcze w najbliższych latach o mocy ok. 1000 MW. Będą to dwie jednostki gazowo-parowe w północnej części Polski” - powiedziała p.o. prezesa Energi Alicja Barbara Klimiuk.
Poinformowała, że obecnie, poza prowadzoną wspólnie z Eneą inwestycją budowy bloku węglowego w Ostrołęce, Energa jest w trakcie prac nad projektem budowy farmy wiatrowej Przykona.
"Aktualnie mamy przygotowany projekt wiatrowy o mocy 30 MW, który po aukcji OZE jesteśmy w stanie zrealizować” - powiedziała Klimiuk.
Dodała, że w trakcie procedury przetargowej jest blok biomasowy w Kaliszu o mocy 10 MW.
Energa podała w prezentacji, że w latach 2018-25 zamierza wydawać średnio na inwestycje w sieć dystrybucyjną ok. 1,3 mld zł rocznie. Podobny poziom nakładów przewiduje się do 2030 r. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 27.09.2018 10:14
Spadki akcji firm energetycznych mogą wynikać z niezrozumienia działań ME - wiceminister
27.09.2018 10:14Spadki akcji firm energetycznych mogą wynikać z niezrozumienia działań ME - wiceminister
"Odnosząc się do kwestii dotyczących spadających cen akcji spółek z udziałem Skarbu Państwa z sektora elektroenergetyki uprzejmie informuję, że zachowanie się cen jest monitorowane przez Ministerstwo Energii. Z przeprowadzonych analiz wynika, że ceny akcji spółek z sektora, w których swój udział posiada Skarb Państwa (PGE, Tauron, Enea, Energa) znajdują się obecnie na historycznych minimach" - napisał wiceminister.
Dodał, że jednocześnie rekomendacje analityków branżowych nie pozostawiają wątpliwości, że w ocenie rynku obecne ceny akcji są znacząco niedoszacowane. Średnie prognozowane w perspektywie kolejnych 12 miesięcy ceny akcji wymienionych czterech spółek mają w ocenie analityków potencjał wzrostu od 40 proc. (PGE) do blisko 60 proc. (Energa). Wśród wydanych w tym roku rekomendacji dla inwestorów zdecydowana większość to rekomendacje „kupuj” oraz „trzymaj”, przy marginalnym udziale rekomendacji „sprzedaj”.
"Spadek wartości rynkowej spółek z sektora, wg analityków branżowych, mógł być związany z obniżeniem się zdolności do wypłacania przez nie wysokich dywidend, co było publicznie komunikowane i jest związane z wysokimi kosztami ponoszonymi przez te spółki w związku z realizacją strategii inwestycyjnych, mających na celu modernizację polskiego systemu elektroenergetycznego" - napisał Skobel.
Spółki elektroenergetyczne z udziałem Skarbu Państwa mają w swoich statutach zapisy, zgodnie z którymi realizują zadania związane z zapewnieniem bezpieczeństwa energetycznego Polski.
"Niepewność związana z rentownością nowych inwestycji, których zwrot z zaangażowanego kapitału rozłożony jest na wiele lat, może skutkować niechęcią do podejmowania ryzyka i poszukiwaniem innych opcji inwestycyjnych przez akcjonariuszy" - ocenia.
Wiceminister energii nie zgadza się z zarzutami inwestorów, iż burzę na rynku, zwłaszcza w kontekście inwestycji w branży energetycznej, wywoływały komunikaty płynące z Ministerstwa Energii, w tym również bezpośrednie wypowiedzi ministra energii Krzysztofa Tchórzewskiego.
"Nie uważam, by jakiekolwiek wypowiedzi Ministra Energii lub komunikaty Ministerstwa mogły powodować burzę na rynku kapitałowym. Krótkoterminowe zachowanie się inwestorów rynku kapitałowego często nie ma związku z analizą fundamentalną wartości notowanych na giełdzie podmiotów. Ewentualne spadki notowań skorelowane chronologicznie z komunikatami Ministerstwa Energii mogły być związane z niezrozumieniem potencjalnych efektów proponowanych przez Ministerstwo Energii działań lub rozwiązań" - napisał Skobel.
"Ministerstwo Energii w swoich działaniach realizuje działania mające za zadanie zapewnić bezpieczeństwo energetyczne, w tym bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej, co ściśle wiąże się również z działalności spółek sektora elektroenergetycznego z udziałem Skarbu Państwa" - dodał.
Wiceminister odrzuca również zarzuty o pogorszeniu wyników spółek z branży energetycznej.
"(...)Mimo zauważalnego obniżenia się w ostatnich latach poziomu przychodów i wyniku operacyjnego jednej spośród tych spółek (PGE), wskaźniki rentowności operacyjnej wszystkich wymienionych pozostają na poziomach zbliżonych do poziomów odnotowywanych w latach wcześniejszych. Zmienność wyników jest rzeczą naturalną, a przyczyny tych wahań są pochodną ogólnej kondycji gospodarki oraz wielu uwarunkowań makroekonomicznych, na które same spółki nie mają wpływu, jak np. rosnące ceny surowców energetycznych" - napisał Tadeusz Skobel w odpowiedzi na poselską interpelację. (PAP Biznes)
pr/ map/ ana/
- 26.09.2018 11:18
Enea i Energa mają możliwość większego wkładu własnego w Ostrołękę (opis)
26.09.2018 11:18Enea i Energa mają możliwość większego wkładu własnego w Ostrołękę (opis)
"Ta inwestycja na dzień dzisiejszy jest możliwa z wkładem własnym inwestorów dużo większym niż 50 proc." - powiedział na kongresie Nafta-Gaz-Chemia 2018 minister Tchórzewski.
Dodał, że dzięki wstrzymaniu dywidend przez spółki energetyczne mają one środki na inwestycje.
"Rozwój państwa sprawił, że Skarb Państwa i inni akcjonariusze mogli zrezygnować z dywidend" - powiedział Tchórzewski.
"W ciągu trzech lat spółki miały wypłacić 20 mld zł dywidend i ich nie wypłaciły. To zwiększyło ich potencjał inwestycyjny" - dodał.
Minister ocenia, że problemem w finansowaniu inwestycji energetycznych jest podejście banków.
"Jest kwestia mierzenia się z podejściem dekarbonizacyjnym instytucji finansowych" - powiedział Tchórzewski.
"Kiedyś banki dawały 80 proc. finansowania, a teraz się oczekuje, żeby to było w granicach 70-60 proc. i banki się zastanawiają, czy wchodzić czy nie" - dodał.
4 września Energa i Enea poinformowały o podpisaniu porozumienia z Funduszem Inwestycyjnym Zamkniętym Aktywów Niepublicznych Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt budowy elektrowni Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł.
Zgodnie z określoną wstępną strukturą finansowania projektu, łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energę i Eneę (po 1 mld zł), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez te spółki przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej, oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez fundusz. Informowano wtedy, że pozostała kwota przypadać ma na pozostałe formy finansowania. Prezes Enei Mirosław Kowalik mówił, że prowadzone są rozmowy z bankami.
Wartość umowy Elektrowni Ostrołęka z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW, wynosi ok. 6 mld zł brutto.
Podpisanie umowy z wykonawcą w lipcu tego roku nie było równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (NTP). Do czasu wydania NTP projekt znajduje się na etapie rozwoju i inwestor uruchomił dla generalnego wykonawcy środki w wysokości 4 proc. wartości kontraktu, czyli 240 mln zł.
W poniedziałek walne zgromadzenie Enei wyraziło kierunkową zgodę na przystąpienie wraz z Energą do budowy bloku. Wcześniej zgodę wyrazili już akcjonariusze Energi.
Podjęcie przez walne spółek uchwał w tej sprawie jest jednym z warunków głosowania przez wspólników Elektrowni Ostrołęka za podjęciem uchwały w sprawie wyrażenia zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac. Do wydania NTP, poza kierunkową zgodą na przystąpienie do etapu budowy, wymagane są zgody rad nadzorczych Energi i Enei.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski mówił niedawno PAP Biznes, że fizyczne rozpoczęcie budowy elektrowni przewidywane jest na październik.
Planuje się, że projekt Ostrołęka C będzie brał udział w rynku mocy.(PAP Biznes)
pr/ epo/ ana/
- 26.09.2018 11:05
Enea i Energa mają możliwość większego wkładu własnego w Ostrołękę
26.09.2018 11:05Enea i Energa mają możliwość większego wkładu własnego w Ostrołękę
"Ta inwestycja na dzień dzisiejszy jest możliwa z wkładem własnym inwestorów dużo większym niż 50 proc." - powiedział na kongresie Nafta-Gaz-Chemia 2018 minister Tchórzewski.
Dodał, że dzięki wstrzymaniu dywidend przez spółki energetyczne mają one środki na inwestycje.
"Rozwój państwa sprawił, że Skarb Państwa i inni akcjonariusze mogli zrezygnować z dywidend" - powiedział Tchórzewski.
"W ciągu trzech lat spółki miały wypłacić 20 mld zł dywidend i ich nie wypłaciły. To zwiększyło ich potencjał inwestycyjny" - dodał.
Minister ocenia, że problemem w finansowaniu inwestycji energetycznych jest podejście banków.
"Jest kwestia mierzenia się z podejściem dekarbonizacyjnym instytucji finansowych" - powiedział Tchórzewski.
"Kiedyś banki dawały 80 proc. finansowania, a teraz się oczekuje, żeby to było w granicach 70-60 proc. i banki się zastanawiają, czy wchodzić czy nie" - dodał. (PAP Biznes)
pr/ epo/ ana/
- 24.09.2018 12:10
Akcjonariusze Enei zgodzili się na przystąpienie do budowy Ostrołęki C
24.09.2018 12:10Akcjonariusze Enei zgodzili się na przystąpienie do budowy Ostrołęki C
Wcześniej zgodę wyrazili już akcjonariusze Energi.
Podjęcie przez walne Energi i Enei uchwał wyrażających zgodę na przystąpienie do etapu budowy jest jednym z warunków głosowania przez wspólników Elektrowni Ostrołęka za podjęciem uchwały w sprawie wyrażenia zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (NTP). Do wydania NTP, poza kierunkową zgodą na przystąpienie do etapu budowy, wymagane są zgody rad nadzorczych Energi i Enei.
12 lipca Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea, podpisała umowę z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW za ok. 6 mld zł brutto. Podpisanie tej umowy nie było równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac. Do czasu wydania NTP projekt znajduje się na etapie rozwoju i inwestor uruchomił dla generalnego wykonawcy środki w wysokości 4 proc. wartości kontraktu, czyli 240 mln zł.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski mówił niedawno PAP Biznes, że fizyczne rozpoczęcie budowy elektrowni przewidywane jest na październik.
4 września Energa i Enea poinformowały o podpisaniu porozumienia z Funduszem Inwestycyjnym Zamkniętym Aktywów Niepublicznych Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt budowy elektrowni Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł.
Zgodnie z określoną wstępną strukturą finansowania projektu, łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energę i Eneę (po 1 mld zł), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez te spółki przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej, oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez fundusz. Pozostała kwota przypadać ma na pozostałe formy finansowania. Prezes Enei Mirosław Kowalik informował, że prowadzone są rozmowy z bankami.
Planuje się, że projekt Ostrołęka C będzie brał udział w rynku mocy. Projekt przeszedł pomyślnie certyfikację ogólną.
Zgodnie z harmonogramem rynku mocy, certyfikacja do aukcji głównych potrwa od 5 września do 31 października 2018 r. Na 21 grudnia zaplanowano aukcję główną na okres dostaw od 2023 roku.(PAP Biznes)
pel/ epo/ gor/
- 20.09.2018 18:13
Tchórzewski rozmawia z KE nt. wzrostu cen CO2, energia nie zdrożeje dla gosp. domowych (aktl.)
20.09.2018 18:13Tchórzewski rozmawia z KE nt. wzrostu cen CO2, energia nie zdrożeje dla gosp. domowych (aktl.)
"Ceny uprawnień do emisji CO2 poszybowały w górę w ostatnim czasie. Wczoraj minister Tchórzewski spotykał się z komisarzem ds. energii i zmian klimatycznych Miguelem Arias Canete i komisarz ds. pomocy publicznej Margrethe Vestager i zwracał uwagę na to zjawisko, prosząc jednocześnie pisemnie, by przyjrzeli się temu zjawisku ze strony ewentualnego uruchomienia mechanizmów przewidzianych w momencie, gdy w okresie określonego czasu następuje nagły wzrost, jak również prosił, by Komisja przy pomocy służb przyjrzała się, czy na rynku nie dochodziło do praktyk uzgodnionych, które miały na celu podwyższenie ceny w sposób bardziej znaczny, niż by to wynikało z fundamentalnych przesłanek” - powiedział Dąbrowski podczas kongresu energetycznego DISE.
Dodał, że na odpowiedź Komisji trzeba będzie chwilę poczekać.
Zauważył, że duży wzrost cen CO2 zaniepokoił nie tylko polski rząd, najprawdopodobniej do tego stanowiska przyłączą się także Rumunia, Grecja i Hiszpania.
"Zjawisko zostało zauważone, nie zostało zignorowane, został zasygnalizowany problem i miejmy nadzieję, że sytuacja wróci do normy” - powiedział wiceminister.
Dodał, że wszyscy się spodziewali, że cena uprawnień może rosnąć, ale tempo wzrostu przekroczyło oczekiwania.
W popołudniowym komunikacie prasowym resort energii poinformował, że podczas spotkania z komisarz Margrethe Vestager minister Krzysztof Tchórzewski poruszył aktualnie prowadzone przez Ministerstwo Energii sprawy w zakresie pomocy publicznej. Rozmowa dotyczyła w szczególności elementów wymaganych do uzyskania pozytywnej decyzji notyfikacyjnej dla ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji oraz kwestii procesu notyfikacji pakietu na rzecz czystego transportu.
Natomiast w rozmowie z komisarzem Miguelem Canete zostały omówione przede wszystkim kwestie stanu prac przygotowawczych nad Krajowym Planem na rzecz energii i klimatu. Poruszone zostały również możliwości zapewnienia środków finansowych w negocjowanej obecnie na forum Unii Europejskiej Nowej Perspektywie Finansowej po 2021 r., na potrzeby sektora energetyki, a także transformacji strukturalnej regionów węglowych w kontekście Śląska.
"Ministerstwo Energii przywiązuje dużą wagę do aktywnej i konsekwentnej współpracy oraz dialogu z Komisją Europejską. Jesteśmy w stałym kontakcie i staramy się na bieżąco uzgadniać wyzwania związane z polskim sektorem energetycznym. Cieszymy się, że nasz głos jest uwzględniany przez partnerów europejskich" – powiedział cytowany w komunikacie minister Tchórzewski, podsumowując przeprowadzone konsultacje z Komisją Europejską.
"Z niepokojem patrzę jednak na bardzo szybki wzrost cen uprawnień do emisji CO2. Wydaje się, że taka sytuacja w krótkim okresie może być skutkiem zamierzonych działań rynkowych, co wpływa niekorzystnie na ceny energii elektrycznej w Polsce. Przekazałem na ręce komisarzy Margrethe Vestager i Miguela Canete pismo z prośbą o zbadanie tej sprawy" - dodał minister energii.
Ceny uprawnień do emisji CO2 gwałtownie rosną na giełdzie w Londynie od kilku miesięcy. Jeszcze na początku roku kosztowały kilka euro, a we wrześniu ceny CO2 wzrosły do 25 euro i są tym samym najwyższe od dekady. W opinii wielu ekspertów ceny CO2 w dalszym ciągu mogą rosnąć.
O zamiarze podjęcia rozmów z Komisją Europejską na temat sytuacji na rynku CO2 minister Tchórzewski poinformował po raz pierwszy tydzień temu w rozmowie z PAP Biznes. Zauważył on wtedy, że w niektórych państwach unijnych są duże firmy, które mogą skupować uprawnienia do emisji CO2 z wyprzedzeniem i dyktować ceny. Dodał, że to, iż świadectwa są handlowane bezpośrednio na terenie całej UE stawia Polskę w trudniejszej sytuacji, bo nasza siła nabywcza jest mniejsza.
Rosnące ceny CO2 negatywnie wpływają na wyniki finansowe m.in. polskich koncernów energetycznych. Minister Tchórzewski zapewnił w czwartkowym komunikacie, że gospodarstwom domowym nie grożą jednak podwyżki cen energii.
Tymczasem w środę prezes Urzędu Regulacji Energetyki Maciej Bando, który wkrótce ma zatwierdzić taryfy na 2019 roku, zasygnalizował, że w sytuacji rosnących cen energii może być zmuszony zadbać o interesy przedsiębiorstw energetycznych przy ustalaniu wysokości taryfy G (dla gospodarstw domowych) na 2019 rok.
Prezes URE pytany przez dziennikarzy w kuluarach Kongresu Energetycznego DISE we Wrocławiu, jaka będzie decyzja Urzędu w sprawie wysokości taryfy G dla gospodarstw domowych w sytuacji rosnących cen energii odpowiedział: "Chodzi nie tylko o dbałość o grupę G. Dzisiaj też trzeba zadbać o przedsiębiorstwa, które mogą być zmuszane, by nie przynosić wniosków o podwyżki taryf, co jest absurdalne, ale są takie sygnały. Regulator równoważy interesy. Może zajść taka sytuacja, że trzeba będzie szalę przechylić w stronę przedsiębiorstwa". (PAP Biznes)
pel/ pr/ osz/
- 20.09.2018 08:52
Ipopema obawia się, że zamiast podwyżki taryfy G może zostać odwołany szef URE (opinia)
20.09.2018 08:52Ipopema obawia się, że zamiast podwyżki taryfy G może zostać odwołany szef URE (opinia)
W środę indeks WIG Energia poszedł w górę o 4,55 proc. i znalazł się najwyżej od 4 września. Był to najwyższy dzienny wzrost od 7 grudnia 2017 roku.
Prezes URE Maciej Bando poinformował w środę, że Urząd Regulacji Energetyki w sytuacji rosnących cen energii może być zmuszony zadbać o interesy przedsiębiorstw energetycznych przy ustalaniu wysokości taryfy G (dla gospodarstw domowych).
Po tej informacji PGE poszła w górę o 5,1 proc., Energa zwyżkowała o 6,7 proc., Tauron zyskał 5,4 proc., a Enea wzrosła o 2,7 proc.
"Jest to kolejny sygnał wysyłany przez regulatora, że prawdopodobnie zaakceptuje podwyżki cen energii elektrycznej dla klientów taryfy G. Szacujemy, że cena musiałaby wzrosnąć średnio o co najmniej 15-20 proc., aby przenieść podwyżki cen energii elektrycznej na klientów detalicznych. Może to być trudne do osiągnięcia, zwłaszcza, że znajdujemy się przed serią wyborów politycznych" - ocenili analitycy Ipopema Securities w raporcie porannym.
"Obawiamy się, że zamiast tego szef URE może zostać odwołany. Miało to już miejsce w 2007 roku, kiedy ówczesny szef URE zaproponował zniesienie regulacji dla klientów detalicznych" - dodali.
Analitycy szacują, że w przypadku braku podwyżek cen dla taryfy G w 2019 roku, PGE dotknęłaby strata z tego tytułu w wysokości 273 mln zł (0,15 zł na akcję), Tauron 290 mln zł (0,17 zł na akcję), Eneę 134 mln zł (0,30 zł za akcję), a Energę 161 mln zł (0,39 zł za akcję). (PAP Biznes)
sar/ gor/
- 19.09.2018 16:02
URE może być zmuszony zadbać o interes firm energetycznych przy ustalaniu taryf - prezes (opis)
19.09.2018 16:02URE może być zmuszony zadbać o interes firm energetycznych przy ustalaniu taryf - prezes (opis)
Prezes URE pytany przez dziennikarzy w kuluarach Kongresu Energetycznego DISE we Wrocławiu, jaka będzie decyzja Urzędu w sprawie wysokości taryfy G dla gospodarstw domowych w sytuacji rosnących cen energii odpowiedział: "Chodzi nie tylko o dbałość o grupę G. Dzisiaj też trzeba zadbać o przedsiębiorstwa, które mogą być zmuszane, by nie przynosić wniosków o podwyżki taryf, co jest absurdalne, ale są takie sygnały. Regulator równoważy interesy. Może zajść taka sytuacja, że trzeba będzie szalę przechylić w stronę przedsiębiorstwa".
"Zobaczymy, co spółki przyniosą we wnioskach taryfowych" - dodał.
Od dłuższego czasu ceny energii rosną, również z powodu wzrostu cen CO2, a zdaniem ekspertów wzrosty cen nie są zjawiskiem chwilowym. Ich zdaniem ceny prawdopodobnie będą rosły z powodu konieczności realizacji inwestycji w sektorze.
"Nie wydaje się niestety, by (wzrosty cen energii – przyp. PAP Biznes) były chwilowe” - powiedział Jarosław Dybowski, dyrektor wykonawczy PKN Orlen ds. energetyki podczas debaty na Kongresie Energetycznym DISE.
"Jeśli chodzi o wyzwania stojące przed energetyką, nakłady, jakie trzeba ponieść, to w długim okresie czasu, niezależnie od wzrostu cen CO2, ale ze względu na przeniesienie koniecznych nakładów inwestycyjnych, prawdopodobnie ceny będą tylko i wyłącznie rosły” - dodał.
Prezes URE Maciej Bando zauważył, że wzrosty cen energii najbardziej dotykają sektor małych i średnich przedsiębiorstw.
„Drobni i średni przedsiębiorcy są najbardziej dotknięci wszelkimi zmianami na rynku. To ta grupa docelowa, która miała tworzyć i rozwijać polską gospodarkę, a w rzeczywistości to jest ta grupa, którą najbardziej dotykają wzrosty cen, to ta grupa, która w najbliższych miesiącach może czuć się kolejny raz rozczarowana i zawiedziona” - powiedział Bando podczas panelu.
Prezes zaapelował do przedsiębiorstw energetycznych: „Pamiętajcie, że nie można obciążać grupy C kosztem innych, bo to trzon rozwoju gospodarczego”.
Bando ocenił podczas kongresu DISE, że polski model rynku energetycznego jest przestarzały i wymaga zmian.
„Zacznijmy wreszcie rozmawiać o modelu rynku. Obecnie obowiązujący model rynku jest modelem przestarzałym. (...) Miejmy odwagę powiedzieć, że należy go zmienić, należy wejść z bilansowaniem zdecydowanie niżej, na sektor dystrybucji, należy przebudować zupełnie usługi systemowe” - powiedział prezes URE. (PAP Biznes)
pel/ pr/ asa/
- 19.09.2018 14:46
URE może być zmuszony zadbać o interes firm energetycznych przy ustalaniu taryf - prezes
19.09.2018 14:46URE może być zmuszony zadbać o interes firm energetycznych przy ustalaniu taryf - prezes
Prezes URE pytany przez dziennikarzy w kuluarach Kongresu Energetycznego DISE we Wrocławiu, jaka będzie decyzja Urzędu w sprawie wysokości taryfy G dla gospodarstw domowych w sytuacji rosnących cen energii odpowiedział:
"Chodzi nie tylko o dbałość o grupę G. Dzisiaj też trzeba zadbać o przedsiębiorstwa, które mogą być zmuszane, by nie przynosić wniosków o podwyżki taryf, co jest absurdalne, ale są takie sygnały. Regulator równoważy interesy. Może zajść taka sytuacja, że trzeba będzie szalę przechylić w stronę przedsiębiorstwa".
"Zobaczymy, co spółki przyniosą we wnioskach taryfowych" - dodał.
Od dłuższego czasu ceny energii rosną, również z powodu wzrostu cen CO2, a zdaniem ekspertów wzrosty cen nie są zjawiskiem chwilowym. Ich zdaniem ceny prawdopodobnie będą rosły z powodu konieczności realizacji inwestycji w sektorze.
"Nie wydaje się niestety, by (wzrosty cen energii – przyp. PAP Biznes) były chwilowe” - powiedział Jarosław Dybowski, dyrektor wykonawczy PKN Orlen ds. energetyki podczas debaty na Kongresie Energetycznym DISE.
"Jeśli chodzi o wyzwania stojące przed energetyką, nakłady, jakie trzeba ponieść, to w długim okresie czasu, niezależnie od wzrostu cen CO2, ale ze względu na przeniesienie koniecznych nakładów inwestycyjnych, prawdopodobnie ceny będą tylko i wyłącznie rosły” - dodał. (PAP Biznes)
pel/ pr/ gor/
- 17.09.2018 14:59
PKO BP chce zmiany modelu finansowania energii wiatrowej przez banki
17.09.2018 14:59PKO BP chce zmiany modelu finansowania energii wiatrowej przez banki
"Bardzo ważnym elementem dla całej branży będzie kwestia znalezienia nowego modelu finansowania przez banki inwestycji w wiatraki czy projekty offshore, po pewnym zachwianiu zaufania do dotychczasowego modelu na skutek pozwów, które zostały wniesione przez jednego z operatorów" - powiedział w poniedziałek dziennikarzom wiceprezes Papierski.
"Musimy z partnerami z branży energetycznej wypracować model, który rozwieje wątpliwości narosłe po ubiegłorocznych wydarzeniach i pozwoli dalej wspierać branżę w inwestycjach w wiatraki" - dodał.
Rok temu Energa-Obrót z grupy Energa zaprzestała realizacji 22 niekorzystnych dla spółki ramowych umów sprzedaży zielonych certyfikatów i złożyła wnioski do sądu o stwierdzenie ich nieważności, powołując się na brak zastosowania trybu zamówień publicznych przy ich zawieraniu.
Energa informowała wtedy, że umowy były dla grupy "skrajnie niekorzystne". Energa oszacowała roszczenia z tego tytułu w ciągu trzech lat na ok. 600 mln zł.
Kontrahenci, przeciwko którym wszczęto wtedy postępowania to: Relax Wind Park, Megawatt Baltica, Zajączkowo Windfarm (Mitsui), Eolica Kisielice, PGE Energia Odnawialna, C&C; Wind, Boryszewo Wind Invest, Jeżyczki Wind Invest, Wind Invest, Stary Jarosław Wind Invest, Livingstone (dawniej: Megawat Kanin), Krupy Wind Invest, PGE Energia Natury, Windvest Poland, Nidzica, Sagittarius Solutions, EW Czyżewo, EOL, Wielkopolskie Elektrownie Wiatrowe, EW Koźmin, Wiatrowa Baltica.
Papierski poinformował, że fundamentalna z perspektywy banków jest sztywna umowa off take (odkupu), która stanowi o stabilności i pewności danego modelu kredytowego dla inwestycji.
"Z perspektywy banków wydawało się, że te umowy są niepodważalne, została jednak podjęta próba podważenia niektórych z nich. Zobaczymy, jak zakończy się ten proces, bo on jeszcze nie został zakończony. Jak to się stanie, będzie dobry czas, żeby wypracować nowy model finansowania, który w przyszłości nie będzie skutkować tego typu zdarzeniami, który z perspektywy odbiorcy energii może jest zrozumiały, ale z perspektywy banków jest nie do zaakceptowania" - powiedział wiceprezes PKO BP.
"Brak sztywności umów jest dużą ułomnością. Chodzi o znalezienie pewnej formuły prawnej, która spowoduje, że stosowane dotychczas mechanizmy nie będą podważane" - dodał. (PAP Biznes)
pr/ osz/
- 13.09.2018 10:59
W październiku planowane fizyczne rozpoczęcie budowy Ostrołęki C - Tchórzewski, ME
13.09.2018 10:59W październiku planowane fizyczne rozpoczęcie budowy Ostrołęki C - Tchórzewski, ME
"Wszystko idzie normalnym trybem. W październiku powinno być fizyczne rozpoczęcie budowy" - powiedział PAP Biznes minister Tchórzewski.
Pytany, czy w finansowanie Ostrołęki C powinny się włączyć jeszcze jakieś spółki, odpowiedział: "Wydaje się, że nie ma potrzeby".
4 września Energa i Enea poinformowały o podpisaniu porozumienia z Funduszem Inwestycyjnym Zamkniętym Aktywów Niepublicznych Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt budowy elektrowni Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł.
Zgodnie z określoną wstępną strukturą finansowania projektu, łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energę i Eneę (po 1 mld zł), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez te spółki przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej, oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez fundusz. Pozostała kwota przypadać ma na pozostałe formy finansowania. Prezes Enei Mirosław Kowalik informował, że prowadzone są rozmowy z bankami.
Minister Tchórzewski, pytany, czy FIZAN Energia ma już zagwarantowane środki na potencjalną inwestycję w Ostrołękę C, odpowiedział: "Banki nie uznałyby wejścia funduszu, gdyby nie miał gwarancji pieniędzy. Ten 1 mld zł jest już zebrany".
"Pieniędzy na rynku, które chciałyby być bezpiecznie ulokowane jest w Polsce sporo" - dodał.
FIZAN Energia to fundusz zarządzany przez TFI Energia, którego jedynym akcjonariuszem jest PGE. Rzecznik PGE informował PAP Biznes, że PGE nie jest inwestorem w FIZAN Energia.
12 lipca Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea, podpisała umowę z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW. Wartość kontraktu wyniosła 6,02 mld zł brutto, czyli 5,05 mld zł netto. Podpisanie tej umowy nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (NTP).
Na początku września walne zgromadzenie Energi wyraziło kierunkową zgodę na przystąpienie wraz z Eneą do realizacji projektu Ostrołęka C, polegającego na przygotowaniu, budowie i eksploatacji bloku. Walne zgromadzenie Enei w tym samym celu zwołane jest na 24 września.
Planuje się, że projekt Ostrołęka C będzie brał udział w rynku mocy. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 13.09.2018 08:15
Trwa dyskusja m.in. nad obniżeniem opłat na TGE w związku z 100 proc. obligiem - ME
13.09.2018 08:15Trwa dyskusja m.in. nad obniżeniem opłat na TGE w związku z 100 proc. obligiem - ME
Ministerstwo Energii zaproponowało projekt zmian legislacyjnych wprowadzających 100 proc. obliga giełdowego dla energii elektrycznej, z wyłączeniem kogeneracji i energii ze źródeł odnawialnych.
"Wyjaśniono, że warunki utrzymywania zabezpieczeń finansowych i uczestnictwa w giełdzie, są obecnie dyskutowane pomiędzy IRGIT, TGE oraz wytwórcami energii elektrycznej. Zaznaczono, że przedmiotowa dyskusja uwzględnia projektowany wzrost obliga. ME uczestniczy w rozmowach z wyżej wskazanymi podmiotami" - napisano.
Jak podał resort energii główne kwestie problemowe zgłaszane w ramach konsultacji przez branżę polegały m.in na wprowadzeniu rozwiązań zapewniających, by stawki opłat giełdowych ustalane były na poziomie odpowiadającym pokryciu wyłącznie uzasadnionych kosztów działalności TGE oraz IRGiT oraz zapewniającym ochronę uczestników obrotu przed bezzasadnie wysokim poziomem stawek tych opłat.
Branża chciała też, aby umieszczono w uzasadnieniu projektu oraz w Ocenie Skutków Regulacji informacji o potrzebie zmian systemu gwarantowania przez IRGiT rozliczeń zawieranych na TGE, transakcji na energię elektryczną, proponując powrót do dyskusji nad funkcjonującym w przeszłości rozwiązaniem, polegającym na przyznaniu przez IRGIT wytwórcom energii współczynnika obniżenia zabezpieczenia do 50 proc. (PAP Biznes)
map/ ana/
- 11.09.2018 19:36
Kolejny sprzedawca energii, Energetyczne Centrum, kończy działalność
11.09.2018 19:36Kolejny sprzedawca energii, Energetyczne Centrum, kończy działalność
We wtorek Energetyczne Centrum poinformowało na swojej stronie internetowej, że "pomimo wdrażanych intensywnie od kilku miesięcy procesów restrukturyzujących, nie może dalej prowadzić koncesjonowanej działalności w sposób stabilny i przewidywalny" oraz że we wtorek, 11 września, zaprzestaje świadczenia usług sprzedaży energii elektrycznej.
Kilka dni temu, 7 września, podobny komunikat wystosowała spółka Energia dla firm.
Właścicielem obu firm jest Polski Fundusz Energetyczny FIZAN.
Kilka miesięcy temu Energetyczne Centrum informowało, że ma prawie 150 tys. klientów.
Klienci obu spółek przechodzą na tzw. sprzedaż rezerwową, co oznacza, że zachowają ciągłość dostaw energii, a ich sprzedawcą zostanie tzw. sprzedawca rezerwowy wyznaczony na terenie Operatora Systemu Dystrybucyjnego.
Jak podały obie spółki w komunikatach, ceny sprzedaży rezerwowej mogą być jednak wyższe od cen dotychczasowych, w standardowych taryfach.
Do jak najszybszego wyboru nowego sprzedawcy energii przekonują inne spółki obrotu. Komunikaty skierowane do klientów, którzy stracili sprzedawcę, wystosowali Tauron, Energa czy Fortum.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 05.09.2018 12:43
ENERGA SA (43/2018) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENERGA SA w dniu 3 września 2018 roku
05.09.2018 12:43ENERGA SA (43/2018) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENERGA SA w dniu 3 września 2018 roku
Zarząd ENERGA SA ("Spółka") zawiadamia, iż na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki ("NWZ") w dniu 3 września 2018 roku, jedynym akcjonariuszem posiadającym co najmniej 5% głosów był Skarb Państwa, któremu przysługiwało 358 254 317 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 84,82% w liczbie głosów uczestniczących w NWZ i odpowiadało 64,09% ogólnej liczby głosów w Spółce.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 04.09.2018 22:33
PGE nie jest inwestorem FIZAN Energia - rzecznik PGE
04.09.2018 22:33PGE nie jest inwestorem FIZAN Energia - rzecznik PGE
"PGE nie jest inwestorem FIZAN Energia" - powiedział PAP Biznes Szczepaniuk.
Energa i Enea podpisały we wtorek porozumienie z FIZAN Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt budowy elektrowni Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł - poinformowały spółki w komunikatach.
FIZAN Energia to fundusz zarządzany przez TFI Energia, którego jedynym akcjonariuszem jest PGE.
"To nie byłyby środki PGE" - powiedziała PAP Biznes osoba zbliżona do PGE.
W komunikacie podano, że w treści porozumienia określono wstępną strukturę finansowania projektu, gdzie łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energa SA i Enea SA (po 1 mld zł), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez Energa SA i Enea SA przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej z funduszem, oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez fundusz, a pozostała kwota przypadać będzie na pozostałe formy finansowania.
Enea i Energa podały w komunikatach, że zaangażowanie się tego funduszu w projekt jest uzależnione od spełnienia się szeregu warunków o charakterze prawnym, korporacyjnym i finansowym, w tym od sytuacji rynkowej.
Mirosław Kowalik, prezes Enei poinformował we wtorek, że ta decyzja dywersyfikuje ryzyko i przybliża do zamknięcia finansowania projektu.
Dodał, że prace nad przygotowaniem modelu finansowania inwestycji są kontynuowane, a na pytanie, kiedy powinien on być gotowy, odpowiedział, że do końca roku.
Prezes pytany o wymienione w komunikacie "pozostałe formy finansowania" poinformował, że prowadzone są rozmowy z bankami.
Zgodnie z wtorkowym komunikatem porozumienie obowiązuje do 30 listopada 2018 roku. Spółki podały, że zostało ono zawarte w związku z postępowaniem o uzyskanie certyfikatu warunkowego uprawniającego do udziału w aukcji głównej w ramach rynku mocy.
"Porozumienie stanowi wyłącznie zobowiązanie do prowadzenia negocjacji w dobrej wierze dotyczących zawarcia przez Fundusz z Energa SA, Enea SA oraz spółką umowy inwestycyjnej, bądź przystąpienia funduszu do obecnie obowiązującej umowy inwestycyjnej (...)" - napisano w komunikatach.
Na początku września walne zgromadzenie Energi wyraziło kierunkową zgodę na przystąpienie wraz z Eneą do realizacji projektu Ostrołęka C, polegającego na przygotowaniu, budowie i eksploatacji bloku energetycznego o mocy brutto około 1000 MWe. Walne zgromadzenie Enei w tym samym celu zwołane jest na 24 września.
12 lipca Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea, podpisała umowę z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW. (PAP Biznes)
pel/ mj/
- 04.09.2018 20:02
Energa i Enea mają porozumienie z FIZAN Energia ws. zaangażowania do 1 mld zł w Ostrołękę C (opis3)
04.09.2018 20:02Energa i Enea mają porozumienie z FIZAN Energia ws. zaangażowania do 1 mld zł w Ostrołękę C (opis3)
"W treści Porozumienia określono wstępną strukturę finansowania Projektu, gdzie łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energa SA i Enea SA (po 1 mld zł), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez Energa SA i Enea SA przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej z funduszem, oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez fundusz, a pozostała kwota przypadać będzie na pozostałe formy finansowania" - napisano w komunikatach Energi i Enei.
FIZAN Energia to fundusz zarządzany przez TFI Energia, którego jedynym akcjonariuszem jest PGE.
"To nie byłyby środki PGE" - powiedziała PAP Biznes osoba zbliżona do PGE.
Spółki podały w komunikatach, że zaangażowanie się tego funduszu w projekt jest uzależnione od spełnienia się szeregu warunków o charakterze prawnym, korporacyjnym i finansowym, w tym od sytuacji rynkowej.
"To dobra wiadomość, bo dywersyfikuje ryzyko i przybliża nas do zamknięcia finansowania projektu” - powiedział we wtorek dziennikarzom w Krynicy Mirosław Kowalik, prezes Enei.
Dodał, że prace nad przygotowaniem modelu finansowania inwestycji są kontynuowane, a na pytanie, kiedy powinien on być gotowy, odpowiedział, że do końca roku.
Prezes pytany o wymienione w komunikacie "pozostałe formy finansowania" poinformował, że prowadzone są rozmowy z bankami.
Zgodnie z wtorkowym komunikatem porozumienie obowiązuje do 30 listopada 2018 roku. Spółki podały, że zostało ono zawarte w związku z postępowaniem o uzyskanie certyfikatu warunkowego uprawniającego do udziału w aukcji głównej w ramach rynku mocy.
"Porozumienie stanowi wyłącznie zobowiązanie do prowadzenia negocjacji w dobrej wierze dotyczących zawarcia przez Fundusz z Energa SA, Enea SA oraz spółką umowy inwestycyjnej, bądź przystąpienia funduszu do obecnie obowiązującej umowy inwestycyjnej (...)" - napisano w komunikatach.
Na początku września walne zgromadzenie Energi wyraziło kierunkową zgodę na przystąpienie wraz z Eneą do realizacji projektu Ostrołęka C, polegającego na przygotowaniu, budowie i eksploatacji bloku energetycznego o mocy brutto około 1000 MWe. Walne zgromadzenie Enei w tym samym celu zwołane jest na 24 września.
12 lipca Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea, podpisała umowę z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW. (PAP Biznes)
seb/ pel/ osz/
- 04.09.2018 19:32
Powiązany z PGE FIZAN Energia może zainwestować w Ostrołękę C do 1 mld zł - Energa (opis2)
04.09.2018 19:32Powiązany z PGE FIZAN Energia może zainwestować w Ostrołękę C do 1 mld zł - Energa (opis2)
FIZAN Energia to fundusz zarządzany przez TFI Energia, którego jedynym akcjonariuszem jest PGE.
"W treści Porozumienia określono wstępną strukturę finansowania Projektu, gdzie łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energa SA i Enea SA (po 1 mld zł), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez Energa SA i Enea SA przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej z funduszem, oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez fundusz, a pozostała kwota przypadać będzie na pozostałe formy finansowania" - napisano w komunikatach Energi i Enei.
Zaangażowanie się funduszu w projekt jest uzależnione od spełnienia się szeregu warunków o charakterze prawnym, korporacyjnym i finansowym, w tym od sytuacji rynkowej.
"To dobra wiadomość, bo dywersyfikuje ryzyko i przybliża nas do zamknięcia finansowania projektu” - powiedział we wtorek dziennikarzom w Krynicy Mirosław Kowalik, prezes Enei.
Dodał, że prace nad przygotowaniem modelu finansowania inwestycji są kontynuowane, a na pytanie, kiedy powinien on być gotowy, odpowiedział, że do końca roku.
Prezes pytany o wymienione w komunikacie "pozostałe formy finansowania" poinformował, że prowadzone są rozmowy z bankami.
Zgodnie z wtorkowym komunikatem porozumienie obowiązuje do 30 listopada 2018 roku. Spółki podały, że zostało ono zawarte w związku z postępowaniem o uzyskanie certyfikatu warunkowego uprawniającego do udziału w aukcji głównej w ramach rynku mocy.
"Porozumienie stanowi wyłącznie zobowiązanie do prowadzenia negocjacji w dobrej wierze dotyczących zawarcia przez Fundusz z Energa SA, Enea SA oraz spółką umowy inwestycyjnej, bądź przystąpienia funduszu do obecnie obowiązującej umowy inwestycyjnej (...)" - napisano w komunikatach.
Na początku września walne zgromadzenie Energi wyraziło kierunkową zgodę na przystąpienie wraz z Eneą do realizacji projektu Ostrołęka C, polegającego na przygotowaniu, budowie i eksploatacji bloku energetycznego o mocy brutto około 1000 MWe. Walne zgromadzenie Enei w tym samym celu zwołane jest na 24 września.
12 lipca Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea, podpisała umowę z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW. (PAP Biznes)
seb/ pel/ osz/
- 04.09.2018 18:57
Powiązany z PGE FIZAN Energia może zainwestować w Ostrołękę C do 1 mld zł - Energa (opis)
04.09.2018 18:57Powiązany z PGE FIZAN Energia może zainwestować w Ostrołękę C do 1 mld zł - Energa (opis)
FIZAN Energia to fundusz zarządzany przez TFI Energia, którego jedynym akcjonariuszem jest PGE.
"W treści Porozumienia określono wstępną strukturę finansowania Projektu, gdzie łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energa SA i Enea SA (po 1 mld zł), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez Energa SA i Enea SA przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej z funduszem, oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez fundusz, a pozostała kwota przypadać będzie na pozostałe formy finansowania" - napisano w komunikacie.
Energa podała, że zaangażowanie się funduszu w projekt jest uzależnione od spełnienia się szeregu warunków o charakterze prawnym, korporacyjnym i finansowym, w tym od sytuacji rynkowej.
Porozumienie obowiązuje do 30 listopada 2018 roku.
"Porozumienie stanowi wyłącznie zobowiązanie do prowadzenia negocjacji w dobrej wierze dotyczących zawarcia przez Fundusz z Energa SA, Enea SA oraz spółką umowy inwestycyjnej, bądź przystąpienia funduszu do obecnie obowiązującej umowy inwestycyjnej (...)" - napisano w komunikacie.
Na początku września walne zgromadzenie Energi wyraziło kierunkową zgodę na przystąpienie wraz z Eneą do realizacji projektu Ostrołęka C, polegającego na przygotowaniu, budowie i eksploatacji bloku energetycznego o mocy brutto około 1000 MWe. Walne zgromadzenie Enei w tym samym celu zwołane jest na 24 września.
12 lipca Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea, podpisała umowę z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW. (PAP Biznes)
seb/ osz/
- 04.09.2018 18:35
Energa i Enea podpisały porozumienie z FIZAN Energia ws. zaangażowania do 1 mld zł w Ostrołękę C
04.09.2018 18:35Energa i Enea podpisały porozumienie z FIZAN Energia ws. zaangażowania do 1 mld zł w Ostrołękę C
"W treści Porozumienia określono wstępną strukturę finansowania Projektu, gdzie łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do Spółki przez Energa SA i Enea SA (po 1 mld zł), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez Energa SA i Enea SA przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej z Funduszem, oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez fundusz, a pozostała kwota przypadać będzie na pozostałe formy finansowania" - napisano w komunikacie.
Energa podała, że zaangażowanie się funduszu w projekt jest uzależnione od spełnienia się szeregu warunków o charakterze prawnym, korporacyjnym i finansowym, w tym od sytuacji rynkowej. (PAP Biznes)
seb/ osz/
- 04.09.2018 18:09
ENERGA SA (42/2018) Podpisanie Porozumienia ws. potencjalnego zaangażowania kapitałowego Funduszu Inwestycyjnego Zamkniętego Aktywów Niepublicznych Energia w projekt budowy elektrowni Ostrołęka C
04.09.2018 18:09ENERGA SA (42/2018) Podpisanie Porozumienia ws. potencjalnego zaangażowania kapitałowego Funduszu Inwestycyjnego Zamkniętego Aktywów Niepublicznych Energia w projekt budowy elektrowni Ostrołęka C
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 44/2016 z 30 listopada 2016 roku, Zarząd ENERGA S.A. ("Emitent") informuje, że 4 września 2018 roku zostało zawarte porozumienie pomiędzy ENERGA S.A., ENEA S.A., Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. ("Spółka"), a Funduszem Inwestycyjnym Zamkniętym Aktywów Niepublicznych Energia ("Fundusz"), w zakresie zaangażowania kapitałowego Funduszu (poprzez objęcie udziałów w kapitale zakładowym Spółki) w realizowany przez Spółkę projekt przygotowania, budowy i eksploatacji bloku energetycznego, o mocy brutto około 1000 MW, opalanego węglem kamiennym ("Porozumienie", "Projekt").
Zaangażowanie się Funduszu w Spółkę jest uzależnione od spełnienia się szeregu warunków o charakterze prawnym, korporacyjnym i finansowym, w tym od sytuacji rynkowej. Porozumienie stanowi wyłącznie zobowiązanie do prowadzenia negocjacji w dobrej wierze dotyczących zawarcia przez Fundusz z ENERGA S.A., ENEA S.A. oraz Spółką umowy inwestycyjnej, bądź przystąpienia Funduszu do obecnie obowiązującej umowy inwestycyjnej, o podpisaniu której Emitent informował w raporcie bieżącym nr 49/2016 z 8 grudnia 2016 roku. Porozumienie obowiązuje od dnia zawarcia do 30 listopada 2018 roku.
W treści Porozumienia określono wstępną strukturę finansowania Projektu, gdzie łącznie 2 mld PLN obejmuje kapitał wnoszony do Spółki przez ENERGA S.A. i ENEA S.A. (po 1 mld PLN), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez ENERGA S.A. i ENEA S.A. przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej z Funduszem, oraz maksymalnie 1 mld PLN kapitał wnoszony do Spółki przez Fundusz, a pozostała kwota przypadać będzie na pozostałe formy finansowania.
Porozumienie zostało zawarte w związku z postępowaniem o uzyskanie certyfikatu warunkowego uprawniającego Spółkę do udziału w aukcji głównej w ramach rynku mocy i może być w tym celu okazane PSE S.A.
Emitent poinformuje odrębnym raportem bieżącym o zawarciu umowy dotyczącej finansowania Projektu.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 03.09.2018 18:11
Akcjonariusze Energi zgodzili się na przystąpienie do realizacji projektu Ostrołęka C
03.09.2018 18:11Akcjonariusze Energi zgodzili się na przystąpienie do realizacji projektu Ostrołęka C
Walne zgromadzenie Enei w tym samym celu zwołane jest na 24 września.
Podjęcie przez walne Energi i Enei uchwał wyrażających zgodę na przystąpienie do etapu budowy jest jednym z warunków głosowania przez wspólników Elektrowni Ostrołęka za podjęciem uchwały w sprawie wyrażenia zgody na wydanie NTP. Do wydania NTP, poza kierunkową zgodą na przystąpienie do etapu budowy, wymagane są zgody rad nadzorczych Energi i Enei.
12 lipca Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea, podpisała umowę z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW.
Podpisanie tej umowy nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (NTP).
Planuje się, że projekt Ostrołęka C będzie brał udział w rynku mocy. Projekt przeszedł pomyślnie certyfikację ogólną. Jak poinformował wiceprezes Energi Jacek Kościelniak, nie otrzymano ze strony PSE żadnych uwag ani próśb o uzupełnienia.
Zgodnie z harmonogramem rynku mocy, certyfikacja do aukcji głównych potrwa od 5 września do 31 października 2018 r. Na 21 grudnia zaplanowano aukcję główną na okres dostaw od 2023 roku. (PAP Biznes)
pr/ asa/
- 03.09.2018 18:02
ENERGA SA (41/2018) Treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy Spółki ENERGA SA
03.09.2018 18:02ENERGA SA (41/2018) Treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy Spółki ENERGA SA
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd spółki ENERGA SA ("Spółka") przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy Spółki ("NWZ") w dniu
3 września 2018 roku wraz z wynikami głosowań. Jednocześnie Zarząd Spółki informuje, że NWZ nie odstąpiło od rozpatrywania żadnego z planowanych punktów porządku obrad oraz, iż podczas NWZ jeden z akcjonariuszy wniósł sprzeciw do protokołu obrad NWZ dot. uchwały nr 4.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 29.08.2018 08:53
Ostrołęka C będzie trwale nierentowna bez rynku mocy - Carbon Tracker (opinia)
29.08.2018 08:53Ostrołęka C będzie trwale nierentowna bez rynku mocy - Carbon Tracker (opinia)
"W oparciu o konserwatywne założenia, z naszego modelu finansowego wynika, że Ostrołęka C będzie trwale nierentowna bez przychodów z tytułu rynku mocy. W przypadku braku płatności z tytułu rynku mocy, im dłużej blok będzie działać, tym więcej pieniędzy straci. Przy założeniu, że nie będzie środków z rynku mocy, Ostrołęka C, jeśli zostanie wybudowana i nie będzie przedwcześnie zamknięta, może wygenerować w trakcie eksploatacji ujemny NPV na poziomie 1,7 mld euro" - napisano w raporcie Carbon Tracker.
Autorzy raportu zauważają, że nie ma gwarancji, iż Ostrołęka C otrzyma potrzebne środki z tytułu rynku mocy. Wskazują m.in. na trwające w Komisji Europejskiej prace nad przyszłym kształtem rynku energii elektrycznej w Europie, w tym nad kształtem przepisów dotyczących limitu emisyjności (550 g CO2/kWh), który miałby być warunkiem udziału w mechanizmach mocowych.
"Ostrołęka C stanowi jasne i oczywiste ryzyko dla inwestorów Energi i Enei. (...) Biorąc pod uwagę fakt, że planowana inwestycja jest prawie całkowicie zależna od przychodów z tytułu rynku mocy, które nie są zagwarantowane, uważamy, że jest ryzyko, iż Ostrołęka C zniszczy niepotrzebnie wartość dla akcjonariuszy" - napisano w raporcie.
12 lipca Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea, podpisała umowę z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW. Wartość kontraktu wyniosła 6,02 mld zł brutto, czyli 5,05 mld zł netto. Podpisanie tej umowy nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (NTP). Według wypowiedzi przedstawicieli udziałowców, trwają prace nad strukturą finansowania inwestycji.
Planuje się, że Ostrołęka C będzie brała udział w rynku mocy. Projekt przeszedł pomyślnie certyfikację ogólną.
Pierwsza synchronizacja nowego bloku przewidywana jest na 2023 rok.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 28.08.2018 21:59
Enea zwołała na 24 września walne w sprawie zgody na realizację projektu Ostrołęka C
28.08.2018 21:59Enea zwołała na 24 września walne w sprawie zgody na realizację projektu Ostrołęka C
Wcześniej walne zgromadzenie w tym samym celu zwołała na 3 września Energa.
Podjęcie przez walne Energi i Enei uchwał wyrażających zgodę na przystąpienie do etapu budowy jest jednym z warunków głosowania przez wspólników Elektrowni Ostrołęka za podjęciem uchwały w sprawie wyrażenia zgody na wydanie NTP. Do wydania NTP, poza kierunkową zgodą na przystąpienie do etapu budowy, wymagane są zgody rad nadzorczych Energi i Enei.
12 lipca Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea, podpisała umowę z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW.
Podpisanie tej umowy nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (NTP).
Planuje się, że projekt Ostrołęka C będzie brał udział w rynku mocy. Projekt przeszedł pomyślnie certyfikację ogólną. Jak poinformował wiceprezes Energi Jacek Kościelniak, nie otrzymano ze strony PSE żadnych uwag ani próśb o uzupełnienia.
Zgodnie z harmonogramem rynku mocy, certyfikacja do aukcji głównych potrwa od 5 września do 31 października 2018 r. Na 21 grudnia zaplanowano aukcję główną na okres dostaw od 2023 roku. (PAP Biznes)
pr/
- 16.08.2018 08:04
ME skierowało do uzgodnień projekt noweli Prawa energetycznego m.in. ws. zwiększenia obliga
16.08.2018 08:04ME skierowało do uzgodnień projekt noweli Prawa energetycznego m.in. ws. zwiększenia obliga
Projekt ustawy przewiduje, że wytwórca energii elektrycznej jest obowiązany sprzedawać wytworzoną energię na giełdach towarowych, na rynku organizowanym przez podmiot prowadzący na terytorium kraju rynek regulowany lub na zorganizowanej platformie obrotu prowadzonej przez spółkę prowadzącą w kraju giełdę towarową.
Obowiązek ten nie dotyczy energii elektrycznej: dostarczanej od przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się jej wytwarzaniem do odbiorcy końcowego za pomocą linii bezpośredniej; wytworzonej z odnawialnych źródeł energii; wytworzonej w kogeneracji ze średnioroczną sprawnością przemiany wyższą niż 52,5 proc.; zużywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem na potrzeby własne; niezbędnej do wykonywania przez operatorów systemów elektroenergetycznych ich zadań; wytworzonej w jednostce wytwórczej o łącznej mocy zainstalowanej nie wyższej niż 50 MWe.
Projekt zakłada, że prezes URE, na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego, zwalnia z tego obowiązku w jednostkach wytwórczych, które rozpoczęły wytwarzanie energii elektrycznej po raz pierwszy po dniu 1 lipca 2017 r. w przypadku energii: 1) sprzedawanej w ramach wykonywania długoterminowych umów zawartych przez spółki energetyczne z instytucjami finansowymi, w celu realizacji inwestycji wytwórczych, w tym w ramach długoterminowych umów z innymi niż instytucje finansowe podmiotami, zawartych w celu zabezpieczenia przychodów oraz 2) sprzedawanej w ramach wykonywania długoterminowych zobowiązań wynikających z umów zawartych ze wspólnikami/akcjonariuszami, także będącymi przedsiębiorstwami energetycznymi, w związku z udzielonym wytwórcy finansowaniem typu korporacyjnego z przeznaczeniem na realizację inwestycji wytwórczej.
Zwolnienie dotyczyć ma też energii wytwarzanej na potrzeby operatora systemu przesyłowego wykorzystywanej na potrzeby prawidłowego funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego.
Przedsiębiorstwa energetyczne mają przekazywać Prezesowi URE informacje o zawartych umowach, na podstawie których sprzedają wytworzoną energię elektryczną poza giełdą, w terminie 7 dni od dnia ich zawarcia. Na podstawie tych danych Prezes URE ogłaszać będzie średnią kwartalną cenę energii elektrycznej niepodlegającej obligu w terminie 14 dni od dnia zakończenia kwartału.
Resort podał w Ocenie Skutków Regulacji, że zasadniczym celem projektowanej regulacji, czyli podniesienia zakresu obowiązku sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej z 30 proc. do 100 proc. jest poprawa przejrzystości, zwiększenie płynności oraz przewidywalności na rynku energii elektrycznej.
"Wpływ giełdowego rynku energii na życie gospodarcze i sytuację obywateli jest tak duży, że nie można pozwolić na funkcjonowanie tego rynku w sposób nieprzejrzysty. Obecnie dochodzi do sytuacji, w których pionowo zintegrowane grupy energetyczne mogą handlować energią pomiędzy podmiotami wewnątrz swojej struktury, co skutkuje faktem, że znaczna część energii omija główny rynek giełdowy. Podwyższenie obliga, ma na celu zwiększenie płynności i przewidywalności na rynku energii elektrycznej. Proponowane rozwiązanie jest niezbędne do uzyskania pełnej transparentności hurtowego rynku energii elektrycznej oraz uzyskania oczekiwanych efektów" - napisano w uzasadnieniu projektu.
Przedstawiony projekt nowelizacji Prawa energetycznego obejmuje też m.in. propozycję uregulowania instytucji sprzedaży rezerwowej, czyli sprzedaży paliw gazowych lub energii elektrycznej do odbiorcy końcowego przyłączonego do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej lub gazowej lub do sieci przesyłowej gazowej realizowanej przez sprzedawcę rezerwowego w przypadku zaprzestania sprzedaży paliw gazowych lub energii elektrycznej przez dotychczasowego sprzedawcę.
Jak podał resort energii, proponowane zmiany ustawy Prawo energetyczne wynikają również z konieczności wdrożenia do polskiego porządku prawnego przyjmowanych na gruncie Unii Europejskiej Kodeksów Sieci i Wytycznych, stanowiących środki mające na celu budowę wspólnego, jednolitego rynku energii elektrycznej.
Uwagi do projektu, w ramach uzgodnień międzyresortowych, mają zostać zgłoszone do 17 sierpnia.
W załączniku przedstawiamy projekt wraz z uzasadnieniem i Oceną Skutków Regulacji.(PAP Biznes)
pel/ map/ gor/
- 10.08.2018 10:24
ENERGA SA (40/2018) Wniesienie pozwu o uchylenie uchwał Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
10.08.2018 10:24ENERGA SA (40/2018) Wniesienie pozwu o uchylenie uchwał Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
Zarząd Spółki ENERGA SA ("Spółka") informuje, że otrzymał informacyjnie od Akcjonariusza w dniu 9 sierpnia 2018 roku pozew Akcjonariusza (wraz z informacją o jego wniesieniu do Sądu Okręgowego w Gdańsku) o uchylenie uchwał podjętych na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki 27 czerwca 2018 roku, w sprawie:
- zatwierdzenia sprawozdania Zarządu z działalności ENERGA S.A. za rok obrotowy zakończony 31 grudnia 2017 roku,
- zatwierdzenia jednostkowego sprawozdania finansowego ENERGA S.A. za rok obrotowy zakończony 31 grudnia 2017 roku,
- udzielenia absolutorium poszczególnym członkom Zarządu ENERGA S.A., tj. Dariuszowi Kaśków, Mariuszowi Rędaszka, Grzegorzowi Ksepko, Przemysławowi Piesiewiczowi, Marioli Annie Zmudzińskiej, Jackowi Kościelniakowi, Alicji Barbarze Klimiuk i Danielowi Obajtkowi, z wykonywania przez nich obowiązków w roku zakończonym 31 grudnia 2017 roku,
- udzielenia absolutorium Przewodniczącej Rady Nadzorczej ENERGA S.A. Pauli Ziemieckiej - Księżak z wykonywania przez nią obowiązków w roku zakończonym 31 grudnia 2017 roku,
- zatwierdzenia sprawozdania Zarządu z działalności Grupy ENERGA za rok obrotowy zakończony 31 grudnia 2017 roku,
- zatwierdzenia skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy ENERGA. za rok obrotowy zakończony 31 grudnia 2017 roku.
W ocenie Spółki pozew jest bezzasadny i Spółka będzie wnosić o oddalenie powództwa.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 09.08.2018 15:09
Energa z optymizmem patrzy na perspektywy wyników w 2019 r.
09.08.2018 15:09Energa z optymizmem patrzy na perspektywy wyników w 2019 r.
„Patrzymy z optymizmem na wyniki przyszłego roku, pomimo trudnej sytuacji na rynku” - powiedział wiceprezes na czwartkowej konferencji.
Kościelniak wskazał na wysokie ceny uprawnień do emisji CO2 oraz wysokie hurtowe ceny energii, które negatywnie wpływają na segment sprzedaży.
Po pierwszym półroczu Energa ma 556 mln zł zysku netto jednostki dominującej wobec 484 mln zł zysku rok wcześniej, 1,161 mld zł EBITDA (wzrost o 2 proc. rdr) i 5,034 mld zł przychodów (spadek o 3 proc. rdr).
EBITDA segmentu Dystrybucja w I półroczu 2018 roku wyniosła 990 mln zł (wzrost o 6 proc. rdr), segmentu Wytwarzanie 168 mln zł (spadek o 5 proc. rdr), a segmentu Sprzedaż 57 mln zł wobec 11 mln zł zysku rok wcześniej. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 09.08.2018 14:59
Energa przewiduje, że model finansowania Ostrołęki C będzie gotowy "wkrótce"
09.08.2018 14:59Energa przewiduje, że model finansowania Ostrołęki C będzie gotowy "wkrótce"
Pytany na konferencji, kiedy można się spodziewać modelu finansowego dla projektu bloku Ostrołęka C, odpowiedział: "wkrótce".
12 lipca Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea, podpisała umowę z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW. Podpisanie tej umowy nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (NTP).
Na 3 września Energa zwołała NWZ w sprawie wyrażenia kierunkowej zgody na przystąpienie do etapu budowy Ostrołęki C, tj. etapu od czasu wydania przez Elektrownię Ostrołęka polecenia rozpoczęcia prac dla generalnego wykonawcy do czasu oddania bloku do komercyjnej eksploatacji.
Podjęcie przez walne Energi i Enei uchwał wyrażających zgodę na przystąpienie do etapu budowy jest jednym z warunków głosowania przez wspólników Elektrowni Ostrołęka za podjęciem uchwały w sprawie wyrażenia zgody na wydanie NTP. Do wydania NTP, poza kierunkową zgodą na przystąpienie do etapu budowy, wymagane są zgody rad nadzorczych Energi i Enei.
Planuje się, że projekt Ostrołęka C będzie brał udział w rynku mocy. Projekt przeszedł pomyślnie certyfikację ogólną. Jak poinformował wiceprezes Energi Jacek Kościelniak, nie otrzymano ze strony PSE żadnych uwag, ani próśb o uzupełnienia.
Zgodnie z harmonogramem rynku mocy, certyfikacja do aukcji głównych potrwa od 5 września do 31 października 2018 r. Na 21 grudnia zaplanowano aukcję główną na okres dostaw od 2023 roku. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 09.08.2018 14:13
Energa kontynuuje rozmowy z farmami wiatrowymi ws. potencjalnych ugód
09.08.2018 14:13Energa kontynuuje rozmowy z farmami wiatrowymi ws. potencjalnych ugód
"Zawarliśmy dotąd trzy ugody, które kończą wszelkie spory na tle nieważności CPA (umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia - przyp. PAP Biznes), powodują umorzenie wszczętych postępowań sądowych, kończą współpracę w oparciu o +stare+ umowy i otwierają ścieżkę do nowych umów o współpracę. (...) Jesteśmy przekonani, że to właściwa ścieżka, jesteśmy w rozmowach dotyczących kolejnych ugód" - powiedział na czwartkowej konferencji prezes Energi Obrót Dariusz Falkiewicz.
Dodał, że ugody dotyczą farm: Relax, Zajączkowo i Nidzica. Łączna moc obiektów, z którymi zawarto dotychczas ugody stanowi ponad 31 proc. łącznej mocy zainstalowanej wszystkich pozwanych farm wiatrowych.
Falkiewicz pytany o efekty finansowe zawartych ugód, odpowiedział: "Konsekwencje ugód są pozytywne. Każda zawarta ugoda ogranicza wcześniej szacowane koszty".
Energa Obrót otrzymała też trzy wyroki sądu arbitrażowego oddalające jej powództwa, co spowodowało konieczność kontynuowania współpracy na podstawie CPA. Energa szacowała, że w tym roku negatywny wpływ tych wyroków na wyniki wyniesie ok. 16 mln zł.
We wrześniu 2017 r. Energa Obrót zaprzestała realizacji 22 ramowych umów sprzedaży zielonych certyfikatów i złożyła wnioski do sądu o stwierdzenie ich nieważności, powołując się na brak zastosowania trybu zamówień publicznych przy ich zawieraniu. Informowała, że umowy były dla grupy "skrajnie niekorzystne". Szacuje roszczenia z tego tytułu w ciągu trzech lat na ok. 600 mln zł. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 09.08.2018 11:11
Energa nie zamierza występować do URE ws. podwyżek taryf
09.08.2018 11:11Energa nie zamierza występować do URE ws. podwyżek taryf
"Nie nosimy się z zamiarem występowania do URE o podwyższenie którejkolwiek z taryf. Robimy wszystko we własnym zakresie, mamy nasze programy poprawy efektywności" - powiedział Kościelniak podczas telekonferencji.
Prezes Energi Obrót Dariusz Falkiewicz poinformował, że jeśli chodzi o taryfy na lata kolejne, to spółka prowadzi analizy pod kątem budżetów i planów finansowych.
"Jeśli chodzi o taryfę G, to działamy pod silną presją konkurencji. Nie jest tak, że za każdym razem możemy występować do URE o podwyżkę taryfy" - powiedział Falkiewicz.
"Ceny energii i zielonych certyfikatów są wysokie. Gdybyśmy musieli dziś ją skalkulować, to musiałaby być wyższa niż dzisiejsza" - dodał Zbigniew Kinal, dyrektor Energa Obrót.
Poinformował, że spółka konkuruje nie tylko samą ceną energii.
"Dodatkowe pakiety usług i produktów są po to, żeby budować marżę" - powiedział dyrektor. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 09.08.2018 07:35
Wyniki operacyjne Energi w II kw.'18 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
09.08.2018 07:35Wyniki operacyjne Energi w II kw.'18 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
Wyniki operacyjne za II kwartał i I półrocze 2018:
Pozycja j.m. 2Q2018 2Q2017 Różnica YTD2018 YTD2017 Różnica Produkcja energii GWh 849 1039 -18% 1888 2062 -8% Produkcja ciepła TJ 549 767 -28% 2185 2399 -9% Sprzedaż energii razem, w tym: GWh 5598 5760 -3% 11816 11703 1% Sprzedaż energii detalicznej GWh 4754 5047 -6% 9998 10141 -1% Sprzedaż energii na rynku hurtowym GWh 844 714 18% 1818 1562 16% Dystrybucja energii GWh 5584 5396 3% 11440 11019 4% Wyniki grupy według głównych segmentów działalności (w mln zł):
mln zł 2Q2018 2Q2017 Różnica YTD2018 YTD2017 Różnica Dystrybucja Przychody 1 005 1 024 -2% 2 072 2 175 -5% EBITDA 481 400 20% 990 931 6% amortyzacja 189 190 -1% 377 381 -1% odpisy - - - - - - EBIT 292 210 39% 613 550 11% Zysk netto 210 144 46% 439 395 11% CAPEX 312 266 17% 534 435 23% Wytwarzanie Przychody 242 253 -4% 546 531 3% EBITDA 65 73 -11% 168 177 -5% amortyzacja 40 41 -2% 80 82 -2% odpisy -117 - 0% -117 - 0% EBIT 142 32 > 100% 205 95 > 100% Zysk netto 103 12 > 100% 144 46 > 100% CAPEX 46 28 64% 76 46 65% Sprzedaż Przychody 1 260 1 267 -1% 2 683 2 617 3% EBITDA 4 21 -81% 57 11 > 100% amortyzacja 10 11 -9% 20 22 -9% odpisy - - 0% - - 0% EBIT -6 10 < -100% 37 -11 > 100% Zysk netto -3 7 < -100% 35 -10 > 100% CAPEX 7 13 -46% 12 21 -43% (PAP Biznes)
pel/
- 09.08.2018 07:11
Zysk netto j.d. Energi w II kw. '18 wyniósł 281 mln zł wobec konsensusu 258,9 mln zł zysku (opis)
09.08.2018 07:11Zysk netto j.d. Energi w II kw. '18 wyniósł 281 mln zł wobec konsensusu 258,9 mln zł zysku (opis)
Zysk operacyjny grupy wyniósł w II kwartale 415 mln zł wobec 300 mln zł zysku rok wcześniej, gdzie największy wpływ na wynik EBIT rdr - jak podała spółka - miało odwrócenie odpisu aktualizującego wartość farm wiatrowych w segmencie Wytwarzania na łączną kwotę 117 mln zł. Na poziomie wyniku netto odwrócenie odpisu miało wpływ w wysokości 96 mln zł.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły w II kwartale 2,392 mld zł wobec 2,487 mld zł rok wcześniej.
Analitycy ankietowani przez PAP Biznes spodziewali się 382,1 mln zł zysku operacyjnego i 2,413 mld zł przychodów.
EBITDA wyniosła w II kwartale 535 mln zł i była zgodna z wcześniejszymi szacunkami spółki na poziomie 530 mln zł. Rok wcześniej EBITDA wynosiła 542 mln zł.
Największy udział w EBITDA grupy w II kwartale miała linia biznesowa Dystrybucja (90 proc.), natomiast udziały Wytwarzania i Sprzedaży wyniosły odpowiednio 12 proc. i 1 proc.
EBITDA segmentu Dystrybucja w II kwartale 2018 roku wyniosła 481 mln zł (wzrost o 20 proc. rdr), segmentu Wytwarzanie 65 mln zł (spadek o 11 proc. rdr), a segmentu Sprzedaż 4 mln zł wobec 21 mln zł zysku rok wcześniej. W segmencie Pozostałe spółka zanotowała 15 mln zł straty EBITDA wobec 48 mln zł zysku przed rokiem.
"Najwyższy wzrost EBITDA tj. o 81 mln zł do poziomu 481 mln zł, zanotowała Linia Biznesowa Dystrybucja, co było przede wszystkim efektem wyższej o 99 mln zł marży na dystrybucji (ze stratami sieciowymi). Wzrost marży skompensowany został spadkiem przychodów z przyłączy oraz wyższym niż w roku poprzednim poziomem kosztów OPEX (m. in. odpisów na należności). Pogorszenie EBITDA Linii Biznesowej Sprzedaż wynikało z dynamicznego i niespodziewanego wzrostu cen energii elektrycznej na rynku" - podała Energa w sprawozdaniu zarządu.
"Ponadto nastąpiło obniżenie EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie głównie w wyniku wzrostu kosztu zakupu uprawnień do emisji CO2, spowodowanego wzrostem cen rynkowych uprawnień do emisji oraz przyznaniem dla linii mniejszej puli darmowych uprawnień do produkcji na rok 2018" - dodano.
Z kolei spadek w ramach linii biznesowej Pozostałe i korekty wynika z efektu porównania z wysokim wynikiem EBITDA w II kwartale 2017 roku, w którym rozpoznano zysk z okazyjnego nabycia powstałego w związku ze wstępnym rozliczeniem nabycia akcji Polimeksu – Mostostal w wysokości 50 mln zł.
Po pierwszym półroczu Energa ma 556 mln zł zysku netto jednostki dominującej wobec 484 mln zł zysku rok wcześniej, 1,161 mld zł EBITDA (wzrost o 2 proc. rdr) i 5,034 mld zł przychodów (spadek o 3 proc. rdr).
Stan środków pieniężnych grupy na koniec czerwca 2018 roku wyniósł 3,19 mld zł i był wyższy o 951 mln zł w stosunku do stanu środków pieniężnych przed rokiem.
Grupa Energa zrealizowała w I półroczu inwestycje na poziomie 624 mln zł, z czego prawie 534 mln zł w segmencie dystrybucji.
Grupa Energa w I połowie 2018 r. wyprodukowała 1.888 GWh energii elektrycznej brutto wobec 2.062 GWh rok temu. Produkcja ciepła brutto wyniosła 2.185 TJ, spadek o 9 proc. rdr.
Łączny wolumen sprzedaży energii wyniósł 11.816 GWh wobec 11.703 GWh w I poł. 2017 r. Wolumen sprzedaży na rynku hurtowym wzrósł o 16 proc. do 1.818 GWh, podczas gdy wolumen sprzedaży detalicznej spadł o 1 proc. w stosunku do roku ubiegłego, do 9.998 GWh.
Z kolei wolumen dystrybuowanej energii wzrósł o 4 proc. rdr do 11.440 GWh.(PAP Biznes)
pel/
- 09.08.2018 06:47
Zysk netto j.d. Energi w II kw. '18 wyniósł 281 mln zł wobec konsensusu 258,9 mln zł zysku
09.08.2018 06:47Zysk netto j.d. Energi w II kw. '18 wyniósł 281 mln zł wobec konsensusu 258,9 mln zł zysku
EBITDA wyniosła w II kwartale 535 mln zł i była zgodna z wcześniejszymi szacunkami spółki na poziomie 530 mln zł. Rok wcześniej EBITDA wynosiła 542 mln zł.
Zysk operacyjny grupy wyniósł w II kwartale 415 mln zł wobec 300 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2,392 mld zł wobec 2,487 mld zł rok wcześniej.
Analitycy ankietowani przez PAP Biznes spodziewali się 382,1 mln zł zysku operacyjnego i 2,413 mld zł przychodów.
EBITDA segmentu Dystrybucja w II kwartale 2018 roku wyniosła 481 mln zł (wzrost o 20 proc. rdr), segmentu Wytwarzanie 65 mln zł (spadek o 11 proc. rdr), a segmentu Sprzedaż 4 mln zł wobec 21 mln zł zysku rok wcześniej.
Po pierwszym półroczu Energa ma 556 mln zł zysku netto jednostki dominującej, 1,161 mld zł EBITDA i 5,034 mld zł przychodów.(PAP Biznes)
pel/
- 09.08.2018 06:41
Wyniki Energi w II kw. 2018 r. vs konsensus PAP (tabela)
09.08.2018 06:41Wyniki Energi w II kw. 2018 r. vs konsensus PAP (tabela)
Dane w mln zł.
2Q2018 wyniki kons. różnica r/r q/q YTD 2018 rdr Przychody 2392,0 2413,1 -0,9% -3,8% -9,5% 5034,0 -3,1% EBITDA 535,0 530,3 0,9% -1,3% -14,5% 1161,0 1,6% EBIT 415,0 382,1 8,6% 38,3% 7,0% 803,0 22,6% zysk netto j.d. 281,0 258,9 8,6% 61,5% 2,2% 556,0 14,9% marża EBITDA 22,4% 22,0% 0,35 0,57 -1,33 23,06% 1,07 marża EBIT 17,3% 15,9% 1,45 5,29 2,66 15,95% 4,60 marża netto 11,7% 10,8% 0,98 4,75 1,34 11,04% -0,69 * W połowie lipca Energa szacowała, że jej skonsolidowana EBITDA w drugim kwartale 2018 roku wyniosła 530 mln zł wobec 542 mln zł rok wcześniej.
---
Konsensus tworzony jest na podstawie prognoz biur maklerskich zebranych wcześniej przez PAP. Są one dostępne w pełnej wersji Serwisu Ekonomicznego PAP Biznes oraz na stronie http://biznes.pap.pl/konsensusy. Baza konsensusów PAP zawiera prognozy wyników kwartalnych i rocznych dla ponad 200 spółek notowanych na GPW. (PAP Biznes)
pel/
- 09.08.2018 06:34
ENERGA SA Raport okresowy półroczny za 2018 PSr
09.08.2018 06:34ENERGA SA Raport okresowy półroczny za 2018 PSr
WYBRANE DANE FINANSOWE w mln. zł w tys. EUR półrocze / 2018 półrocze /2017 półrocze / 2018 półrocze /2017 (mln zł) (mln zł) (mln EUR) (mln EUR) Wybrane skonsolidowane dane finansowe Grupy ENERGA (niebadane) (niebadane) (niebadane) (niebadane) Przychody ze sprzedaży 5 034 5 197 1 187 1 224 Zysk z działalności operacyjnej 803 655 189 154 Zysk lub strata brutto przed opodatkowaniem 692 599 163 141 Zysk lub strata netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 556 484 131 114 Całkowite dochody 555 431 131 101 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 826 852 195 201 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (747) (906) (176) (213) Środki pieniężne netto z działalności finansowej (532) 829 (125) 195 Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów (453) 775 (107) 182 Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 1,34 1,17 0,32 0,28 Liczba akcji w mln zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję 414 414 414 414 Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień 30 czerwca 2018 31 grudnia 2017 30 czerwca 2018 31 grudnia 2017 (niebadane) (niebadane) Aktywa trwałe 15 354 14 930 3 520 3 580 Aktywa obrotowe 5 646 6 126 1 294 1 469 Aktywa razem 21 000 21 056 4 815 5 048 Zobowiązania długoterminowe 8 571 8 968 1 965 2 150 Zobowiązania krótkoterminowe 2 214 2 623 508 629 Kapitał własny 10 215 9 465 2 342 2 269 Kapitał własny przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 10 158 9 409 2 329 2 256 Kapitał podstawowy 4 522 4 522 1 037 1 084 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na akcję)* 24,54 22,73 5,63 5,45 Liczba akcji w mln na koniec okresu 414 414 414 414 Wybrane jednostkowe dane finansowe ENERGA SA I pół. 2018 I pół. 2017 I pół. 2018 I pół. 2017 (mln zł) (mln zł) (mln EUR) (mln EUR) (niebadane) (niebadane) (niebadane) (niebadane) Przychody ze sprzedaży 40 37 9 9 Zysk z działalności operacyjnej (46) (29) (11) (7) Zysk lub strata brutto przed opodatkowaniem 558 204 132 48 Zysk lub strata netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 574 210 135 49 Całkowite dochody 579 171 137 40 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej (28) 9 (7) 2 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (371) (74) (88) (17) Środki pieniężne netto z działalności finansowej (30) 606 (7) 143 Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów (429) 541 (101) 127 Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 1,39 0,51 0,33 0,12 Liczba akcji w mln zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję 414 414 414 414 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 07.08.2018 19:59
ENERGA SA (39/2018) Projekty uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
07.08.2018 19:59ENERGA SA (39/2018) Projekty uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd Spółki ENERGA SA ("Spółka"), przekazuje do publicznej wiadomości treść projektów uchwał, które mają być przedmiotem obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA zwołanego na dzień 3 września 2018 roku o godz. 14.00. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki, odbędzie się w Warszawie w siedzibie Spółki Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie SA, przy ul. Książęcej 4, w Sali Notowań. Wyżej wymienione projekt uchwały stanowią załącznik do niniejszego raportu bieżącego.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 07.08.2018 19:53
ENERGA SA (38/2018) Ogłoszenie o zwołaniu Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
07.08.2018 19:53ENERGA SA (38/2018) Ogłoszenie o zwołaniu Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd ENERGA SA ("Spółka"), działając na podstawie art. 399 § 1, art. 4021 i art. 4022 Kodeksu spółek handlowych oraz § 24 ust. 2 pkt 1 Statutu Spółki, niniejszym zwołuje na dzień 3 września 2018 roku o godz. 14.00 Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki, które odbędzie się w Warszawie w siedzibie Spółki Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie SA, przy ul. Książęcej 4, w Sali Notowań.
Ogłoszenie o zwołaniu Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA, sporządzone zgodnie z art. 402 Kodeksu spółek handlowych, stanowi załącznik do niniejszego raportu bieżącego.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 06.08.2018 15:35
Energa podtrzymuje zainteresowanie obszarem morskiej energetyki wiatrowej
06.08.2018 15:35Energa podtrzymuje zainteresowanie obszarem morskiej energetyki wiatrowej
"W stanowisku wskazano szereg uwag sprzyjających budowie farm wiatrowych na wodzie. Do najważniejszych należy zaliczyć postulat zwiększenia obszarów dedykowanych pod rozwój morskiej energetyki wiatrowej. Ponadto, Energa Wytwarzanie rekomenduje zniesienie nakazu wyznaczania korytarza wolnego od zabudowy, co w ocenie spółki istotnie zmniejszałoby potencjał morskich farm wiatrowych" - podała Energa.
Piotr Meler, prezes Energa Wytwarzanie, ocenił, że wykorzystanie potencjału płynącego z morskiej energetyki wiatrowej oraz uwzględnienie go w miksie energetycznym Polski pozwoli na dywersyfikację źródeł wytwarzania i zwiększy bezpieczeństwo energetyczne kraju.
"W naszej ocenie rozwój morskich farm wiatrowych w Polsce będzie kołem zamachowym dla odbudowy polskiego przemysłu stoczniowego a także całego łańcucha dostaw komponentów, materiałów oraz usług. Będzie stanowił również doskonałe pole do rozwoju innowacyjnych rozwiązań, co może przyczynić się do wzrostu konkurencyjności Polski na tle pozostałych krajów europejskich" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Piotr Meler. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 01.08.2018 10:54
Alicja Barbara Klimiuk p. o. prezesa Energi
01.08.2018 10:54Alicja Barbara Klimiuk p. o. prezesa Energi
Klimiuk jest wiceprezesem ds. operacyjnych grupy.
We wtorek rada nadzorcza Energi podjęła uchwałę o odwołaniu prezesa Arkadiusza Siwko.
Siwko został powołany do zarządu Energi 2 lipca tego roku.
Wcześniej, od lutego, obowiązki prezesa również pełniła Alicja Barbara Klimiuk. (PAP Biznes)
sar/ gor/
- 01.08.2018 10:46
ENERGA SA (37/2018) Zmiany w Zarządzie spółki ENERGA SA
01.08.2018 10:46ENERGA SA (37/2018) Zmiany w Zarządzie spółki ENERGA SA
Zarząd spółki ENERGA SA ("Spółka") informuje, że w związku z odwołaniem Pana Arkadiusza Siwko z pełnienia funkcji Prezesa Zarządu ENERGA SA w dniu 31 lipca 2018 roku, Zarząd podjął uchwałę o powierzeniu pełnienia obowiązków Prezesa Zarządu Spółki Pani Alicji Barbarze Klimiuk.
Rada Nadzorcza w dniu 31 lipca 2018 roku zaakceptowała decyzję o powierzeniu pełnienia obowiązków Prezesa Zarządu ENERGA SA, Wiceprezesowi Zarządu ds. Operacyjnych Pani Alicji Barbarze Klimiuk.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 31.07.2018 14:27
Zwiększenie obliga giełdowego do 100 proc. nie wpłynie na ceny energii, ale może ograniczyć wahania (opinia)
31.07.2018 14:27Zwiększenie obliga giełdowego do 100 proc. nie wpłynie na ceny energii, ale może ograniczyć wahania (opinia)
Ministerstwo Energii poinformowało w poniedziałek, że zaproponuje projekt zmian legislacyjnych wprowadzających 100 proc. obliga giełdowego dla energii elektrycznej, z wyłączeniem kogeneracji i energii ze źródeł odnawialnych, w celu uspokojenia rynku energii elektrycznej. Minister energii Krzysztof Tchórzewski jednocześnie zwrócił się do przedsiębiorstw energetycznych, aby od 1 sierpnia 2018 roku obrót energią prowadziły wyłącznie w oparciu o rynek giełdowy.
Obecnie obligo giełdowe, które oznacza obowiązkową sprzedaż energii przez jej wytwórców za pośrednictwem giełdy, wynosi 30 proc. W 2017 roku obowiązywało obligo giełdowe na poziomie 15 proc. wyprodukowanej energii.
"Cena na rynku nieregulowanym była zazwyczaj lekko niższa niż na rynku regulowanym, ale uważamy, że różnice nie były wyższe niż kilka punktów procentowych. Zwiększona płynność jest z pewnością lepsza dla rynku, ceny kontraktów forward staną się bardziej wiarygodne niż obecnie" - napisał w porannym komentarzu Robert Maj, analityk Ipopema Securities.
Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale, ocenia, że kontrakty roczne na energię na TGE są płynne i zwiększenie wolumenu energii raczej nie wpłynie na ich ceny.
"Kontrakty roczne są i tak bardzo płynne. Ich ceny odzwierciedlają koszty, w tym koszty CO2 i węgla, choć - moim zdaniem - kontrakty na 2019 rok jeszcze nie do końca odzwierciedlają ceny węgla na przyszły rok. Jeśli będzie wzrost cen węgla, to marże spółek jeszcze bardziej spadną" - powiedział PAP Biznes Kubicki.
"Zwiększenie płynności na kontraktach rocznych pewnie nic nie zmieni w cenach energii. Może jedynie zmienić w kontraktach kwartalnych, gdzie płynność jest mała i widać było w maju i czerwcu mocne wzrosty cen" - dodał.
Na Towarowej Giełdzie Energii w ostatnich miesiącach mocno zwyżkowały ceny energii elektrycznej w kontraktach terminowych. Na przełomie maja i czerwca cena energii BASE w kontrakcie z dostawą w III kwartale 2018 roku przekroczyła 300 zł/MWh, podczas gdy rok wcześniej ceny wynosiły ok. 180 zł/MWh. Na rynku pojawiły się wtedy głosy, że mogło dochodzić do manipulacji cen energii na TGE. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki Maciej Bando zapowiedział zbadanie sytuacji.
W poniedziałek cena energii BASE w kontraktach z dostawą na IV kwartał 2018 roku wynosiła ok. 240 zł/MWh, a kontrakt na 2019 rok wyceniany był na ok. 226 zł/MWh (wobec ok. 182 zł/MWh na początku tego roku).
Paweł Puchalski, analityk DM BZ WBK, również zwraca uwagę, że ceny energii na giełdzie są pochodną przede wszystkim cen CO2 i węgla.
"W mojej ocenie, podniesienie obliga do poziomu 100 proc. nie wpłynie na ceny energii, ponieważ one zależą głównie od cen CO2 i cen węgla. Zmniejszyć może się natomiast ryzyko wielotygodniowych istotnych wahań cen dzięki poprawie płynności na TGE. Nie wpłynie to jednak - moim zdaniem - na średnią cenę, a jeśli, to ceny mogą zostać skorygowane w dół jedynie w niewielkim stopniu, dzięki potencjalnej eliminacji nadzwyczajnych szczytów" - powiedział PAP Biznes analityk DM BZ WBK.
Analitycy wskazują, że przy obligu na poziomie 100 proc. spółkom, które produkują mniej energii niż sprzedają, łatwiej się będzie zahedgować. Na zmianach skorzystać powinna np. Energa.
"Spółkom, które są +krótkie w energię elektryczną+, czyli produkują mniej energii, łatwiej się będzie zahedgować. To oznacza, że np. odrobinę łatwiej będzie miała Energa. Może spółka nie będzie już miała tak słabych wyników w segmencie sprzedaży, jak w II kwartale, gdy prawdopodobnie kupowała energię po 300 zł/MWh, hedgując się na kolejne okresy. Myślę, że w pewnym stopniu skorzystać może także Tauron" - powiedział Paweł Puchalski.
"Z kolei PGE łatwiej jest, w mojej ocenie, się bilansować, gdy nie musi całej energii wprowadzać na giełdę. W mojej ocenie, obligo na poziomie 100 proc. byłoby dla spółki nieco mniej korzystnym rozwiązaniem" - dodał analityk.
Prezes Tauronu Filip Grzegorczyk w rozmowie z PAP Biznes pozytywnie ocenił zaproponowane przez resort energii zmiany. Jego zdaniem 100-procentowe obligo giełdowe przyczyni się m.in. do większej transparentności rynku, poprawi płynność na Towarowej Giełdzie Energii, powinno się też przyczynić do spadku cen hurtowych energii z powodu zwiększonej podaży. Dodał, że to także korzystne rozwiązanie dla grupy Tauron, która ma krótką pozycję (w wytwarzaniu względem sprzedaży - PAP Biznes) i musi dokupować energię na giełdzie. W związku z tym od 1 sierpnia Tauron będzie maksymalizować ilość energii sprzedawanej za pośrednictwem TGE.
Zwiększenie obliga pozytywnie ocenia też Energa.
"Wzrost obliga giełdowego do 100 procent jest pozytywną informacją dla naszej grupy, ponieważ przekłada się na wzrost płynności na giełdzie, poprawę transparentności kształtowania się cen energii elektrycznej, a także ogranicza możliwość wpływania na cenę przez uczestników posiadających dominującą pozycję. Wzrost obliga doprowadzi do stabilizacji sytuacji na rynku energii elektrycznej, a dodatkowo wdrożenie tych zmian sprzyjałoby zmniejszeniu ryzyka gwałtownych ruchów cenowych" - poinformował PAP Biznes Adam Kasprzyk, rzecznik prasowy Energi.
"Już sama zapowiedź zmiany została dobrze przyjęta przez rynek. Na giełdzie cena hurtowa energii elektrycznej zaczęła spadać, co jest dobrą prognozą na przyszłość. Co ważne, minimalizacja ryzyka występowania gwałtownych ruchów cenowych na TGE przełoży się na większą stabilność cen dla odbiorców indywidualnych" - dodał.
Z kolei rzecznik prasowy PGE Maciej Szczepaniuk napisał na Twitterze, że grupa podziela troskę o rozwój rynku energii i przyjmuje do wiadomości informacje o zmianach dotyczących obowiązku obrotu energią. "PGE będzie realizować handel poprzez rynki zorganizowane w całości" - napisał.
Niezwłocznie zmiany zamierza też wprowadzić Enea. "Grupa Enea jest od dawna aktywnym uczestnikiem rynku giełdowego. Ze zrozumieniem przyjmujemy propozycje zmian w obszarze obrotu energią i zamierzamy je realizować w tym zakresie niezwłocznie" - poinformował PAP Biznes Piotr Ludwiczak, kierownik biura PR Enei.
Analitycy oceniają, że podwyższenie obliga będzie korzystne dla GPW, właściciela TGE.
Łukasz Jańczak, analityk Ipopema Securities, ocenił w porannym raporcie, że po zmianach przychody GPW mogą wzrosnąć o 40-50 mln zł, a zysk netto o 30-40 mln zł w skali roku.(PAP Biznes)
pel/ asa/
- 31.07.2018 14:25
Rada nadzorcza Energi odwołała prezesa Arkadiusza Siwko
31.07.2018 14:25Rada nadzorcza Energi odwołała prezesa Arkadiusza Siwko
Arkadiusz Siwko został powołany do zarządu Energi z dniem 2 lipca tego roku.
Do lutego 2017 roku był prezesem Polskiej Grupy Zbrojeniowej.
Obowiązki prezesa Energi pełniła wcześniej od lutego Alicja Barbara Klimiuk, po tym jak z funkcji prezesa zrezygnował Daniel Obajtek. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 31.07.2018 14:17
ENERGA SA (36/2018) Odwołanie Prezesa Zarządu ENERGA SA
31.07.2018 14:17ENERGA SA (36/2018) Odwołanie Prezesa Zarządu ENERGA SA
Zarząd spółki ENERGA SA ("Spółka") informuje, że w dniu 31 lipca 2018 roku Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwałę o odwołaniu Prezesa Zarządu Pana Arkadiusza Siwko.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 31.07.2018 14:12
Spółki energetyczne SP dostosują się do apelu ME i skierują całość energii na giełdę
31.07.2018 14:12Spółki energetyczne SP dostosują się do apelu ME i skierują całość energii na giełdę
Ministerstwo Energii poinformowało w poniedziałek, że zaproponuje projekt zmian legislacyjnych wprowadzających 100 proc. obliga giełdowego dla energii elektrycznej, z wyłączeniem kogeneracji i energii ze źródeł odnawialnych, w celu uspokojenia rynku energii elektrycznej. Minister energii Krzysztof Tchórzewski jednocześnie zwrócił się do przedsiębiorstw energetycznych, aby od 1 sierpnia 2018 roku obrót energią prowadziły wyłącznie w oparciu o rynek giełdowy.
Obecnie obligo giełdowe, które oznacza obowiązkową sprzedaż energii przez jej wytwórców za pośrednictwem giełdy, wynosi 30 proc. W 2017 roku obowiązywało obligo giełdowe na poziomie 15 proc. wyprodukowanej energii.
Jak mówił we wtorek wiceminister energii Grzegorz Tobiszowski, 100-procentowe obligo giełdowe ma dotyczyć spółek energetycznych, w których udziały ma Skarb Państwa. "Na tym etapie mówimy tylko o Skarbie Państwa, natomiast dajemy sobie jeszcze czas na analizy do wrześniowego posiedzenia Sejmu" - powiedział wiceminister.
Zaproponowane przez resort energii zmiany pozytywnie ocenił prezes Tauronu Filip Grzegorczyk.
"Pomysł Ministerstwa Energii jednym posunięciem rozwiązuje kilka strukturalnych problemów rynku. Po pierwsze, rozwiązuje problem bilansu grup energetycznych, czyli tego, że jedne mają pozycję długą, a inne krótką. Po drugie, 100 proc. obligo zapewni przejrzystość rynku i nie będzie już zarzutów o manipulację cenami. Po trzecie, giełda będzie głębokim rynkiem, z dużą płynnością. To wszystko leży w interesie konsumentów energii" - powiedział PAP Biznes prezes Tauronu.
Jego zdaniem, 100-procentowe obligo giełdowe przyczyni się m.in. do większej transparentności rynku, poprawi płynność na Towarowej Giełdzie Energii, powinno się też przyczynić do spadku cen hurtowych energii z powodu zwiększonej podaży. Dodał, że to także korzystne rozwiązanie dla grupy Tauron, która ma krótką pozycję (w wytwarzaniu względem sprzedaży - PAP Biznes) i musi dokupować energię na giełdzie. W związku z tym - jak podał Tauron - od 1 sierpnia będzie maksymalizować ilość energii sprzedawanej za pośrednictwem TGE.
Zwiększenie obliga pozytywnie ocenia też Energa.
"Wzrost obliga giełdowego do 100 procent jest pozytywną informacją dla naszej grupy, ponieważ przekłada się na wzrost płynności na giełdzie, poprawę transparentności kształtowania się cen energii elektrycznej, a także ogranicza możliwość wpływania na cenę przez uczestników posiadających dominującą pozycję. Wzrost obliga doprowadzi do stabilizacji sytuacji na rynku energii elektrycznej, a dodatkowo wdrożenie tych zmian sprzyjałoby zmniejszeniu ryzyka gwałtownych ruchów cenowych" - poinformował PAP Biznes Adam Kasprzyk, rzecznik prasowy Energi.
"Już sama zapowiedź zmiany została dobrze przyjęta przez rynek. Na giełdzie cena hurtowa energii elektrycznej zaczęła spadać, co jest dobrą prognozą na przyszłość. Co ważne, minimalizacja ryzyka występowania gwałtownych ruchów cenowych na TGE przełoży się na większą stabilność cen dla odbiorców indywidualnych" - dodał.
Z kolei rzecznik prasowy PGE Maciej Szczepaniuk napisał na Twitterze, że grupa podziela troskę o rozwój rynku energii i przyjmuje do wiadomości informacje o zmianach dotyczących obowiązku obrotu energią. "PGE będzie realizować handel poprzez rynki zorganizowane w całości" - napisał.
Niezwłocznie zmiany zamierza też wprowadzić Enea.
"Grupa Enea jest od dawna aktywnym uczestnikiem rynku giełdowego. Ze zrozumieniem przyjmujemy propozycje zmian w obszarze obrotu energią i zamierzamy je realizować w tym zakresie niezwłocznie" - poinformował PAP Biznes Piotr Ludwiczak, kierownik biura PR Enei. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 24.07.2018 14:18
Konsorcjum Rafako podpisało umowę z Energą o wartości 199,3 mln zł
24.07.2018 14:18Konsorcjum Rafako podpisało umowę z Energą o wartości 199,3 mln zł
W skład konsorcjum, poza Rafako, wchodzi spółka Energa Serwis. Zamawiającym jest Energa Elektrownie Ostrołęka.
Termin realizacji umowy to 30 czerwca 2020 rok. (PAP Biznes)
kuc/ gor/
- 18.07.2018 15:57
Energa Obrót ma kolejną ugodę w sporze z jedną z farm wiatrowych
18.07.2018 15:57Energa Obrót ma kolejną ugodę w sporze z jedną z farm wiatrowych
Energa podała, że warunki, na jakich zawarto ugodę są satysfakcjonujące dla obu stron i nie wpływają niekorzystnie na wynik finansowy Energa-Obrót.
Jest to trzecia ugoda zawarta przez spółkę Energa Obrót z pozwanymi farmami wiatrowymi. Łączna moc obiektów, z którymi zawarto dotychczas ugody stanowi ponad 31 proc. łącznej mocy zainstalowanej wszystkich pozwanych farm wiatrowych.(PAP Biznes)
pel/
- 18.07.2018 15:51
ENERGA SA (35/2018) Decyzja o ugodowym zakończeniu wszelkich sporów dotyczących nieważności umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia pomiędzy ENERGA - OBRÓT SA a kolejną z pozwanych farm wiatrowych.
18.07.2018 15:51ENERGA SA (35/2018) Decyzja o ugodowym zakończeniu wszelkich sporów dotyczących nieważności umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia pomiędzy ENERGA - OBRÓT SA a kolejną z pozwanych farm wiatrowych.
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 37/2017 z dnia 11 września 2017 r., Zarząd Spółki ENERGA S.A. informuje, że w dniu 18 lipca 2018 roku powziął informację, iż spółka zależna Energa-Obrót S.A. i jedna z 22 pozwanych przez Energa-Obrót S.A. farm wiatrowych podjęły decyzję o ugodowym zakończeniu wszelkich sporów dotyczących nieważności umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia. Strony ugody uznały spór za definitywnie zakończony.
Warunki na jakich ugodę zawarto są satysfakcjonujące dla obu stron i nie wpływają niekorzystnie na wynik finansowy Energa-Obrót S.A.
Jest to trzecia ugoda zawarta przez Energa-Obrót S.A. z pozwanymi farmami wiatrowymi. Łączna moc obiektów, z którymi zawarto dotychczas ugody stanowi ponad 31% łącznej mocy zainstalowanej wszystkich pozwanych farm wiatrowych.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 18.07.2018 15:45
Oferta konsorcjum Rafako o wartości 245,1 mln zł brutto najkorzystniejsza w przetargu Energi
18.07.2018 15:45Oferta konsorcjum Rafako o wartości 245,1 mln zł brutto najkorzystniejsza w przetargu Energi
Wartość oferty konsorcjum to 199,3 mln zł netto, tj. 245,1 mln zł brutto, z czego udział Rafako wynosi około 63,3 proc.
Termin realizacji zadania to 24 miesiące od dnia zawarcia umowy, jednak nie później niż do 30 czerwca 2020 r. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 17.07.2018 17:02
Wyniki Energii wyższe od oczekiwań analityków dzięki segmentowi dystrybucji (opinia)
17.07.2018 17:02Wyniki Energii wyższe od oczekiwań analityków dzięki segmentowi dystrybucji (opinia)
"Wyniki są trochę lepsze niż można było oczekiwać. Pozytywnym zaskoczeniem jest segment dystrybucji, który po trochę słabszym pierwszym kwartale teraz pokazał znacznie lepsze wyniki w ujęciu rok do roku. Częściowo zostało to zneutralizowane przez segment obrotu, w którym spółka odczuła negatywnie wysokie ceny spot na rynku, kiedy musiała domykać swoją krótką pozycję" - powiedział PAP Biznes Kamil Kliszcz z DM mBanku.
"Wynik EBITDA jest powyżej moich oczekiwań. Segment dystrybucji wygenerował więcej niż się spodziewałem - wynik jest o 80 mln złotych wyższy rdr i wydaje się niemożliwe, że stało się to w sposób naturalny" - ocenił Krzysztof Kubiszewski, analityk Trigon DM.
Energa szacuje, że jej skonsolidowana EBITDA w drugim kwartale 2018 roku wyniosła 530 mln zł wobec 542 mln zł rok wcześniej. EBITDA w segmencie dystrybucji wyniosła w drugim kwartale 481 mln zł (400 mln zł rok wcześniej), w segmencie wytwarzania 57 mln zł (73 mln zł rok wcześniej), a w sprzedaży 4 mln zł (21 mln zł rok wcześniej).
EBITDA grupy w całym pierwszym półroczu tego roku wyniosła 1,156 mld zł, w tym w dystrybucji 990 mln zł, w wytwarzaniu 160 mln zł i w sprzedaży 57 mln zł.
Energa przedstawiła również szacunkowe wyniki operacyjne za drugi kwartał 2018 roku.
Produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła w tym okresie 849 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5.584 GWh, a sprzedaż (detal) 4.754 GWh.
Dla porównania, w drugim kwartale 2017 roku grupa wyprodukowała brutto 1.039 GWh energii elektrycznej. Wolumen dystrybucji energii wyniósł 5.396 GWh, a sprzedaż 5.760 GWh.
W całym pierwszym półroczu 2018 roku produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła 1.888 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 11.440 GWh, a sprzedaż (detal) 9.998 GWh.
We wtorek na zamknięciu kurs Energii wzrósł 0,68 proc. do 8,88 zł. (PAP Biznes)
kuc/ maf/ sar/ ana/
- 17.07.2018 16:15
Skonsolidowana EBITDA Energi za II kw. wyniosła 530 mln zł (opis)
17.07.2018 16:15Skonsolidowana EBITDA Energi za II kw. wyniosła 530 mln zł (opis)
EBITDA w segmencie dystrybucji wyniosła w drugim kwartale 481 mln zł (400 mln zł rok wcześniej), w segmencie wytwarzania 57 mln zł (73 mln zł rok wcześniej), a w sprzedaży 4 mln zł (21 mln zł rok wcześniej).
EBITDA grupy w całym pierwszym półroczu tego roku wyniosła 1,156 mld zł, w tym w dystrybucji 990 mln zł, w wytwarzaniu 160 mln zł i w sprzedaży 57 mln zł.
Energa przedstawiła również szacunkowe wyniki operacyjne za drugi kwartał 2018 roku.
Produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła w tym okresie 849 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5.584 GWh, a sprzedaż (detal) 4.754 GWh.
Dla porównania, w drugim kwartale 2017 roku grupa wyprodukowała brutto 1.039 GWh energii elektrycznej. Wolumen dystrybucji energii wyniósł 5.396 GWh, a sprzedaż 5.760 GWh.
W całym pierwszym półroczu 2018 roku produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła 1.888 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 11.440 GWh, a sprzedaż (detal) 9.998 GWh. (PAP Biznes)
sar/ kuc/ ana/
- 17.07.2018 16:06
Skonsolidowana EBITDA Energi za II kw. wyniosła 530 mln zł
17.07.2018 16:06Skonsolidowana EBITDA Energi za II kw. wyniosła 530 mln zł
EBITDA w segmencie dystrybucji wyniosła w drugim kwartale 481 mln zł (400 mln zł rok wcześniej), w segmencie wytwarzania 57 mln zł (73 mln zł rok wcześniej), a w sprzedaży 4 mln zł (21 mln zł rok wcześniej). (PAP Biznes)
sar/ kuc/ ana/
- 17.07.2018 15:58
ENERGA SA (34/2018) Szacunkowe wyniki Grupy ENERGA za II kwartał 2018 i I półrocze 2018 r.
17.07.2018 15:58ENERGA SA (34/2018) Szacunkowe wyniki Grupy ENERGA za II kwartał 2018 i I półrocze 2018 r.
Zarząd Spółki ENERGA SA przekazuje do publicznej wiadomości wstępne szacunki wybranych danych finansowych i operacyjnych za II kwartał oraz I półrocze 2018 roku.
Wyniki finansowe i operacyjne za II kwartał 2018 roku:
EBITDA Grupy 530 mln zł, w tym:
EBITDA Linii Biznesowej Dystrybucja: 481 mln zł,
EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie: 57 mln zł,
EBITDA Linii Biznesowej Sprzedaż: 4 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto: 849 GWh,
Dystrybucja energii elektrycznej: 5 584 GWh,
Sprzedaż energii elektrycznej (detal): 4 754 GWh.
Wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze 2018 roku:
EBITDA Grupy 1 156 mln zł, w tym:
EBITDA Segmentu Dystrybucja: 990 mln zł,
EBITDA Segmentu Wytwarzanie: 160 mln zł,
EBITDA Segmentu Sprzedaż: 57 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto: 1 888 GWh,
Dystrybucja energii elektrycznej: 11 440 GWh,
Sprzedaż energii elektrycznej (detal): 9 998 GWh.
Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 12.07.2018 14:46
Konsorcjum GE spodziewa się otrzymać polecenia rozpoczęcia prac dla Ostrołęki C za trzy miesiące
12.07.2018 14:46Konsorcjum GE spodziewa się otrzymać polecenia rozpoczęcia prac dla Ostrołęki C za trzy miesiące
"Spodziewamy się, że inwestor da nam zielone światło, czyli polecenie rozpoczęcia prac za trzy miesiące. Czekamy na ten finalny krok, ale umowa jest tak skonstruowana, że już teraz możemy prowadzić pewne działania” - powiedział PAP Biznes Michael Keroulle.
W czwartek GE Power w konsorcjum z Alstom Power Systems podpisało z należącą do Enei i Energi spółką celową Elektrownia Ostrołęka umowę na budowę elektrowni węglowej Ostrołęka C o mocy 1000 MWe brutto. Wartość kontraktu wyniosła 6,02 mld zł brutto, czyli 5,05 mld zł netto.
Zgodnie z umową, generalny wykonawca po podpisaniu umowy będzie mógł od razu przystąpić do prac organizacyjnych, polegających na przygotowaniu placu budowy, rozpoczęciu fazy projektowania i pozostałych czynności związanych z mobilizacją jego zasobów.
Podpisanie umowy z generalnym wykonawcą nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac. Jak podawano wcześniej, wydanie NTP (ang. NTP - notice to proceed) wymaga m.in. zgód rad nadzorczych Energi i Enei oraz wyrażenia kierunkowej zgody przez ich walne zgromadzenia na przystąpienie do etapu budowy.
Do czasu wydania NTP inwestor uruchomił dla generalnego wykonawcy środki w wysokości 4 proc. wartości kontraktu, czyli 240 mln zł.
W czerwcu GE Power podpisało list intencyjny z Polimex-Mostostal dotyczący współpracy przy realizacji budowy Elektrowni Ostrołęka C. W liście wyrażono intencję do zawarcia umowy podwykonawczej w zakresie jednej lub kilku z następujących opcji: prace budowlane, dostawa konstrukcji stalowych oraz montaż konstrukcji stalowych. W drodze odrębnego uzgodnienia spółki mogą podjąć także współpracę m.in. w zakresie prac projektowych.
"Chcemy podpisać umowę z Polimeksem przed NTP, czyli w ciągu najbliższych trzech miesięcy. Będziemy też chcieli skorzystać z wielu innych polskich firm w roli podwykonawców" - powiedział prezes Alstom Power Systems.
"Nie wiemy jeszcze, jaki będzie udział polskich przedsiębiorstw w przypadku inwestycji w Ostrołęce, ale dla przykładu projekt w Opolu realizowany jest w 75-proc. przy wsparciu polskich zakładów GE. Podczas realizacji projektu będziemy korzystać ze wsparcia lokalnego łańcucha dostaw, na który składa się ponad 5 tys. polskich dostawców” - dodał.
Do elektrowni Ostrołęka C GE Power dostarczy kocioł parowy, turbinę parową i generator. Sprawność bloku ma wynieść 46 proc. Elektrownia spełniać będzie wszystkie wymagane standardy emisyjne w odniesieniu do dużych obiektów energetycznego spalania (LCP), w tym także standardy wynikające z konkluzji BAT.
Przewiduje się, że pierwsza synchronizacja nowego bloku nastąpi w 2023 roku.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ mj/ osz/
- 12.07.2018 12:41
NTP dla Ostrołęki C powinno być wydane przed aukcją rynku mocy
12.07.2018 12:41NTP dla Ostrołęki C powinno być wydane przed aukcją rynku mocy
Pytany, czy NTP będzie wydane generalnemu wykonawcy przed rozstrzygnięciem grudniowej aukcji, odpowiedział: „Takie są założenia. Intensywnie domykamy formułę finansowania i mitygacji ryzyk”.
„Stawiamy sobie taki cel, by zorganizować i uporządkować strukturę finansowania, by można było wydać polecenie rozpoczęcia prac jak najszybciej, nawet jeszcze przed aukcją” - dodał.
Poinformował, że planowany blok przeszedł certyfikację ogólną i powinien wystartować w grudniowej aukcji rynku mocy.
W opinii Kowalika struktura finansowania inwestycji powinna być gotowa za kilkanaście tygodni.
„Jest ileś instytucji finansowych, jest konieczność zgód korporacyjnych. To trochę potrwa” - powiedział.
Elektrownia Ostrołęka podpisała w czwartek umowę z generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego: konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems.
Oferta konsorcjum o wartości 5,05 mld zł netto, czyli 6,023 mld zł brutto, została w kwietniu wybrana w przetargu ogłoszonym przez Elektrownię Ostrołęka na budowę nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW.
Udziałowcami spółki celowej Elektrownia Ostrołęka są Energa i Enea, które mają w niej po 50 proc. udziałów.
Zgodnie z umową, generalny wykonawca po podpisaniu umowy będzie mógł od razu przystąpić do prac organizacyjnych, polegających na przygotowaniu placu budowy, rozpoczęciu fazy projektowania i pozostałych czynności związanych z mobilizacją jego zasobów.
Podpisanie umowy z generalnym wykonawcą nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac. Jak podawano wcześniej, wydanie NTP (ang. NTP - notice to proceed) wymaga m.in. zgód rad nadzorczych Energi i Enei oraz wyrażenia kierunkowej zgody przez ich walne zgromadzenia na przystąpienie do etapu budowy.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski wyraził nadzieję, że budowa Elektrowni Ostrołęka C rozpocznie się „jak najszybciej”.
Przewiduje się, że pierwsza synchronizacja nowego bloku nastąpi w 2023 roku. (PAP Biznes)
pel/ mj/ ana/
- 12.07.2018 12:02
Elektrownia Ostrołęka podpisała z konsorcjum GE Power umowę na budowę nowego bloku (opis)
12.07.2018 12:02Elektrownia Ostrołęka podpisała z konsorcjum GE Power umowę na budowę nowego bloku (opis)
Oferta konsorcjum o wartości 5,05 mld zł netto, czyli 6,023 mld zł brutto, została w kwietniu wybrana w przetargu ogłoszonym przez Elektrownię Ostrołęka na budowę nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW.
Udziałowcami spółki celowej Elektrownia Ostrołęka są Energa i Enea, które mają w niej po 50 proc. udziałów.
Zgodnie z umową, generalny wykonawca po podpisaniu umowy będzie mógł od razu przystąpić do prac organizacyjnych, polegających na przygotowaniu placu budowy, rozpoczęciu fazy projektowania i pozostałych czynności związanych z mobilizacją jego zasobów.
Podpisanie umowy z generalnym wykonawcą nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac. Jak podawano wcześniej, wydanie NTP (ang. NTP - notice to proceed) wymaga m.in. zgód rad nadzorczych Energi i Enei oraz wyrażenia kierunkowej zgody przez ich walne zgromadzenia na przystąpienie do etapu budowy.
Spółki informowały, że szacowane nakłady inwestycyjne w związku z zawarciem umowy pomiędzy zamawiającym a generalnym wykonawcą, do czasu wydania NTP, nie przekroczą równowartości 4 proc. ceny objętej umową.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski wyraził nadzieję, że budowa Elektrowni Ostrołęka C rozpocznie się „jak najszybciej”.
„Mam nadzieję, że budowa rozpocznie się jak najszybciej. (…) Usłyszałem z rozmów, że wszyscy są przygotowani” - powiedział w czwartek minister energii Krzysztof Tchórzewski.
Powtórzył, że to ostatni blok węglowy budowany w Polsce.
Poinformował, że budowa bloku nie tylko poprawi bezpieczeństwo energetyczne kraju, ale umożliwi też synchronizację krajów nadbałtyckich z systemem energetycznym Unii Europejskiej.
„Jednym z warunków stabilnego rozwoju jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego. Inwestycja znacząco przyczyni się do jego zwiększenia” - napisał w liście do zgromadzonych na uroczystości premier Mateusz Morawiecki.
„Powstanie nowoczesny blok, który będzie stanowił istotny element krajowego bilansu pokrycia krajowego zapotrzebowania na energię. To także odpowiedź na nieuchronną konieczność zastąpienia części wyeksploatowanych elektrowni pamiętających jeszcze lata 70. (…) Dotąd większość naszych mocy wytwórczych skupiona była na południu Polski. Elektrownia w Ostrołęce oznacza łatwiejszy i bardziej ekonomiczny przesył energii także dla północno-wschodniej części kraju” - dodał premier.
Przewiduje się, że pierwsza synchronizacja nowego bloku nastąpi w 2023 roku.
Wysokosprawny blok energetyczny o mocy 1 000 MWe brutto na parametry nadkrytyczne pary, opalany będzie węglem kamiennym. Jego sprawność netto ma przekroczyć 46 proc., a dyspozycyjność ma wynieść docelowo 92,5 proc.
Elektrownia Ostrołęka C będzie spełniała wszystkie wymagane standardy emisyjne w odniesieniu do dużych obiektów energetycznego spalania (LCP), w tym także standardy wynikające z konkluzji BAT. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 12.07.2018 11:29
Minister energii liczy, że budowa Ostrołęki C rozpocznie się „jak najszybciej”
12.07.2018 11:29Minister energii liczy, że budowa Ostrołęki C rozpocznie się „jak najszybciej”
„Mam nadzieję, że budowa rozpocznie się jak najszybciej. (…) Usłyszałem z rozmów, że wszyscy są przygotowani” - powiedział w czwartek minister energii Krzysztof Tchórzewski.
W czwartek należąca do Enei i Energi spółka Elektrowni Ostrołęka podpisała umowę z generalnym wykonawcą: konsorcjum GE Power na budowę nowego węglowego bloku energetycznego o mocy ok. 1000 MW.
„Jednym z warunków stabilnego rozwoju jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego. Inwestycja znacząco przyczyni się do jego zwiększenia” - napisał w liście do zgromadzonych na uroczystości premier Mateusz Morawiecki. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 12.07.2018 11:23
ENERGA SA (33/2018) Zawarcie Umowy o zamówienie publiczne z Generalnym Wykonawcą, wyłonionym w ramach postępowania o udzielenie sektorowego zamówienia publicznego w trybie dialogu konkurencyjnego pn. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW"
12.07.2018 11:23ENERGA SA (33/2018) Zawarcie Umowy o zamówienie publiczne z Generalnym Wykonawcą, wyłonionym w ramach postępowania o udzielenie sektorowego zamówienia publicznego w trybie dialogu konkurencyjnego pn. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW"
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 32/2018 z 6 lipca 2018 r. oraz raportów wcześniejszych dotyczących postępowania o udzielenie sektorowego zamówienia publicznego w trybie dialogu konkurencyjnego pn. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW" ("Zamówienie") Zarząd ENERGA SA ("Emitent") informuje, że 12 lipca 2018 roku powziął informację o podpisaniu w tym samym dniu przez spółkę Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. ("Spółka") Umowy o zamówienie publiczne ("Umowa") z Generalnym Wykonawcą: Konsorcjum GE Power Sp. z o.o. - Lider Konsorcjum oraz Alstom Power Systems S.A.S., wyłonionym w ramach przeprowadzonego przez Spółkę postępowania o udzielenie Zamówienia.
Przedmiotem Umowy jest zaprojektowanie, budowa i oddanie do eksploatacji bloku energetycznego wraz z gospodarkami pomocniczymi, wyposażonego w przepływowy kocioł pyłowy, opalany węglem kamiennym o ciśnieniu pary świeżej 271 MPa, z zamkniętym układem chłodzenia, o mocy elektrycznej brutto 1000 MWe (931 MWe netto) i sprawności netto 46% pracującego na paramentach nadkrytycznych pary, o temperaturze pary świeżej 600 st. C i temperaturze pary wtórnie przegrzanej 620 st. C ("Inwestycja").
Zgodnie z zawartą Umową, wynagrodzenie Generalnego Wykonawcy za wykonanie przedmiotu Umowy zostało określone na kwotę netto 5.049.729.000,00 zł, brutto 6.023.034.950,00 zł.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 12.07.2018 11:10
Elektrownia Ostrołęka podpisała z konsorcjum GE Power umowę na budowę nowego bloku
12.07.2018 11:10Elektrownia Ostrołęka podpisała z konsorcjum GE Power umowę na budowę nowego bloku
Oferta konsorcjum o wartości 5,05 mld zł netto, czyli 6,023 mld zł brutto, została w kwietniu wybrana w przetargu ogłoszonym przez Elektrownię Ostrołęka na budowę nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW.
Udziałowcami spółki celowej Elektrownia Ostrołęka są Energa i Enea, które mają w niej po 50 proc. udziałów.
Podpisanie umowy z generalnym wykonawcą nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac. Jak podawano wcześniej, wydanie NTP (ang. NTP - notice to proceed) wymaga m.in. zgód rad nadzorczych Energi i Enei oraz wyrażenia kierunkowej zgody przez ich walne zgromadzenia na przystąpienie do etapu budowy.
Spółki informowały, że szacowane nakłady inwestycyjne w związku z zawarciem umowy pomiędzy zamawiającym a generalnym wykonawcą, do czasu wydania NTP, nie przekroczą równowartości 4 proc. ceny objętej umową. (PAP Biznes)
pel/ sar/ ana/
- 09.07.2018 12:53
WIGdiv bez spółek energetycznych przez kolejne kilkanaście lat (opinia)
09.07.2018 12:53WIGdiv bez spółek energetycznych przez kolejne kilkanaście lat (opinia)
Korekta listy uczestników indeksu WIGdiv, polegająca na wykreśleniu z niej Energi, została przeprowadzona 4 lipca.
"Jest decyzja zarządów i głównego właściciela, aby nie wypłacać dywidend i kumulować gotówkę prawdopodobnie pod jakieś przyszłe inwestycje. Bilanse większości tych spółek w tym momencie nie wykluczają wypłaty dywidendy i spółki spokojnie mogłyby sobie pozwolić na takie transfery dla akcjonariuszy. Natomiast widać, że główny właściciel chce, żeby te środki były kumulowane w spółkach na jakieś cele, które być może kiedyś się pojawią. Na razie nie ma ich jednak w bazowym backlogu inwestycyjnym. Mówi się np. o projekcie jądrowym" - powiedział Kamil Kliszcz, analityk z DM mBanku.
Zdaniem Krzysztofa Kubiszewskiego, analityka z DM Trigon, spółki energetyczne prawdopodobnie nie będą wypłacać dywidendy przez najbliższe 10 lat.
"Cykl inwestycyjny w energetyce wygląda tak, że istniejąca baza elektrowni ma średnio ponad 40 lat. Zbliża się koniec cyklu ich życia, do 2035 trzeba zastąpić większość mocy w systemie, czyli przez 10-15 lat wydawać pieniądze" - powiedział.
"Ale niestety, sektor zamiast zgromadzić oszczędności na tę spodziewaną okazję, żeby mieć z czego budować te elektrownie, został wydrenowany z gotówki w formie dywidend i to głównie przed wprowadzeniem na giełdę, z drugiej strony potencjalne oszczędności zostały rozdane konsumentom w postaci niskiej marży na energii" - dodał.
Zdaniem Kubiszewskiego, przed spółkami energetycznymi stoi program inwestycyjny wart znacznie ponad 100 mld zł, a bilanse już na starcie są znacząco zadłużone.
"Bieżące wyniki spółek nie pozwalają na generowanie wystarczających oszczędności, a potencjał pozyskania wystarczającej ilości dodatkowego długu wydaje się być ograniczony. Proponowane w ramach rynku mocy rozwiązania teoretycznie pozwalają na wygenerowanie impulsu inwestycyjnego ale nie rozwiązują kwestii przedpłacenia/finansowania nowych bloków" - powiedział.
Stopa zwrotu z indeksu WIGdiv jest - zdaniem analityków - zbliżona do stopy zwrotu z WIG, jednak WIGdiv historycznie zachowywał się nieco gorzej na rynku wzrostowym.
"Jest to indeks, który skupia spółki o w miarę stabilnej polityce dywidendowej, czyli takie, które wypłacały dywidendy przed ostatnie 5 lat. Siłą rzeczy, każdy indeks dywidendowy patrzy wstecznie na politykę dywidendową i nie uwzględnia czynników mogących obniżać zdolność dywidendową spółki. Składy tego typu indeksów są często dość niestabilne" - ocenia Sebastian Trojanowski, specjalista ds. strategii inwestycyjnych z DM TMS Brokers.
"W tym roku WIG traci 11 proc., natomiast WIGdiv 13 proc. Różnica rzędu 2 pp. nie wydaje się zbyt duża. Historycznie indeks ten na rynku wzrostowym zachowywał się nieco gorzej od szerokiego rynku, co wynika z faktu, że indeksy dywidendowe skupiają spółki dość dojrzałe. Dywidendy nie płacą spółki wzrostowe, będące na wczesnym etapie wzrostu" - dodał.
Zdaniem Krzysztofa Pado, analityka z DM BDM, w dłuższym terminie lepiej mogą zachowywać się kursy spółek wzrostowych a nie dywidendowych.
"Spółki z tego indeksu są z różnych obszarów rynku i mniej więcej mogą pokrywać się z WIG. Aczkolwiek na szerokim rynku mamy też spółki bardziej nastawione na wzrost, czyli takie, które nie przeznaczają dużo środków na dywidendy dla akcjonariuszy, a inwestują np. w rozwój biznesu, przez co ich kursy w dłuższym terminie mogą zachowywać się lepiej" - powiedział.
"Spółki dywidendowe są bardziej zachowawcze i nie inwestują wszystkich środków w rozwój swojego biznesu. Jak widać w ostatnich dwóch latach - kiedy mieliśmy duży wzrost wynagrodzeń - spółki, które nie inwestowały w automatyzację, a wypłacały dywidendy, mają teraz kłopoty z marżami i dywidendy w przyszłości wcale nie muszą być takie duże jak w ostatnich latach" - dodał.
Zdaniem Krzysztofa Pado, na spółki z WIGdiv trzeba patrzeć indywidualnie, a niektóre spółki w indeksie, w 2018 r. zapłaciły niższą dywidendę niż w 2017 r.
"Np. KGHM kiedyś wypłacał potężne dywidendy, a teraz wypłaty dla akcjonariuszy w ogóle nie będzie" - powiedział.
au/ ana/
- 06.07.2018 15:06
ENERGA SA (32/2018) Wyrażenie zgody przez Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o na zawarcie Umowy o zamówienie publiczne w trybie dialogu konkurencyjnego pn. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW" z Gener
06.07.2018 15:06ENERGA SA (32/2018) Wyrażenie zgody przez Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o na zawarcie Umowy o zamówienie publiczne w trybie dialogu konkurencyjnego pn. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW" z Gener
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 31/2018, Zarząd ENERGA SA ("Emitent") informuje,
że w dniu 6 lipca 2018 roku powziął informację o wyrażeniu zgody przez Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników ("NZW") Spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. ("Spółka", "Zamawiający") na zawarcie Umowy o zamówienie publiczne z Generalnym Wykonawcą: Konsorcjum GE Power Sp. z o.o. - Lider Konsorcjum oraz ALSTOM Power Systems S.A.S., wyłonionym w ramach przeprowadzonego przez Spółkę postępowania o udzielenie sektorowego zamówienia publicznego w trybie dialogu konkurencyjnego pn. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW" ("Zamówienie"). Zgodnie z umową Spółki, zgromadzenie wspólników Spółki wyraża w formie uchwały zgodę na zawarcie Umowy z Generalnym Wykonawcą.
Emitent w osobnym raporcie bieżącym przekaże dalsze informacje o zawarciu Umowy.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 05.07.2018 19:56
Energa i Enea dadzą zgodę na zawarcie przez Elektrownię Ostrołęka umowy z konsorcjum GE Power (aktl.)
05.07.2018 19:56Energa i Enea dadzą zgodę na zawarcie przez Elektrownię Ostrołęka umowy z konsorcjum GE Power (aktl.)
Spółki zastrzegły, że wyrażenie zgody przez RN, jak również ewentualne podjęcie uchwały przez zgromadzenie wspólników Elektrowni Ostrołęka, nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (ang. NTP – notice to proceed). Wydanie NTP wymaga bowiem m.in. uprzedniej zgody rad nadzorczych Enei i Energi w tym przedmiocie oraz uprzedniego wyrażenia kierunkowej zgody przez ich walne zgromadzenia na przystąpienie do etapu budowy.
Kilka dni temu Elektrownia Ostrołęka wystosowała wniosek do zgromadzenia wspólników o wyrażenie zgody na zawarcie umowy o zamówienie publiczne z konsorcjum GE Power (lider) i Alstom Power Systems. Oferta konsorcjum o wartości 5,05 mld zł netto, czyli 6,023 mld zł brutto, została wybrana w przetargu ogłoszonym przez Elektrownię Ostrołęka na budowę nowego bloku energetycznego o mocy ok. 1000 MW.
Udziałowcami Elektrowni Ostrołęka są Energa i Enea. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 05.07.2018 18:46
Energa będzie za zgodą na zawarcie przez Elektrownię Ostrołęka umowy z konsorcjum GE Power
05.07.2018 18:46Energa będzie za zgodą na zawarcie przez Elektrownię Ostrołęka umowy z konsorcjum GE Power
"Określenie sposobu wykonywania prawa głosu na NZW spółki przez radę nadzorczą emitenta, jak również ewentualne podjęcie przez NZW spółki przedmiotowej uchwały, nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (ang. NTP – notice to proceed) - wydanie NTP wymaga bowiem między innymi uprzedniej zgody rady nadzorczej emitenta w tym przedmiocie oraz uprzedniego wyrażenia kierunkowej zgody przez walne zgromadzenie emitenta na przystąpienie do etapu budowy" - napisano w komunikacie.
Kilka dni temu Energa podawała, że Elektrownia Ostrołęka wystosowała wniosek do zgromadzenia wspólników o wyrażenie zgody na zawarcie umowy o zamówienie publiczne z konsorcjum GE Power (lider) i Alstom Power Systems. Oferta konsorcjum o wartości 5,05 mld zł netto, czyli 6,023 mld zł brutto, została wybrana w przetargu ogłoszonym przez Elektrownię Ostrołęka na budowę nowego bloku energetycznego o mocy ok. 1000 MW.
Udziałowcami Elektrowni Ostrołęka są Energa i Enea. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 05.07.2018 18:26
ENERGA SA (31/2018) Określenie przez Radę Nadzorczą ENERGA SA sposobu wykonywania prawa głosu na Nadzwyczajnym Zgromadzeniu Wspólników Spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. w sprawie wyrażenia zgody na zawarcie Umowy z Generalnym Wykonawcą
05.07.2018 18:26ENERGA SA (31/2018) Określenie przez Radę Nadzorczą ENERGA SA sposobu wykonywania prawa głosu na Nadzwyczajnym Zgromadzeniu Wspólników Spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. w sprawie wyrażenia zgody na zawarcie Umowy z Generalnym Wykonawcą
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 28/2018 z 2 lipca 2018 roku, Zarząd ENERGA SA ("Emitent") informuje, że w dniu 5 lipca 2018 roku powziął informację o podjęciu uchwały przez Radę Nadzorczą Emitenta, zgodnie z którą Rada Nadzorcza określiła sposób wykonywania prawa głosu na Nadzwyczajnym Zgromadzeniu Wspólników ("NZW") Spółki Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. ("Spółka") w ten sposób, że ENERGA SA będzie głosowała za podjęciem uchwały stwierdzającej wyrażenie zgody na zawarcie przez Spółkę Umowy o zamówienie publiczne z Generalnym Wykonawcą: Konsorcjum GE Power Sp. z o.o. - Lider Konsorcjum oraz ALSTOM Power Systems S.A.S., wyłonionym w ramach przeprowadzonego przez Spółkę postępowania o udzielenie sektorowego zamówienia publicznego w trybie dialogu konkurencyjnego pn. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW" .
Określenie sposobu wykonywania prawa głosu na NZW Spółki przez Radę Nadzorczą Emitenta, jak również ewentualne podjęcie przez NZW Spółki przedmiotowej uchwały, nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (ang. NTP - notice to proceed) - wydanie NTP wymaga bowiem między innymi uprzedniej zgody Rady Nadzorczej Emitenta w tym przedmiocie oraz uprzedniego wyrażenia kierunkowej zgody przez Walne Zgromadzenie Emitenta na przystąpienie do Etapu Budowy.
Emitent w osobnych raportach bieżących będzie przekazywał dalsze informacje dotyczące procesu związanego z uzyskiwaniem zgody na zawarcie Umowy.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 05.07.2018 11:20
ENERGA SA (30/2018) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% głosów na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENERGA SA w dniu 27 czerwca 2018 roku
05.07.2018 11:20ENERGA SA (30/2018) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% głosów na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENERGA SA w dniu 27 czerwca 2018 roku
Zarząd ENERGA SA ("Spółka") zawiadamia, iż na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki ("ZWZ") w dniu 27 czerwca 2018 roku, jedynym akcjonariuszem posiadającym co najmniej 5% głosów był Skarb Państwa, któremu przysługiwało 358 254 317 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 87,42% w liczbie głosów uczestniczących w ZWZ i odpowiadało 64,09% ogólnej liczby głosów w Spółce.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 05.07.2018 07:52
GPW: korekta nadzwyczajna listy uczestników indeksu WIGdiv polegająca na wykreśleniu akcji spółki ENERGA
05.07.2018 07:52GPW: korekta nadzwyczajna listy uczestników indeksu WIGdiv polegająca na wykreśleniu akcji spółki ENERGA
Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie informuje, że na podstawie uchwały nr 42/2007 Zarządu GPW z późn. zm., po sesji 4 lipca 2018 r. zostanie przeprowadzona korekta nadzwyczajna listy uczestników indeksu WIGdiv polegająca na wykreśleniu akcji spółki ENERGA (ISIN PLENERG00022) z listy uczestników tego indeksu.
Operacja wykreślenia akcji spółki ENERGA z portfela indeksu wynika z metodologii, zgodnie z którą w indeksie WIGdiv nie mogą uczestniczyć spółki, których walne zgromadzenie akcjonariuszy podjęło decyzję o niewypłacaniu dywidendy w bieżącym roku.
Dyrektor Działu Notowań
Krzysztof Ajdukiewicz
kom abs/
- 04.07.2018 13:31
ENERGA SA (29/2018) Informacje na temat powołanego Prezesa Zarządu - uzupełnienie raportu bieżącego nr 26/2018
04.07.2018 13:31ENERGA SA (29/2018) Informacje na temat powołanego Prezesa Zarządu - uzupełnienie raportu bieżącego nr 26/2018
Zarząd ENERGA SA ("Spółka") przekazuje informacje dotyczące Prezesa Zarządu Spółki powołanego z dniem 2 lipca 2018 roku przez Radę Nadzorczą Spółki.
Arkadiusz Siwko - Prezes Zarządu
Arkadiusz Siwko, doświadczony i ceniony manager, jest absolwentem Wydziału Prawa Uniwersytetu im. Adama Mickiewicza w Poznaniu. Ukończył kurs maklera papierów wartościowych w Warszawie pod patronatem Uniwersytetu Oksfordzkiego, a także kurs doradcy inwestycyjnego. Ponadto odbył w Waszyngtonie szkolenie w zakresie zarządzania kryzysowego w strukturach państwa pod patronatem Departamentu Stanu USA.
W latach 1989-1991 związany z Polską Akademią Nauk jako pracownik naukowy Wydziału Nauk Prawnych. Następnie został Dyrektorem Gabinetu Ministra Spraw Wewnętrznych, sprawując w latach 1991-1992 nadzór nad biurami administracyjnymi, koncesji, spraw prawnych i zagranicznych MSW oraz Strażą Pożarną. W 1992 r. został doradcą Ministra - Szefa Centralnego Urzędu Planowania w zakresie strategii rozwoju.
W latach 1993-1996 zajmował stanowisko Prezesa Krajowego Biura Doradztwa Finansowego "Projekt", był także Przewodniczącym Fundacji Warszawski Instytut Finansów i Spraw Międzynarodowych. W 1996 r. został doradcą prawnym Wojewody Warszawskiego do spraw reformy administracyjnej kraju, a w 1997 r. objął funkcję Wiceprezesa Zarządu Polskiej Organizacji Rozwoju Turystyki i jednocześnie doradcy Prezesa Urzędu Kultury Fizycznej i Turystyki. W latach 1998-2005 piastował stanowisko Wiceprezesa Zarządu spółki Orbis S.A., a także Dyrektora Akademii Orbis S.A.
W roku 2005 został doradcą Ministra Transportu i Budownictwa w zakresie transportu i rozwoju. W latach 2006-2008 był Prezesem Zarządu Operatora Logistycznego Paliw Płynnych, lidera rynku składowania paliw, w tym zapasów obowiązkowych i rezerw państwowych, a następnie w okresie od 2008 do 2013 r. Dyrektorem Generalnym Krajowego Biura Doradztwa Finansowego "Projekt". Od 2013 r. piastował stanowisko Prezesa Zarządu Instytutu Studiów Strategicznych Grosvenor House.
W grudniu 2015 r. został powołany przez Radę Nadzorczą na stanowisko Prezesa Zarządu Polskiej Grupy Zbrojeniowej S.A. - największego koncernu obronnego w Europie Wschodniej. Funkcję sprawował do lutego 2017 r. W tym czasie PGZ zawarła największy w historii polskiego przemysłu zbrojeniowego kontrakt na dostawy uzbrojenia dla sił zbrojnych RP.
Na początku lat 90-tych był silnie związany z Gdańskiem, jako zastępca redaktora naczelnego tygodnika "Młoda Polska". Za co został uhonorowany przez Ministra Kultury i Dziedzictwa Narodowego, wicepremiera Piotra Glińskiego odznaką "Zasłużony dla kultury polskiej".
Pan Arkadiusz Siwko nie wykonuje działalności konkurencyjnej wobec działalności ENERGA SA, nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej wobec ENERGA SA jako wspólnik spółki cywilnej, spółki osobowej lub jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej jako członek jej organów, jak również nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 02.07.2018 19:11
Elektrownia Ostrołęka wystosowała wniosek o zgodę na zawarcie umowy z konsorcjum GE Power
02.07.2018 19:11Elektrownia Ostrołęka wystosowała wniosek o zgodę na zawarcie umowy z konsorcjum GE Power
W przetargu na budowę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy 1.000 MW zostały złożone trzy oferty. Najniższą ofertę o wartości 4,849 mld zł złożyła China Power Engineering, najwyższą konsorcjum Polimeksu Mostostalu i Rafako za 9,591 mld zł.
Spółka Elektrownia Ostrołęka wybrała ofertę konsorcjum GE Power oraz Alstom Power Systems, która ma wartość 5,05 mld zł netto, czyli 6,023 mld zł brutto.
Udziałowcami Elektrowni Ostrołęka są Energa i Enea.
Wyrażenie przez zgromadzenie wspólników Elektrowni Ostrołęka zgody na zawarcie umowy z generalnym wykonawcą wymaga uzyskania zgód korporacyjnych, w tym zgody rady nadzorczej Energi.
Energa podała, że wystąpienie z wnioskiem o zgodę na zawarcie umowy, jak również ewentualne podjęcie przez zgromadzenie wspólników przedmiotowej uchwały, nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac. Jak podano, wydanie NTP (ang. NTP - notice to proceed) wymaga między innymi zgody rady nadzorczej Energi w tym przedmiocie oraz wyrażenia kierunkowej zgody przez walne zgromadzenie Energi na przystąpienie do etapu budowy.
"Szacuje się, że nakłady inwestycyjne w związku z zawarciem umowy pomiędzy zamawiającym, a generalnym wykonawcą, do czasu wydania NTP nie przekroczą równowartości 4 proc. ceny objętej umową" - podano w komunikacie. (PAP biznes)
sar/ asa/
- 02.07.2018 18:51
ENERGA SA (28/2018) Informacja na temat otrzymania od zarządu spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. wniosku o wyrażenie zgody na zawarcie Umowy o zamówienie publiczne z Generalnym Wykonawcą, wyłonionym w ramach postępowania o udzielenie sektorowego zam
02.07.2018 18:51ENERGA SA (28/2018) Informacja na temat otrzymania od zarządu spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. wniosku o wyrażenie zgody na zawarcie Umowy o zamówienie publiczne z Generalnym Wykonawcą, wyłonionym w ramach postępowania o udzielenie sektorowego zam
Zarząd ENERGA S.A. ("Emitent") informuje, że 2 lipca 2018 roku, jako udziałowiec spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. ("Zamawiający", "Spółka") otrzymał od zarządu Spółki wniosek skierowany do zgromadzenia wspólników Spółki o wyrażenie zgody na zawarcie Umowy o zamówienie publiczne z Generalnym Wykonawcą: Konsorcjum GE Power Sp. z o.o. - Lider Konsorcjum oraz Alstom Power Systems S.A.S., wyłonionym w ramach przeprowadzonego przez Spółkę postępowania o udzielenie sektorowego zamówienia publicznego w trybie dialogu konkurencyjnego pn. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW" ( "Zamówienie"). Zarząd Spółki wskazał, że wnioskuje o zgodę zgromadzenia wspólników Spółki na zawarcie Umowy z Generalnym Wykonawcą - tj. Konsorcjum GE Power Sp. z o.o. - Lider Konsorcjum i Alstom Power Systems S.A.S, które zaoferowało wykonanie przedmiotu Zamówienia o parametrach określonych w ofercie za kwotę netto 5.049.729.000,00 zł, brutto 6.023.034.950,00 zł.
Zgodnie z umową Spółki, zgromadzenie wspólników Spółki wyraża w formie uchwały zgodę na zawarcie Umowy z Generalnym Wykonawcą.
Wyrażenie przez zgromadzenie wspólników Spółki zgody na zawarcie Umowy z Generalnym Wykonawcą wymaga uprzedniego uzyskania pozostałych zgód korporacyjnych, w tym zgody Rady Nadzorczej Emitenta.
Wystąpienie przez zarząd Spółki z przedmiotowym wnioskiem do zgromadzenia wspólników Spółki, jak również ewentualne podjęcie przez zgromadzenie wspólników Spółki przedmiotowej uchwały, nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (ang. NTP - notice to proceed) - wydanie NTP wymaga bowiem między innymi uprzedniej zgody Rady Nadzorczej Emitenta w tym przedmiocie oraz uprzedniego wyrażenia kierunkowej zgody przez Walne Zgromadzenie Emitenta na przystąpienie do Etapu Budowy.
Szacuje się, że nakłady inwestycyjne w związku z zawarciem Umowy pomiędzy Zamawiającym, a Generalnym Wykonawcą, do czasu wydania NTP nie przekroczą równowartości 4% ceny objętej Umową.
Emitent w osobnych raportach bieżących przekaże dalsze informacje dotyczące procesu uzyskiwania zgody na zawarcie Umowy.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 02.07.2018 16:19
Energa odwróci odpisy, co poprawi wynik netto grupy za '18 o 94,5 mln zł
02.07.2018 16:19Energa odwróci odpisy, co poprawi wynik netto grupy za '18 o 94,5 mln zł
"W wyniku przeprowadzonych testów na utratę wartości w I półroczu 2018 roku stwierdzono wzrost wartości odzyskiwalnej farm wiatrowych" - napisano w komunikacie.
Energa podała, że operacja ta wpłynie pozytywnie na wynik operacyjny grupy pozostając bez wpływu na wynik EBITDA.
Po uwzględnieniu odwrócenia odpisów, wartość księgowa farm wiatrowych w skonsolidowanym bilansie grupy Energa wynosi 664,36 mln zł.
Spółka podała, że prezentowane dane mają charakter szacunkowy, będą podlegały badaniu przez audytora i mogą ulec zmianie. Ostateczny wynik testów i wielkość odwrócenia odpisów zostaną przedstawione w raporcie za I półrocze 2018 roku. (PAP Biznes)
seb/ asa/
- 02.07.2018 16:05
ENERGA SA (27/2018) Informacja o odwróceniu odpisów aktualizujących wartość aktywów
02.07.2018 16:05ENERGA SA (27/2018) Informacja o odwróceniu odpisów aktualizujących wartość aktywów
Zarząd ENERGA SA informuje, iż w związku z wystąpieniem zmian w otoczeniu legislacyjnym,
tj. podpisaniem przez Prezydenta RP Ustawy z dnia 7 czerwca 2018 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw, zostały zidentyfikowane przesłanki, które mogą skutkować odwróceniem odpisów z tytułu utraty wartości niektórych aktywów Grupy ENERGA.
W wyniku przeprowadzonych testów na utratę wartości w I półroczu 2018 roku stwierdzono wzrost wartości odzyskiwalnej farm wiatrowych. W dniu 2 lipca 2018 roku podjęta została decyzja o odwróceniu odpisów aktualizujących wartość farm wiatrowych w Linii Biznesowej Wytwarzania na łączną kwotę 116,6 mln zł. Szacowany wpływ odwrócenia ww. odpisów na skonsolidowany wynik netto Grupy ENERGA za 2018 rok wynosi 94,5 mln zł. Powyższa operacja ma charakter niegotówkowy. Wpłynie ona pozytywnie na wynik operacyjny Grupy ENERGA pozostając bez wpływu na wynik EBITDA.
Po uwzględnieniu odwrócenia odpisów, wartość księgowa farm wiatrowych w skonsolidowanym bilansie Grupy ENERGA wynosi 664,36 mln zł.
Prezentowane pozycje mają charakter szacunkowy, będą podlegały badaniu przez audytora i mogą ulec zmianie po dokonaniu przez niego weryfikacji testów i wydaniu opinii. Ostateczny wynik testów i wielkość odwrócenia odpisów zostaną przedstawione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Energa za I półrocze 2018 roku.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 29.06.2018 20:10
Rada nadzorcza Energi powołała Arkadiusza Siwko na prezesa spółki
29.06.2018 20:10Rada nadzorcza Energi powołała Arkadiusza Siwko na prezesa spółki
Obowiązki prezesa Energi pełni od lutego Alicja Barbara Klimiuk. Wcześniej prezesem spółki był Daniel Obajtek. (PAP Biznes)
kuc/ ana/
- 29.06.2018 19:53
ENERGA SA (26/2018) Powołanie Prezesa Zarządu ENERGA SA
29.06.2018 19:53ENERGA SA (26/2018) Powołanie Prezesa Zarządu ENERGA SA
Zarząd spółki ENERGA SA ("Spółka") informuje, że w dniu 29 czerwca 2018 roku Rada Nadzorcza Spółki podjęła uchwałę o powołaniu z dniem 2 lipca 2018 roku Pana Arkadiusza Siwko, powierzając mu pełnienie funkcji Prezesa Zarządu ENERGA SA.
Informacje o powołanym Prezesie Zarządu ENERGA SA wymagane prawem Spółka przekaże odrębnym raportem bieżącym w terminie późniejszym.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 28.06.2018 12:37
ENERGA SA (25/2018) Treść uchwał podjętych przez Zwyczajne Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy Spółki ENERGA SA
28.06.2018 12:37ENERGA SA (25/2018) Treść uchwał podjętych przez Zwyczajne Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy Spółki ENERGA SA
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd ENERGA SA ("Spółka") przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego treść uchwał podjętych przez Zwyczajne Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy Spółki ("ZWZ") w dniu
27 czerwca 2018 roku wraz z wynikami głosowań. Jednocześnie Zarząd Spółki informuje, że ZWZ nie odstąpiła od rozpatrywania żadnego z punktów porządku obrad oraz, że podczas ZWZ Pełnomocnik reprezentująca Akcjonariusza Krzysztofa Bogdana Łoboz zgłosiła sprzeciw do uchwał nr: 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23. Zgłoszone sprzeciwy zostały zaprotokołowane.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 20.06.2018 16:06
PSE rozstrzygnęły przetarg na usługi DSR na okres 1 VII 2018-30 VI 2019
20.06.2018 16:06PSE rozstrzygnęły przetarg na usługi DSR na okres 1 VII 2018-30 VI 2019
W Programie Gwarantowanym (z płatnością za gotowość i wykorzystanie) przyjętych zostało 16 ofert, a w Programie Bieżącym (z płatnością za wykorzystanie) 5 ofert.
"W obu przypadkach (Program Gwarantowany i Program Bieżący) usługi polegają na realizacji przez wykonawcę zmniejszenia poboru energii na polecenie OSP i mogą być świadczone przez obiekty redukcji opomiarowane w sposób umożliwiający rozliczenie redukcji" - napisano w komunikacie.
Suma pozyskanej mocy dyspozycyjnej, która będzie mogła być zredukowana na zlecenie OSP (w Programie Gwarantowanym) wynosi w poszczególnych godzinach przedziału gwarancji: latem (od 10.00 do 18.00 w dniach roboczych) od 345 do 521 MW; zimą (od 16.00 do 20.00 w dniach roboczych) od 500 do 524 MW.
W Pakiecie letnim Programu Gwarantowanego wybrane zostały oferty złożone przez:
1. Zakłady Górniczo-Hutnicze “Bolesław”
2. ArcelorMittal Warszawa
3. CMC Poland
4. RE Alloys
5. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna
6. Power Block
7. Polski Koncern Naftowy Orlen
8. Enspirion
9. PCC Rokita
10. EnerNOC Polska
W Pakiecie zimowym Programu Gwarantowanego wybrane zostały oferty złożone przez:
1. ArcelorMittal Warszawa
2. CMC Poland
3. RE Alloys
4. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna
5. Enspirion
6. PCC Rokita
W Programie Bieżącym wybrane zostały oferty złożone przez:
1. Tauron Polska Energia
2. Enspirion
3. EnerNOC Polska
4. Power Block
5. Innogy Polska
(PAP Biznes)
pel/ asa/
- 13.06.2018 15:51
Energa szacuje potencjalny wpływ wyroków w 3 postępowaniach arbitrażowych na ok. 16 mln zł
13.06.2018 15:51Energa szacuje potencjalny wpływ wyroków w 3 postępowaniach arbitrażowych na ok. 16 mln zł
W ubiegłym tygodniu spółka informowała, że powództwa Energi-Obrót zostały oddalone przez Sąd Arbitrażowy przy Krajowej Izbie Gospodarczej w Warszawie w trzech postępowaniach arbitrażowych. Energa informowała wówczas, że analizuje potencjalny wpływ tych wyroków na wyniki finansowe. (PAP Biznes)
seb/ ana/
- 13.06.2018 15:33
ENERGA SA (24/2018) Szacunkowy wpływ wyroków w trzech postępowaniach arbitrażowych na wyniki finansowe Emitenta
13.06.2018 15:33ENERGA SA (24/2018) Szacunkowy wpływ wyroków w trzech postępowaniach arbitrażowych na wyniki finansowe Emitenta
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 22/2018 z dnia 8 czerwca 2018 r., Zarząd Spółki ENERGA S.A. informuje, że potencjalny wpływ wyroków, o których mowa w tym raporcie na wyniki finansowe Emitenta w 2018 r. szacuje się na ok. 16 mln zł.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 08.06.2018 15:46
ENERGA SA (23/2018) Zmiana porządku obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia zwołanego na dzień 27 czerwca 2018 r. w związku z żądaniem akcjonariusza
08.06.2018 15:46ENERGA SA (23/2018) Zmiana porządku obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia zwołanego na dzień 27 czerwca 2018 r. w związku z żądaniem akcjonariusza
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd Spółki ENERGA SA ("Spółka"), w związku z otrzymaniem od Skarbu Państwa Rzeczpospolitej Polskiej, jako akcjonariusza reprezentującego powyżej jednej dwudziestej kapitału zakładowego Spółki, żądania o umieszczenie dodatkowego punktu w porządku obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA ("ZWZ") zwołanego na dzień 27 czerwca 2018 roku o godz. 12.00, które odbędzie się
w Gdańsku, przy al. Grunwaldzkiej 472, w budynku Olivia Tower, XII piętro, w Sali Olivia Sky Club, przekazuje Ogłoszenie o zmianie w porządku obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki wraz
z załącznikami, które stanowią załącznik do niniejszego raportu bieżącego.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 08.06.2018 13:08
Powództwa Energi-Obrót oddalone w trzech postępowaniach arbitrażowych ws. sporów z farmami (opis)
08.06.2018 13:08Powództwa Energi-Obrót oddalone w trzech postępowaniach arbitrażowych ws. sporów z farmami (opis)
Energa podała, że analizuje potencjalny wpływ tych wyroków na wyniki finansowe.
We wrześniu 2017 r. Energa-Obrót zaprzestała realizacji 22 ramowych umów sprzedaży zielonych certyfikatów i złożyła wnioski do sądu o stwierdzenie ich nieważności, powołując się na brak zastosowania trybu zamówień publicznych przy ich zawieraniu. Informowała, że umowy były dla grupy "skrajnie niekorzystne".
W ostatnim czasie Energa-Obrót zawarła dwie ugody z pozwanymi farmami wiatrowymi, kończące wszelkie spory. Strony uznały współpracę na podstawie kwestionowanych umów za definitywnie zakończoną. Jednocześnie strony zamierzają kontynuować współpracę w zakresie sprzedaży praw majątkowych.
Spółka poinformowała PAP Biznes, że prowadzi rozmowy ugodowe także z innymi kontrahentami.
Ponadto, obok trzech wyroków częściowych wydanych przez Sąd Arbitrażowy przy KIG w Warszawie, w ostatnich tygodniach zostały wydane dwa wyroki przez Sąd Okręgowy w Warszawie, także oddalające powództwo Energa-Obrót o ustalenie nieważności umów sprzedaży zielonych certyfikatów.
"Wydane wyroki w żaden sposób nie wpływają ani nie zmieniają strategii procesowej Energi. Wręcz przeciwnie, upewniają Energę w przekonaniu, że spór ma precedensowy charakter i dotyczy na tyle skomplikowanych, fundamentalnych kwestii prawnych, że Energa od początku brała pod uwagę prawdopodobieństwo nieuwzględnienia powództwa w pierwszych rozstrzygnięciach. Spółka jest przygotowana na to, że zagadnienia prawne sformułowane w pozwie będą rozstrzygane co najmniej na poziomie sądu apelacyjnego lub nawet Sądu Najwyższego, bądź stosownych instytucji Unii Europejskiej" - napisano w materiałach na piątkowy briefing prasowy Energa-Obrót, przesłanych PAP Biznes.
Spółka zaznaczyła, że dotychczasowe orzeczenia sądów nie tworzą jednolitej linii orzeczniczej, a wyroki oparte są na przeciwstawnych i wzajemnie wykluczających się argumentach.
"Energa zamierza złożyć apelacje do nieprawomocnych wyroków sądów powszechnych. Natomiast w przypadku trzech orzeczeń Sądu Arbitrażowego przy Krajowej Izbie Gospodarczej, gdzie apelacja jest niedopuszczalna, rozważa złożenie skarg o uchylenie tych wyroków" - podała Energa.
"Przedmiotem rozważań jest w szczególności okoliczność, czy podstawą takiej skargi może być przyjęta przez Sąd Arbitrażowy interpretacja prawa Unii Europejskiej, w szczególności dyrektyw sektorowych - błędna zdaniem Energi, która swe stanowisko opiera na wyroku Naczelnego Sądu Administracyjnego" - dodano.
Energa podała, że w dalszym ciągu będzie popierać powództwa w pozostałych sprawach. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 08.06.2018 12:01
Powództwa Energi-Obrót oddalone w trzech postępowaniach arbitrażowych ws. sporów z farmami
08.06.2018 12:01Powództwa Energi-Obrót oddalone w trzech postępowaniach arbitrażowych ws. sporów z farmami
Energa podała, że analizuje potencjalny wpływ na wyniki finansowe.
We wrześniu 2017 r. Energa-Obrót zaprzestała realizacji 22 ramowych umów sprzedaży zielonych certyfikatów i złożyła wnioski do sądu o stwierdzenie ich nieważności, powołując się na brak zastosowania trybu zamówień publicznych przy ich zawieraniu. Informowała, że umowy były dla grupy "skrajnie niekorzystne". (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 08.06.2018 11:52
ENERGA SA (22/2018) Wyroki w trzech postępowaniach arbitrażowych o ustalenie nieistnienia stosunków prawnych wynikających z umów sprzedaży praw majątkowych ze świadectw pochodzenia
08.06.2018 11:52ENERGA SA (22/2018) Wyroki w trzech postępowaniach arbitrażowych o ustalenie nieistnienia stosunków prawnych wynikających z umów sprzedaży praw majątkowych ze świadectw pochodzenia
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 37/2017 z dnia 11 września 2017 r., Zarząd Spółki ENERGA S.A. informuje, że w dniu 8 czerwca 2018 roku powziął informację, iż w trzech postępowaniach arbitrażowych o ustalenie nieistnienia stosunków prawnych mających wynikać z umów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia, Sąd Arbitrażowy przy Krajowej Izbie Gospodarczej w Warszawie wydał wyroki częściowe, na mocy których powództwa Energa-Obrót S.A. zostały oddalone.
Spółka analizuje potencjalny wpływ na wyniki finansowe, który w momencie oszacowania Emitent przekaże niezwłocznie oddzielnym raportem bieżącym.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 05.06.2018 16:44
DM mBanku rekomenduje kupno polskich spółek energetycznych i sprzedaż CEZ
05.06.2018 16:44DM mBanku rekomenduje kupno polskich spółek energetycznych i sprzedaż CEZ
"Przy wszystkich argumentach przemawiających przeciwko tej tezie (polityka, CO2, toksyczne projekty, brak dywidend) zwracamy uwagę na kilka czynników, które przy obecnej niskiej kapitalizacji indeksu WIG-Energia, budują wartość opcji kupna Enei, Energi, PGE czy Tauronu" - napisano w raporcie.
Wśród tych czynników wymieniają perspektywę znacznej poprawy FCF w kolejnych 5 latach i zwiększenia komponentu equity w ramach EV, coraz głośniejszy lobbing przeciwko projektowi atomowemu i brak jednomyślności w rządzie, potencjał zaskoczeń w systemach wsparcia, zaskakująco wysokie ceny energii i CDS szczególnie dla zintegrowanych i nowych bloków węglowych, rosnące ceny zielonych certyfikatów, perspektywę wyższego WACC w dystrybucji, wskaźnik EV/EBITDA 20 proc. poniżej 3-letniej średniej i 50 proc. dyskonta do Stoxx Utilities, a także silny bilans sektora.
Analitycy DM mBanku zwracają uwagę, że od lokalnego minimum ustanowionego w lutym, ceny energii na rynku niemieckim wzrosły już prawie o 30 proc. napędzane zwyżkami cen węgla (+13 proc.), gazu (+25 proc.) i CO2 (+60 proc. na fali entuzjazmu po zatwierdzeniu reformy ETS). W efekcie mimo rosnących rentowności obligacji skarbowych, sentyment do sektora użyteczności publicznej jest bardzo dobry, a indeks branżowy wzrósł o 6 proc. dystansując szeroki rynek o kilka punktów.
Poniżej przedstawiamy zestawienie rekomendacji DM mBanku dla spółek energetycznych notowanych na GPW.
cena docelowa cena docelowa rekomendacja rekomendacja Spółka nowa stara nowa stara CEZ 458,38 CZK 449,51 CZK sprzedaj sprzedaj Enea 12,62 PLN 11,78 PLN kupuj kupuj Energa 15,58 PLN 14,91 PLN kupuj kupuj PGE 13,60 PLN 12,89 PLN kupuj kupuj Tauron 2,76 PLN 2,73 PLN kupuj trzymaj Autorem raportu jest Kamil Kliszcz. Pierwsze rozpowszechnianie raportu nastąpiło 29 maja, o godzinie 08.34.
Depesza PAP jest skrótem raportu. W załączniku do depeszy zamieszczamy plik PDF z wymaganymi prawem informacjami DM mBanku. (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 01.06.2018 11:58
RN Energi ogłosiła konkurs na prezesa spółki
01.06.2018 11:58RN Energi ogłosiła konkurs na prezesa spółki
Termin przyjmowania zgłoszeń upływa 15 czerwca o godz. 15.00, a ich otwarcie nastąpi 19 czerwca. Rozmowy kwalifikacyjne odbywać się będą do 28 czerwca 2018 roku.
P.o. prezesa Energi jest Alicja Barbara Klimiuk. Rada nadzorcza powierzyła jej pełnienie obowiązków prezesa w lutym, po rezygnacji prezesa Daniela Obajtka.(PAP Biznes)
pel/ gor/
- 01.06.2018 10:41
ENERGA SA (21/2018) Projekty uchwał Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
01.06.2018 10:41ENERGA SA (21/2018) Projekty uchwał Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd Spółki ENERGA SA ("Spółka"), przekazuje do publicznej wiadomości treść projektów uchwał, które mają być przedmiotem obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA ("ZWZ") zwołanego na dzień 27 czerwca 2018 roku o godz. 12.00, które odbędzie się w Gdańsku, przy al. Grunwaldzkiej 472, w budynku Olivia Tower, XII piętro, w Sali Olivia Sky Club.
Wyżej wymienione projekty uchwał stanowią załącznik do niniejszego raportu bieżącego.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 01.06.2018 10:38
ENERGA SA (20/2018) Ogłoszenie o zwołaniu Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
01.06.2018 10:38ENERGA SA (20/2018) Ogłoszenie o zwołaniu Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd ENERGA SA ("Spółka"), działając na podstawie art. 398, 399 § 1, art. 4021 i art. 4022 Kodeksu spółek handlowych oraz § 24 ust. 2 pkt 1 Statutu Spółki, niniejszym zwołuje na dzień 27 czerwca 2018 roku o godz. 12.00 Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki, które odbędzie się w Gdańsku, przy al. Grunwaldzkiej 472, w budynku Olivia Tower, XII piętro, w Sali Olivia Sky Club.
Ogłoszenie o zwołaniu Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA, sporządzone zgodnie z art. 402 Kodeksu spółek handlowych, stanowi załącznik do niniejszego raportu bieżącego.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 30.05.2018 15:57
Energa Obrót ma kolejną ugodę w sporze z jedną z farm wiatrowych
30.05.2018 15:57Energa Obrót ma kolejną ugodę w sporze z jedną z farm wiatrowych
Jednocześnie strony postanowiły kontynuować współpracę w zakresie sprzedaży praw majątkowych na podstawie nowej umowy. Zawarcie ugody nie wpływa niekorzystnie na wynik finansowy Energa-Obrót SA.
Jest to druga ugoda zawarta przez Energa Obrót z pozwanymi farmami wiatrowymi. (PAP Biznes)
pr/ osz/
- 30.05.2018 15:44
ENERGA SA (19/2018) Druga decyzja o ugodowym zakończeniu wszelkich sporów dotyczących nieważności umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia pomiędzy ENERGA - OBRÓT SA a jedną z pozwanych farm wiatrowych.
30.05.2018 15:44ENERGA SA (19/2018) Druga decyzja o ugodowym zakończeniu wszelkich sporów dotyczących nieważności umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia pomiędzy ENERGA - OBRÓT SA a jedną z pozwanych farm wiatrowych.
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 37/2017 z dnia 11 września 2017 r., Zarząd Spółki ENERGA S.A. informuje, że w dniu 30 maja 2018 roku powziął informację, iż spółka zależna Energa-Obrót S.A. i jedna z 22 pozwanych przez Energa-Obrót S.A. farm wiatrowych podjęły decyzję o ugodowym zakończeniu wszelkich sporów dotyczących nieważności umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia. Strony ugody uznały współpracę na podstawie umowy kwestionowanej przez Energa-Obrót S.A. za definitywnie zakończoną.
Jednocześnie, strony postanowiły kontynuować współpracę w zakresie sprzedaży praw majątkowych na podstawie nowej umowy.
Zawarcie ugody nie wpływa niekorzystnie na wynik finansowy Energa-Obrót S.A.
Jest to druga ugoda zawarta przez Energa-Obrót S.A. z pozwanymi farmami wiatrowymi. O pierwszej zawartej ugodzie Emitent informował w raporcie bieżącym nr 17/2018 z dnia 21 maja 2018 r.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 25.05.2018 12:00
ENERGA SA (18/2018) Opinia Rady Nadzorczej ENERGA SA w sprawie podziału zysku netto za rok obrotowy 2017
25.05.2018 12:00ENERGA SA (18/2018) Opinia Rady Nadzorczej ENERGA SA w sprawie podziału zysku netto za rok obrotowy 2017
Zarząd ENERGA SA ("Spółka") informuje, iż w dniu 25 maja 2018 roku Rada Nadzorcza pozytywnie zaopiniowała rekomendację Zarządu w sprawie podziału zysku netto Spółki osiągniętego w 2017 roku. Zgodnie z informacjami przekazanymi raportem nr 16/2018 z dnia 16 maja 2018 roku Zarząd podjął decyzję, iż nie będzie rekomendował Walnemu Zgromadzeniu ENERGA SA wypłaty dywidendy za rok obrotowy zakończony 31 grudnia 2017 roku. Całość zysku netto za 2017 rok, w wysokości 106 601 622,10 zł, zostanie przeznaczona na kapitał zapasowy.
Rekomendacja Zarządu wraz z opinią Rady Nadzorczej zostanie przedłożona Walnemu Zgromadzeniu, które podejmie ostateczną decyzję w przedmiocie podziału zysku netto Spółki za 2017 rok.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 24.05.2018 15:21
Rozmowy ws. modelu finansowego dla Ostrołęki C są zaawansowane – prezes Enei (opis)
24.05.2018 15:21Rozmowy ws. modelu finansowego dla Ostrołęki C są zaawansowane – prezes Enei (opis)
„Projekt (Ostrołęka – przyp. PAP Biznes) jest kompleksowy, o wartości ponad 6 mld zł i wymaga dużej rzetelności w kwestii modelu finansowego i bankowalności inwestycji. Rozmowy są zaawansowane, prowadzimy je. Będziemy na bieżąco informować. (…) Myślę, że niedługo poznacie państwo kolejne kroki jakie zamierzamy podjąć” - powiedział prezes Kowalik na czwartkowej konferencji.
"Założenie jest takie, by przygotować rzetelnie cały model finansowy, biznesplan i przygotować się właściwie do rynku mocy. (...) Rynek mocy jest elementem wspierającym model finansowy i potencjalnie mitygującym pewne ryzyka" - dodał.
W kwietniu spółka Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea, wybrała w przetargu na budowę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy 1.000 MW ofertę konsorcjum GE Power oraz Alstom Power Systems, która ma wartość 5,05 mld zł netto, czyli 6,023 mld zł brutto.
Rozstrzygnięcie postępowania nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na zawarcie kontraktu z generalnym wykonawcą, ponieważ do wyrażenia takiej zgody konieczna jest między innymi zgoda rad nadzorczych Energi oraz Enei. Zakończenie postępowania przetargowego nie oznacza również wyrażenia zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac, tzw. notice-to-proceed (NTP).
"To inwestycja strategiczna z punktu widzenia państwa i spółek-udziałowców. Przy tego typu inwestycjach mamy dwa kluczowe kamienie milowe: podpisanie kontraktu i wydanie polecenia rozpoczęcia prac NTP. Te wszystkie elementy aktualnie modelujemy, by je właściwie zaadresować w finansowaniu. NTP będzie raczej w funkcji zamknięcia finansowania, a podpisanie kontraktu powinno nastąpić wcześniej" - powiedział Kowalik.
"Będziemy robić wszystko, by właściwie antycypować model finansowy i strukturę, by terminowa realizacja prac nie wpłynęła na końcowy termin. Podpisanie kontraktu i NTP to bardzo istotne elementy z punktu widzenia końcowego terminu oddania bloku, bo on jest dodefiniowany w warunkach przetargowych. Analizujemy czynniki, by optymalnie wybrać te dwie daty i zmniejszyć ryzyko tego projektu" - dodał.
Z wypowiedzi prezesa Enei wynika, że aby inwestycja została skończona w 2023 roku, podpisanie kontraktu z generalnym wykonawcą i wydanie polecenia rozpoczęcia prac powinny mieć miejsce w tym roku. (PAP Biznes)
pel/ ana/ asa/
- 21.05.2018 10:37
Energa-Obrót ma ugodę z jedną z farm wiatrowych; nie wpłynie ona negatywnie na wynik (opis)
21.05.2018 10:37Energa-Obrót ma ugodę z jedną z farm wiatrowych; nie wpłynie ona negatywnie na wynik (opis)
"Strony uznały współpracę na podstawie umowy kwestionowanej przez Energa-Obrót za definitywnie zakończoną. Strony nie wykluczają podjęcia współpracy w przyszłości na podstawie nowej umowy" - napisano w komunikacie.
We wrześniu 2017 r. Energa-Obrót zaprzestała realizacji 22 ramowych umów sprzedaży zielonych certyfikatów i złożyła wnioski do sądu o stwierdzenie ich nieważności, powołując się na brak zastosowanie trybu zamówień publicznych przy ich zawieraniu. Informowała, że umowy były dla grupy "skrajnie niekorzystne".
Kontrahenci, przeciwko którym wszczęto wtedy postępowania to: Relax Wind Park, Megawatt Baltica, Zajączkowo Windfarm (Mitsui), Eolica Kisielice, PGE Energia Odnawialna, C&C; Wind, Boryszewo Wind Invest, Jeżyczki Wind Invest, Wind Invest, Stary Jarosław Wind Invest, Livingstone (dawniej: Megawat Kanin), Krupy Wind Invest, PGE Energia Natury, Windvest Poland, Nidzica, Sagittarius Solutions, EW Czyżewo, EOL, Wielkopolskie Elektrownie Wiatrowe, EW Koźmin, Wiatrowa Baltica.
Sobotni "Parkiet" podał, że Energa przegrała pierwszą sprawę sądową dotyczącą zielonych certyfikatów. Pozwanym była spółka Livingstone będąca prawnym następcą firmy Megawat Kanin oraz bank DNB. Warszawski sąd okręgowy w całości oddalił powództwo gdańskiej spółki zasądzając na jej rzecz koszty procesowe na rzecz każdego z pozwanych w kwocie po 15 tys. zł.
"Wyrok jest nieprawomocny, będziemy się odwoływać. Jesteśmy przekonani do swoich racji i nie wykluczamy, że sprawa może dotrzeć do Sądu Najwyższego" - powiedział PAP Biznes rzecznik Energi Adam Kasprzyk.
Dodał jednocześnie, że nie można wykluczyć zawarcia kolejnych ugód.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 21.05.2018 10:11
Energa-Obrót ma ugodę z jedną z farm wiatrowych; nie wpłynie ona negatywnie na wynik fin.
21.05.2018 10:11Energa-Obrót ma ugodę z jedną z farm wiatrowych; nie wpłynie ona negatywnie na wynik fin.
"Strony uznały współpracę na podstawie umowy kwestionowanej przez Energa-Obrót za definitywnie zakończoną. Strony nie wykluczają podjęcia współpracy w przyszłości na podstawie nowej umowy" - napisano w komunikacie. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 21.05.2018 10:05
ENERGA SA (17/2018) Decyzja o ugodowym zakończeniu wszelkich sporów dotyczących nieważności umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia pomiędzy ENERGA - OBRÓT SA a jedną z pozwanych farm wiatrowych.
21.05.2018 10:05ENERGA SA (17/2018) Decyzja o ugodowym zakończeniu wszelkich sporów dotyczących nieważności umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia pomiędzy ENERGA - OBRÓT SA a jedną z pozwanych farm wiatrowych.
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 37/2017 z dnia 11 września 2017 r., Zarząd Spółki ENERGA S.A. informuje, że w dniu 21 maja 2018 roku powziął informację, iż spółka zależna Energa-Obrót S.A. i jedna z 22 pozwanych przez Energa-Obrót S.A. farm wiatrowych ("Strony") podjęły decyzję o ugodowym zakończeniu wszelkich sporów dotyczących nieważności umowy sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia. Strony uznały współpracę na podstawie umowy kwestionowanej przez Energa-Obrót S.A. za definitywnie zakończoną. Strony nie wykluczają podjęcia współpracy w przyszłości na podstawie nowej umowy. Zawarcie ugody nie wpływa niekorzystnie na wynik finansowy Energa-Obrót S.A.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 16.05.2018 17:18
Zarząd Energi nie będzie rekomendował wypłaty dywidendy za 2017 rok
16.05.2018 17:18Zarząd Energi nie będzie rekomendował wypłaty dywidendy za 2017 rok
Zgodnie z propozycją zarządu, całość zysku netto za 2017 rok, w wysokości 106,6 mln zł, ma zostać przeznaczona na kapitał zapasowy.
Jak podano, uzasadnieniem dla powyższej decyzji jest realizacja strategii, zgodnie z którą polityka wypłat dywidendy dostosowywana jest do potrzeb finansowych procesu inwestycyjnego.
W 2017 roku akcjonariusze Energi zdecydowali, że spółka przeznaczy na dywidendę z zysku za 2016 rok 78,7 mln zł, czyli 0,19 zł na akcję, zgodnie z rekomendacją zarządu spółki. (PAP Biznes)
sar/ osz/
- 16.05.2018 17:09
ENERGA SA (16/2018) Rekomendacja Zarządu ENERGA SA w sprawie dywidendy
16.05.2018 17:09ENERGA SA (16/2018) Rekomendacja Zarządu ENERGA SA w sprawie dywidendy
Zarząd Spółki ENERGA SA ("Spółka") informuje, że w dniu 16 maja 2018 roku, podjął decyzję, iż nie będzie rekomendował Walnemu Zgromadzeniu ENERGA SA wypłaty dywidendy za rok obrotowy zakończony 31 grudnia 2017 roku. Całość zysku netto za 2017 rok, w wysokości 106 601 622,10 zł, zostanie przeznaczona na kapitał zapasowy.
Uzasadnieniem dla powyższej decyzji jest realizacja "Strategii Grupy ENERGA na lata 2016-2025" ("Strategia") przyjętej w dniu 15 listopada 2016 roku (raport bieżący nr 40/2016), zgodnie z którą polityka wypłat dywidendy dostosowywana jest do potrzeb finansowych procesu inwestycyjnego.
Jednocześnie, w przyszłości Zarząd nie wyklucza powrotu do wypłaty dywidendy akcjonariuszom, której poziom determinowany będzie realizacją Strategii.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 10.05.2018 12:01
Energa liczy na utrzymanie pozytywnych trendów w kolejnych kwartałach
10.05.2018 12:01Energa liczy na utrzymanie pozytywnych trendów w kolejnych kwartałach
„Liczymy na utrzymanie pozytywnych trendów we wszystkich liniach biznesowych w dalszych częściach roku” - powiedział wiceprezes Kościelniak na czwartkowej konferencji.
W I kwartale EBITDA grupy Energa wzrosła do 626 mln zł z 601 mln zł rok wcześniej.
EBITDA segmentu Dystrybucja wyniosła 509 mln zł wobec 531 mln zł rok wcześniej, zysk EBITDA segmentu Sprzedaż wyniósł 53 mln zł wobec 10 mln zł straty przed rokiem, a zysk EBITDA w Wytwarzaniu wyniósł 103 mln zł wobec 104 mln zł w I kwartale 2017 roku.
„Nowym czynnikiem, który dostrzegamy, który będzie mieć wpływ na wyniki w kolejnych kwartałach jest wzrost cen uprawnień do emisji CO2 w połączeniu z malejącą pulą darmowych uprawnień. Wskazujemy także na dynamiczny wzrost cen energii elektrycznej na rynku, zarówno dla produktów z terminem realizacji w bieżącym roku, jak i w latach przyszłych. Utrzymanie się cen na wysokich poziomach może niekorzystnie wpłynąć na wyniki grupy w kolejnych kwartałach, ale pracujemy, by minimalizować tego typu ryzyka” - powiedział wiceprezes Energi Jacek Kościelniak.
Dodał, że spółka stara się też minimalizować skutki wzrostu cen węgla.
„Patrzymy jednak optymistycznie w przyszłość, rygorystycznie realizujemy strategię i program poprawy efektywności, utrzymujemy bezpieczne wskaźniki finansowe, utrzymujemy kowenanty i z nadzieją patrzymy w przyszłość” - dodał.
Dariusz Falkiewicz, prezes Energa Obrót, pytany, czy wynik EBITDA segmentu Sprzedaż jest reprezentatywny dla kolejnych kwartałów, odpowiedział: "Tak". Dodał, że spółka jest w procesie negocjowania ugód dotyczących umów na zakup zielonych certyfikatów i jest w tej sprawie optymistą.
Wiceprezes grupy Energa Jacek Kościelniak poinformował, że realizacja projektu Ostrołęka C przebiega zgodnie z harmonogramem.
"Jeśli będzie zawarta umowa z wykonawcą, będziemy komunikować" - powiedział.
Poinformował, że projekt ma wszystkie pozwolenia administracyjne.
"Gdyby nie było pozwolenia zintegrowanego, nie bylibyśmy w procesie inwestycyjnym dotyczącym Ostrołęki C. Wszystkie pozwolenia są w mocy, w terminie nieograniczonym" - powiedział Kościelniak.(PAP Biznes)
pel/ asa/
- 10.05.2018 10:43
Energa nie podjęła jeszcze decyzji ws. dywidendy za 2017 r.
10.05.2018 10:43Energa nie podjęła jeszcze decyzji ws. dywidendy za 2017 r.
"Decyzja w sprawie dywidendy nie została podjęta, pracujemy nad tym, prowadzimy dialog właścicielski. (...) Prowadzimy poważne procesy inwestycyjne i o ile będziemy decydować o wypłacie dywidendy w najbliższych dniach, o tyle poinformujemy" - powiedział wiceprezes.
Zysk netto grupy Energa, przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej, wyniósł w 2017 roku 773 mln zł.
Z zysku za 2016 r. Energa wypłaciła 78,7 mln zł dywidendy, czyli 0,19 zł na akcję. (PAP Biznes)
pel/ mj/ ana/
- 10.05.2018 07:15
Wyniki operacyjne Energi w I kw.'18 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
10.05.2018 07:15Wyniki operacyjne Energi w I kw.'18 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
Wyniki operacyjne za I kwartał 2018:
Pozycja j.m. 1Q2018 1Q2017 Różnica Produkcja energii GWh 1039 1023 2% Produkcja ciepła TJ 1636 1632 0% Sprzedaż energii razem, w tym: GWh 6218 5943 5% Sprzedaż energii detalicznej GWh 5244 5094 3% Sprzedaż energii na rynku hurtowym GWh 974 848 15% Dystrybucja energii GWh 5856 5623 4% Wyniki grupy według głównych segmentów działalności (w mln zł):
mln zł 1Q2018 1Q2017 Różnica Dystrybucja Przychody 1 067 1 151 -7% EBITDA 509 531 -4% amortyzacja 188 191 -2% odpisy - - 0% EBIT 321 340 -6% Zysk netto 229 251 -9% CAPEX 222 169 31% Wytwarzanie Przychody 304 278 9% EBITDA 103 104 -1% amortyzacja 40 41 -2% odpisy - - 0% EBIT 63 63 0% Zysk netto 41 34 21% CAPEX 30 18 67% Sprzedaż Przychody 1 423 1 350 5% EBITDA 53 -10 > 100% amortyzacja 10 11 -9% odpisy - - 0% EBIT 43 -21 > 100% Zysk netto 38 -17 > 100% CAPEX 5 8 -38% (PAP Biznes)
pel/
- 10.05.2018 07:01
Zysk netto Energi w I kw. '18 wyniósł 275 mln zł wobec konsensusu 260 mln zł zysku (opis)
10.05.2018 07:01Zysk netto Energi w I kw. '18 wyniósł 275 mln zł wobec konsensusu 260 mln zł zysku (opis)
EBITDA wyniosła w I kwartale 626 mln zł i była zgodna z wcześniejszymi szacunkami spółki. Rok wcześniej EBITDA wynosiła 601 mln zł.
EBITDA segmentu Dystrybucja w pierwszym kwartale 2018 roku wyniosła 509 mln zł (spadek o 4 proc. rdr), segmentu Wytwarzanie 103 mln zł (spadek o 1 proc. rdr), a segmentu Sprzedaż 53 mln zł wobec 10 mln zł straty rok wcześniej.
Dystrybucja miała największy udział w EBITDA grupy (81 proc.), natomiast udział linii biznesowej Wytwarzanie i linii biznesowej Sprzedaż wyniosły odpowiednio 16 proc. i 8 proc.
Energa podała, że poprawa wyniku EBITDA w segmencie Sprzedaż to przede wszystkim efekt ograniczenia dodatkowych obciążeń prawno-umownych w związku z podjętą we wrześniu 2017 roku decyzją o uznaniu długoterminowych umów na zakup zielonych certyfikatów za nieważne oraz ze znacznie niższymi obciążeniami wynikającymi z pełnienia funkcji Sprzedawcy Zobowiązanego.
"W przypadku Linii Biznesowej Dystrybucja spadek EBITDA o 22 mln zł r/r spowodowany przede wszystkim brakiem korzystnego zdarzenia, jakie miało miejsce w I kwartale 2017 tj. korekty opłaty przejściowej PSE. Negatywny wpływ miał ponadto spadek przychodów z przyłączy oraz wzrost kosztów OPEX" - napisano.
Zysk operacyjny grupy Energa wyniósł w I kwartale 388 mln zł wobec 355 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2,642 mld zł wobec 2,71 mld zł rok wcześniej.
Analitycy ankietowani przez PAP Biznes spodziewali się 379 mln zł zysku operacyjnego i 2,756 mld zł przychodów.
Wynik na działalności finansowej był ujemny i wyniósł minus 76 mln zł. Rok wcześniej spółka miała 16 mln zł zysku.
"Wynik na działalności finansowej ukształtowało ujęcie wyceny opcji na zakup akcji Polimex-Mostostal od TF Silesia w I kwartale 2017 roku (r/r negatywny wpływ na wynik wyniósł 55 mln zł) oraz wyższe koszty odsetkowe związane ze zmienioną strukturą zadłużenia (uruchomienie finansowania w postaci obligacji hybrydowych) i zwiększonym poziomem zadłużenia Ggrupy r/r" - podała Energa.
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej wynosiły 483 mln zł wobec 231 mln zł rok wcześniej.
Stan środków pieniężnych grupy na koniec marca 2018 roku wyniósł 3.316 mln zł i był wyższy o 964 mln zł w stosunku do stanu przed rokiem.
Grupa Energa zrealizowała inwestycje na poziomie 256 mln zł, z czego prawie 222 mln zł w segmencie dystrybucji. Przyłączono 11,7 tys. nowych klientów, wybudowano i zmodernizowano 931 km linii wysokiego, średniego oraz niskiego napięcia i przyłączono do sieci 9 MW nowych źródeł OZE.
Grupa Energa w I kwartale 2018 r. wyprodukowała 1.039 GWh energii elektrycznej brutto wobec 1.023 GWh rok temu. Produkcja ciepła brutto wyniosła 1.636 TJ, bez zmian rdr.
Łączny wolumen sprzedaży energii wyniósł 6.218 GWh wobec 5.943 GWh w I kwartale 2017 r. Wolumen sprzedaży na rynku hurtowym wzrósł o 15 proc. (tj. o 125 GWh) do 974 GWh, podczas gdy wolumen sprzedaży detalicznej wzrósł o 3 proc. (tj. o 150 GWh) w stosunku do roku ubiegłego, do 5.244 GWh.
Z kolei wolumen dystrybuowanej energii wzrósł o 4 proc. rdr do 5.856 GWh.(PAP Biznes)
pel/
- 10.05.2018 06:41
Zysk netto Energi w I kw. '18 wyniósł 275 mln zł wobec konsensusu 260 mln zł zysku
10.05.2018 06:41Zysk netto Energi w I kw. '18 wyniósł 275 mln zł wobec konsensusu 260 mln zł zysku
EBITDA wyniosła w I kwartale 626 mln zł i była zgodna z wcześniejszymi szacunkami spółki. Rok wcześniej EBITDA wynosiła 601 mln zł.
EBITDA segmentu Dystrybucja w pierwszym kwartale 2018 roku wyniosła 509 mln zł (spadek o 4 proc. rdr), segmentu Wytwarzanie 104 mln zł (spadek o 1 proc. rdr), a segmentu Sprzedaż 53 mln zł wobec 10 mln zł straty rok wcześniej.
Zysk operacyjny grupy wyniósł w I kwartale 388 mln zł wobec 355 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2,642 mld zł wobec 2,71 mld zł rok wcześniej.
Analitycy ankietowani przez PAP Biznes spodziewali się 379 mln zł zysku operacyjnego i 2,756 mld zł przychodów.(PAP Biznes)
pel/
- 10.05.2018 06:36
Wyniki Energi w I kw. 2018 r. vs konsensus PAP (tabela)
10.05.2018 06:36Wyniki Energi w I kw. 2018 r. vs konsensus PAP (tabela)
Dane w mln zł.
1Q2018 wyniki kons. różnica r/r q/q Przychody 2642,0 2756,0 -4,1% -2,5% -6,2% EBITDA 626,0 625,8 0,0% 4,2% 21,1% EBIT 388,0 379,0 2,4% 9,3% 1,0% zysk netto j.d. 275,0 260,0 5,8% -11,3% 24,4% marża EBITDA 23,7% 22,8% 0,93 1,52 5,34 marża EBIT 14,7% 13,8% 0,90 1,59 1,05 marża netto 10,4% 9,5% 0,94 -1,03 2,56 * 18 kwietnia Grupa Energa podała wstępny szacunek wyniku EBITDA za I kwartał na poziomie 626 mln zł.
---
Konsensus tworzony jest na podstawie prognoz biur maklerskich zebranych wcześniej przez PAP. Są one dostępne w pełnej wersji Serwisu Ekonomicznego PAP Biznes oraz na stronie http://biznes.pap.pl/konsensusy. Baza konsensusów PAP zawiera prognozy wyników kwartalnych i rocznych dla ponad 200 spółek notowanych na GPW. (PAP Biznes)
pel/
- 10.05.2018 06:32
ENERGA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 1/2018 QSr
10.05.2018 06:32ENERGA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 1/2018 QSr
WYBRANE DANE FINANSOWE w mln. zł w tys. EUR 1 kwartał(y) narastająco / 2018 okres od 2018-01-01 do 2018-03-31 1 kwartał(y) narastająco / 2017 okres od 2017-01-01 do 2017-03-31 1 kwartał(y) narastająco / 2018 okres od 2018-01-01 do 2018-03-31 1 kwartał(y) narastająco / 2017 okres od 2017-01-01 do 2017-03-31 Jednostkowe dane finansowe ENERGA SA (niebadane) (niebadane) (niebadane, w mln EUR) (niebadane, w mln EUR) Przychody ze sprzedaży 20 18 5 4 Zysk z działalności operacyjnej (31) (22) (7) (5) Zysk brutto przed opodatkowaniem (59) 34 (14) 8 Zysk netto (50) 36 (12) 8 Całkowite dochody (65) 27 (16) 6 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 27 4 6 1 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (926) (168) (222) (39) Środki pieniężne netto z działalności finansowej 619 (140) 148 (33) Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów (280) (304) (67) (71) Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) (0,12) 0,09 (0,03) 0,02 Liczba akcji zwykłych wyemitowanych zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję (w tys.) 414 067 414 067 414 067 414 067 Stan na dzień 31 marca 2018 roku Stan na dzień 31 grudnia 2017 roku Stan na dzień 31 marca 2018 roku Stan na dzień 31 grudnia 2017 roku (niebadane, w mln zł) (niebadane, w mln zł) (niebadane, w mln EUR) (niebadane, w mln EUR) Aktywa trwałe 12 179 11 168 2 894 2 678 Aktywa obrotowe 3 662 4 224 870 1 013 Aktywa razem 15 841 15 392 3 764 3 690 Zobowiązania długoterminowe 7 238 7 287 1 720 1 747 Zobowiązania krótkoterminowe 1 542 979 366 235 Kapitał własny 7 061 7 126 1 678 1 709 Kapitał podstawowy 4 522 4 522 1 074 1 084 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na akcję)* 17,06 17,21 4,05 4,13 Liczba akcji zwykłych na koniec okresu (w tys.) 414 067 414 067 414 067 414 067 Skonsolidowane dane finansowe Grupy ENERGA 1 kwartał 2018 (narastająco) 1 kwartał 2017 (narastająco) 1 kwartał 2018 (narastająco) 1 kwartał 2017 (narastająco) (niebadane, w mln zł) (niebadane, w mln zł) (niebadane, w mln EUR) (niebadane, w mln EUR) Przychody ze sprzedaży 2 642 2 710 632 632 Zysk z działalności operacyjnej 388 355 93 83 Zysk brutto przed opodatkowaniem 342 381 82 89 Zysk lub strata netto przypadający właścicielom jednostki dominującej 275 310 66 72 Całkowite dochody 451 303 108 71 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 483 231 116 54 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (406) (407) (97) (95) Środki pieniężne netto z działalności finansowej (404) 1 064 (97) 248 Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów (327) 888 (78) 207 Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 0,66 0,75 0,16 0,17 Średnioważona liczba akcji zwykłych wyemitowanych zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję (w tys.) 414 067 414 067 414 067 414 067 Stan na dzień 31 marca 2018 roku Stan na dzień 31 grudnia 2017 roku Stan na dzień 31 marca 2018 roku Stan na dzień 31 grudnia 2017 roku (niebadane, w mln zł) (niebadane, w mln zł) (niebadane, w mln EUR) (niebadane, w mln EUR) Aktywa trwałe 15 069 14 930 3 581 3 580 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.04.2018 08:49
Energa szacuje EBITDA w I kw. na 626 mln zł; poprawiła wynik w segmencie sprzedaży (opinia)
19.04.2018 08:49Energa szacuje EBITDA w I kw. na 626 mln zł; poprawiła wynik w segmencie sprzedaży (opinia)
ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA SECURITIES (raport poranny):
Spodziewane wyniki segmentu dystrybucji są lekko poniżej naszych prognoz, co prawdopodobnie wynikało z wyższego opodatkowania sieci wysokich napięć - w 2018 roku może ono wynieść 15-20 mln zł. Pozytywnym zaskoczeniem jest segment sprzedaży - wydaje się, że wyniki wspiera zmiana w zakresie umów na zielone certyfikaty, a jednocześnie marża nie jest zmniejszona dzięki wysokim cenom energii na rynku spot. Naszym zdaniem daje to dobre perspektywy dla segmentu na przyszłość.
Generalnie wyniki są mniej więcej zgodne z naszymi oczekiwaniami. Zwrócilibyśmy jednak uwagę na pozytywny segment sprzedaży, gdyż było największe ryzyko, że jego wynik będzie słaby w tym okresie".
KAMIL KLISZCZ, ANALITYK DM MBANKU (raport poranny):
"Słabszy r/r wynik w dystrybucji nie jest zaskoczeniem z uwagi na nieco zawyżoną bazę odniesienia z 1Q’17 i niższą taryfę (w całym roku zakładamy porównywalne wyniki).
Poprawa w obrocie była oczekiwana z uwagi na wypowiedzenie umów na odkup zielonych certyfikatów. Oczekujemy jednak, że przyrost EBITDA w tym obszarze będzie większy w kolejnych kwartałach (wykonanie po 1Q’18 wynosi 20 proc.).
Segment wytwarzania zaskoczył in plus, gdyż w całym roku spodziewamy się spadku wyników.
Podsumowując, komunikat oceniamy neutralnie".
******************************
Szacowana EBITDA Energi w I kwartale 2018 roku wyniosła 626 mln zł wobec 601 mln zł w I kwartale 2017 roku - poinformowała spółka w komunikacie w środę po sesji.
Z konsensusu PAP Biznes wynika, że analitycy spodziewali się w pierwszym kwartale 642,3 mln zł EBITDA. Oczekiwania analityków wahały się od 637 mln zł do 650 mln zł zysku, a mediana wynosiła 640 mln zł.
W przypadku segmentu Dystrybucja szacunkowy zysk operacyjny powiększony o amortyzację w okresie styczeń-marzec 2018 wyniósł 509 mln zł w porównaniu do 530 mln zł w analogicznym okresie rok wcześniej.
Linia biznesowa Wytwarzanie powtórzyła wynik analogicznego okresu minionego roku. Szacunkowa EBITDA tej linii wyniosła 103 mln zł.
EBITDA w obszarze Sprzedaż według szacunków sięgnęła 53 mln zł, wobec 10 mln zł ujemnej EBITDA rok wcześniej.
Produkcja energii elektrycznej brutto w grupie Energa wyniosła w pierwszym kwartale 1.039 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 5.856 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 5.244 GWh.
Energa nie przedstawiła szacunkowych wyników na innych poziomach. Ankietowani przez PAP Biznes analitycy spodziewają się, że zysk netto grupy sięgnął w pierwszym kwartale 2018 roku 307,7 mln zł, zysk operacyjny 382 mln zł, a przychody 2,86 mld zł.
Przed rokiem Energa miała 310 mln zł zysku netto, 355 mln zł zysku operacyjnego oraz 2,71 mld zł przychodów.
Grupa Energa ma przedstawić raport za I kwartał 2018 roku 10 maja. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 18.04.2018 18:01
Szacowana EBITDA Energi w I kw. '18 wyniosła 626 mln zł, rynek liczył na 642,3 mln zł (opis2)
18.04.2018 18:01Szacowana EBITDA Energi w I kw. '18 wyniosła 626 mln zł, rynek liczył na 642,3 mln zł (opis2)
Z konsensusu PAP Biznes wynika, że analitycy spodziewali się w pierwszym kwartale 642,3 mln zł EBITDA. Oczekiwania analityków wahały się od 637 mln zł do 650 mln zł zysku, a mediana wynosiła 640 mln zł.
W przypadku segmentu Dystrybucja szacunkowy zysk operacyjny powiększony o amortyzację w okresie styczeń-marzec 2018 wyniósł 509 mln zł w porównaniu do 530 mln zł w analogicznym okresie rok wcześniej.
Linia biznesowa Wytwarzanie powtórzyła wynik analogicznego okresu minionego roku. Szacunkowa EBITDA tej linii wyniosła 103 mln zł.
EBITDA w obszarze Sprzedaż według szacunków sięgnęła 53 mln zł, wobec 10 mln zł ujemnej EBITDA rok wcześniej.
Produkcja energii elektrycznej brutto w grupie Energa wyniosła w pierwszym kwartale 1.039 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 5.856 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 5.244 GWh.
Wiceprezes Energi Jacek Kościelniak jest zadowolony zwłaszcza z wyników w Dystrybucji, gdyż trwa zakrojony na szeroką skalę program inwestycyjny.
"Zapewni on nam mocne podstawy wzrostu EBITDA na kolejne lata" - powiedział Kościelniak, cytowany w komunikacie prasowym spółki.
"Kolejne miesiące i kwartały to dla Energi czas dalszej konsekwentnej realizacji projektu Ostrołęka C oraz projektów w Dystrybucji, ale też w obszarze OZE, elektromobilności czy poszukiwaniu innowacyjnych rozwiązań, które wzbogacą ofertę dla ponad 3 mln naszych klientów" - dodał.
Energa nie przedstawiła szacunkowych wyników na innych poziomach. Ankietowani przez PAP Biznes analitycy spodziewają się, że zysk netto grupy sięgnął w pierwszym kwartale 2018 roku 307,7 mln zł, zysk operacyjny 382 mln zł, a przychody 2,86 mld zł.
Przed rokiem Energa miała 310 mln zł zysku netto, 355 mln zł zysku operacyjnego oraz 2,71 mld zł przychodów.
Grupa Energa ma przedstawić raport za I kwartał 2018 roku 10 maja. (PAP Biznes)
pr/ asa/
- 18.04.2018 17:19
Szacowana EBITDA Energi w I kw. '18 wyniosła 626 mln zł, rynek liczył na 642,3 mln zł (opis)
18.04.2018 17:19Szacowana EBITDA Energi w I kw. '18 wyniosła 626 mln zł, rynek liczył na 642,3 mln zł (opis)
EBITDA segmentu Dystrybucja w pierwszym kwartale 2018 roku wyniosła 509 mln zł, segmentu Wytwarzanie 103 mln zł, a segmentu Sprzedaż 53 mln zł.
Z konsensusu PAP Biznes wynika, że analitycy spodziewali się w pierwszym kwartale 642,3 mln zł EBITDA. Oczekiwania analityków wahały się od 637 mln zł do 650 mln zł zysku, a mediana wynosiła 640 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto w grupie Energa wyniosła w pierwszym kwartale 1.039 GWh, dystrybucja energii elektrycznej 5.856 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal) 5.244 GWh.
Energa nie przedstawiła szacunkowych wyników na innych poziomach. Ankietowani przez PAP Biznes analitycy spodziewają się, że zysk netto grupy sięgnął w pierwszym kwartale 2018 roku 307,7 mln zł, zysk operacyjny 382 mln zł, a przychody 2,86 mld zł.
Przed rokiem Energa miała 310 mln zł zysku netto, 355 mln zł zysku operacyjnego oraz 2,71 mld zł przychodów.
Grupa Energa ma przedstawić raport za I kwartał 2018 roku 10 maja. (PAP Biznes)
pr/ asa/
- 18.04.2018 17:11
Szacowana EBITDA Energi w I kw. '18 wyniosła 626 mln zł
18.04.2018 17:11Szacowana EBITDA Energi w I kw. '18 wyniosła 626 mln zł
EBITDA segmentu Dystrybucja w pierwszym kwartale 2018 roku wyniosła 509 mln zł, segmentu Wytwarzanie 103 mln zł, a segmentu Sprzedaż 53 mln zł.
Z konsensusu PAP Biznes wynika, że analitycy spodziewali się w pierwszym kwartale 2018 roku 642,3 mln zł EBITDA. Oczekiwania analityków co do wyniku EBITDA wahają się od 637 mln zł do 650 mln zł zysku, a mediana wynosi 640 mln zł.
Grupa ma przedstawić raport za I kwartał 2018 roku 10 maja. (PAP Biznes)
pr/ pel/ asa/
- 18.04.2018 17:05
ENERGA SA (15/2018) Szacunkowe wyniki Grupy ENERGA za I kwartał 2018
18.04.2018 17:05ENERGA SA (15/2018) Szacunkowe wyniki Grupy ENERGA za I kwartał 2018
Zarząd Spółki ENERGA SA przekazuje do publicznej wiadomości wstępne szacunki wybranych danych finansowych i operacyjnych za I kwartał 2018 roku.
Wyniki finansowe i operacyjne za I kwartał 2018 roku:
EBITDA Grupy 626 mln zł, w tym:
EBITDA Linii Biznesowej Dystrybucja: 509 mln zł,
EBITDA Linii Biznesowej Wytwarzanie: 103 mln zł,
EBITDA Linii Biznesowej Sprzedaż: 53 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto: 1 039 GWh,
Dystrybucja energii elektrycznej: 5 856 GWh,
Sprzedaż energii elektrycznej (detal): 5 244 GWh.
Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 17.04.2018 11:15
Nikt nie złożył odwołania od wyniku przetargu na budowę bloku energetycznego w Ostrołęce
17.04.2018 11:15Nikt nie złożył odwołania od wyniku przetargu na budowę bloku energetycznego w Ostrołęce
"Nie złożono odwołań" - powiedział PAP Biznes Kasprzyk.
W przetargu na budowę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy 1.000 MW zostały złożone trzy oferty. Najniższą ofertę o wartości 4,849 mld zł złożyła China Power Engineering, najwyższą konsorcjum Polimeksu Mostostalu i Rafako za 9,591 mld zł.
Spółka Elektrownia Ostrołęka wybrała ofertę konsorcjum GE Power oraz Alstom Power Systems, która ma wartość 5,05 mld zł netto, czyli 6,023 mld zł brutto.
Rozstrzygnięcie postępowania nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na zawarcie kontraktu z generalnym wykonawcą, ponieważ do wyrażenia takiej zgody konieczna jest między innymi zgoda rad nadzorczych Energi oraz Enei. Zakończenie postępowania przetargowego nie oznacza również wyrażenia zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac.
Postępowanie prowadzi spółka Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea. Bezpośrednio przed otwarciem ofert zamawiający podał kwotę 4,803 mld zł, którą zamierzał przeznaczyć na sfinansowanie zamówienia. (PAP Biznes)
pel/ pr/ osz/
- 16.04.2018 14:22
Konsorcjum Polimeksu nie odwoła się od wyniku przetargu na budowę Ostrołęki C
16.04.2018 14:22Konsorcjum Polimeksu nie odwoła się od wyniku przetargu na budowę Ostrołęki C
Rafako podało, że w poniedziałek mija termin odwołania się konsorcjum, którego partnerem jest spółka Rafako, od wyniku przetargu dotyczącego budowy bloku na parametry nadkrytyczne o mocy 1000 MW w Elektrowni Ostrołęka.
(...) Spółka została poinformowana przez Lidera Konsorcjum, którym pozostaje Polimex-Mostostal SA, o podjęciu decyzji o nieskładaniu odwołania w przedmiotowym postępowaniu. Zgodnie z obowiązującym prawem, aby odwołanie było skutecznie złożone, powinno być ono podpisane przez lub w imieniu wszystkich uczestników konsorcjum" - napisano w komunikacie.
"Nieskorzystanie z tej możliwości przez Lidera Konsorcjum w przypadku przetargu dotyczącego budowy bloku energetycznego w Ostrołęce uniemożliwiło złożenie odwołania przez spółkę RAFAKO" - dodano.
W przetargu na budowę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy 1.000 MW zostały złożone trzy oferty. Najniższą ofertę o wartości 4,849 mld zł złożyła China Power Engineering, najwyższą konsorcjum Polimeksu Mostostalu i Rafako za 9,591 mld zł. Oferta konsorcjum GE Power oraz Alstom Power Systems ma wartość 5,05 mld zł netto, czyli 6,023 mld zł brutto.
Postępowanie prowadzi spółka Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea. Bezpośrednio przed otwarciem ofert zamawiający podał kwotę 4,803 mld zł, którą zamierzał przeznaczyć na sfinansowanie zamówienia. (PAP Biznes)
seb/ gor/
- 11.04.2018 13:40
Enspirion z grupy Energa zaoferował 360 MW w przetargu na redukcję mocy
11.04.2018 13:40Enspirion z grupy Energa zaoferował 360 MW w przetargu na redukcję mocy
To 70 proc. mocy możliwej do zakontraktowania przez PSE w przetargu na redukcje zapotrzebowania na polecenie OSP – Program Gwarantowany.
Energa podała, że w tym roku Enspirion wystawił do redukcji moc nowych partnerów, m.in. wszystkich spółek Grupy Azoty.
Usługa redukcji zapotrzebowania na moc (DSR) pozwala ograniczyć zużycie wybranych odbiorców, gdy wystąpi zagrożenie niedoborów energii.
Zgodnie z warunkami przetargu PSE może wezwać firmy do redukcji od poniedziałku do piątku. W pakiecie letnim firmy muszą być dyspozycyjne w godzinach od 10 do 18, natomiast w zimowym od 16 do 20. PSE będzie zgłaszać wstępną potrzebę przeprowadzenia usługi dzień wcześniej. Firmy uczestniczące w programie gwarantowanym każdorazowo zaproponują cenę, która nie może być wyższa niż maksymalna wskazana w przetargu. PSE będzie przekazywać informację o wyborze konkretnej oferty najpóźniej godzinę przed rozpoczęciem redukcji. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 06.04.2018 10:33
Rafako i Polimex analizują dokumentację dotyczącą przetargu na Ostrołękę
06.04.2018 10:33Rafako i Polimex analizują dokumentację dotyczącą przetargu na Ostrołękę
"Cały czas jesteśmy w grze, nie została podpisana umowa z wykonawcą, o której mówił zamawiający. Postępowanie nie zakończyło się finalnym rozstrzygnięciem” - powiedziała prezes Wasilewska-Semail na konferencji.
Powtórzyła, że w ocenie spółki oferta konsorcjum została dobrze skalkulowana.
"W tej chwili analizujemy otrzymaną dokumentację od zamawiającego wspólnie z konsorcjantem” - powiedziała prezes Rafako, pytana, czy konsorcjum planuje odwołanie od wyników przetargu.
Poinformowała, że strategia grupy Rafako nie opiera się na Ostrołęce.
"Jeśli mówimy o Ostrołęce, to myślimy o pewnym upsidzie, który możemy zrealizować” - powiedziała Wasilewska-Semail.
Zgromadzenie wspólników Elektrowni Ostrołęka zgodziło się kilka dni temu na wybór konsorcjum GE Power i Alstrom Power System na generalnego wykonawcę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy około 1000 MW.
W przetargu na budowę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy 1.000 MW zostały złożone trzy oferty. Najniższą ofertę o wartości 4,849 mld zł złożyła China Power Engineering, najwyższą konsorcjum Polimeksu Mostostalu i Rafako za 9,591 mld zł. Oferta konsorcjum GE Power oraz Alstom Power Systems ma wartość 5,05 mld zł netto, czyli 6,023 mld zł brutto.
Postępowanie prowadzi spółka Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea. Bezpośrednio przed otwarciem ofert zamawiający podał kwotę 4,803 mld zł, którą zamierzał przeznaczyć na sfinansowanie zamówienia. (PAP Biznes)
pel/ pr/ osz/
- 04.04.2018 18:05
Konsorcjum GE Power i Alstom wybrane wykonawcą Elektrowni Ostrołęka C
04.04.2018 18:05Konsorcjum GE Power i Alstom wybrane wykonawcą Elektrowni Ostrołęka C
Konsorcjum proponowało w ofercie wykonanie bloku energetycznego za kwotę 5,05 mld zł netto, czyli 6,02 mld zł brutto.
W komunikatach podano, że rozstrzygnięcie postępowania nie jest równoznaczne z wyrażeniem zgody na zawarcie kontraktu z generalnym wykonawcą, ponieważ do wyrażenia takiej zgody konieczna jest między innymi zgoda rad nadzorczych Energi oraz Enei. Dodano, że zakończenie postępowania przetargowego nie oznacza również wyrażenia zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac.
"Szacuje się, że nakłady inwestycyjne w związku z zawarciem umowy pomiędzy Zamawiającym, a generalnym wykonawcą, do czasu wydania NTP (notice to proceed, czyli polecenia rozpoczęcia prac - PAP) nie przekroczą równowartości 4 proc. ceny objętej umową" - napisano.
W przetargu na budowę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy 1.000 MW zostały złożone trzy oferty. Najniższą ofertę o wartości 4,849 mld zł złożyła China Power Engineering, najwyższą konsorcjum Polimeksu Mostostalu i Rafako za 9,591 mld zł.
Postępowanie prowadzi spółka Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea. Bezpośrednio przed otwarciem ofert zamawiający podał kwotę 4,803 mld zł, którą zamierzał przeznaczyć na sfinansowanie zamówienia. (PAP Biznes)
kuc/ asa/
- 04.04.2018 17:41
ENERGA SA (14/2018) Rozstrzygnięcie postępowania o udzielenie zamówienia publicznego pt. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW"
04.04.2018 17:41ENERGA SA (14/2018) Rozstrzygnięcie postępowania o udzielenie zamówienia publicznego pt. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW"
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 13/2018, Zarząd ENERGA SA ("Emitent") informuje,
że w dniu 4 kwietnia 2018 roku powziął informację o rozstrzygnięciu przez spółkę Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. ("Zamawiający") postępowania o udzielenie zamówienia publicznego pt. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW" ("Postępowanie", "Zamówienie") poprzez wybór Konsorcjum GE Power Sp. z o.o. i Alstom Power System S.A.S, jako Generalnego Wykonawcy, który zaoferował wykonanie przedmiotu Zamówienia
o parametrach określonych w ofercie za kwotę netto 5.049.729.000,00 zł, brutto 6.023.034.950,00 zł.
Rozstrzygnięcie Postępowania nie jest równoznaczne z:
- wyrażeniem zgody na zawarcie kontraktu z Generalnym Wykonawcą - do wyrażenia takiej zgody konieczna jest bowiem między innymi uprzednia zgoda Rady Nadzorczej Emitenta;
- wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (ang. NTP - notice to proceed) - wydanie NTP wymaga bowiem między innymi uprzedniej zgody Rady Nadzorczej Emitenta oraz uprzedniego wyrażenia kierunkowej zgody przez Walne Zgromadzenie Emitenta na przystąpienie do Etapu Budowy.
Szacuje się, że nakłady inwestycyjne w związku z zawarciem umowy pomiędzy Zamawiającym, a Generalnym Wykonawcą, do czasu wydania NTP nie przekroczą równowartości 4% ceny objętej umową.
Emitent w osobnych raportach bieżących przekaże dalsze informacje dotyczące Zamówienia.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 28.03.2018 11:14
PFR chce współfinansować kolejne, po Jaworznie, inwestycje energetyczne
28.03.2018 11:14PFR chce współfinansować kolejne, po Jaworznie, inwestycje energetyczne
W środę fundusze inwestycyjne zarządzane przez Polski Fundusz Rozwoju podpisały z Tauronem umowę inwestycyjną i umowę wspólników określające warunki zaangażowania w realizację budowy bloku energetycznego 910 MW w Jaworznie. Fundusze zainwestują w budowę do 880 mln zł, w drodze obejmowania nowych udziałów w spółce celowej Nowe Jaworzno Grupa Tauron, która realizuje inwestycję. Udział funduszy w kapitale zakładowym NJGT na dzień oddania bloku do eksploatacji powinien wynosić ok. 14 proc., a udział Tauron Polska Energia co najmniej 50 proc. + 1 udział. Przystąpienie funduszy do spółki celowej rozpocznie tzw. okres lock-up, wynoszący co do zasady 7 lat od tej daty, w którym będzie obowiązywać zakaz zbywania udziałów bez zgody pozostałych wspólników.
"Jako PFR cieszymy się, że możemy być partnerem finansowym grupy Tauron przy inwestycji. Mamy nadzieję, że kwota 880 mln zł zapewni większe bezpieczeństwo finansowe realizacji tego projektu i spółka będzie się mogła skoncentrować wyłącznie na kwestii operacyjnej, budowlanej" - powiedział prezes PFR Paweł Borys na środowej konferencji.
"Ten projekt stworzył pewien - mam nadzieję - nowy standard finansowania tego typu inwestycji. (...) Jest to instrument finansowy, który może być wykorzystywany przy innego typu inwestycjach w obszarze polskiej energetyki. Energetyka jest jednym z kluczowych elementów budujących konkurencyjność i nowoczesność polskiej gospodarki, co jest celem planu premiera Morawieckiego i jako PFR chcemy inwestycji, które służą unowocześnianiu polskiej energetyki, finansować jak najwięcej. Zapraszamy inne spółki energetyczne do tego, by z instrumentów finansowych PFR jak w największym stopniu korzystały" - dodał.
Zauważył, że branża energetyczna ma duże potrzeby inwestycyjne związane z transformacją energetyczną w zakresie wytwarzania czy dystrybucji.
"Nie jest łatwo w sektorze bankowym, na rynkach kapitałowych znaleźć długoterminowe finansowanie, mówimy o finansowaniu 10-20 lat. (...) Jako PFR chcemy wypełniać luki, które mogą występować w sektorze finansowym, jeśli chodzi o dostępność finansowania, a z drugiej strony poprzez naszą obecność zachęcać instytucje finansowe, by chętniej podchodziły do inwestycji w tym obszarze. (...) Chcemy jako PFR przyspieszyć inwestycje w polskiej energetyce, by nie natrafiały na bariery w dostępności do finansowania" - powiedział prezes PFR.
Prezes poinformował, że PFR mógłby współfinansować budowę elektrowni jądrowej, jeśli zostanie podjęta decyzja o rozpoczęciu inwestycji.
"Rząd polski i ewentualnie spółki są przed finalnymi rozmowami. Jeśli zostałyby podjęte decyzje pozytywne i Polska budowałaby bloki jądrowe, to tak, PFR po to został powołany, by tego typu ważne, wielkie inwestycje, o bardzo długim horyzoncie zwrotu inwestycji współfinansować” - powiedział Borys.
Borys pytany, czy PFR prowadzi rozmowy w sprawie zaangażowania finansowego w prowadzony przez Eneę i Energę projekt Ostrołęka C, odpowiedział: "Czekamy na finalne decyzje dotyczące startu inwestycji. Jeśli podmiot, który tworzą Enea i Energa będzie zainteresowany, by skorzystać z finansowania, jesteśmy gotowi, by taką inwestycję wspierać. Jak będą znane kwoty, przyjdzie moment, by rozmawiać o finansowaniu".
W 2015 r. PFR podpisał z Tauronem umowę w sprawie finansowania budowy bloku gazowo-parowego klasy 413 MWe w Elektrowni Łagisza, ale w czerwcu 2017 roku umowa została rozwiązana, po tym jak Tauron wstrzymał inwestycję.
W środę prezes Tauronu Filip Grzegorczyk, pytany, czy projekt zostanie odwieszony, a rozmowy z PFR w tej sprawie wznowione, odpowiedział: "Nie ma jakiejkolwiek decyzji. Patrząc jak zmienia się rynek analizujemy rentowność projektu celem ewentualnego odwieszenia, ale rozmów z PFR nie prowadzimy. Nie wykluczam, że zaczniemy, ale wcześniej musiałaby być decyzja" - powiedział prezes Grzegorczyk.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 28.03.2018 09:59
Minister energii liczy, że budowa bloku w Ostrołęce rozpocznie się przed końcem wakacji
28.03.2018 09:59Minister energii liczy, że budowa bloku w Ostrołęce rozpocznie się przed końcem wakacji
"Czekamy na rozstrzygnięcie. (...) Marzę o tym, żeby przed końcem wakacji ta budowa została rozpoczęta. To wynika z szansy, jaką dostaliśmy w postaci rynku mocy" - powiedział w środę minister dziennikarzom.
We wtorek zgromadzenie wspólników Elektrowni Ostrołęka zgodziło się na wybór konsorcjum GE Power i Alstrom Power System na generalnego wykonawcę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy około 1000 MW. Oferta konsorcjum GE Power oraz Alstom Power Systems ma wartość 5,05 mld zł netto, czyli 6,023 mld zł brutto.
Zgoda zgromadzenia wspólników Elektrowni Ostrołęka nie jest równoznaczna z podjęciem przez zarząd spółki decyzji o wyborze generalnego wykonawcy, nie oznacza więc rozstrzygnięcia postępowania przez zamawiającego. Do wyrażenia zgody na zawarcie kontraktu z generalnym wykonawców konieczne jest uzyskanie wymaganych zgód korporacyjnych, w tym zgody rad nadzorczych Energi i Enei.
Nowy blok energetyczny opalany węglem kamiennym klasy 1.000 MW w Elektrowni Ostrołęka to wspólny projekt Energi i Enei. Obie spółki będą mieć po 50 proc. udziałów w spółce celowej Elektrownia Ostrołęka, przeznaczonej do realizacji projektu budowy nowego bloku.
Inwestycja Ostrołęka C zlokalizowana jest na terenach położonych na pograniczu Gminy Rzekuń i Miasta Ostrołęki. Jej podstawowe parametry techniczne to Moc elektryczna ~1.000 MW brutto, zmienność obciążenia 30-103 proc., sprawność > 45 proc., dyspozycyjność > 8000 h/a, pracująca na parametrach nadkrytycznych pary. (PAP Biznes)
pel/ pr/
- 27.03.2018 20:38
Zgoda zgromadzenia wspólników El. Ostrołęka na wybór GE Power i Alstom na wykonawcę bloku C
27.03.2018 20:38Zgoda zgromadzenia wspólników El. Ostrołęka na wybór GE Power i Alstom na wykonawcę bloku C
W przetargu na budowę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy 1.000 MW zostały złożone trzy oferty. Najniższą ofertę o wartości 4,849 mld zł złożyła China Power Engineering, najwyższą konsorcjum Polimeksu Mostostalu i Rafako za 9,591 mld zł.
Oferta konsorcjum GE Power oraz Alstom Power Systems ma wartość 5,05 mld zł netto, czyli 6,023 mld zł brutto.
Postępowanie prowadzi spółka Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea. Bezpośrednio przed otwarciem ofert zamawiający podał kwotę 4,803 mld zł, którą zamierzał przeznaczyć na sfinansowanie zamówienia.
Zgoda zgromadzenia wspólników Elektrowni Ostrołęka została wyrażona pod warunkiem skutecznego (tj. wskazującego na brak przesłanek uzasadniających wykluczenie wykonawcy bądź odrzucenie jego oferty) złożenia przez konsorcjum GE Power i Alstom Power System wszystkich niezbędnych dokumentów i oświadczeń.
Energa zwraca uwagę, że zgoda zgromadzenia wspólników Elektrowni Ostrołęka nie jest równoznaczne z podjęciem przez zarząd spółki decyzji o wyborze generalnego wykonawcy, nie oznacza więc rozstrzygnięcia postępowania przez zamawiającego.
Do wyrażenia zgody na zawarcie kontraktu z generalnym wykonawców konieczne jest uzyskanie wymaganych zgód korporacyjnych, w tym zgody rad nadzorczych Energi i Enei.
"Szacuje się, że nakłady inwestycyjne w związku z zawarciem umowy pomiędzy zamawiającym a generalnym wykonawcą, do czasu wydania NTP nie przekroczą równowartości 4 proc. ceny objętej umową" - napisano w komunikacie Energi.
Wiceprezes Energi Jacek Kościelniak podtrzymywał w rozmowie z PAP Biznes w zeszłym tygodniu chęć zaangażowania w projekt inwestorów finansowych.
Z kolei pełniąca obowiązki prezesa Energi Alicja Barbara Klimiuk poinformowała, że nowy blok będzie przygotowywany do wzięcia udziału w rynku mocy. Planowane jest zgłoszenie nowego bloku do certyfikacji ogólnej w kwietniu w ramach rynku mocy, tak by ta jednostka mogła wziąć udział w tegorocznej aukcji w grudniu.
Nowy blok energetyczny opalany węglem kamiennym klasy 1.000 MW w Elektrowni Ostrołęka to wspólny projekt Energi i Enei. Obie spółki będą mieć po 50 proc. udziałów w spółce celowej Elektrownia Ostrołęka, przeznaczonej do realizacji projektu budowy nowego bloku.
Inwestycja Ostrołęka C zlokalizowana jest na terenach położonych na pograniczu Gminy Rzekuń i Miasta Ostrołęki. Jej podstawowe parametry techniczne to Moc elektryczna ~1.000 MW brutto, zmienność obciążenia 30-103 proc., sprawność > 45 proc., dyspozycyjność > 8000 h/a, pracująca na parametrach nadkrytycznych pary.
Energia elektryczna w Ostrołęce C ma być wytwarzana przy spełnieniu obowiązujących wymagań Unii Europejskiej dotyczących ograniczenia emisji do środowiska oraz wymagań sprawnościowych
Głównym założeniem budowy bloku energetycznego w Ostrołęce jest realizacja inwestycji rentownej, która zagwarantuje satysfakcjonującą stopę zwrotu dla akcjonariuszy. Projekt zakłada otwartość na udział inwestorów finansowych i funduszy inwestycyjnych. (PAP Biznes)
pr/ osz/
- 27.03.2018 20:09
ENERGA SA (13/2018) Wyrażenie zgody przez Zarząd ENERGA SA i przez zgromadzenie wspólników spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. na rozstrzygnięcie postępowania o udzielenie zamówienia publicznego pt. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW"
27.03.2018 20:09ENERGA SA (13/2018) Wyrażenie zgody przez Zarząd ENERGA SA i przez zgromadzenie wspólników spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. na rozstrzygnięcie postępowania o udzielenie zamówienia publicznego pt. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW"
W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 11/2018, Zarząd ENERGA SA ("Emitent") informuje,
że w dniu 27 marca 2018 roku powziął decyzję o głosowaniu na zgromadzeniu wspólników spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. ("Zamawiający", "Spółka") za wyrażeniem zgody na rozstrzygnięcie postępowania o udzielenie zamówienia publicznego pt. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW" ("Postępowanie", "Zamówienie") poprzez wybór Konsorcjum GE Power Sp. z o.o. i Alstom Power Systems S.A.S. jako Generalnego Wykonawcy, który zaoferował wykonanie przedmiotu Zamówienia o parametrach określonych w ofercie za kwotę netto 5 049 729 000,00 zł, 6 023 034 950,00 zł brutto. Zgoda ma być wyrażona pod warunkiem skutecznego (tj. wskazującego na brak przesłanek uzasadniających wykluczenie wykonawcy bądź odrzucenie jego oferty) złożenia przez Konsorcjum GE Power Sp. z o.o. i Alstom Power Systems S.A.S. wszystkich niezbędnych dokumentów i oświadczeń, zgodnie z art. 26 ust. 1 ustawy z dnia 29 stycznia 2004 r. Prawo zamówień publicznych (tj. Dz. U. z 2017 r. poz. 1579 z późn. zm.).
Ponadto Emitent informuje, że powziął informację o podjęciu przez zgromadzenie wspólników Spółki w dniu 27 marca 2018 roku uchwały o wyrażeniu zgody na rozstrzygnięcie Postepowania, zgodnie z powyższą decyzją Emitenta.
Podjęcie przez zgromadzenie wspólników Spółki przedmiotowej uchwały nie jest równoznaczne z:
podjęciem przez zarząd Spółki decyzji o wyborze Generalnego Wykonawcy,nie oznacza więc rozstrzygnięcia Postępowania przez Zamawiającego;
wyrażeniem zgody na zawarcie kontraktu z Generalnym Wykonawcą - do wyrażenia takiej zgody konieczna jest bowiem między innymi uprzednia zgoda Rady Nadzorczej Emitenta;
wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (ang. NTP - notice to proceed) - wydanie NTP wymaga bowiem między innymi uprzedniej zgody Rady Nadzorczej Emitenta oraz uprzedniego wyrażenia kierunkowej zgody przez Walne Zgromadzenie Emitenta na przystąpienie do Etapu Budowy.
Szacuje się, że nakłady inwestycyjne w związku z zawarciem umowy pomiędzy Zamawiającym, a Generalnym Wykonawcą, do czasu wydania NTP nie przekroczą równowartości 4% ceny objętej umową.
Emitent w osobnych raportach bieżących przekaże dalsze informacje o Postępowaniu.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 26.03.2018 18:44
Energa i Enea zawarły aneks do umowy inwestycyjnej ws. realizacji projektu Ostrołęka C
26.03.2018 18:44Energa i Enea zawarły aneks do umowy inwestycyjnej ws. realizacji projektu Ostrołęka C
Nakłady inwestycyjne przypadające na Energę i Eneę, do czasu wydania polecenia rozpoczęcia prac generalnego wykonawcy, mogą wynieść po ok. 226 mln zł.
"Zwiększenie nakładów inwestycyjnych wynika z zapewnienia środków m.in. na prace organizacyjne, które wynikać będą z kontraktu z generalnym wykonawcą, inwestycje powiązane oraz funkcjonowanie spółki" - napisano w komunikatach spółek.
Ponadto Energa sprzedała na rzecz Enei pakiet 1.201.036 udziałów w Elektrowni Ostrołęka sp. z o.o. za ok. 58 mln zł. W wyniku tej operacji Energa i Enea mają po 50 proc. w kapitale zakładowym tej spółki.
Enea zaznaczyła, że uwzględniając udziały w Elektrowni Ostrołęka sp. z o.o. nabyte w przeszłości, łącznie wydała na ich zakup ok. 101 mln zł.
"W związku z powyższym, suma szacunkowych nakładów inwestycyjnych wynikających ze zobowiązań zaciągniętych do czasu wydania polecenia rozpoczęcia prac dla generalnego wykonawcy może wynieść ok. 327 mln zł" - napisano w komunikacie Enei.
Energa i Enea podały w komunikatach, że zawarcie aneksu nie jest równoznaczne z podjęciem decyzji o wyborze generalnego wykonawcy i nie oznacza rozstrzygnięcia przetargu na realizację projektu Ostrołęka C.(PAP Biznes)
mbl/ jtt/
- 26.03.2018 17:02
ENERGA SA (12/2018) Podpisanie Aneksu do Umowy Inwestycyjnej dotyczącej zaangażowania w przygotowanie do budowy, budowę oraz eksploatację nowego bloku energetycznego w Elektrowni Ostrołęka oraz sprzedaż udziałów w Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o.
26.03.2018 17:02ENERGA SA (12/2018) Podpisanie Aneksu do Umowy Inwestycyjnej dotyczącej zaangażowania w przygotowanie do budowy, budowę oraz eksploatację nowego bloku energetycznego w Elektrowni Ostrołęka oraz sprzedaż udziałów w Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o.
Zarząd ENERGA SA ("Emitent"), w nawiązaniu do raportu bieżącego z 8 grudnia 2016 roku
nr 49/2016 oraz raportu bieżącego z 17 stycznia 2017 roku nr 3/2017 informuje, iż 26 marca 2018 roku Emitent zawarł Aneks nr 1 ("Aneks") do Umowy Inwestycyjnej ze spółkami ENEA S.A i Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. ("Spółka", "Zamawiający"), dotyczącej realizacji projektu Ostrołęka C.
Zgodnie z podpisanym Aneksem strony zwiększyły szacunkowe, łączne nakłady inwestycyjne wynikające ze zobowiązań, które zostaną zaciągnięte na Etapie Rozwoju projektu Ostrołęka C, czyli do czasu wydania polecenia rozpoczęcia prac (ang. NTP - notice to proceed) dla Generalnego Wykonawcy. Nakłady inwestycyjne przypadające na Emitenta mogą wynieść 226,5 mln zł.
Zwiększenie nakładów inwestycyjnych wynika z zapewnienia środków m. in. na prace organizacyjne, które wynikać będą z kontraktu z Generalnym Wykonawcą, inwestycje powiązane oraz funkcjonowanie Spółki.
Ponadto Emitent informuje, że w wykonaniu Umowy Inwestycyjnej Emitent sprzedał także w dniu 23 marca 2018 na rzecz ENEA S.A. pakiet 1.201.036 udziałów w Spółce za cenę ok. 58 mln zł. W wyniku tej operacji udziały Emitenta stanowią łącznie 50% w kapitale zakładowym Spółki.
Zawarcie przedmiotowego Aneksu nie jest równoznaczne z:
podjęciem przez zarząd Spółki decyzji o wyborze Generalnego Wykonawcy, nie oznacza więc rozstrzygnięcia postępowania o udzielenie zamówienia publicznego pt. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW" przez Zamawiającego;
wyrażeniem zgody na zawarcie kontraktu z Generalnym Wykonawcą - do wyrażenia takiej zgody konieczne jest bowiem uprzednie uzyskanie wymaganych zgód korporacyjnych, w tym zgody Rady Nadzorczej Emitenta;
wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac - wydanie NTP wymaga bowiem między innymi uprzedniej zgody Rady Nadzorczej Emitenta oraz uprzedniego wyrażenia kierunkowej zgody przez Walne Zgromadzenie Emitenta na przystąpienie do Etapu Budowy.
Szacuje się, że nakłady inwestycyjne w związku z zawarciem umowy pomiędzy Zamawiającym, a Generalnym Wykonawcą, do czasu wydania NTP nie przekroczą równowartości 4% ceny objętej umową.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 24.03.2018 07:50
Zarząd Elektrowni Ostrołęka chce wyboru GE Power i Alstom Power System na wykonawcę Ostrołęki C
24.03.2018 07:50Zarząd Elektrowni Ostrołęka chce wyboru GE Power i Alstom Power System na wykonawcę Ostrołęki C
W przetargu na budowę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy 1.000 MW zostały złożone trzy oferty. Najniższą ofertę o wartości 4,849 mld zł złożyła China Power Engineering, najwyższą konsorcjum Polimeksu Mostostalu i Rafako za 9,591 mld zł.
Oferta konsorcjum GE Power oraz Alstom Power Systems ma wartość 5,05 mld zł netto czyli 6,023 mld zł brutto.
Postępowanie prowadzi spółka Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea. Bezpośrednio przed otwarciem ofert zamawiający podał kwotę 4,803 mld zł, którą zamierzał przeznaczyć na sfinansowanie zamówienia.
Zgodnie z wnioskiem zgoda zgromadzenia wspólników Elekrowni Ostrołęką ma być wyrażona pod warunkiem skutecznego (tj. wskazującego na brak przesłanek uzasadniających wykluczenie wykonawcy bądź odrzucenie jego oferty) złożenia przez konsorcjum GE Power i Alstom Power System wszystkich niezbędnych dokumentów i oświadczeń.
Enea i Energa zwracają w swoich komunikatach uwagę, że wystąpienie przez zarząd Elektrowni Ostrołęka z wnioskiem do zgromadzenia wspólników, jak również ewentualne podjęcie przez zgromadzenie wspólników spółki przedmiotowej uchwały, nie jest równoznaczne z -podjęciem przez zarząd spółki decyzji o wyborze generalnego wykonawcy, nie oznacza więc rozstrzygnięcia postępowania przez zamawiającego.
Do wyrażenia zgody na zawarcie kontraktu z generalnym wykonawców konieczne jest uzyskanie wymaganych zgód korporacyjnych, w tym zgody rad nadzorczych Energi i Enei.
- 24.03.2018 00:01
ENERGA SA (11/2018) Informacja na temat otrzymania od zarządu spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. wniosku o zgodę na rozstrzygnięcie postępowania o udzielenie zamówienia publicznego pt. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW"
24.03.2018 00:01ENERGA SA (11/2018) Informacja na temat otrzymania od zarządu spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. wniosku o zgodę na rozstrzygnięcie postępowania o udzielenie zamówienia publicznego pt. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW"
Zarząd ENERGA SA ("Emitent") informuje, że w dniu 23 marca 2018 roku jako udziałowiec spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. ("Zamawiający", "Spółka") otrzymał od zarządu Spółki wniosek do zgromadzenia wspólników Spółki o wyrażenie zgody na rozstrzygnięcie postępowania o udzielenie zamówienia publicznego pt. "Budowa Elektrowni Ostrołęka C o mocy ok. 1000 MW" ("Postępowanie", "Zamówienie"). We wniosku zarząd Spółki wskazał, że wnioskuje o zgodę zgromadzenia wspólników Spółki na wybór Konsorcjum GE Power Sp. z o.o. i Alstom Power Systems S.A.S. jako Generalnego Wykonawcy, który zaoferował wykonanie przedmiotu Zamówienia o parametrach określonych w ofercie za kwotę netto 5 049 729 000,00 zł, brutto 6 023 034 950,00 zł. Zgodnie z wnioskiem, przedmiotowa zgoda zgromadzenia wspólników Spółki ma być wyrażona pod warunkiem skutecznego (tj. wskazującego na brak przesłanek uzasadniających wykluczenie wykonawcy bądź odrzucenie jego oferty) złożenia przez Konsorcjum GE Power Sp. z o.o. i Alstom Power Systems S.A.S., wszystkich niezbędnych dokumentów i oświadczeń, zgodnie z art. 26 ust. 1 ustawy z dnia 29 stycznia 2004 r. Prawo zamówień publicznych (tj. Dz. U. z 2017 r. poz. 1579 z późn. zm.).
Zgodnie z umową Spółki, zgromadzenie wspólników Spółki wyraża w formie uchwały zgodę na rozstrzygnięcie postępowania o wybór Generalnego Wykonawcy.
Wystąpienie przez zarząd Spółki z przedmiotowym wnioskiem do zgromadzenia wspólników, jak również ewentualne podjęcie przez zgromadzenie wspólników Spółki przedmiotowej uchwały,
nie jest równoznaczne z:
podjęciem przez zarząd Spółki decyzji o wyborze Generalnego Wykonawcy, nie oznacza więc rozstrzygnięcia Postępowania przez Zamawiającego;
wyrażeniem zgody na zawarcie kontraktu z Generalnym Wykonawcą - do wyrażenia takiej zgody konieczne jest bowiem uprzednie uzyskanie wymaganych zgód korporacyjnych w tym zgody Rady Nadzorczej Emitenta;
wyrażeniem zgody na wydanie polecenia rozpoczęcia prac (ang. NTP - notice to proceed) - wydanie NTP wymaga bowiem między innymi uprzedniej zgody Rady Nadzorczej
Emitenta oraz uprzedniego wyrażenia kierunkowej zgody przez Walne Zgromadzenie Emitenta na przystąpienie do Etapu Budowy.
Emitent w osobnych raportach bieżących przekaże dalsze informacje o Postępowaniu.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 22.03.2018 17:05
Energa nie widzi ryzyka dla finansowania Ostrołęki C - wiceprezes (wywiad)
22.03.2018 17:05Energa nie widzi ryzyka dla finansowania Ostrołęki C - wiceprezes (wywiad)
"Na dniach przedstawiona zostanie informacja o postępowaniu przetargowym na wybór generalnego wykonawcy dla Ostrołęki C, jesteśmy związani ofertami do końca marca. Komisja przetargowa pracuje. SPV, czyli Elektrownia Ostrołęka, może wystąpić o przedłużenie terminu związania ofertą zgodnie z ustawą - Prawo zamówień publicznych, na wypadek gdyby potrzebne były dodatkowe analizy. Nie przewidujemy jednak, by była taka potrzeba, ale zdecydowano się na to ze względu na bezpieczeństwo całego procesu. Komisja przedstawi swoje rekomendacje. Później, w dalszym trybie, SPV będzie występować o zgody korporacyjne" - powiedział PAP Biznes Kościelniak.
W przetargu na budowę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy 1.000 MW zostały złożone trzy oferty. Najniższą ofertę o wartości 4,849 mld zł złożyła China Power Engineering, najwyższą konsorcjum Polimeksu Mostostalu i Rafako za 9,591 mld zł. Oferta konsorcjum GE Power oraz Alstom Power Systems ma wartość 6,023 mld zł.
Postępowanie prowadzi spółka Elektrownia Ostrołęka, której akcjonariuszami są Energa i Enea. Bezpośrednio przed otwarciem ofert zamawiający podał kwotę w wysokości 4,803 mld zł, którą zamierzał przeznaczyć na sfinansowanie zamówienia.
Wiceprezes Energi poinformował, że model finansowy dla projektu "jest właściwie przygotowany".
"Musi być gotowy najpóźniej, gdy będzie sygnowany kontrakt z generalnym wykonawcą. Za wcześnie jednak mówić o szczegółach. Podtrzymujemy, że chcemy, by w projekcie budowy Ostrołęki C poza Energą i Eneą brał udział jeszcze inny inwestor. Musimy się trzymać kowenantów" - powiedział.
"Inwestorzy finansowi przeanalizują biznesplan, ścieżki cenowe, założenia rynku mocy, to co zaproponuje nam PSE - bo takie uzgodnienia trwają - i na bazie przyszłych dochodów podejmą decyzję. Mogę z całą odpowiedzialnością powiedzieć, że nie widzę ryzyka dla tej inwestycji od strony finansowej. Będzie tylko kwestia porozumienia się w szczegółach z potencjalnymi partnerami" - dodał.
Kościelniak poinformował, że rynek mocy nie jest warunkiem koniecznym dla inwestycji, ale wymagałoby to dalszych przeliczeń i nowego podejścia do realizacji projektu.
"Rynek mocy jest po to, by wspierać źródła wytwórcze, zwłaszcza nowoczesne jednostki, takie jak planowana Ostrołęka C" - powiedział.
Przedstawiciele Energi informowali ostatnio, że nowy blok będzie przygotowywany do wzięcia udziału w rynku mocy. Planowane jest zgłoszenie nowego bloku do certyfikacji ogólnej w kwietniu w ramach rynku mocy, tak by ta jednostka mogła wziąć udział w tegorocznej aukcji w grudniu.
"Szczegółowe warunki zamówienia z generalnym wykonawcą mogą zostać jeszcze raz przeanalizowane, kontrakt może być jeszcze lekko poprawiany, coś może być jeszcze negocjowane, ale jeśli projekt ruszy, to zamawiający, czyli Elektrownia Ostrołęka będzie brał odpowiedzialność za przystąpienie do certyfikacji ogólnej w ramach rynku mocy. Energia miałaby być dostarczona w 2023 roku. Wydaje się, że jest wystarczająco dużo czasu, by podać moc w tym terminie" - powiedział Jacek Kościelniak.
W środę agencja Fitch potwierdziła długoterminowy rating IDR w walucie krajowej i zagranicznej Energi na poziomie "BBB", z perspektywą stabilną. Fitch utrzymał też ocenę na poziomie "BBB" dla wyemitowanych przez spółkę zależną Energa Finance AB obligacji, a także ocenę "BB+" dla wyemitowanych przez Energę obligacji hybrydowych.
Agencja uzasadniła utrzymanie ratingu dominującym udziałem segmentu dystrybucja w łącznych, planowanych nakładach inwestycyjnych oraz w EBITDA grupy. Jednocześnie agencja uwzględnia w ocenie ryzyko biznesowe związane z projektem Elektrownia Ostrołęka C. Fitch wskazuje, iż ryzyko to jest ograniczane poprzez m.in. partnerstwo strategiczne przy realizacji projektu, udział dodatkowych inwestorów w jego finansowaniu oraz wprowadzenie rynku mocy w Polsce.
"Agencja Fitch przeanalizowała nasze długoterminowe prognozy, model finansowy, strategię. Jej decyzja oznacza, że ostrożnie podchodzimy w długoterminowych modelach do wszelkiego rodzaju rezerw na nieprzewidziane zdarzenia. Wypracowana wiarygodność ułatwia nam pozyskiwanie atrakcyjnego finansowania i realizację strategicznych projektów" - ocenił Jacek Kościelniak, wiceprezes Energi ds. finansowych.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 22.03.2018 16:38
Energa nie wyklucza akwizycji OZE, nie mówi "nie" dla offshore (wywiad)
22.03.2018 16:38Energa nie wyklucza akwizycji OZE, nie mówi "nie" dla offshore (wywiad)
"Nie prowadzimy prac związanych z projektem elektrowni jądrowej. Chcemy się koncentrować na rozwoju OZE. Są ciekawe projekty OZE. Nie wykluczamy akwizycji, jeśli pojawi się możliwość odkupienia czegoś, ale kluczowa będzie opłacalność biznesowa" - powiedział PAP Biznes Kościelniak.
"Prowadzimy pewne poważne rozmowy w zakresie farm wiatrowych, ale za wcześnie, by mówić o szczegółach, doprecyzowujemy koncepcję" - dodał wiceprezes Energi.
Pytany, czy spółka mogłaby się zaangażować w projekt rozwoju morskich farm wiatrowych, odpowiedział: "Nie mówimy +nie+ dla offshore, ale nie mamy nic konkretnego do zakomunikowania".
Wiceprezes poinformował, że Energa przewiduje też inne własne inwestycje w segmencie zielonej energii.
"Mamy dwa projekty, które są tymczasowo uśpione. Jeśli w przestrzeni rynku mocy znajdzie się dla nich miejsce, to pewnie je uruchomimy" - powiedział.
Grupa stawia też na elektromobilność. Chce utworzyć własną sieć stacji ładowania samochodów elektrycznych na północy kraju. Teraz ma 7 stacji w Gdańsku.
Proszony o odniesienie się do spekulacji medialnych na temat możliwej konsolidacji sektora energetycznego, odpowiedział: "Nie ma żadnych rozmów w sprawie fuzji w sektorze energetycznym, nie prowadzimy analiz w tym zakresie".
Poinformował, że Energa nie planuje dalszych inwestycji w górnictwo.
"Chcemy od PGG wyegzekwować to, do czego spółka się zobowiązała w ramach umowy inwestycyjnej. Dajemy zarządowi PGG pewne uwagi i sugestie dotyczące poprawy niektórych elementów" - powiedział wiceprezes Energi.
MOŻLIWY PROGRAM OBLIGACJI HYBRYDOWYCH Z BGK
Wiceprezes Energi poinformował, że spółka może porozumieć się z Bankiem Gospodarstwa Krajowego w sprawie emisji obligacji hybrydowych.
"BGK jest gotowy, by przygotować nam program emisji obligacji hybrydowych, podobny jak wcześniej zrobił dla Tauronu. Odbyły się wstępne rozmowy w tej sprawie" - powiedział.
"Nasz dług jest na razie optymalny, nie chcielibyśmy się zadłużać, ale jeśli będzie to dobra oferta, to dlaczego nie. Nie przewidujemy by to była duża wartość, raczej na poziomie kilkuset milionów złotych. Moglibyśmy te środki przeznaczyć na cele ogólnokorporacyjne, np. na akwizycje, czy na offshore" - dodał.
CAPEX GRUPY W 2018 R. WYNIESIE DO 2 MLD ZŁ
Nakłady inwestycyjne grupy Energa wynieść mają w tym roku do 2 mld zł.
"Zakładamy, że w 2018 roku nasz CAPEX wyniesie do 2 mld zł, z czego nakłady w dystrybucji mogą wynieść 1,3 mld zł, a w wytwarzaniu mogą przekroczyć 0,4 mld zł" - powiedział Kościelniak.
Poinformował, że będzie m.in. remontowany jeden z bloków w Ostrołęce B.
"Przestój może wynieść od 6 do 8 tygodni. W 2017 roku też był remont, były obawy, że ucierpi na tym wynik EBITDA segmentu wytwarzanie, ale nic takiego się nie stało. Rozważamy też budowę instalacji odsiarczania w ramach dostosowania jednostek do konkluzji BAT, inwestycja może kosztować ok. 150-180 mln zł" - powiedział wiceprezes.
"Planujemy też budowę farmy wiatrowej Przykona o mocy 30 MW, będą również rekapitalizowane najstarsze hydroelektrownie" - dodał.
W segmencie dystrybucji kluczowe kierunki inwestowania związane są z realizacją inicjatyw mających wpływ na poprawę wskaźników SAIDI/SAIFI, modernizacją stacji, wymianą liczników w ramach systemu inteligentnego opomiarowania.
"Myślimy też o przebudowie sieci napowietrznej na sieci kablowe. Szacujemy jednak, że koszt na 1 km jest ok. 30 proc. wyższy, jest trudniejsze wykonanie, ale ta technologia zapewnia jakość przepływu energii. Podchodzimy do tego dość ostrożnie, bo nie ma jeszcze zachęty ze strony regulatora w postaci uwzględnienia choć części tych kosztów w taryfie" - powiedział Jacek Kościelniak.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 22.03.2018 16:38
Zarząd Energi dopuszcza możliwość wypłaty dywidendy za '17, ale nie ma decyzji (wywiad)
22.03.2018 16:38Zarząd Energi dopuszcza możliwość wypłaty dywidendy za '17, ale nie ma decyzji (wywiad)
"Wynik finansowy za 2017 rok pozwala nam myśleć o wypłacie dywidendy, ale musimy tę kwestię omówić z właścicielem, wziąć pod uwagę nasze procesy inwestycyjne. Chcielibyśmy zaspokoić oczekiwania naszych interesariuszy: inwestorów indywidualnych i instytucjonalnych oraz właściciela. Dopuszczam możliwość dialogu w tym obszarze i możliwość np. wypłaty na dywidendę części zysku, ale żadne decyzje jeszcze nie zapadły" - powiedział Kościelniak.
Z zysku za 2016 rok spółka przeznaczyła na dywidendę 78,7 mln zł, czyli 0,19 zł na akcję.
W strategii Energi do 2023 roku, opublikowanej pod koniec 2016 roku, zapisano, że polityka dywidendowa zostanie dostosowana do potrzeb finansowych procesu inwestycyjnego, w którym zakończenie ponoszenia najbardziej znaczących wydatków przewiduje się w 2023 roku.
W 2017 roku skonsolidowany zysk netto grupy Energa wyniósł 789 mln zł.
EBITDA grupy wzrosła do 2,16 mld zł z 2,027 mld zł w 2016 roku.
Kościelniak powtórzył, że celem grupy na ten rok jest utrzymanie trendu wzrostu EBITDA.
"Mamy ambitne cele i chcielibyśmy w tym roku utrzymać trend wzrostu EBITDA. Wdrażamy bardzo restrykcyjne programy oszczędnościowe, zarządcze i poprawy efektywności. Zmniejszyliśmy liczbę spółek w grupie do ok. 30 z 47 i chcemy zredukować dalej tę liczbę do 20 spółek. Centralizujemy cały system zarządzania zakupami" - powiedział wiceprezes Energi.
Poinformował, że Energa chce w tym roku w jednej ze spółek zależnych przeprowadzić pilotażowy program poprawy efektywności.
"Plan dla całej grupy miałby horyzont co najmniej 3 - 5 lat" - powiedział Jacek Kościelniak.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 22.03.2018 08:01
Sytuacja na rynku energetycznym skłania do dyskusji nt. struktury własnościowej spółek energetycznych - ME
22.03.2018 08:01Sytuacja na rynku energetycznym skłania do dyskusji nt. struktury własnościowej spółek energetycznych - ME
"(...)Rolą Ministra Energii, jako aktywnego akcjonariusza spółek z udziałem Skarbu Państwa, jest wspieranie wszelkich działań podejmowanych przez nadzorowane podmioty, które z założenia powinny prowadzić do wzrostu ich wartości, przy uwzględnieniu realizacji polityki energetycznej Państwa, której filarem jest zabezpieczenie realizacji strategicznych inwestycji w wytwarzanie i przesył (dystrybucję) energii elektrycznej" - napisał resort.
"Obecna sytuacja na rynku energetycznym skłania do podejmowania dyskusji na temat docelowej struktury własnościowej i organizacyjnej spółek energetycznych. Z różnych środowisk pojawiają się sygnały i pomysły w zakresie przyszłości funkcjonowania spółek z tego sektora. Jednakże należy zaznaczyć, że Minister Energii w tym przypadku nie występuje w charakterze inicjatora potencjalnych przemian i nie prowadzi aktualnie żadnych prac mających doprowadzić do konsolidacji spółek z sektora elektroenergetycznego (tj. PGE, Tauron, Enea, Energa)" - dodano. (PAP Biznes)
map/ ana/
- 21.03.2018 17:45
Fitch potwierdził rating Energi na poziomie "BBB" (opis)
21.03.2018 17:45Fitch potwierdził rating Energi na poziomie "BBB" (opis)
Fitch utrzymał też ocenę na poziomie "BBB" dla wyemitowanych przez spółkę zależną Energa Finance AB obligacji, a także ocenę "BB+" dla wyemitowanych przez Energę obligacji hybrydowych.
Agencja uzasadnia utrzymanie ratingu dominującym udziałem segmentu dystrybucja w łącznych, planowanych nakładach inwestycyjnych oraz w EBITDA grupy. Jednocześnie agencja uwzględnia w ocenie ryzyko biznesowe związane z projektem Elektrownia Ostrołęka C. Fitch wskazuje, iż ryzyko to jest ograniczane poprzez m.in. partnerstwo strategiczne przy realizacji projektu, udział dodatkowych inwestorów w jego finansowaniu oraz wprowadzenie rynku mocy w Polsce.
Fitch ocenia, że zadłużenie Energi znajduje się na umiarkowanym poziomie, ze wskaźnikiem dźwigni finansowej netto opartej na przepływach środków z działalności operacyjnej (FFO) na poziomie 1,7x dla 2017 roku. Według agencji wskaźnik ten zwiększy się w latach 2018-2022 do poziomu ok. 3,0x, zakładając częściowe zaangażowanie Energi w Ostrołękę C i brak dywidendy w okresie budowy nowej elektrowni. Maksymalny dopuszczalny wskaźnik przy obecnym ratingu wynosi 3,5x. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 21.03.2018 17:33
ENERGA SA (10/2018) Utrzymanie ratingu spółki Energa przez agencję Fitch Ratings
21.03.2018 17:33ENERGA SA (10/2018) Utrzymanie ratingu spółki Energa przez agencję Fitch Ratings
Zarząd Energi SA ("Spółka", "Energa") informuje, że w dniu 21 marca 2018 roku agencja ratingowa Fitch Ratings ("Agencja", "Fitch") potwierdziła długoterminowe oceny ratingowe w walucie obcej i krajowej dla Spółki jako emitenta na poziomie "BBB" z perspektywą stabilną, ocenę na poziomie "BBB" dla wyemitowanych przez spółkę zależną Energa Finance AB (publ) obligacji, a także ocenę na poziomie "BB+" dla wyemitowanych przez Energę SA obligacji hybrydowych.
Utrzymanie ratingu Agencja uzasadnia dominującym udziałem Linii Biznesowej Dystrybucja w łącznych, planowanych nakładach inwestycyjnych oraz w EBITDA Grupy, co ogranicza ryzyko biznesowe i zapewnia przewidywalność przepływów środków pieniężnych w porównaniu z wytwarzaniem konwencjonalnym. Jednocześnie Agencja uwzględnia w ocenie ryzyko biznesowe związane z projektem Elektrownia Ostrołęka C. Fitch wskazuje, iż ryzyko to jest ograniczane poprzez m.in. partnerstwo strategiczne przy realizacji projektu, udział dodatkowych inwestorów w jego finansowaniu oraz wprowadzenie Rynku Mocy w Polsce.
Fitch w swoim raporcie ocenia, że zadłużenie Energi SA znajduje się na umiarkowanym poziomie ze wskaźnikiem dźwigni finansowej netto opartej na przepływach środków z działalności operacyjnej (FFO) na poziomie 1,7 dla 2017 roku. Wskaźnik ten zwiększy się według Agencji w latach 2018-2022 do poziomu 3 zachowując tym samym pewien margines względem maksymalnego dopuszczalnego przy ratingu BBB poziomu 3,5.
Pełna treść raportu Agencji jest dostępna na stronie Fitch Ratings.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 21.03.2018 17:30
Fitch potwierdził rating Energi na poziomie "BBB"
21.03.2018 17:30Fitch potwierdził rating Energi na poziomie "BBB"
Perspektywa ratingów jest stabilna. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 15.03.2018 13:15
Energa może wystawić do aukcji OZE w '18 farmę wiatrową o mocy 30 MW
15.03.2018 13:15Energa może wystawić do aukcji OZE w '18 farmę wiatrową o mocy 30 MW
"Mamy pozwolenie dla jednej farmy wiatrowej o mocy 30 MW i zamierzamy z nią uczestniczyć w aukcji" - powiedziała Klimiuk podczas spotkania z inwestorami.
W ubiegłym tygodniu inna grupa energetyczna, PGE, informowała, że zastanawia się nad startem w tegorocznej aukcji OZE z projektami wiatrowymi na lądzie. Prezes PGE Henryk Baranowski mówił, że najbliższy realizacji jest klaster o mocy ok. 80 MW. Wskazał też na dwa inne projekty o łącznej mocy ok. 60 MW. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 15.03.2018 12:16
Energa prowadzi rozmowy ugodowe z 4 podmiotami ws. umów na zakup zielonych certyfikatów
15.03.2018 12:16Energa prowadzi rozmowy ugodowe z 4 podmiotami ws. umów na zakup zielonych certyfikatów
We wrześniu 2017 r. Energa-Obrót zaprzestała realizacji 22 niekorzystnych dla spółki ramowych umów sprzedaży zielonych certyfikatów i złożyła wnioski do sądu o stwierdzenie ich nieważności.
"Wszystkie te sprawy są w toku" - powiedział na czwartkowej konferencji Przemysław Maciak z SMM Legal.
"Rozmowy ugodowe prowadzone są z czterema podmiotami. W dwóch przypadkach są zaawansowane, jesteśmy dobrej myśli. Chcemy wierzyć, że w ciągu miesiąca dojdzie do porozumienia” - powiedział adwokat.
Dodał, że cztery podmioty, z którymi prowadzone są rozmowy, odpowiadają za ponad połowę wolumenu mocy.
Poinformował także, że złożonych zostało co najmniej kilkanaście wniosków o tzw. zabezpieczenie roszczeń.
"W tej chwili 90 proc. decyzji wydanych przez sądy jest pozytywnych dla Energi, czyli te wnioski zostały oddalone" - powiedział.
Trwają też trzy postępowania arbitrażowe.
"Pierwszych rozstrzygnięć w kwestii postępowań arbitrażowych, wstępnych wyroków, można się spodziewać w okolicy lipca" - powiedział mecenas.
Dodał, że nie doszło do zawarcia żadnych ugód w związku z roszczeniami Energi o zwrot bezpodstawnego wzbogacenia. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 15.03.2018 11:53
Energa chce, by nowy blok w Ostrołęce wziął udział w aukcji mocowej w ‘18 (opis)
15.03.2018 11:53Energa chce, by nowy blok w Ostrołęce wziął udział w aukcji mocowej w ‘18 (opis)
"Postępowanie przetargowe zbliża się już do finału, w ciągu kilku dni opublikujemy komunikat w sprawie rozstrzygnięcia postępowania” - powiedziała Klimiuk.
W przetargu na budowę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy 1.000 MW zostały złożone trzy oferty. Najniższą ofertę o wartości 4,849 mld zł złożyła China Power Engineering, najwyższą konsorcjum Polimeksu Mostostalu i Rafako za 9,591 mld zł.
Postępowanie prowadzi spółka Elektrownia Ostrołęka, której akcjonariuszami są Energa i Enea. Bezpośrednio przed otwarciem ofert zamawiający podał kwotę w wysokości 4,803 mld zł, którą zamierzał przeznaczyć na sfinansowanie zamówienia.
Alicja Barbara Klimiuk poinformowała, że nowy blok będzie przygotowywany do wzięcia udziału w rynku mocy.
"Elektrownia Ostrołęka C jest bardzo ważnym elementem Krajowego Systemu Energetycznego, po to był w ogóle pomysł inwestycji. Jesteśmy zdeterminowani, by realizować tego typu inwestycje. (...) Z planów nie rezygnujemy. Inwestycja była planowana i planowane było skorzystanie przez nią ze wsparcia rynku mocy, więc będziemy się o to starać" - powiedziała Klimiuk.
Poinformowała, że planowane jest zgłoszenie nowego bloku do certyfikacji ogólnej w kwietniu w ramach rynku mocy, tak by ta jednostka mogła wziąć udział w tegorocznej aukcji.
„Są trzy aukcje planowane w 2018 roku i chcemy przystąpić do trzeciej aukcji, w grudniu” - powiedziała.
"Harmonogram jest bardzo napięty, ale cały czas go monitorujemy, idziemy zgodnie z planem i pozwoli on nam dostarczyć energię zgodnie z umową mocową, którą mamy nadzieję zawrzeć z operatorem" - dodała p.o. prezesa Energi.
Energa chce zgłosić do certyfikacji i aukcji wszystkie swoje jednostki wytwórcze.
„Chcemy, by wszystkie nasze źródła wytwórcze przystąpiły do certyfikacji ogólnej w kwietniu i później do aukcji mocy w 2018 r. Mówię o źródłach nowych, czyli elektrowni Ostrołęka, która skorzysta z tego instrumentu wsparcia, ale i wszystkich innych istniejących źródłach w grupie" - powiedziała.
Pytana o zapisane w strategii dwa projekty gazowe, o mocy ok. 450 MW każdy, odpowiedziała: "Projekt w Grudziądzu posiada pozwolenie na budowę, decyzje środowiskowe. Planujemy zgłosić go do certyfikacji do rynku mocy, a jeśli chodzi o aukcje, to analizujemy. Projekt w Gdańsku też jest zaawansowany pod względem dokumentacji, ale nie na tyle, by można było w tym roku zgłosić go do aukcji certyfikującej".(PAP Biznes)
pel/ jtt/
- 15.03.2018 11:20
Energa liczy na poprawę wyniku EBITDA rok do roku w '18
15.03.2018 11:20Energa liczy na poprawę wyniku EBITDA rok do roku w '18
"W 2017 roku EBITDA wyniosła 2,16 mld zł wobec 2,027 mld z w 2016 roku. (...) Śmiem twierdzić, że w tym roku utrzymamy tendencję wzrostową tego wyniku" - powiedział Kościelniak.
Średnia prognoz analityków biur maklerskich ankietowanych przez PAP Biznes (w ciągu ostatnich 90 dni) dla zysku EBITDA Energi na 2018 rok wynosi 2,228 mld zł. (PAP Biznes)
pel/ kuc/ osz/
- 15.03.2018 11:07
CAPEX grupy Energa w ‘18 może wynieść 1,8-2 mld zł, nie ma decyzji co do dywidendy za '17
15.03.2018 11:07CAPEX grupy Energa w ‘18 może wynieść 1,8-2 mld zł, nie ma decyzji co do dywidendy za '17
„Zakładamy nakłady grupy w tym roku na 1,8-2 mld zł” - powiedział wiceprezes Energi Jacek Kościelniak.
Pytany o dywidendę za 2017 rok, odpowiedział:
"Kwestia dywidendy uzależniona jest od procesu inwestycyjnego; na dziś nie zostało to w porozumieniu z właścicielem przesądzone”. (PAP Biznes)
pel/ jtt/
- 15.03.2018 10:46
Energa chce, by nowy blok w Ostrołęce wziął udział w aukcji mocowej w ‘18
15.03.2018 10:46Energa chce, by nowy blok w Ostrołęce wziął udział w aukcji mocowej w ‘18
"Postępowanie przetargowe zbliża się do finału, w ciągu kilku dni opublikujemy komunikat w sprawie rozstrzygnięcia postępowania” - powiedziała Klimiuk.
Poinformowała, że planowane jest zgłoszenie nowego bloku do certyfikacji ogólnej w ramach rynku mocy, tak by ta jednostka mogła wziąć udział w aukcji.
„Są trzy aukcje planowane w 2018 roku i chcemy przystąpić do trzeciej aukcji, w grudniu” - powiedziała. (PAP Biznes)
pel/ jtt/
- 15.03.2018 09:12
DZIEŃ NA GPW: Kursy PZU i Energi rosną po wynikach, KGHM spada
15.03.2018 09:12DZIEŃ NA GPW: Kursy PZU i Energi rosną po wynikach, KGHM spada
O godz. 9.06 kurs Energi rośnie o 2,55 proc., PZU idzie w górę o 1,2 proc. Spada kurs KGHM, o 0,8 proc.
Zysk netto grupy Energa, przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej, wyniósł w 2017 roku 773 mln zł wobec 151 mln zł zysku rok wcześniej - poinformowała spółka w raporcie rocznym. EBITDA wyniosła 2.160 mln zł. Spółka szacowała wcześniej, że jej EBITDA wyniosła w 2017 roku 2.168 mln zł.
Zysk netto grupy PZU w IV kwartale 2017 roku wzrósł do 764 mln zł z 638,5 mln zł rok wcześniej - wynika z wyliczeń PAP na podstawie raportu rocznego. Zysk PZU okazał się 14 proc. wyższy od oczekiwań rynku, który spodziewał się, że wyniesie on 669,2 mln zł.
Skorygowana EBITDA grupy KGHM wyniosła w czwartym kwartale 2017 roku 1,476 mld zł wobec 1,515 mld zł przed rokiem. Wynik okazał się wyższy od konsensusu PAP Biznes, który zakładał 1,26 mld zł. Przychody grupy wyniosły 5,871 mld zł wobec 6,015 mld zł przed rokiem. Średnia prognoz analityków wynosiła 5,209 mld zł.
Strata netto grupy w czwartym kwartale sięgnęła 134 mln zł wobec 5 mld zł straty rok wcześniej. (PAP Biznes)
hb/ jtt/
- 15.03.2018 09:09
Wood podniósł rekomendacje dla Energi, Enei i PGE do "kupuj"
15.03.2018 09:09Wood podniósł rekomendacje dla Energi, Enei i PGE do "kupuj"
Cena docelowa akcji Enei została obniżona do 12,50 zł z 12,70 zł wcześniej, co oznacza potencjał wzrostu o 27 proc. wobec kursu zamknięcia akcji tej spółki ze środy, 14 marca.
Cena docelowa akcji Energi została obniżona do 13,30 zł z 14 zł wcześniej, co daje potencjał 35 proc. wzrostu.
Z kolei cena docelowa akcji PGE spadła do 12,90 zł z 14,40 zł wcześniej, co oznacza potencjał wzrostu o 28 proc. w stosunku do zamknięcia ze środy. (PAP)
pr/ jtt/
- 15.03.2018 08:03
Zysk netto j.d. Energi w IV kw. '17 wyniósł 221 mln zł, EBITDA 517 mln zł (opis)
15.03.2018 08:03Zysk netto j.d. Energi w IV kw. '17 wyniósł 221 mln zł, EBITDA 517 mln zł (opis)
Rok wcześniej EBITDA grupy wynosiła 498 mln zł. Przed publikacją szacunków analitycy oczekiwali 490 mln zł EBITDA grupy w IV kwartale.
EBITDA grupy w segmencie dystrybucja spadła o 7 proc. rdr do 382 mln zł. EBITDA w wytwarzaniu wzrosła o 9 proc. rdr do 131 mln zł, a w segmencie sprzedaży grupa zanotowała zysk EBITDA na poziomie 61 mln zł wobec 23 mln zł straty rok wcześniej. W segmencie pozostałe strata EBITDA sięgnęła 57 mln zł wobec 9 mln zł straty przed rokiem.
Spółka wyjaśniła, że poprawa wyniku w sprzedaży to efekt rozwiązania odpisów i rezerw. W segmencie dystrybucji negatywnie na wyniki wpłynął wzrost kosztów świadczeń pracowniczych w stosunku do analogicznego okresu roku poprzedniego, w którym rozwiązano istotne rezerwy aktuarialne. W linii Usługi i Pozostałe pogorszenie wyniku związane było z ostatecznym rozliczeniem nabycia akcji spółki Polimex – Mostostal.
Rozwiązanie odpisów z tytułu należności spornych dodało do wyniku EBITDA grupy 60 mln zł, a rozwiązanie rezerw aktuarialnych 35 mln zł. Z kolei strata z tytułu okazyjnego nabycia wyniosła 50 mln zł.
Energa podała w raporcie, że skorygowana EBITDA wyniosła w IV kwartale 2017 r. 456 mln zł (482 mln zł przed rokiem).
Zysk operacyjny grupy wyniósł w IV kwartale 2017 r. 384 mln zł wobec 103 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2,82 mld zł wobec 2,8 mld zł rok wcześniej.
W całym 2017 roku zysk netto grupy Energa, przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej, wyniósł 773 mln zł wobec 151 mln zł zysku rok wcześniej.
EBITDA wyniosła 2.160 mln zł wobec 2.027 mln zł w 2016 r. Spółka szacowała wcześniej, że jej EBITDA wyniosła w 2017 roku 2.168 mln zł.
EBITDA w dystrybucji nie zmieniła się rdr i wyniosła 1.723 mln zł. W wytwarzaniu EBITDA wzrosła o 26 proc. rdr do 398 mln zł, z kolei w obszarze sprzedaży wynik wzrósł do 85 mln zł z 40 mln zł w 2016 roku.
Zysk operacyjny grupy wyniósł w 2017 r. 1.210 mln zł wobec 487 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 10,53 mld zł wobec 10,18 mld zł rok wcześniej.
Wolumen dystrybuowanej energii wzrósł w 2017 roku do 22,1 TWh z 21,7 TWh rok wcześniej. Produkcja energii wzrosła do 4.280 GWh z 3.945 GWh, a produkcja z OZE wzrosła do 1.548 GWh z 1.218 GWh. Sprzedaż detaliczna energii wzrosła do 20,6 TWh z 19,6 TWh w 2016 roku.
Nakłady inwestycyjne grupy wyniosły w ubiegłym roku 1,402 mld zł, z czego najwięcej, tj. 1,247 mld zł, Energa wydała na inwestycje w dystrybucji.
Przepływy pieniężne z działalności operacyjnej wyniosły w 2017 r. 2.182 mln zł.
Łączne przepływy netto środków pieniężnych z działalności operacyjnej, inwestycyjnej i finansowej grupy w 2017 roku były dodatnie i wyniosły 2.179 mln zł, wobec ujemnych przepływów w kwocie 194 mln zł w 2016 roku.
Na koniec grudnia grupa miała 3.643 mln zł środków pieniężnych wobec 1.464 mln zł rok wcześniej.(PAP Biznes)
pel/ jtt/
- 15.03.2018 07:21
Energa planuje w '18 1,3 mld zł nakładów w dystrybucji, ponad 0,4 mld zł w wytwarzaniu (opis)
15.03.2018 07:21Energa planuje w '18 1,3 mld zł nakładów w dystrybucji, ponad 0,4 mld zł w wytwarzaniu (opis)
Energa podała, że w segmencie dystrybucji kluczowe kierunki inwestowania w 2018 roku związane są z realizacją inicjatyw mających wpływ na poprawę wskaźników SAIDI/SAIFI, modernizacją stacji, wymianą liczników w ramach systemu inteligentnego opomiarowania AMI i budową systemu łączności trankingowej TETRA.
W linii biznesowej wytwarzanie nakłady inwestycyjne mają przekroczyć kwotę 0,4 mld zł, przy czym - jak podała spółka - ich poziom jest częściowo uzależniony od terminów i rozstrzygnięć aukcji energii z OZE.
"Ponoszenie pozostałych nakładów wynika z konieczności modernizacji istniejącego majątku oraz prowadzonych działań rozwojowych" - napisano w raporcie.
W segmencie sprzedaży Energa przewiduje w 2018 roku dalszy wzrost konkurencyjności rynku energii.
Wśród czynników istotnych dla rozwoju w perspektywie co najmniej 2018 roku grupa wymienia w raporcie: zmianę struktury dystrybuowanej energii wobec struktury uzgodnionej w taryfie, konsekwencje wynikające z decyzji o uznaniu długoterminowych kontraktów na zakup „zielonych” certyfikatów za nieważne, kształtowanie się cen energii na rynku spot i bilansującym, faktycznie zrealizowaną stawkę i wolumen operacyjnej rezerwy mocy.
Spółka wskazuje też na ponoszenie wydatków na sieć w związku z wymogami regulacji jakościowej w dystrybucji, rosnącą konkurencję na rynku sprzedawców energii, poziom pracy w wymuszeniu w Elektrowni Ostrołęka, warunki pogodowe i udział w wyniku netto PGG i Polimex-Mostostal oraz wycenę opcji na zakup akcji Polimeksu.
Wśród zmian w otoczeniu regulacyjnym spółka wymienia nowelizację ustawy o OZE w zakresie zmiany podstawy podatku od nieruchomości oraz wejście w życie od stycznia 2018 r. zmian w ustawie o OZE znacznie ograniczających koszty pełnienia funkcji sprzedawcy zobowiązanego.(PAP Biznes)
pel/
- 15.03.2018 07:06
Energa planuje w '18r. 1,3 mld zł nakładów w dystrybucji, ponad 0,4 mld zł w wytwarzaniu
15.03.2018 07:06Energa planuje w '18r. 1,3 mld zł nakładów w dystrybucji, ponad 0,4 mld zł w wytwarzaniu
Energa podała, że poziom nakładów w wytwarzaniu jest częściowo uzależniony od terminów i rozstrzygnięć aukcji energii z OZE. (PAP Biznes)
pel/
- 15.03.2018 06:59
Zysk netto j.d. Energi w '17 wyniósł 773 mln zł, EBITDA 2.160 mln zł
15.03.2018 06:59Zysk netto j.d. Energi w '17 wyniósł 773 mln zł, EBITDA 2.160 mln zł
Rok wcześniej EBITDA grupy wynosiła 2.027 mln zł.
Zysk operacyjny grupy wyniósł w 2017 r. 1.210 mln zł wobec 487 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 10,53 mld zł wobec 10,18 mld zł rok wcześniej.
W samym IV kwartale zysk netto jednostki dominującej wyniósł 221 mln zł, a EBITDA 517 mln zł.
Energa szacowała wcześniej, że w czwartym kwartale EBITDA wyniosła 525 mln zł.
Przed publikacją szacunków analitycy oczekiwali 490 mln zł EBITDA grupy w IV kwartale.(PAP Biznes)
pel/
- 15.03.2018 06:52
ENERGA SA Raport okresowy roczny skonsolidowany za 2017 RS
15.03.2018 06:52ENERGA SA Raport okresowy roczny skonsolidowany za 2017 RS
WYBRANE DANE FINANSOWE w mln. zł w tys. EUR 2017 2016 2017 2016 w mln. EUR w mln. EUR Przychody ze sprzedaży 10 534 10 181 2 482 2 327 Zysk z działalności operacyjnej 1 210 487 285 111 Zysk lub strata brutto przed opodatkowaniem 1 002 205 236 47 Zysk lub strata netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 773 151 182 35 Całkowite dochody 724 210 171 48 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 2 182 1 782 514 407 Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej (1 455) (1 689) (343) (386) Środki pieniężne netto z działalności finansowej 1 452 (287) 342 (66) Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów 2 179 (194) 513 (44) Zysk lub strata netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 1,87 0,36 0,44 0,08 Liczba akcji w mln. zastosowana do obliczenia zysku na jedną akcję 414 414 414 414 Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień 31.12.2017 31.12.2016 31.12.2017 31.12.2016 Aktywa trwałe 14 930 14 515 3 580 3 281 Aktywa obrotowe 6 126 4 216 1 469 953 Aktywa razem 21 056 18 731 5 048 4 234 Zobowiązania długoterminowe 8 968 7 417 2 150 1 677 Zobowiązania krótkoterminowe 2 623 2 497 629 564 Kapitał własny 9 465 8 817 2 269 1 993 Kapitał własny przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 9 409 8 777 2 256 1 984 Kapitał podstawowy 4 522 4 522 1 084 1 022 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na akcję)* 22,73 21,20 5,45 4,79 Liczba akcji w mln. Zastosowana do obliczenia wartości księgowej na akcję 414 414 414 414 Liczba akcji na koniec okresu (w mln.) 414 414 414 414 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 15.03.2018 06:27
ENERGA SA Raport okresowy roczny za 2017 R
15.03.2018 06:27ENERGA SA Raport okresowy roczny za 2017 R
WYBRANE DANE FINANSOWE w mln. zł w tys. EUR 2017 2016 2017 2016 w mln. EUR w mln. EUR Przychody ze sprzedaży 80 68 19 16 Zysk z działalności operacyjnej (78) (67) (18) (15) Zysk lub strata brutto przed opodatkowaniem 79 765 19 175 Zysk lub strata netto 107 784 25 179 Całkowite dochody 68 815 16 186 Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej 1 (22) 0 (5) Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej 386 752 91 172 Środki pieniężne netto z działalności finansowej 1 335 88 315 20 Zmiana netto stanu środków pieniężnych i ich ekwiwalentów 1 722 818 406 187 Zysk netto na akcję zwykły i rozwodniony (w PLN/EUR na akcję) 0,26 1,89 0,06 0,43 Liczba akcji zwykłych wyemitowanych zastosowana do obliczania zysku na jedną akcję (w mln.) 414 414 414 414 Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień Stan na dzień 31.12.2017 31.12.2016 31.12.2017 31.12.2016 Aktywa trwałe 11 168 11 073 2 678 2 503 Aktywa obrotowe 4 224 3 307 1 013 748 Aktywa razem 15 392 14 380 3 690 3 250 Zobowiązania długoterminowe 7 287 5 768 1 747 1 304 Zobowiązania krótkoterminowe 979 1 475 235 333 Kapitał własny 7 126 7 137 1 709 1 613 Kapitał podstawowy 4 522 4 522 1 084 1 022 Wartość księgowa na akcję (w PLN/EUR na akcję)* 17,21 17,24 4,13 3,90 Liczba akcji zwykłych na koniec okresu (w mln.) 414 414 414 414 Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 01.03.2018 07:51
URE zatwierdził zmiany taryf dla czterech OSD w związku z ustawą o elektromobilności
01.03.2018 07:51URE zatwierdził zmiany taryf dla czterech OSD w związku z ustawą o elektromobilności
"Prezes URE zatwierdził 27 lutego 2018 r. zmiany taryf dla czterech z pięciu największych operatorów systemów dystrybucyjnych: Enea Operator, PGE Dystrybucja, Energa Operator oraz Tauron Dystrybucja. Zmiany taryf to konsekwencja wniosków złożonych przez operatorów, w związku z wejściem w życie ustawy z 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych" - napisano w komunikacie.
Postępowanie w sprawie wniosku złożonego przez innogy Stoen Operator jeszcze się nie zakończyło.
Przyjęta w styczniu przez Sejm ustawa o elektromobilności i paliwach alternatywnych ma umożliwić rozwój infrastruktury do ładowania pojazdów elektrycznych.
Zgłoszone przez operatorów i zatwierdzone przez Prezesa URE zmiany dotyczą zamieszczonych w taryfie regulacji odnośnie przyłączenia do sieci infrastruktury ładowania drogowego transportu publicznego oraz ogólnodostępnych stacji ładowania.
"W znowelizowanych taryfach uwzględnione zostały stawki opłat za przyłączenie infrastruktury ładowania drogowego transportu publicznego oraz ogólnodostępnych stacji ładowania do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV. W przypadku przyłączenia takiej infrastruktury oraz stacji ładowania do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV i nie wyższym niż 110 kV, opłatę ustala się na podstawie jednej szesnastej rzeczywistych nakładów poniesionych na realizację przyłączenia" - napisano.
URE podał, że wejście w życie zmiany tych taryf umożliwi pobieranie opłat za przyłączenie infrastruktury zgodnie z wymaganiami nowych przepisów. (PAP Biznes)
map/ jtt/
- 23.02.2018 14:00
ENERGA SA (9/2018) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENERGA SA w dniu 15 lutego 2018 roku
23.02.2018 14:00ENERGA SA (9/2018) Wykaz akcjonariuszy posiadających co najmniej 5% głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ENERGA SA w dniu 15 lutego 2018 roku
Zarząd ENERGA SA ("Spółka") zawiadamia, iż na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki ("NWZ") w dniu 15 lutego 2018 roku, jedynym akcjonariuszem posiadającym co najmniej 5% głosów był Skarb Państwa, któremu przysługiwało 358 254 317 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 87,65% w liczbie głosów uczestniczących w NWZ i odpowiadało 64,09% ogólnej liczby głosów w Spółce
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 15.02.2018 18:19
Walne Energi zgodziło się na zakup obligacji Energi Operator
15.02.2018 18:19Walne Energi zgodziło się na zakup obligacji Energi Operator
Program inwestycyjny Energi Operator obejmuje przede wszystkim modernizację sieci elektroenergetycznych.
"Głównym celem inwestycji jest ograniczenie strat sieciowych, podniesienie parametrów jakościowych przesyłanej energii elektrycznej i zwiększenie bezpieczeństwa dostaw. Oprócz tego zaplanowane prace mają też zapewnić lepszą przepustowość i nowe powiązania, a w przyszłości usprawnić podłączanie do sieci małych źródeł odnawialnych" - podano w komunikacie.
Czwartkowa uchwała walnego zgromadzenia jest wynikiem zawartej we wrześniu 2017 roku umowy pomiędzy Energą a Europejskim Bankiem Inwestycyjnym, na podstawie której grupa energetyczna otrzymała kredyt w wysokości 250 mln euro. (PAP Biznes)
sar/ ana/
- 15.02.2018 17:35
ENERGA SA (8/2018) Treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy Spółki ENERGA SA
15.02.2018 17:35ENERGA SA (8/2018) Treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy Spółki ENERGA SA
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd spółki ENERGA SA ("Spółka") przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy Spółki ("NWZ") w dniu
15 lutego 2018 roku wraz z wynikami głosowań. Jednocześnie Zarząd Spółki informuje, że NWZ nie odstąpiło od rozpatrywania żadnego z planowanych punktów porządku obrad oraz, iż podczas NWZ żaden z akcjonariuszy nie wniósł sprzeciwu do protokołu obrad NWZ.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 14.02.2018 11:56
Trigon DM podniósł rekomendację dla Enei do "trzymaj"
14.02.2018 11:56Trigon DM podniósł rekomendację dla Enei do "trzymaj"
Rekomendacje "sprzedaj" dla spółek Tauron, PGE i Energa zostały podtrzymane.
Cena docelowa dla Tauronu została ustalona na 2,5 zł, dla PGE na 9,4 zł, a dla Energi na 9,1 zł. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 12.02.2018 14:58
Rynek mocy wesprze polskich wytwórców energii - Fitch (opis)
12.02.2018 14:58Rynek mocy wesprze polskich wytwórców energii - Fitch (opis)
"Ministerstwo energii szacowało w ocenie skutków regulacji ustawy o rynku mocy koszt mechanizmu dla konsumentów energii na poziomie średnio 3,8 mld zł rocznie w latach 2021-27. To by oznaczało znaczącą poprawę cash flow dla wytwórców energii, dając im dodatkowe i bardziej przewidywalne źródło zysku EBITDA niż sprzedaż energii na rynku" - napisali analitycy Fitch w komunikacie.
Analitycy agencji zauważają, że jeśli PGE, Tauron, Enea i Energa otrzymałyby płatności mocowe w aukcjach w 2018 roku i kolejnych latach, to by oznaczało dodatkową przestrzeń dla zadłużenia grup od 2021 roku przy ich obecnych ratingach. W przeciwnym wypadku, zadłużenie grup będzie bliskie maksymalnemu dla obecnych ratingów ze względu na duże plany inwestycyjne.
"Prawdopodobny budżet rynku mocy, którego - jak zakładamy - przynajmniej część trafi do czterech grup energetycznych, jest znaczący, w porównaniu z zagregowaną EBITDA czterech grup w segmencie wytwarzania (wg naszych szacunków blisko 5 mld zł w 2018 roku)" - napisano.
Kilka dni temu Komisja Europejska notyfikowała zapisy ustawy o rynku mocy.
Rynek mocy to mechanizm mający stanowić dodatkowe źródło wynagrodzenia dla koncernów energetycznych w zamian za gotowość do zaoferowania - w razie potrzeby - określonych mocy elektrowni. Za tę gotowość zapłacić mają odbiorcy energii w postaci tzw. opłaty mocowej doliczanej do rachunków za energię.
Resort energii liczy, że mechanizm ten będzie systemowym narzędziem wspierającym długoterminowe działania w obszarze transformacji polskiej energetyki w kierunku niskoemisyjnym. Dzięki temu zapewni bezpieczeństwo dostaw energii do odbiorców końcowych, w sposób efektywny kosztowo, niedyskryminacyjny i zgodny z zasadami zrównoważonego rozwoju.
Nowe przepisy wprowadzają mechanizm aukcyjny zakupu mocy. Zgodnie z harmonogramem wpisanym w ustawie, pod koniec tego roku odbędą się trzy aukcje główne dla okresów dostaw przypadających na lata 2021–2023. Pierwsza certyfikacja ogólna rozpocznie się 3 kwietnia br., a certyfikacja do aukcji głównej rozpocznie się 5 września.
Aktualny rating Fitcha dla PGE to BBB+, z perspektywą stabilną. Tauron, Enea i Energa mają ratingi BBB, ich perspektywa jest stabilna. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 12.02.2018 14:34
Rynek mocy wesprze polskich wytwórców energii - Fitch
12.02.2018 14:34Rynek mocy wesprze polskich wytwórców energii - Fitch
"Ministerstwo energii szacowało w ocenie skutków regulacji ustawy o rynku mocy koszt mechanizmu dla konsumentów energii na poziomie średnio 3,8 mld zł rocznie w latach 2021-27. To by oznaczało znaczącą poprawę cash flow dla wytwórców energii, dając im dodatkowe i bardziej przewidywalne źródło zysku EBITDA niż sprzedaż energii na rynku" - napisali analitycy Fitch w komunikacie.
Analitycy agencji zauważają, jeśli PGE, Tauron, Enea i Energa otrzymałyby płatności mocowe w aukcjach w 2018 roku i kolejnych latach, to by oznaczało dodatkową przestrzeń dla zadłużenia grup od 2021 roku przy ich obecnych ratingach. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 12.02.2018 12:01
DM BZ WBK wydał rekomendacje dla czterech grup energetycznych: PGE, Tauronu, Energi i Enei
12.02.2018 12:01DM BZ WBK wydał rekomendacje dla czterech grup energetycznych: PGE, Tauronu, Energi i Enei
"W ciągu ostatnich tygodni prognozy dla sektora energetycznego znacznie się pogorszyły — kurs akcji RWE spadł od połowy grudnia o prawie 30 proc., co negatywnie wpływa na wycenę porównawczą polskich spółek. Ich atrakcyjność dodatkowo zmniejszają wskaźnik EV/EBITDA RWE na rok 2018 na poziomie 4,4x i stopa dywidendy wynosząca 3,7 proc." - napisano w uzasadnieniu raportu DM BZ WBK.
"Spodziewamy się przy tym, że polskie spółki energetyczne będą naśladowały zmiany kursu RWE, jeśli więc ktoś oczekuje dalszych spadków kursu akcji RWE, krótka pozycja na polskich spółkach z branży nie byłaby niespodzianką. Na rynku polskim pojawiła się w ostatnim czasie cała seria niekorzystnych wiadomości (rosnące szanse na rozpoczęcie budowy elektrowni jądrowej, przewidująca duże nakłady inwestycyjne strategia ciepłownictwa PGE, opóźnienia w modernizacji bloków Enei), a kluczowym lokalnym czynnikiem ryzyka jest naszym zdaniem nowa elektrownia w Ostrołęce, gdzie Energa może zapłacić więcej, niż przewiduje budżet (...)" - dodano.
Poniżej tabela z rekomendacjami autorstwa analityków DM BZ WBK:
Nowa rekomendacja Stara rekomendacja Nowa cena docelowa Stara cena docelowa PGE Trzymaj Kupuj 12.2 14.0 Tauron Trzymaj Trzymaj 3.3 3.4 Energa Trzymaj Sprzedaj 12.6 12.7 ENEA Kupuj Trzymaj 13.7 12.0 Poniżej tabela ze wskaźnikami C/Z oraz EV/EBITDA autorstwa analityków DM BZ WBK:
C/Z 2018 C/Z 2019 EV/EBITDA 2018 EV/EBITDA 2019 PGE 6.7 10.2 4.7 5.4 Tauron 4.8 6.3 5.1 6.0 Energa 7.3 7.8 4.7 4.7 ENEA 6.4 6.4 4.1 4.0 (PAP Biznes)
mbl/ ana/
- 07.02.2018 14:04
Są dyskusje o fuzjach w energetyce, ale ich nie inicjuję - Tchórzewski
07.02.2018 14:04Są dyskusje o fuzjach w energetyce, ale ich nie inicjuję - Tchórzewski
Według "Dziennika Gazety Prawnej", premier Mateusz Morawiecki chce, by na polskim rynku zamiast czterech zostały dwie grupy energetyczne. Gazeta twierdzi, że w pierwszej kolejności miałoby dojść do konsolidacji aktywów ciepłowniczych kilku spółek, a potem do fuzji koncernów - Enei z Tauronem i PGE z Energą.
"Toczą się różne dyskusje, także na ten temat, ale takie pomysły nie są przeze mnie inicjowane. Ja się im tylko przysłuchuję" - powiedział PAP minister Tchórzewski.
Jak przypomniał, jako wiceminister gospodarki, w roku 2006 uczestniczył we wdrażaniu dzisiejszego modelu, opartego o cztery grupy energetyczne. "Na starcie miały być trzy, ale KE wymusiła utworzenie czwartej z powodu konkurencji. Dzisiaj stanęlibyśmy przed koniecznością negocjacji w drugą stronę" - powiedział minister.
"Czy na tyle warunki w Europie się zmieniły, że liczy się już bardziej konkurencja na poziomie europejskim, a nie krajowym, czy w związku z tym notyfikacja byłaby łatwiejsza - nie wiem" - ocenił Krzysztof Tchórzewski.(PAP)
autor: Wojciech Krzyczkowski
edytor: Dorota Skrobisz
wkr/ skr/ ana/
- 06.02.2018 15:32
Zmiany w zarządzie Energi bez wpływu na inwestycje i harmonogram przetargu na Ostrołękę - rzecznik
06.02.2018 15:32Zmiany w zarządzie Energi bez wpływu na inwestycje i harmonogram przetargu na Ostrołękę - rzecznik
"Wszystko będzie realizowane zgodnie z założeniami. Przetarg (na budowę bloku w Ostrołęce - przyp. PAP Biznes) będzie rozstrzygnięty zgodnie harmonogramem, czyli w pierwszych trzech miesiącach od otwarcia kopert, tzn. w pierwszym kwartale" - powiedział PAP Biznes Kasprzyk.
"Odejście prezesa nie będzie mieć wpływu. W Enerdze nic się nie zmienia w kontekście priorytetów, inwestycji. Ciągłość zarządzania jest zachowana, prezes Klimiuk była odpowiedzialna m.in. za inwestycje" - dodał.
W poniedziałek, 5 lutego, Daniel Obajtek złożył rezygnację z pełnienia funkcji prezesa Energi w związku z objęciem stanowiska prezesa PKN Orlen. Obajtek był prezesem Energi od lutego 2017 roku.
We wtorek zarząd Energi podjął uchwałę o powierzeniu pełnienia obowiązków prezesa Alicji Barbarze Klimiuk, dotychczasowej wiceprezes Energi ds. operacyjnych, a decyzję tę zaakceptowała rada nadzorcza.
Kasprzyk poinformował, że nie wiadomo, kiedy dojdzie do wyboru nowego prezesa.
Paweł Puchalski, analityk DM BZ WBK, ocenia, że odejście z Energi prezesa Daniela Obajtka może lekko zmniejszyć prawdopodobieństwo realizacji projektu Ostrołęka C w jego obecnym kształcie po cenie zaproponowanej przez polskie konsorcjum Polimeksu (9,6 mld zł).
"W mojej ocenie były prezes Energi Daniel Obajtek był gorącym zwolennikiem projektu Ostrołęka C, mówił między innymi, że cena bloku nie jest najważniejsza. Wymiana na stanowisku prezesa nie powoduje zmian w działalności spółki, ale - moim zdaniem - lekko zmniejsza szanse na realizację tego projektu w jego obecnym kształcie po cenie zaproponowanej przez polskie konsorcjum" - powiedział PAP Biznes Paweł Puchalski, analityk DM BZ WBK.
"Teraz musimy co najmniej poczekać na nowego prezesa, a nowy prezes musi przecież zapoznać się z projektem. Chociaż przez jakiś czas mamy więc komfort niepewności, a w tym przypadku ta niepewność jest dobra, gdyż według mnie budowa bloku po koszcie zasugerowanym przez konsorcjum Polimeksu zmniejszałaby wartość Energi" - dodał.
Analityk wylicza, że każdy 1 mld zł powyżej budżetu zmniejszałby wycenę Energi o 1,2 zł na akcję.
"Nie wiadomo, jaka będzie decyzja Ministerstwa Energii. Minister chce, by Ostrołęka powstała. Myślę, że nie można jednak wykluczyć, że skala projektu mogłaby zostać zmniejszona, albo zmienione zostanie paliwo. Dopóki nie ma ostatecznego podpisu prezesa Energi, wszystkie opcje są wciąż możliwe” - powiedział Puchalski.
W przetargu na budowę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy 1.000 MW zostały złożone trzy oferty. Najniższą ofertę o wartości 4,849 mld zł złożyła China Power Engineering, najwyższą konsorcjum Polimeksu Mostostalu i Rafako za 9,591 mld zł.
Postępowanie prowadzi spółka Elektrownia Ostrołęka, której akcjonariuszami są Energa i Enea. Bezpośrednio przed otwarciem ofert zamawiający podał kwotę w wysokości 4,803 mld zł, którą zamierza przeznaczyć na sfinansowanie zamówienia.
Cena nie stanowi jedynego kryterium oceny ofert w postępowaniu, jest tylko jednym z jego elementów.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski, pytany po ujawnieniu wartości ofert, czy możliwa jest rezygnacja z budowy nowego bloku w Elektrowni Ostrołęka, odpowiedział, że "nie przypuszcza". W ubiegłym tygodniu powiedział, że oferty są analizowane pod kątem ich zgodności ze Specyfikacją Istotnych Warunków Zamówienia (SIWZ). Dodał, że nowa elektrownia w Ostrołęce została ujęta w założeniach ustawy o rynku mocy i przetarg powinien być rozstrzygnięty.
Prezes Polimex Mostostal Antoni Józwowicz liczy, że przetarg na budowę bloku będzie rozstrzygnięty na korzyść spółki. W ubiegłym tygodniu informował, że cena w ofercie konsorcjum jest wyznacznikiem oczekiwań inwestora i jeśli zmieniłby on część wymagań, cena mogłaby być niższa.(PAP Biznes)
pel/ jtt/
- 06.02.2018 14:43
Alicja Barbara Klimiuk p.o. prezesa Energi
06.02.2018 14:43Alicja Barbara Klimiuk p.o. prezesa Energi
Klimiuk jest wiceprezesem Energi ds. operacyjnych.
W poniedziałek, 5 lutego, Daniel Obajtek złożył rezygnację z pełnienia funkcji prezesa Energi w związku z objęciem stanowiska prezesa PKN Orlen.
Obajtek był prezesem Energi od lutego 2017 roku. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 06.02.2018 14:34
ENERGA SA (7/2018) Zmiany w Zarządzie spółki ENERGA SA
06.02.2018 14:34ENERGA SA (7/2018) Zmiany w Zarządzie spółki ENERGA SA
Zarząd spółki ENERGA SA ("Spółka") informuje, że w związku z rezygnacją Pana Daniela Obajtka z pełnienia funkcji Prezesa Zarządu ENERGA SA złożoną w dniu 5 lutego 2018 roku, w dniu 6 lutego 2018 roku Zarząd podjął uchwałę o powierzeniu pełnienia obowiązków Prezesa Zarządu Spółki Pani Alicji Barbarze Klimiuk.
Rada Nadzorcza w dniu 6 lutego 2018 roku zaakceptowała decyzję o powierzeniu pełnienia obowiązków Prezesa Zarządu ENERGA SA, Wiceprezesowi Zarządu ds. Operacyjnych Pani Alicji Barbarze Klimiuk.
Informacje wymagane prawem Spółka przekazała w raporcie nr 15/2017.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 05.02.2018 19:26
RN Orlenu powołała Daniela Obajtka na stanowisko prezesa, odwołała Wojciecha Jasińskiego (opis)
05.02.2018 19:26RN Orlenu powołała Daniela Obajtka na stanowisko prezesa, odwołała Wojciecha Jasińskiego (opis)
Wojciech Jasiński został powołany na prezesa Orlenu w grudniu 2015 roku. Zastąpił na tym stanowisku Jacka Krawca.
Mirosław Kochalski z kolei został powołany do zarządu płockiej spółki w lutym 2016 roku.
Maria Sosnowska do zarządu Orlenu trafiła w czerwcu 2017 roku.
Powołany na prezesa koncernu, na wniosek ministra energii, Daniel Obajtek był prezesem Energi od lutego 2017 roku. Wcześniej, pełnił funkcję prezesa Agencji Restrukturyzacji i Modernizacji Rolnictwa.
Orlen podał też, że minister energii powołał do składu rady nadzorczej grupy Józefa Węgreckiego. Jak podano, Węgrecki poza Orlenem pełni funkcję wiceprezesa spółki Energa Wytwarzanie. Rada nadzorcza Orlenu postanowiła delegować go do czasowego wykonywania czynności członka zarządu ds. inwestycji i zakupów do czasu powołania osoby na to stanowisko, przy czym na okres nie dłuższy niż trzy miesiące. (PAP Biznes)
sar/ ana/
- 05.02.2018 19:02
RN Orlenu odwołała ze stanowiska prezesa Wojciecha Jasińskiego, zastąpi go Daniel Obajtek
05.02.2018 19:02RN Orlenu odwołała ze stanowiska prezesa Wojciecha Jasińskiego, zastąpi go Daniel Obajtek
Rada nadzorcza postanowiła także delegować Józefa Węgreckiego do czasowego wykonywania czynności członka zarządu ds. inwestycji i zakupów do czasu powołania osoby na to stanowisko, przy czym na okres nie dłuższy niż trzy miesiące. (PAP Biznes)
sar/ ana/
- 05.02.2018 18:58
ENERGA SA (6/2018) Rezygnacja członka Zarządu
05.02.2018 18:58ENERGA SA (6/2018) Rezygnacja członka Zarządu
Zarząd spółki ENERGA SA ("Spółka") informuje, że w dniu 5 lutego 2018 roku Pan Daniel Obajtek złożył oświadczenie o rezygnacji z funkcji Prezesa Zarządu Spółki z dniem 5 lutego 2018 roku.
Powodem złożonej rezygnacji jest powołanie Pana Daniela Obajtka na Prezesa Zarządu PKN ORLEN S.A..
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 01.02.2018 09:58
ENERGA SA (5/2018) Szacunkowe wyniki Grupy ENERGA za IV kwartał 2017 roku oraz za 2017 rok - korekta
01.02.2018 09:58ENERGA SA (5/2018) Szacunkowe wyniki Grupy ENERGA za IV kwartał 2017 roku oraz za 2017 rok - korekta
Zarząd Spółki ENERGA SA niniejszym dokonuje korekty raportu bieżącego nr 5/2018 z dnia 22 stycznia 2018 r. dotyczącego publikacji wstępnych szacunków wybranych danych finansowych i operacyjnych za IV kwartał 2017 roku oraz za 2017 rok.
Powodem korekty jest omyłka pisarska dotycząca wyjaśnienia dokonania częściowego rozwiązania utworzonych wcześniej odpisów aktualizujących dla należności spornych w Segmencie Dystrybucji oraz w Segmencie Sprzedaży.
Treść aktualizowanego fragmentu raportu przed korektą:
Wcześniejsza aplikacja zapisów MSSF 9, wprowadzających zmiany w podejściu do tworzenia odpisów aktualizujących dla należności spornych, spowodowała konieczność częściowego rozwiązania utworzonych wcześniej odpisów, co wpłynęło na poprawę EBITDA w Segmencie Dystrybucji o 16,1 mln zł, a Segmencie Dystrybucji o 43,8 mln zł.
Treść aktualizowanego fragmentu raportu po korekcie:
W wyniku analizy zapisów MSSF 9, wprowadzających zmiany w podejściu do tworzenia odpisów aktualizujących dla należności spornych, częściowo rozwiązano utworzone wcześniej odpisy, co wpłynęło na poprawę EBITDA w Segmencie Dystrybucji o 16,1 mln zł, a w Segmencie Sprzedaży o 43,8 mln zł.
Pozostała treść raportu pozostaje bez zmian.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 23.01.2018 08:52
Rynek może pozytywnie zareagować na szacunkowe wyniki Energi (opinia, aktl.)
23.01.2018 08:52Rynek może pozytywnie zareagować na szacunkowe wyniki Energi (opinia, aktl.)
ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA (raport poranny):
"Wyniki segmentu wytwarzanie były dość mocne, o 6 proc. wyższe od naszych oczekiwań, co spowodowało wzrost EBITDA segmentu do 139 mln zł w porównaniu do naszych oczekiwań na poziomie 108 mln zł. Sądzimy, że było to spowodowane segmentem odnawialnym i wynikami elektrowni w Ostrołęce.
Segment sprzedaży będzie potrzebował jeszcze kilku kwartałów, aby w pełni odzwierciedlić pozytywny wpływ ostatnich zmian w otoczeniu prawnym.
Zdarzenia jednorazowe w pewnym stopniu zacierają obraz wyników Energi - ich pozytywny wpływ netto wynosi 10 mln zł.
Oczekujemy neutralnej/lekko pozytywnej reakcji rynku".
KAMIL KLISZCZ, ANALITYK DM MBANKU:
"Wcześniej rynek był trochę schłodzony wypowiedziami zarządu, że wyniki mogą być zbliżone do tego, co rok wcześniej, co sugerowało, że czwarty kwartał będzie trochę słabszy. Nic takiego się nie wydarzyło.
Okazuje się, że pozytywne trendy z poprzednich okresów są kontynuowane. Automatycznie perspektywy na 2018 roku pozostają pozytywne.
Reakcja rynku powinna być pozytywna".
***************************
Szacowana EBITDA Energi w IV kwartale 2017 roku wyniosła 525 mln zł wobec 490 mln zł oczekiwanych przez rynek i wobec 498 mln zł w IV kwartale roku 2016. Szacunkowa EBITDA segmentu dystrybucja wyniosła 382 mln zł, segmentu wytwarzanie 139 mln zł, a segmentu sprzedaż 61 mln zł.
EBITDA grupy za cały 2017 rok, zgodnie z szacunkami, wyniosła 2.168 mln zł wobec 2.027 mln zł w roku 2016. W całym 2017 roku szacunkowa EBITDA w dystrybucji wyniosła 1.723 mln zł, w wytwarzaniu 406 mln zł, a w sprzedaży 85 mln zł.
Jak podano w komunikacie prasowym, szacunkowa EBITDA segmentu wytwarzanie wzrosła o 29 proc. głównie dzięki "dobrym warunkom atmosferycznym sprzyjającym produkcji energii elektrycznej z wiatru i wody oraz wysokiej produkcji w elektrowni w Ostrołęce".
Z kolei wzrost EBITDA w segmencie sprzedaż - jak podano - jest efektem m. in. poprawy marży na sprzedaży energii elektrycznej i wyższego wolumenu.
Energa podała, że EBITDA za 2017 rok nie zawiera wpływu zysku z nabycia akcji Polimex-Mostostal w kwocie 50 mln zł ujętego na dzień 30 czerwca 2017 roku.
"Na podstawie ostatecznego raportu z rozliczenia transakcji zakupu akcji okazyjny zysk został wycofany w grudniu 2017 roku i tym samym obniżył się wynik EBITDA za IV kwartał 2017 roku" - podano w komunikacie.
Spółka poinformowała też, że wcześniejsza aplikacja zapisów MSSF 9, wprowadzających zmiany w podejściu do tworzenia odpisów aktualizujących dla należności spornych, spowodowała konieczność częściowego rozwiązania utworzonych wcześniej odpisów, co wpłynęło na poprawę EBITDA w segmencie dystrybucji o 16,1 mln zł, a w segmencie sprzedaży o 43,8 mln zł.
Oczekiwania analityków co do wyniku EBITDA za czwarty kwartał 2017 roku wahały się od 366 mln zł do 580 mln zł zysku, a mediana wynosiła 507 mln zł.
Kilka dni temu Energa poinformowała, że odwróci odpisy aktualizujące wartość aktywów w segmencie wytwarzania na łączną kwotę 138 mln zł, z czego 87 mln zł przypada na aktywa wiatrowe, a 51 mln zł na Elektrownię Ostrołęka B. Operacja ma charakter niegotówkowy, poprawi wynik operacyjny grupy bez wpływu na wynik EBITDA. Szacowany łączny wpływ na wynik netto grupy za 2017 rok wyniesie 114,9 mln zł.
Energa opublikowała w poniedziałek również wyniki operacyjne.
Produkcja energii elektrycznej brutto w czwartym kwartale 2017 roku wyniosła 1 161 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5 603 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal): 5 382 GWh.
Z kolei w całym 2017 roku produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła 4 281 GWh, dystrybucja 22 068 GWh, a sprzedaż (detal) 20 615 GWh.
Grupa ma przedstawić raport roczny za 2017 rok 15 marca. (PAP Biznes)
mbl/ pel/ asa/
- 23.01.2018 08:34
Rynek może pozytywnie zareagować na szacunkowe wyniki Energi (opinia)
23.01.2018 08:34Rynek może pozytywnie zareagować na szacunkowe wyniki Energi (opinia)
KAMIL KLISZCZ, ANALITYK DM MBANKU:
"Wcześniej rynek był trochę schłodzony wypowiedziami zarządu, że wyniki mogą być zbliżone do tego, co rok wcześniej, co sugerowało, że czwarty kwartał będzie trochę słabszy. Nic takiego się nie wydarzyło.
Okazuje się, że pozytywne trendy z poprzednich okresów są kontynuowane. Automatycznie perspektywy na 2018 roku pozostają pozytywne.
Reakcja rynku powinna być pozytywna".
***************************
Szacowana EBITDA Energi w IV kwartale 2017 roku wyniosła 525 mln zł wobec 490 mln zł oczekiwanych przez rynek i wobec 498 mln zł w IV kwartale roku 2016 - poinformowała spółka w komunikacie. EBITDA grupy za cały 2017 rok, zgodnie z szacunkami, wyniosła 2.168 mln zł wobec 2.027 mln zł w roku 2016.
Szacunkowa EBITDA segmentu Dystrybucja w czwartym kwartale 2017 roku wyniosła 382 mln zł, segmentu Wytwarzanie 139 mln zł, a segmentu Sprzedaż 61 mln zł.
W całym 2017 roku szacunkowa EBITDA w dystrybucji wyniosła 1.723 mln zł, w wytwarzaniu 406 mln zł, a w sprzedaży 85 mln zł.
Jak podano w komunikacie prasowym, szacunkowa EBITDA segmentu Wytwarzanie wzrosła o 29 proc. głównie dzięki "dobrym warunkom atmosferycznym sprzyjającym produkcji energii elektrycznej z wiatru i wody oraz wysokiej produkcji w elektrowni w Ostrołęce".
Z kolei wzrost EBITDA w segmencie Sprzedaż - jak podano - jest efektem m. in. poprawy marży na sprzedaży energii elektrycznej i wyższego wolumenu.
Energa podała, że EBITDA za 2017 rok nie zawiera wpływu zysku z nabycia akcji Polimex-Mostostal w kwocie 50 mln zł ujętego na dzień 30 czerwca 2017 roku.
"Na podstawie ostatecznego raportu z rozliczenia transakcji zakupu akcji okazyjny zysk został wycofany w grudniu 2017 roku i tym samym obniżył się wynik EBITDA za IV kwartał 2017 roku" - podano w komunikacie.
Spółka poinformowała też, że wcześniejsza aplikacja zapisów MSSF 9, wprowadzających zmiany w podejściu do tworzenia odpisów aktualizujących dla należności spornych, spowodowała konieczność częściowego rozwiązania utworzonych wcześniej odpisów, co wpłynęło na poprawę EBITDA w segmencie Dystrybucji o 16,1 mln zł, a w segmencie Sprzedaży o 43,8 mln zł.
Oczekiwania analityków co do wyniku EBITDA za czwarty kwartał 2017 roku wahały się od 366 mln zł do 580 mln zł zysku, a mediana wynosiła 507 mln zł.
Kilka dni temu Energa poinformowała, że odwróci odpisy aktualizujące wartość aktywów w segmencie wytwarzania na łączną kwotę 138 mln zł, z czego 87 mln zł przypada na aktywa wiatrowe, a 51 mln zł na Elektrownię Ostrołęka B. Operacja ma charakter niegotówkowy, poprawi wynik operacyjny grupy bez wpływu na wynik EBITDA. Szacowany łączny wpływ na wynik netto grupy za 2017 rok wyniesie 114,9 mln zł.
Energa opublikowała w poniedziałek również wyniki operacyjne.
Produkcja energii elektrycznej brutto w czwartym kwartale 2017 roku wyniosła 1 161 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5 603 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal): 5 382 GWh.
Z kolei w całym 2017 roku produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła 4 281 GWh, dystrybucja 22 068 GWh, a sprzedaż (detal) 20 615 GWh.
Grupa ma przedstawić raport roczny za 2017 rok 15 marca. (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 22.01.2018 17:25
Szacowana EBITDA Energi w IV kw. '17 wyniosła 525 mln zł (opis)
22.01.2018 17:25Szacowana EBITDA Energi w IV kw. '17 wyniosła 525 mln zł (opis)
Szacunkowa EBITDA segmentu Dystrybucja w czwartym kwartale 2017 roku wyniosła 382 mln zł, segmentu Wytwarzanie 139 mln zł, a segmentu Sprzedaż 61 mln zł.
W całym 2017 roku szacunkowa EBITDA w dystrybucji wyniosła 1.723 mln zł, w wytwarzaniu 406 mln zł, a w sprzedaży 85 mln zł.
Jak podano w komunikacie prasowym, szacunkowa EBITDA segmentu Wytwarzanie wzrosła o 29 proc. głównie dzięki "dobrym warunkom atmosferycznym sprzyjającym produkcji energii elektrycznej z wiatru i wody oraz wysokiej produkcji w elektrowni w Ostrołęce".
Z kolei wzrost EBITDA w segmencie Sprzedaż - jak podano - jest efektem m. in. poprawy marży na sprzedaży energii elektrycznej i wyższego wolumenu.
Energa podała, że EBITDA za 2017 rok nie zawiera wpływu zysku z nabycia akcji Polimex-Mostostal w kwocie 50 mln zł ujętego na dzień 30 czerwca 2017 roku.
"Na podstawie ostatecznego raportu z rozliczenia transakcji zakupu akcji okazyjny zysk został wycofany w grudniu 2017 roku i tym samym obniżył się wynik EBITDA za IV kwartał 2017 roku" - podano w komunikacie.
Spółka poinformowała też, że wcześniejsza aplikacja zapisów MSSF 9, wprowadzających zmiany w podejściu do tworzenia odpisów aktualizujących dla należności spornych, spowodowała konieczność częściowego rozwiązania utworzonych wcześniej odpisów, co wpłynęło na poprawę EBITDA w segmencie Dystrybucji o 16,1 mln zł, a w segmencie Sprzedaży o 43,8 mln zł.
Oczekiwania analityków co do wyniku EBITDA za czwarty kwartał 2017 roku wahały się od 366 mln zł do 580 mln zł zysku, a mediana wynosiła 507 mln zł.
Kilka dni temu Energa poinformowała, że odwróci odpisy aktualizujące wartość aktywów w segmencie wytwarzania na łączną kwotę 138 mln zł, z czego 87 mln zł przypada na aktywa wiatrowe, a 51 mln zł na Elektrownię Ostrołęka B. Operacja ma charakter niegotówkowy, poprawi wynik operacyjny grupy bez wpływu na wynik EBITDA. Szacowany łączny wpływ na wynik netto grupy za 2017 rok wyniesie 114,9 mln zł.
Energa opublikowała w poniedziałek również wyniki operacyjne.
Produkcja energii elektrycznej brutto w czwartym kwartale 2017 roku wyniosła 1 161 GWh, dystrybucja energii elektrycznej wyniosła 5 603 GWh, a sprzedaż energii elektrycznej (detal): 5 382 GWh.
Z kolei w całym 2017 roku produkcja energii elektrycznej brutto wyniosła 4 281 GWh, dystrybucja 22 068 GWh, a sprzedaż (detal) 20 615 GWh.
Grupa ma przedstawić raport roczny za 2017 rok 15 marca.(PAP Biznes)
sar/ ana/
- 22.01.2018 17:13
Szacowana EBITDA Energi w IV kw. '17 wyniosła 525 mln zł
22.01.2018 17:13Szacowana EBITDA Energi w IV kw. '17 wyniosła 525 mln zł
EBITDA segmentu Dystrybucja w czwartym kwartale 2017 roku wyniosła 382 mln zł, segmentu Wytwarzanie 139 mln zł, a segmentu Sprzedaż 61 mln zł.
W całym 2017 roku EBITDA w Dystrybucji wyniosła 1.723 mln zł, w wytwarzaniu 406 mln zł, a w sprzedaży 85 mln zł.
Energa podała, że EBITDA za 2017 rok nie zawiera wpływu zysku z nabycia akcji Polimex-Mostostal w kwocie 50 mln zł ujętego na dzień 30 czerwca 2017 roku.
"Na podstawie ostatecznego raportu z rozliczenia transakcji zakupu akcji okazyjny zysk został wycofany w grudniu 2017 roku i tym samym obniżył się wynik EBITDA za IV kwartał 2017 roku" - poinformowała spółka w komunikacie.
Oczekiwania analityków co do wyniku EBITDA za czwarty kwartał 2017 roku wahały się od 366 mln zł do 580 mln zł zysku, a mediana wynosiła 507 mln zł.
Kilka dni temu Energa poinformowała, że odwróci odpisy aktualizujące wartość aktywów w segmencie wytwarzania na łączną kwotę 138 mln zł, z czego 87 mln zł przypada na aktywa wiatrowe, a 51 mln zł na Elektrownię Ostrołęka B. Operacja ma charakter niegotówkowy, poprawi wynik operacyjny grupy bez wpływu na wynik EBITDA. Szacowany łączny wpływ na wynik netto grupy za 2017 rok wyniesie 114,9 mln zł.
Grupa ma przedstawić raport roczny za 2017 rok 15 marca.(PAP Biznes)
sar/ ana/
- 22.01.2018 17:03
ENERGA SA (5/2018) Szacunkowe wyniki Grupy ENERGA za IV kwartał 2017 roku oraz za 2017 rok
22.01.2018 17:03ENERGA SA (5/2018) Szacunkowe wyniki Grupy ENERGA za IV kwartał 2017 roku oraz za 2017 rok
Zarząd Spółki ENERGA SA przekazuje do publicznej wiadomości wstępne szacunki wybranych danych finansowych i operacyjnych za IV kwartał 2017 roku oraz za 2017 rok.
Wyniki finansowe i operacyjne za IV kwartał 2017 roku:
EBITDA Grupy 525 mln zł, w tym:
EBITDA Segmentu Dystrybucja: 382 mln zł,
EBITDA Segmentu Wytwarzanie: 139 mln zł,
EBITDA Segmentu Sprzedaż: 61 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto: 1 161 GWh,
Dystrybucja energii elektrycznej: 5 603 GWh,
Sprzedaż energii elektrycznej (detal): 5 382 GWh.
Wyniki finansowe i operacyjne za 2017 rok:
EBITDA Grupy 2 168 mln zł, w tym:
EBITDA Segmentu Dystrybucja: 1 723 mln zł,
EBITDA Segmentu Wytwarzanie: 406 mln zł,
EBITDA Segmentu Sprzedaż: 85 mln zł.
Produkcja energii elektrycznej brutto: 4 281 GWh,
Dystrybucja energii elektrycznej: 22 068 GWh,
Sprzedaż energii elektrycznej (detal): 20 615 GWh.
Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. EBITDA za 2017 rok nie zawiera w sobie wpływu zysku z okazyjnego nabycia akcji Polimex-Mostostal w kwocie 50 mln zł ujętego na dzień 30 czerwca 2017 roku. Na podstawie ostatecznego raportu z rozliczenia transakcji zakupu akcji okazyjny zysk został wycofany w grudniu 2017 roku i tym samym obniżył się wynik EBITDA za IV kwartał 2017 roku.
Wcześniejsza aplikacja zapisów MSSF 9, wprowadzających zmiany w podejściu do tworzenia odpisów aktualizujących dla należności spornych, spowodowała konieczność częściowego rozwiązania utworzonych wcześniej odpisów, co wpłynęło na poprawę EBITDA w Segmencie Dystrybucji o 16,1 mln zł, a w Segmencie Sprzedaży o 43,8 mln zł.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.01.2018 10:57
ENERGA SA (4/2018) Projekt uchwały Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
19.01.2018 10:57ENERGA SA (4/2018) Projekt uchwały Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd Spółki ENERGA SA ("Spółka"), przekazuje do publicznej wiadomości treść projektu uchwały, które mają być przedmiotem obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA zwołanego na dzień 15 lutego 2018 roku o godz. 14.00. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki, odbędzie się w Warszawie w siedzibie Spółki Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie SA, przy ul. Książęcej 4, w Sali Notowań. Wyżej wymieniony projekt uchwały stanowi załącznik do niniejszego raportu bieżącego.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 19.01.2018 10:36
ENERGA SA (3/2018) Ogłoszenie o zwołaniu Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
19.01.2018 10:36ENERGA SA (3/2018) Ogłoszenie o zwołaniu Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ENERGA SA
Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe
Zarząd ENERGA SA ("Spółka"), działając na podstawie art. 399 § 1, art. 4021 i art. 4022 Kodeksu spółek handlowych oraz § 24 ust. 2 pkt 1 Statutu Spółki, niniejszym zwołuje na dzień 15 lutego 2018 roku o godz. 14.00 Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki, które odbędzie się w Warszawie w siedzibie Spółki Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie SA, przy ul. Książęcej 4, w Sali Notowań.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 18.01.2018 13:13
Spółki energetyczne z antysmogowymi ofertami sprzedaży energii w nocy
18.01.2018 13:13Spółki energetyczne z antysmogowymi ofertami sprzedaży energii w nocy
Nowe oferty skierowane są do klientów planujących instalację ogrzewania elektrycznego oraz korzystanie z samochodów elektrycznych, którzy zdecydują się zwiększyć zużycie energii w godzinach nocnych 22:00 – 6:00. Obniżona stawka obowiązywać ma w odniesieniu do ilości energii elektrycznej przewyższającej ilość energii zużytej w analogicznym okresie rozliczeniowym w roku poprzednim.
Oferta spółek składa się z zatwierdzonej przez URE taryfy dystrybucyjnej oraz nowych, niższych stawek cen sprzedaży energii elektrycznej.
"Stawki taryf za dystrybucję w taryfie antysmogowej są nawet dziesięciokrotnie niższe od stawek w taryfie G11 (jednostrefowej - przyp. PAP Biznes) i dwu - trzykrotnie niższe w porównaniu do stawek nocnych w taryfie G12 (dwustrefowa - przyp. PAP Biznes)" - powiedział na czwartkowej konferencji prasowej minister energii Krzysztof Tchórzewski.
Dyrektor Departamentu Energetyki ME Tomasz Dąbrowski dodał, że nocne stawki opłaty za sprzedaż energii elektrycznej w taryfie antysmogowej też są mniejsze. W zależności od spółek stanowią 50 - 60 proc. stawek z taryfy G11 i są niższe od kilku do kilkunastu proc. od stawek z taryfy nocnej G12.
Minister Tchórzewski zaznaczył, że spółki energetyczne są notowane na giełdzie i ich taryfy muszą być "oparte o zasady ekonomiczne" i nie powinny zmniejszać przychodów grup.
Z analizy opracowanej przez resort energii wynika, że po wprowadzeniu taryfy antysmogowej ogrzewanie elektryczne stanie się tańsze od ogrzewania olejem opałowym i może być konkurencyjne do ogrzewania gazem i węglem.
Stawki opłaty za dystrybucję energii el. w godzinach nocnych (22:00 - 6:00) wg opracowania ME:
zł/kWh Energa Enea Tauron - Płd. PGE Łódź, W-wa, Lublin G12 as (antysmogowa) 0,0200 0,0162 0,0178 0,0210 G12 (dwustrefowa) 0,0580 0,0607 0,0407 0,0723 G11 (jednostrefowa) 0,2283 0,1629 0,1777 0,2096 Stawki opłaty za sprzedaż energii el. w godzinach nocnych (22:00 - 6:00):
zł/kWh Energa Enea Tauron - Płd. PGE Łódź, W-wa, Lublin G12 as (antysmogowa) 0,1490 0,1407 0,1467 0,1215 G12 (dwustrefowa) 0,1830 0,1407 0,1556 0,1768 G11 (jednostrefowa) 0,2422 0,2432 0,2445 0,2430 Taryfa antysmogowa została wprowadzona 30 grudnia 2017 r., kiedy weszło w życie rozporządzenie Ministra Energii z 29 grudnia w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną.
16 stycznia 2018 r. prezes URE zatwierdził zmiany taryf na 2018 r. złożone przez spółki dystrybucyjne (PGE Dystrybucja, Enea Operator, Energa Operator i Tauron Dystrybucja). Wejdą w życie najwcześniej po 14 dniach od och zatwierdzenia, czyli od 31 stycznia 2018 r.(PAP Biznes)
pel/ osz/
- 17.01.2018 16:53
Energa odwróci odpisy w wytwarzaniu, co poprawi wynik netto grupy za '17 o 114,9 mln zł
17.01.2018 16:53Energa odwróci odpisy w wytwarzaniu, co poprawi wynik netto grupy za '17 o 114,9 mln zł
Energa poinformowała w środę, iż w związku z wystąpieniem zmian w otoczeniu legislacyjnym, w szczególności podpisania przez Prezydenta RP Ustawy o rynku mocy, która gwarantuje wsparcie dla jednostek wytwórczych i wynikającej z tego aktualizacji prognoz ścieżek cenowych, zostały zidentyfikowane przesłanki, które mogą skutkować odwróceniem odpisów z tytułu utraty wartości niektórych aktywów grupy. W wyniku przeprowadzonych testów na utratę wartości na IV kwartał 2017 roku stwierdzono wzrost wartości odzyskiwalnej aktywów wiatrowych i konwencjonalnych.
"W dniu 17 stycznia 2018 roku podjęta została decyzja o odwróceniu odpisów aktualizujących wartość aktywów w segmencie wytwarzania na łączną kwotę 138,0 mln zł, z czego 87,0 mln zł przypada na aktywa wiatrowe, a 51,0 mln zł na Elektrownię Ostrołęka B. Łączny szacowany wpływ odwrócenia ww. odpisów na skonsolidowany wynik netto Grupy Energa za 2017 rok wynosi 114,9 mln zł" - napisano w komunikacie Energi.
Dodano, że operacja ma charakter niegotówkowy. Poprawi ona wynik operacyjny grupy bez wpływu na wynik EBITDA.
Po uwzględnieniu odwrócenia odpisów, wartość księgowa farm wiatrowych w skonsolidowanym bilansie Grupy Energa wynosi 597,3 mln zł, w tym 8,1 mln zł dotyczy projektowanych elektrowni wiatrowych, natomiast wartość księgowa Elektrowni Ostrołęka B wynosi 635,8 mln zł.
Energa zastrzegła, że prezentowane pozycje mają charakter szacunkowy, będą podlegały badaniu przez audytora i mogą ulec zmianie.
Ostateczny wynik testów i wielkość odwrócenia odpisów zostaną przedstawione w sprawozdaniu finansowym grupy za 2017 rok, które zostanie opublikowane 15 marca 2018 r. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 17.01.2018 16:41
ENERGA SA (2/2018) Informacja o odwróceniu odpisów aktualizujących wartość aktywów
17.01.2018 16:41ENERGA SA (2/2018) Informacja o odwróceniu odpisów aktualizujących wartość aktywów
Zarząd ENERGA SA informuje, iż w związku z wystąpieniem zmian w otoczeniu legislacyjnym,
w szczególności podpisania przez Prezydenta RP Ustawy o rynku mocy, która gwarantuje wsparcie dla jednostek wytwórczych i wynikającej z tego aktualizacji prognoz ścieżek cenowych, zostały zidentyfikowane przesłanki, które mogą skutkować odwróceniem odpisów z tytułu utraty wartości niektórych aktywów Grupy ENERGA.
W wyniku przeprowadzonych testów na utratę wartości na IV kwartał 2017 roku stwierdzono wzrost wartości odzyskiwalnej aktywów wiatrowych i konwencjonalnych. W dniu 17 stycznia 2018 roku podjęta została decyzja o odwróceniu odpisów aktualizujących wartość aktywów w Segmencie Wytwarzania na łączną kwotę 138,0 mln zł, z czego 87,0 mln zł przypada na aktywa wiatrowe, a 51,0 mln zł na Elektrownię Ostrołęka B. Łączny szacowany wpływ odwrócenia ww. odpisów na skonsolidowany wynik netto Grupy ENERGA za 2017 rok wynosi 114,9 mln zł. Powyższa operacja ma charakter niegotówkowy. Poprawi ona wynik operacyjny Grupy ENERGA bez wpływu na wynik EBITDA.
Po uwzględnieniu odwrócenia odpisów, wartość księgowa farm wiatrowych w skonsolidowanym bilansie Grupy ENERGA wynosi 597,3 mln zł, w tym 8,1 mln zł dotyczy projektowanych elektrowni wiatrowych, natomiast wartość księgowa Elektrowni Ostrołęka B wynosi 635,8 mln zł.
Prezentowane pozycje mają charakter szacunkowy, będą podlegały badaniu przez audytora i mogą ulec zmianie po dokonaniu przez niego weryfikacji testów i wydaniu opinii. Ostateczny wynik testów i wielkość odwrócenia odpisów zostaną przedstawione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Energa za 2017 rok, które zostanie opublikowane 15 marca 2018 r.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 17.01.2018 07:21
URE zatwierdził kolejne zmiany taryf dla 4 OSD w związku z nową taryfą nocną
17.01.2018 07:21URE zatwierdził kolejne zmiany taryf dla 4 OSD w związku z nową taryfą nocną
"W związku z rozporządzeniem ministra energii z 29 grudnia 2017 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną, czterech największych operatorów systemów dystrybucyjnych; tj. Enea Operator Sp. z o.o., PGE Dystrybucja S.A., Energa Operator S.A., Tauron Dystrybucja S.A. po raz kolejny złożyło w ubiegłym tygodniu wnioski do Prezesa URE o zmiany taryf w zakresie dystrybucji energii elektrycznej" - podał URE.
W połowie grudnia prezes URE zatwierdził taryfy dla energii elektrycznej dla pięciu największych dystrybutorów energii elektrycznej na 2018 r., z czego czterech (bez innogy Stoen Operator) wystąpiło pod koniec grudnia o zmianę taryfy. Zmiany zostały zatwierdzone przez prezesa URE 3 stycznia.
Zaproponowane korekty polegały na utworzeniu odrębnej dodatkowej grupy taryfowej dla odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych, tzw. G12as, w celu stymulowania tych odbiorców do zużywania większej ilości energii elektrycznej w godzinach od 22.OO do 6.OO.
"Obecne zmiany taryf największych dystrybutorów polegają na ponownym obniżeniu składnika zmiennego stawki sieciowej w nowo utworzonej grupie taryfowej G12as. Składnik ten spółki ustaliły w granicach od ok. 9 do 10 proc. składnika zmiennego w grupie taryfowej G11 i w G12as dla strefy dziennej" - podał URE.
"Ponieważ zaproponowane zmiany są korzystne dla odbiorców i zgodne z przepisami prawa, Prezes URE w dn. 16 stycznia 2018 r. zatwierdził aktualizacje taryf czterech OSDp" - dodał.
URE podał, że pomimo wezwania przez prezesa URE, dotychczas nie wpłynął do Urzędu wniosek innogy Stoen Operator w tej sprawie.
Nowe rozporządzenie ministra energii z 29 grudnia 2017 r. dotyczące szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną wprowadza m.in. tzw. nową taryfę nocną, która - według założeń - miałaby być przeznaczona w szczególności dla odbiorców ogrzewających domy energią elektryczną oraz zużywających energię do ładowania samochodów elektrycznych.
W połowie grudnia prezes URE zatwierdził taryfy dla energii elektrycznej dla pięciu największych dystrybutorów energii elektrycznej na 2018 r. Średni spadek stawek opłat w dystrybucji dla wszystkich grup taryfowych wyniósł 0,8 proc. (PAP Biznes)
map/ ana/
- 10.01.2018 09:21
Energa zwiększa wolumen dostaw węgla z PGG do elektrowni Ostrołęka B (opis)
10.01.2018 09:21Energa zwiększa wolumen dostaw węgla z PGG do elektrowni Ostrołęka B (opis)
Na 2018 rok strony ustaliły dostawy surowca w wysokości 750 tys. ton.
"Umowa, do której podpisano aneks, została zawarta na czas określony od dnia 1 stycznia 2017 roku do dnia 31 grudnia 2030 roku z możliwością przedłużenia. W związku ze znaczącą zmianą dostarczanego wolumenu aktualizacji uległa szacunkowa wartość umowy i w okresie jej obowiązywania wynosi obecnie 3,28 mld zł" - napisano w komunikacie.
Energa podała, że w wyniku zwiększenia wolumenu PGG stała się większościowym dostawcą węgla do elektrowni Ostrołęka B.
Dostawcami uzupełniającymi są LW Bogdanka oraz Jastrzębska Spółka Węglowa.
3 stycznia 2018 roku spółka Energa Elektrownie Ostrołęka podpisała z Bogdanką aneks do umowy wieloletniej sprzedaży węgla energetycznego. W wyniku zawarcia aneksu przedłużony został okres obowiązywania umowy do końca 2022 roku (uprzednio umowa obowiązywała do końca 2019 roku) oraz ustalone zostały warunki dostaw w 2018 roku. Wartość umowy w okresie 2018 – 2022 wyniesie 404 mln zł.
Natomiast 4 stycznia zawarto umowę z JSW, zapewniającą dostawy uzupełniające węgla do elektrowni Ostrołęka na lata 2018-2022.(PAP Biznes)
pel/ osz/
- 10.01.2018 09:10
Energa zwiększa wolumen dostaw węgla z PGG do elektrowni Ostrołęka B
10.01.2018 09:10Energa zwiększa wolumen dostaw węgla z PGG do elektrowni Ostrołęka B
Na 2018 rok strony ustaliły dostawy surowca w wysokości 750 tys. ton.
"Umowa, do której podpisano aneks, została zawarta na czas określony od dnia 1 stycznia 2017 roku do dnia 31 grudnia 2030 roku z możliwością przedłużenia. W związku ze znaczącą zmianą dostarczanego wolumenu aktualizacji uległa szacunkowa wartość umowy i w okresie jej obowiązywania wynosi obecnie 3,28 mld zł" - napisano w komunikacie.
Energa podała, że w wyniku zwiększenia wolumenu PGG stała się większościowym dostawcą węgla do elektrowni Ostrołęka B. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 10.01.2018 08:58
ENERGA SA (1/2018) Aktualizacja szacunkowej wartości umowy na dostawy węgla do Ostrołęki B
10.01.2018 08:58ENERGA SA (1/2018) Aktualizacja szacunkowej wartości umowy na dostawy węgla do Ostrołęki B
Zarząd ENERGA SA ("Spółka") informuje, iż w dniu 10 stycznia 2018 roku spółka zależna ENERGA Elektrownie Ostrołęka SA zawarła aneks do umowy na dostawy węgla do elektrowni Ostrołęka B ("Aneks") z Polską Grupą Górniczą S.A. ("PGG"), o której informację opublikowano raportem bieżącym nr 53/2016 w dniu 27 grudnia 2016 roku.
Aneks zwiększa wolumen dostaw do wysokości 750 tys. ton węgla rocznie z możliwym odchyleniem wolumenu o ±20%. Na 2018 rok strony ustaliły dostawy surowca w wysokości 750 tys. ton.
Umowa, do której podpisano Aneks, została zawarta na czas określony od dnia 1 stycznia 2017 roku do dnia 31 grudnia 2030 roku z możliwością przedłużenia. W związku ze znaczącą zmianą dostarczanego wolumenu aktualizacji uległa szacunkowa wartość Umowy i w okresie jej obowiązywania wynosi obecnie 3,28 mld zł.
W wyniku zwiększenia wolumenu PGG stała się większościowym dostawcą węgla do elektrowni Ostrołęka B.
Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1
kom espi zdz
- 05.01.2018 16:39
DM BZ WBK obniżył rekomendację dla Energi do "sprzedaj", a cenę docelową do 12,70 zł
05.01.2018 16:39DM BZ WBK obniżył rekomendację dla Energi do "sprzedaj", a cenę docelową do 12,70 zł
W dniu wydania raportu kurs akcji Energi wynosił 12,90 zł.
Analitycy BZ WBK wskazują, że w wywiadzie udzielonym PAP 13 grudnia wiceprezes Energi Jacek Kościelniak zasugerował, iż zarząd liczy na osiągnięcie niezmiennego rdr zysku EBITDA za rok finansowy 2017 (w 2016 r. było to 2,027 mld zł). Wartość ta jest niższa od prognoz DM BZ WBK i od konsensusu rynkowego.
Wiceprezes nie wskazał żadnych zdarzeń jednorazowych, analitycy zakładają więc, że można spodziewać się słabych wyników segmentu dystrybucji lub sprzedaży (które mają kluczowy wpływ na skonsolidowany zysk EBITDA).
"Słabość ta może być naszym zdaniem dla spółki nową rzeczywistością, co pogarsza nasze średnioterminowe prognozy dla zysku EBITDA Energi (przyjmujemy mniejszą skalę rozwoju segmentu sprzedaży w 2018–19). Obniżamy prognozy dla zysku EBITDA o 5 proc. w latach 2017–18 i o 1 proc. w 2019, co powoduje dwucyfrowy spadek prognoz dla zysku netto na lata 2017–18, który w 2019 zmniejsza się do 4 proc." - napisano w raporcie DM BZ WBK. (PAP Biznes)
pr/ osz/
- 04.01.2018 13:04
URE zatwierdził zmiany taryf dla 4 OSD w związku z nową taryfą nocną
04.01.2018 13:04URE zatwierdził zmiany taryf dla 4 OSD w związku z nową taryfą nocną
Dodał, że dotychczas ze stosownym wnioskiem do prezesa URE nie wystąpiło innogy Stoen Operator.
Nowe rozporządzenie ministra energii z 29 grudnia 2017 r. dotyczące szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną wprowadza m.in. tzw. nową taryfę nocną, która - według założeń - miałaby być przeznaczona w szczególności dla odbiorców ogrzewających domy energią elektryczną oraz zużywających energię do ładowania samochodów elektrycznych.
"Zmiany taryf polegają na utworzeniu odrębnej dodatkowej grupy taryfowej dla odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych, w celu stymulowania tych odbiorców do zużywania większej ilości energii elektrycznej w godzinach od 22:00 do 6:00. W porze nocnej będzie miała zastosowanie obniżona stawka opłaty zmiennej, jednakże w odniesieniu do ilości energii elektrycznej przewyższającej ilość energii elektrycznej zużytej w analogicznym okresie rozliczeniowym poprzedzającego roku" - napisano w czwartkowym komunikacie URE.
Urząd wyjaśnił, że zmiany te będą widoczne w „części dystrybucyjnej” rachunków za energię elektryczną.
W połowie grudnia prezes URE zatwierdził taryfy dla energii elektrycznej dla pięciu największych dystrybutorów energii elektrycznej na 2018 r. Średni spadek stawek opłat w dystrybucji dla wszystkich grup taryfowych wyniósł 0,8 proc.
URE zwrócił jednocześnie uwagę w czwartkowym komunikacie, że od 1 stycznia 2019 r., na mocy nowego rozporządzenia, przedsiębiorstwo energetyczne wypłaci odbiorcy bonifikatę (w ciągu 30 dni od dnia, w którym nastąpiło niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców lub parametrów jakościowych energii elektrycznej), bez konieczności składania wniosku przez klienta.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 04.01.2018 09:59
Tchórzewski nie sądzi, by zrezygnowano z budowy Ostrołęki C
04.01.2018 09:59Tchórzewski nie sądzi, by zrezygnowano z budowy Ostrołęki C
Minister zapytany przez dziennikarzy czy możliwa jest rezygnacja z budowy nowego bloku w Elektrowni Ostrołęka odpowiedział, że "nie przypuszcza".
W przetargu na budowę bloku energetycznego Ostrołęka C o mocy 1.000 MW zostały złożone trzy oferty. Najniższą ofertę o wartości 4,849 mld zł złożyła China Power Engineering, najwyższą konsorcjum Polimeksu Mostostalu i Rafako za 9,591 mld zł.
Postępowanie prowadzi spółka Elektrownia Ostrołęka, której akcjonariuszami są Energa i Enea. Bezpośrednio przed otwarciem ofert zamawiający podał kwotę w wysokości 4,803 mld zł, którą zamierza przeznaczyć na sfinansowanie zamówienia.
Cena nie stanowi jedynego kryterium oceny ofert w postępowaniu, jest tylko jednym z jego elementów.(PAP Biznes)
pel/ seb/ ana/
- 03.01.2018 16:56
Jest zgoda środowiskowa na budowę stopnia wodnego poniżej Włocławka
03.01.2018 16:56Jest zgoda środowiskowa na budowę stopnia wodnego poniżej Włocławka
Zgodnie z informacją zamieszczoną na stronie RDOŚ decyzja została wydana 29 grudnia ub.r.
Stopień ma powstać na 706-707 kilometrze Wisły w Siarzewie k. Nieszawy. Ministerstwo środowiska wyjaśniło, że w ramach inwestycji ma powstać m.in. jaz o 15 przęsłach, elektrownia wodna o mocy ok. 80 MW, śluza żeglowna z miejscami do postoju jednostek pływających i lodołamaczy, koryto obejścia stopnia (o charakterze zbliżonym do naturalnej rzeki), dwie przepławki dla ryb, czy urządzenia do spływu ryb w dół rzeki. Budowa stopnia ma ruszyć w 2020 roku i zakończyć się pięć lat później. Kosztować ma ponad 2 mld zł.
"Wprowadzenie do środowiska tak dużej inwestycji hydrotechnicznej, jaką jest stopień wodny w Siarzewie wymagało wielu uzgodnień w zakresie warunków korzystania ze środowiska, zarówno na etapie realizacji inwestycji, jak i w trakcie eksploatacji. Warunki te dotyczą przede wszystkim obowiązku zrealizowania kompensacji przyrodniczej, która pozwoli na odtworzenie utraconych siedlisk oraz miejsc bytowania gatunków zwierząt i roślin będących przedmiotami ochrony obszarów Natura 2000" - podał RDOŚ w Bydgoszczy na stronie internetowej.
Jak wyjaśniono, w ramach kompensacji przyrodniczej odtworzone mają zostać nadrzeczne łęgi (ponad 500 ha), piaszczyste wyspy śródrzeczne na powierzchni ponad 70 ha oraz starorzecze na powierzchni ponad 40 ha.
RDOŚ zapewnił, że w decyzji określono również "działania minimalizujące". Poinformowano, że dotyczą one głównie wybudowania koryta obejścia stopnia wodnego o charakterze rzeki zbliżonym do naturalnej, zapewniając możliwość migracji ryb wędrownych, w tym łososia i węgorza. Zaplanowano również budowę przepławek dla ryb i wprowadzono zakaz lokalizacji zapleczy budowy i dróg dojazdowych na terenach stref ochronnych ujęć wody.
"Decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach nadano rygor natychmiastowej wykonalności, ponieważ inwestycję należy oceniać w kategorii działań na rzecz istotnego interesu społecznego i jednocześnie ważnego interesu strony, związanego z poprawą bezpieczeństwa powszechnego. Stopień wodny Siarzewo jest obok istniejącego stopnia we Włocławku niezwykle istotnym elementem infrastruktury przeciwpowodziowej" - podkreśliła RDOŚ.
Z decyzją RDOŚ nie zgadzają się ekolodzy z Koalicji Ratujmy Rzeki. Przypominają oni, że rok temu, dla bliźniaczej inwestycji, o takich samych skutkach środowiskowych, ten sam organ odmówił uzgodnienia, powołując się na jej niezgodność z polskim i unijnym prawem.
Według aktywistów są dwa argumenty, które przemawiają przeciw tej inwestycji: brak dowodów potwierdzających potrzebę jej realizacji oraz sprzeczność z polskim i wspólnotowym prawem środowiskowym.
"Od niemal 20 lat lobbyści powtarzają, że trzeba ratować stopień Włocławek przed katastrofą budowlaną poprzez budowę nowej zapory, ok. 30 km poniżej istniejącej. Tyle, że zagrożenia stopnia Włocławek nie udowodniono w raporcie o oddziaływaniu na środowisko – dokumencie stanowiącym podstawę decyzji RDOŚ" - podkreślili ekolodzy w oświadczeniu.
Aktywiści wskazują, że poprzedni Regionalny Dyrektor wydając w styczniu 2016 r. negatywną decyzję w sprawie budowy nowego stopnia na dolnej Wiśle powołał się na znaczące negatywne oddziaływanie inwestycji na wody powierzchniowe oraz na obszary Natura 2000. "W uzasadnieniu tamtej decyzji czytamy, że w świetle obowiązującego prawa, organ nie mógł uzgodnić inwestycji. Dzień po wydaniu tej negatywnej decyzji dyrektor został zdymisjonowany" - dodano.
Zdaniem Koalicji, stopień w Siarzewie wywołuje tak nieodwracalne negatywne skutki dla kilkunastu obszarów Natura 2000, że RDOŚ nie mógł wydać zgody dla jej budowy, kiedy istnieją inne warianty, które są zdecydowanie mniej szkodliwe dla cennych obszarów przyrodniczych. Zdaniem ekologów są nimi: budowa niskiego progu piętrzącego kilka kilometrów poniżej istniejącego stopnia we Włocławku, pełna modernizacja lub jego stopniowa likwidacja.
Koalicja zapowiedziała, że złoży odwołanie na decyzję RDOŚ. Jeżeli to nie poskutkuje, skarga ma zostać złożona do Komisji Europejskiej.
Według resortu środowiska, budowa drugiego stopnia wodnego w Siarzewie jest istotna ze względu na zapewnienie bezpieczeństwa niemłodego już stopnia wodnego we Włocławku, pracuje on już ponad 40 lat. Stopień we Włocławku reguluje m.in. przepływ wody na wiślanym Zbiorniku Włocławskim, który jest największym sztucznym akwenem w Polsce. Rozciąga się on od Płocka (woj. mazowieckie) do Włocławka na długości ok. 58 km.
Ministerstwo dodawało, że nowa inwestycja przyczyni się do poprawy bezpieczeństwa przeciwpowodziowego przez ograniczenie ryzyka zatorów lodowych oraz umożliwienie prowadzenia akcji lodołamania. Przedsięwzięcie ma też ograniczyć zjawisko suszy na obszarach o najmniejszych opadach w Polsce, czyli na Kujawach.
Inwestycja ma też pomóc w przywróceniu żeglowności na Wiśle. Polska zobowiązała się doprowadzić główne szlaki wodne do IV klasy żeglowności.
Na początku 2016 roku RDOŚ w Bydgoszczy odmówił wydania zgody na realizację inwestycji w Siarzewie, o co w 2015 r. wystąpił prezydent Włocławka. Głównym powodem odmowy było nieuwzględnienie tego przedsięwzięcia w dokumentach planistycznych Dorzecza Wisły.
Wiceminister środowiska Mariusz Gajda mówił na początku 2016 roku w Sejmie, że decyzja RDOŚ "jest kontrowersyjna i wymaga szczegółowej analizy". Dodawał, że budowa drugiego stopnia na Wiśle jest niezbędna chociażby ze względów bezpieczeństwa energetycznego.
"To, że poniżej Włocławka musi powstać stopień wodny nie ulega najmniejszej wątpliwości. Analizy wykonywane ponad 20 lat temu wskazują, że dla trwałego bezpieczeństwa wodnego we Włocławku konieczna jest budowa drugiego stopnia poniżej. Najbardziej optymalną lokalizacją jest rejon Nieszawy" - mówił wtedy wiceminister. (PAP)
autor: Michał Boroń
mick/ dym/ asa/
- 03.01.2018 13:57
Bogdanka przedłuża umowę na dostawy węgla do Elektrowni Ostrołęka do końca '22
03.01.2018 13:57Bogdanka przedłuża umowę na dostawy węgla do Elektrowni Ostrołęka do końca '22
Bogdanka podała, że wartość całej umowy, obowiązującej od 1 stycznia 2011 roku do 31 grudnia 2022 roku wyniesie obecnie 1.649 mln zł netto (tj. o 23,6 proc. więcej w stosunku do wcześniejszych szacunków z 2016 r.), z czego wartość umowy w okresie 2018 – 2022 wyniesie 404 mln zł.
Uprzednio umowa obowiązywała do końca roku 2019. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 28.12.2017 13:04
W przetargu na Ostrołękę C trzy oferty od 4,85 do 9,59 mld zł, najdroższa Polimeksu i Rafako (opis)
28.12.2017 13:04W przetargu na Ostrołękę C trzy oferty od 4,85 do 9,59 mld zł, najdroższa Polimeksu i Rafako (opis)
Oferty w postępowaniu złożyli:
China Power Engineering Consulting Group Co., Ltd. – wykonawca zaoferował budowę Elektrowni Ostrołęka o parametrach określonych w ofercie za ryczałtową cenę 4 mld 849 mln 828 tys. 212 zł 18 gr brutto;
Konsorcjum: GE Power oraz Alstom Power Systems S.A.S. – wykonawca zaoferował budowę Elektrowni Ostrołęka o parametrach określonych w ofercie za ryczałtową cenę 6 mld 23 mln 34 tys. 950 zł brutto;
Konsorcjum: Polimex-Mostostal oraz Rafako – wykonawca zaoferował budowę Elektrowni Ostrołęka o parametrach określonych w ofercie za ryczałtową cenę 9 mld 591 mln 540 tys. zł brutto.
Wcześniej do złożenia ofert cenowych zaproszonych było 5 konsorcjów:
Konsorcjum China Power Engineering;
Konsorcjum Doosan, Mostostal Warszawa, Acciona;
Konsorcjum GE Power, Alstom;
Konsorcjum Mitsubishi Hitachi Power Systems;
Konsorcjum Polimex-Mostostal i Rafako.
Postępowanie prowadzi spółka Elektrownia Ostrołęka, której akcjonariuszami są Energa i Enea. Bezpośrednio przed otwarciem ofert zamawiający podał kwotę w wysokości 4,803 mld zł, którą zamierza przeznaczyć na sfinansowanie zamówienia.
"Cena nie stanowi jedynego kryterium oceny ofert w postępowaniu, jest tylko jednym z jego elementów. Zamawiający wybierze ofertę najkorzystniejszą w oparciu o kryteria zawarte w SIWZ" - powiedział Edward Siurnicki, członek zarządu Elektrownia Ostrołęka, cytowany w komunikacie prasowym Energi.
Nowy blok energetyczny opalany węglem kamiennym klasy 1.000 MW w Elektrowni Ostrołęka to wspólny projekt Energi i Enei. Obie spółki będą mieć po 50 proc. udziałów w spółce celowej Elektrownia Ostrołęka, do realizacji projektu budowy nowego bloku.
Inwestycja Ostrołęka C zlokalizowana jest na terenach położonych na pograniczu Gminy Rzekuń i Miasta Ostrołęki. Jej podstawowe parametry techniczne to Moc elektryczna ~1.000 MW brutto, zmienność obciążenia 30-103 proc., sprawność > 45 proc., dyspozycyjność > 8000 h/a, pracująca na parametrach nadkrytycznych pary.
Energia elektryczna w Ostrołęce C ma być wytwarzana przy spełnieniu obowiązujących wymagań Unii Europejskiej dotyczących ograniczenia emisji do środowiska oraz wymagań sprawnościowych
Głównym założeniem budowy bloku energetycznego w Ostrołęce jest realizacja inwestycji rentownej, która zagwarantuje satysfakcjonującą stopę zwrotu dla akcjonariuszy. Projekt zakłada otwartość na udział inwestorów finansowych i funduszy inwestycyjnych. (PAP Biznes)
pel/ pr/ osz/
- 28.12.2017 12:46
W przetargu na budowę bloku Ostrołęka C zostały złożone trzy oferty od 4,85 do 9,59 mld zł
28.12.2017 12:46W przetargu na budowę bloku Ostrołęka C zostały złożone trzy oferty od 4,85 do 9,59 mld zł
"W czwartek komisja przetargowa otworzyła koperty z ofertami. Mamy trzech oferentów: oferta China Power Engineering za 4,849 mld zł, GE Power 6,023 mld zł i konsorcjum Polimeksu Mostostalu za 9,591 mld zł" - powiedział PAP Biznes Kasprzyk.
Nowy blok energetyczny opalany węglem kamiennym klasy 1.000 MW w Elektrowni Ostrołęka to wspólny projekt Energi i Enei. Obie spółki będą mieć po 50 proc. udziałów w spółce celowej Elektrownia Ostrołęka, do realizacji projektu budowy nowego bloku. (PAP Biznes)
pel/ pr/ osz/
- 27.12.2017 09:20
ME modyfikuje rozporządzenie ws taryfy nocnej, zmienia zasady korzystania
27.12.2017 09:20ME modyfikuje rozporządzenie ws taryfy nocnej, zmienia zasady korzystania
"Ministerstwo Energii zaproponowało innowacyjną taryfę z niższymi cenami i stawkami opłat dystrybucyjnych dla energii dostarczanej w godzinach 22:00 – 6:00. Jednak niższe stawki obowiązują wyłącznie odnośnie wolumenu energii elektrycznej powyżej zużycia w analogicznym okresie poprzedniego roku" - napisano w osr najnowszej wersji.
Jak podaje ME opłaty za usługę dystrybucji naliczane od energii elektrycznej zużywanej przez odbiorcę w pozostałam zakresie, będą kalkulowane na takich zasadach jak dla odbiorcy energii korzystającego z jednostrefowego systemu rozliczeń za energię (grupa G11). Ta taryfa powinna zachęcić do korzystania z ogrzewania elektrycznego odbiorców, którzy nie chcą korzystać z taryf dwustrefowych.
W pierwotnej wersji Ministerstwo Energii zaproponowało taryfę z niższymi cenami i stawkami opłat dystrybucyjnych dla energii dostarczanej w godzinach 23:00 – 7:00, bez warunku wolumenu zużycia energii. (PAP Biznes)
map/ jtt/
- 19.12.2017 19:38
Rozstrzygnięcie przetargu na budowę bloku w Ostrołęce na początku '18 - prezes Enei (opis)
19.12.2017 19:38Rozstrzygnięcie przetargu na budowę bloku w Ostrołęce na początku '18 - prezes Enei (opis)
"Do końca roku czekamy na oferty od wykonawców. Jak najszybciej chcemy je ewaluować. Chcielibyśmy rozstrzygnąć przetarg na początku przyszłego roku. Możliwe, że w styczniu, w zależności od liczby złożonych ofert" - powiedział dziennikarzom prezes Kowalik.
Enea i Energa, które mają wspólnie realizować inwestycję, prowadzą prace nad modelem finansowym.
„Pracujemy nad modelem finansowym, by ta inwestycja była jak najbardziej opłacalna dla obu grup” - powiedział prezes Enei.
„Liczymy na dobre oferty, bo ekonomia projektu jest zależna też od capeksu i od tego jaki będzie tenor aukcji w rynku mocy. Spinamy ten projekt, rozmawiamy z instytucjami finansowymi, które są zainteresowane strukturyzowaniem, finansowaniem. Jesteśmy dobrej myśli” - dodał Kowalik.
Pytany, czy w projekt zaangażować może się PFR, odpowiedział: „Każda ewentualność może być brana pod uwagę. Będziemy prowadzić rozmowy po tym, jak otrzymamy oferty od wykonawców. Teraz jest tylko wyrażenie woli przystąpienia do rozmów”.
Dodał, że w pierwszej kolejności grupy będą prowadzić rozmowy z krajowymi instytucjami, ale zgłaszają się też zagraniczne instytucje.
Kowalik wskazał, że finalna decyzja inwestycyjna co do budowy wymagać będzie zgód korporacyjnych.
„Ustawę o rynku mocy już mamy. Teraz jest kwestia notyfikacji. Jak będzie notyfikacja, to będziemy mogli pewne przybliżenia odnośnie naszego zachowania na rynku mocy założyć” - powiedział prezes Enei.
Minister energii, Krzysztof Tchórzewski, pytany o sposób finansowania inwestycji w Ostrołęce, odpowiedział: „Są zaangażowane dwie firmy energetyczne i mogą to budować w ramach swojego budżetu, na bilansie”.
Pytany, czy do projektu mogą dołączyć kolejne podmioty, np. instytucje finansowe, odpowiedział: „Od nich (Enei i Energi – PAP Biznes) zależy kogo ewentualnie wprowadzą”.
Dodał, że jeśli rozstrzygnięcia w Komisji Europejskiej będą korzystne, to „te inwestycje staną się naprawdę rentowne, będą chętni do finansowania”.(PAP Biznes)
pel/ jtt/
- 15.12.2017 12:52
Średni wzrost cen energii w obrocie w nowej taryfie G wynosi ok. 0,5 proc. - URE (opis)
15.12.2017 12:52Średni wzrost cen energii w obrocie w nowej taryfie G wynosi ok. 0,5 proc. - URE (opis)
Prezes URE zatwierdził także taryfy dla energii elektrycznej dla Operatora Systemu Przesyłowego (PSE) oraz pięciu największych dystrybutorów energii elektrycznej; tj. PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja, Enea Operator, Energa Operator oraz innogy Stoen Operator.
Średni spadek stawek opłat w dystrybucji dla wszystkich grup taryfowych wynosi 0,8 proc.
"Wynika to przede wszystkim z obniżenia ustalonej przez prezesa URE stawki opłaty OZE, która na 2018 rok wynosi 0,00 zł/MWh" - napisano w komunikacie prasowym.
"Oczekiwania przedsiębiorstw w zakresie planowanych kosztów we wnioskach taryfowych były zdecydowanie wyższe niż ostatecznie uznane w taryfie przez prezesa URE jako uzasadnione" - dodano.
Poniżej procentowe zestawienia zmiany płatności dla odbiorców w grupach taryfowych G:
OSD/Sprzedawca z urzędu Zmiana Zmiana Zmiana Łączna zmiana rachunku Łączna zmiana rachunku średniej stawki śr. stawki w dystr. średniej ceny w obrocie w grupie G11 w grupie G12 w dystrybucji ogółem w grupach G % (sprzedawców z urzędu) przy śr. zużyciu 1790 kWh przy śr. zużyciu 3388 kWh % dla grup G % % % ENEA Operator/ Enea -1,1 -0,7 0,3 -0,2 -0,3 Energa Operator/Energa Obrót -1,8 -1,1 0,3 -0,35 -0,5 PGE Dystrybucja/PGE Obrót -0,4 -0,3 0,5 od -0,1 do 1,5 od -2,5 do 0,25 Tauron Dystrybucja/ Tauron Sprzedaż -0,2 0,15 0,8* od -0,2 do 0,95 od -0,4 do -0,1 innogy Stoen Operator ** -2,9 -2,2 ** ** ** RAZEM -0,8 -0,5 0,5*** * Skutki tylko dla odbiorców Tauron Sprzedaż (Tauron Sprzedaż GZE nie przedkłada taryfy do zatwierdzenia)
** Przedsiębiorstwo obrotu innogy Polska nie przedkłada taryfy do zatwierdzenia
*** Średnia nie obejmuje Tauron Sprzedaż GZE oraz innogy Polska
Poniżej kwotowe zestawienia zmiany płatności dla odbiorców w grupach taryfowych G:
OSD / Sprzedawca z urzędu Łączna zmiana Łączna zmiana rachunku w G11 rachunku w G12 przy śr. zużyciu 1790 kWh przy śr. zużyciu 3388 kWh [zł/miesiąc] [zł/miesiąc] Enea Operator/ Enea -0,13 -0,36 Energa Operator/Energa Obrót -0,29 -0,75 PGE Dystrybucja / PGE Obrót od -0,07 do 1,16 od -3,47 do 0,33 Tauron Dystrybucja/ Tauron Sprzedaż od -0,17 do 0,68 od -0,1 do -0,47 URE podał, że dla PGE i Tauronu łączne skutki dla odbiorców w grupach G11 i G12 podano w przedziałach ze względu na istniejące jeszcze zróżnicowanie cen i stawek opłat w poszczególnych obszarach. W odniesieniu do innogy Stoen Operator, w dystrybucji nastąpi spadek płatności grupie G11 przy średnim zużyciu 1790 kWh rocznie o 2,1 proc., tj. 0,73 zł/m-c. Natomiast w grupie G12 przy średnim zużyciu 3388 kWh rocznie spadek wyniesie 2,7 proc., tj. o 1,3 zł/m-c.(PAP Biznes)
pel/ ana/
- 15.12.2017 12:16
Średni wzrost cen energii w obrocie w nowej taryfie G wynosi ok. 0,5 proc. - URE
15.12.2017 12:16Średni wzrost cen energii w obrocie w nowej taryfie G wynosi ok. 0,5 proc. - URE
Prezes URE zatwierdził także taryfy dla energii elektrycznej dla Operatora Systemu Przesyłowego (PSE) oraz pięciu największych dystrybutorów energii elektrycznej; tj. PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja, Enea Operator, Energa Operator oraz innogy Stoen Operator.
Średni spadek stawek opłat w dystrybucji dla wszystkich grup taryfowych wynosi 0,8 proc.
"Wynika to przede wszystkim z obniżenia ustalonej przez prezesa URE stawki opłaty OZE, która na 2018 rok wynosi 0,00 zł/MWh" - napisano w komunikacie prasowym.
"Oczekiwania przedsiębiorstw w zakresie planowanych kosztów we wnioskach taryfowych były zdecydowanie wyższe niż ostatecznie uznane w taryfie przez prezesa URE jako uzasadnione" - dodano. (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 13.12.2017 12:41
Energa ma nadzieję, że EBITDA na koniec '17 będzie nie gorsza niż w '16
13.12.2017 12:41Energa ma nadzieję, że EBITDA na koniec '17 będzie nie gorsza niż w '16
"Mamy nadzieję, że nasz wynik EBITDA na koniec 2017 roku będzie nie gorszy niż w 2016 roku. Do końca roku zostało nam jeszcze kilkanaście dni, więc za wcześnie mówić, jaki będzie nasz ostateczny wynik" - powiedział PAP Biznes wiceprezes Kościelniak.
Z konsensusu PAP wynika, że analitycy oczekują na koniec 2017 roku wyniku EBITDA Energi na poziomie 2,03 mld zł, a ich oczekiwania wahają się w przedziale 1,83-2,08 mld zł.
"Oczekiwania analityków są trochę rozbudzone. Trudno mi obecnie wyrokować, czy będziemy w stanie osiągnąć konsensus" - powiedział Kościelniak.
Po trzech kwartałach 2017 r. przychody grupy Energa wyniosły 7,72 mld zł (wzrost o 5 proc. rdr), EBITDA 1,64 mld zł (wzrost o 7 proc. rdr), a zysk netto jednostki dominującej 552 mln zł wobec 71 mln zł zysku przed rokiem.
W 2016 roku EBITDA Energi wyniosła 2,027 mld zł.
"W drugiej połowie stycznia, prawdopodobnie po 20 stycznia, przedstawimy wstępne wyniki finansowe za 2017 rok" - powiedział wiceprezes Energi. (PAP Biznes)
pr/ osz/
- 08.12.2017 19:12
Energa-Operator wniosła pozew wzajemny przeciwko spółkom Arcus oraz T-matic Systems
08.12.2017 19:12Energa-Operator wniosła pozew wzajemny przeciwko spółkom Arcus oraz T-matic Systems
Pozew - jak podano - został wniesiony "tytułem naprawienia rzekomej szkody poniesionej przez Energę w związku z zawarciem i realizacją przez powodów na rzecz Energi kilku umów realizacyjnych na dostawę oprogramowania i uruchomienie infrastruktury licznikowej.
"Na ogólną sumę dochodzonego pozwem wzajemnym roszczenia kwota 156.060.200 zł obejmuje wysokość kar umownych naliczonych przez Energę z kilku niezależnych od siebie tytułów" - podano w komunikacie.
Arcus poinformował, że wniesienie przez Energę pozwu wzajemnego nastąpiło w związku z wcześniejszym powództwem odszkodowawczym Arcusa i T-matic Systems przeciwko Enerdze i stanowi kolejny element "wielopłaszczyznowego" sporu prawnego powstałego między stronami.
25 września Arcus informował o wniesieniu do Sądu Okręgowego w Gdańsku pozwu przeciwko Energa-Operator S.A., w którym emitent oraz T-matic Systems S.A. dochodzą łącznie od Energi zapłaty kwoty 174,1 mln zł z odsetkami "tytułem naprawienia szkody poniesionej w następstwie bezprawnego i zawinionego popełnienia przez Energę czynu niedozwolonego/czynu nieuczciwej konkurencji".
3 października Arcus podał, że - z uwagi na ograniczenie dostępu do finansowania zewnętrznego ze względu na spór z Energa-Operator SA - podjął decyzję o rozpoczęciu przeglądu opcji strategicznych we wszystkich obszarach działalności.
Arcus jest dostawcą rozwiązań oraz zintegrowanych systemów zarządzania dokumentem i korespondencją masową. (PAP Biznes)
sar/ osz/
- 08.12.2017 09:20
Po '20 r. energetyka nie będzie miała miejsca, by zwiększyć zadłużenie pod duże inwestycje - Fitch (wywiad)
08.12.2017 09:20Po '20 r. energetyka nie będzie miała miejsca, by zwiększyć zadłużenie pod duże inwestycje - Fitch (wywiad)
"Po 2020 roku cztery spółki energetyczne nie będą miały miejsca, by zwiększyć zadłużenie w celu sfinansowania dużych projektów inwestycyjnych" - powiedział PAP Biznes Arkadiusz Wicik, dyrektor Fitch.
Tauron i Enea mają już dźwignię finansową netto opartą na przepływach środków z działalności operacyjnej FFO na poziomie bliskim maksymalnemu dla obecnych ratingów (BBB z perspektywą stabilną). Dla Tauronu to 3,5x, dla Enei 3,0x.
"Nie przewidujemy przekroczenia tego poziomu w najbliższych 2-3 latach" - powiedział dyrektor.
Fitch szacuje, że niektóre koncerny, np. PGE mogą jeszcze zwiększyć zadłużenie w ramach obecnych ratingów.
W przypadku PGE, której aktualny rating Fitcha wynosi BBB+ z perspektywą stabilną, dźwignia wynosi poniżej 2,0x.
"Zakładamy stopniowy wzrost zadłużenia PGE w związku z planowanymi nakładami inwestycyjnymi. Po przejęciu aktywów EDF dźwignia PGE jest wyższa, ale poprawił się nieco profil biznesowy spółki. Grupa kupiła całkiem dobre aktywa, pasującego do jej portfela, z segmentu quasi-regulowanego, bo w sektorze ciepłownictwa cash flow jest bardziej przewidywalny. Generalnie pozytywnie oceniamy rosnące znaczenie ciepłownictwa w PGE" - powiedział dyrektor.
"Przestrzeń do zaciągania długu przez PGE zmniejszy się jednak w ciągu najbliższych 2-3 lat. Zakładamy, że do 2020 roku PGE osiągnie maksymalny poziom dźwigni finansowej opartej na FFO dla ratingu BBB+, czyli 3,0x" - powiedział Wicik.
Poinformował, że Energa (rating BBB z perspektywą stabilną) ma dźwignię około 2,5x, a może ją zwiększyć do 3,5x, gdyż - podobnie jak Tauron - ma wysoki udział bardziej stabilnego segmentu dystrybucji.
"Wysoki CAPEX spowoduje negatywny cash flow i wzrost dźwigni Energi do poziomu około 3,2x w 2018 i 2019 roku. Pytanie, co z inwestycją w Ostrołęce. Naszym zdaniem, jest ona uzależniona od kształtu rynku mocy" - powiedział dyrektor Fitch.
W jego opinii, od realizacji projektu budowy nowego bloku w Elektrowni Ostrołęka zależeć będzie kwestia wypłaty dywidendy przez Eneę i Energę.
"Jeśli projekt będzie realizowany, nie spodziewamy się, by te spółki wypłacały dywidendę w najbliższych latach. Nie spodziewamy się dywidend z PGE i Tauronu, zgodnie z zapisami w strategiach grup" - powiedział.
Fitch nie przewiduje w 2018 roku dużych transakcji przejęć i fuzji w branży energetycznej w Polsce.
OK. 33 MLD ZŁ NOWEGO DŁUGU W SEKTORZE ENERGETYCZNO-PALIWOWYM DO '20
Agencja ratingowa Fitch szacuje, że sześć spółek energetyczno-paliwowych: PGE, Tauron, Enea, Energa, PGNiG i PKN Orlen, do 2020 roku będą musiały pozyskać ok. 33 mld zł długu, z czego 17 mld zł dotyczyć będzie refinansowania istniejącego zadłużenia.
"Myślę, że nie powinno być problemu ze znalezieniem inwestorów i kredytodawców, jeśli nie będzie jakiegoś załamania na rynkach finansowych. Szacujemy, że spółki będą musiały pozyskać 16 mld zł nowego długu na inwestycje. Pomimo wyzwań spółki są dobrze oceniane, mają ratingi od BBB+ do BBB-, czyli jedne z najwyższych w polskiej gospodarce. Myślę, że spółki będą kontynuować dywersyfikację i sięgać po środki zarówno w Polsce, jak i za granicą, np. z EBI, czy EBOiR-u i polskich banków. Możliwe są też kolejne emisje euroobligacji i obligacji na rynku krajowym" - powiedział dyrektor Fitch.
Poinformował, że ciekawą opcją dla spółek z dużymi programami inwestycyjnymi są obligacje hybrydowe.
"To jednak droższy sposób finansowania, więc zawsze jest pytanie, czy jest potrzeba ich emisji w celu poprawy bilansu. Pierwsze dwie emisje hybryd w polskim sektorze energetycznym (Tauronu i Energi) i zarówno pierwsze w całym sektorze przedsiębiorstw, były prywatne, skierowane do Europejskiego Banku Inwestycyjnego, ale możliwe są też emisje publiczne" - dodał Wicik.
STABILNA PERSPEKTYWA DLA POLSKIEJ ENERGETYKI
Agencja Fitch ocenia, że perspektywa dla polskiej energetyki jest stabilna.
"Rentowność wytwarzania energii ze źródeł konwencjonalnych jest pod presją, ale reakcja spółek i ich sytuacja finansowa powodują, że nasza perspektywa dla sektora energetycznego w Polsce jest stabilna, podobnie jak w całym regionie Europy Centralnej" - powiedział Arkadiusz Wicik.
Wskazał, że w perspektywie krótko- i średnioterminowej szansą na poprawę rentowności wytwarzania jest rynek mocy.
"Jest w budowie kilka dużych projektów wytwórczych opartych na węglu, które - przy obecnych cenach hurtowych energii, cenach CO2 i węgla - nie tylko nie mogłyby być rentowne, ale i ciężko byłoby spłacać zadłużenie z przepływów z takich projektów. Rynek mocy będzie kluczowy, bo może pozwolić elektrowniom węglowym, zwłaszcza nowym mocom wytwórczym, na uzyskanie rentowności w długim terminie" - powiedział Wicik.
"Wyzwaniem dla całego sektora jest kwestia rentowności farm wiatrowych w świetle niskich cen zielonych certyfikatów. Potencjalnym ryzykiem dla branży są przyszłe ceny CO2" - dodał dyrektor.
Jego zdaniem, Ostrołęka C może być ostatnią budowaną w Polsce elektrownią węglową.
"Pytanie, w jakich technologiach budowane będą kolejne moce: czy będzie to atom, czy może farmy wiatrowe na morzu. (...) Nie wiemy jak miałoby wyglądać finansowanie elektrowni atomowej, ale wydaje się, że projekty wiatrowe na morzu byłoby spółkom łatwiej sfinansować. Ostatnie doświadczenia z budową elektrowni atomowych w Europie też nie są pozytywne, są duże opóźnienia i przekroczenia budżetu" - powiedział Wicik.
"Zakładamy, że jeśli zapadnie decyzja o budowie elektrowni jądrowej, spółki podejmą się takiej inwestycji tylko, jeśli otrzymają jakieś wsparcie, np. w postaci rynku mocy albo kontraktów różnicowych dla tej technologii. Bez takiego wsparcia taki projekt byłby nieopłacalny przy obecnych cenach energii" - dodał.
Stabilną perspektywę na 2018 rok Fitch utrzymał też dla sektora energetycznego w całej Europie.
"Przez lata wyniki dużych europejskich koncernów spadały, zwłaszcza w segmencie wytwarzania. Wydaje się, że dno zostało osiągnięte i można się spodziewać znowu wzrostów. Wzrost gospodarczy w Europie służy popytowi na energię. Regulacje dla sektora dystrybucji są relatywnie stabilne. Generalnie wyłania się z tego stabilny obraz, jedynie w Wielkiej Brytanii widzimy wiele wyzwań, zwłaszcza w segmencie sprzedaży" - powiedział PAP Biznes Josef Pospisil, szef europejskiego działu energetycznego Fitch Ratings.
Anna Pełka (PAP Biznes)
pel/ asa/
- 07.12.2017 11:42
DZIEŃ NA GPW: Spółki energetyczne mocno rosną po uchwaleniu ustawy o rynku mocy
07.12.2017 11:42DZIEŃ NA GPW: Spółki energetyczne mocno rosną po uchwaleniu ustawy o rynku mocy
W środę Sejm uchwalił ustawę o rynku mocy, czyli mechanizmie wsparcia dla koncernów energetycznych w zamian za gotowość do zaoferowania - w razie potrzeby - określonych mocy elektrowni.
Zdaniem analityka DM mBanku, Kamila Kliszcza, decyzja Sejmu była oczekiwana, w związku z czym jej wpływ na rynek jest ograniczony. Zgodnie z intencją Ministerstwa Energii budżet płatności mocowych ma sięgać 4 mld zł, ale będzie to neutralizowane likwidacją mechanizmu ORM i spadkiem cen hurtowych.
„W naszym ostatnim raporcie szacowaliśmy efekt netto dla spółek giełdowych na około 1,7 mld zł. Kluczowe będą jednak finalne parametry przyszłorocznych aukcji (cena za moc, popyt z PSE) oraz podział aktywów na stare, modernizowane i nowe, co wpłynie na wysokość i okres płatności w poszczególnych Grupach (będzie mieć to znaczenie, gdyż prawdopodobnie cena na pierwszej aukcji będzie najwyższa)” – napisał Kliszcz w raporcie porannym DM mBanku.
"W relacji do kapitalizacji największy wpływ rynek mocy może mieć na Eneę, Tauron i ZE PAK, ale dopiero wyniki aukcji będą dawały podstawy do wiarygodnych kalkulacji" – dodał.
Analityk Ipopema Securities, Robert Maj ocenia, że najbardziej na nowej ustawie skorzysta Enea, a w drugiej kolejności Tauron i PGE.
"Generalnie podtrzymujemy naszą pozytywną ocenę sektora energetycznego w Polsce w kontekście ustawy o rynku mocy i spodziewanego wzrostu cen energii, który - naszym zdaniem - jest niedoszacowany przez rynkowy konsensus. Według naszych wyliczeń Enea najbardziej korzysta na nowej ustawie, a w drugiej kolejności Tauron i PGE (pod względem wpływu na akcję)" - napisał analityk Ipopema Securities Robert Maj w porannym raporcie.
Oferty na wysokość oczekiwanego wynagrodzenia za moc będą wyłaniane w aukcjach, które zaczną się w grudniu 2018 r. Wyjątkowo odbędą się wtedy trzy aukcje - na moc w latach 2021, 2022, 2023. Pierwsze płatności będą od 2021 r. Według pierwszych szacunków rynek mocy miałby kosztować ok. 4 mld zł rocznie.
Akcje PGE o godzinie 11.35 rosną o 5,7 proc., Tauronu - o 4,2 proc., Enei - o 6,7 proc., Energi - o 5,0 proc., ZE PAK - o 3,7 proc. (PAP Biznes)
rec/ asa/
- 07.12.2017 09:53
Enea może najbardziej skorzystać na rynku mocy - Ipopema (opinia)
07.12.2017 09:53Enea może najbardziej skorzystać na rynku mocy - Ipopema (opinia)
W środę Sejm uchwalił ustawę o rynku mocy, czyli mechanizmie wsparcia dla koncernów energetycznych w zamian za gotowość do zaoferowania - w razie potrzeby - określonych mocy elektrowni.
"Generalnie podtrzymujemy naszą pozytywną ocenę sektora energetycznego w Polsce w kontekście ustawy o rynku mocy i spodziewanego wzrostu cen energii, który - naszym zdaniem - jest niedoszacowany przez rynkowy konsensus. Według naszych wyliczeń Enea najbardziej korzysta na nowej ustawie, a w drugiej kolejności Tauron i PGE (pod względem wpływu na akcję)" - napisał analityk Ipopema Securities Robert Maj, w porannym raporcie.
Oferty na wysokość oczekiwanego wynagrodzenia za moc będą wyłaniane w aukcjach, które zaczną się w grudniu 2018 r. Wyjątkowo odbędą się wtedy trzy aukcje - na moc w latach 2021, 2022, 2023. Pierwsze płatności będą od 2021 r. Według pierwszych szacunków rynek mocy miałby kosztować ok. 4 mld zł rocznie.
Analityk uwzględnia w swojej wycenie 50 proc. przyszłych zysków wynikających z rynku mocy. Skoryguje swoje założenia, gdy znane będą wyniki aukcji.
"Jednocześnie zakładamy, że zlikwidowany zostanie przez regulatora mechanizm ORM (operacyjnej rezerwy mocy - przyp. PAP Biznes)" - napisał Maj.
Analityk Ipopema Securities wskazał, że zakładał w wycenach, iż w aukcjach będą trzy koszyki: na moce nowe, modernizowane i istniejące. Okazuje się jednak, że będzie tylko jeden koszyk, co - zdaniem analityka - oznaczałoby wyższą presję na osiągane ceny.
Wpływ rynku mocy na akcję wg szacunków Ipopema Securities:
Wpływ netto 50 proc. wpływu netto (zł/akcję) (scenariusz bazowy) PGE 1,15 0,58 Tauron 3,65 1,82 Enea 7,36 3,69 Energa 0,75 0,38 ZEPAK -4,34 -2,12 (PAP Biznes)
pel/ osz/
- 05.12.2017 14:26
Blok w El. Ostrołęka może być finansowany z bilansu i z innych źródeł, raczej krajowych (opis)
05.12.2017 14:26Blok w El. Ostrołęka może być finansowany z bilansu i z innych źródeł, raczej krajowych (opis)
"Za wcześnie mówić o strukturze finansowania dla projektu budowy bloku w Elektrowni Ostrołęka. Mamy ciekawe propozycje ze strony polskiego rynku kapitałowego, ministra energii, BGK” - powiedział Jacek Kościelniak podczas konferencji agencji Fitch nt. perspektyw dla sektora energetycznego.
"Myślę, że część inwestycji będzie finansowana z bilansu, część z innych źródeł, raczej krajowych niż zagranicznych. Dyskutujemy z naszym partnerem dla tego projektu – Eneą. Czekamy na rynek mocy” - dodał.
Poinformował, że spółki powinny zdecydować o strukturze finansowania inwestycji do końca następnego kwartału. Obecnie czekają na oferty od konsorcjów wykonawców.
"Będziemy się starali, by sfinansować inwestycje w Ostrołęce maksymalnie ile się da z naszego bilansu, biorąc pod uwagę kowenanty, bo z przepływami finansowymi nie mamy problemu" - powiedział Kościelniak dziennikarzom.
Pytany o potencjalny udział w tej inwestycji banku BGK, odpowiedział: " BGK zrobił program emisyjny dla Tauronu. Prowadzimy z nim rozmowy"
Nowy blok energetyczny opalany węglem kamiennym klasy 1.000 MW w Elektrowni Ostrołęka to wspólny projekt Energi i Enei. Obie spółki będą mieć po 50 proc. udziałów w spółce celowej Elektrownia Ostrołęka, do realizacji projektu budowy nowego bloku. (PAP Biznes)
pel/ seb/ ana/
- 05.12.2017 13:27
Blok w El. Ostrołęka może być finansowany z bilansu i z innych źródeł, raczej krajowych
05.12.2017 13:27Blok w El. Ostrołęka może być finansowany z bilansu i z innych źródeł, raczej krajowych
"Za wcześnie mówić o strukturze finansowania dla projektu budowy bloku w Elektrowni Ostrołęka. Mamy ciekawe propozycje ze strony polskiego rynku kapitałowego, ministra energii, BGK” - powiedział Jacek Kościelniak podczas konferencji agencji Fitch nt. perspektyw dla sektora energetycznego.
"Myślę, że część inwestycji będzie finansowana z bilansu, część z innych źródeł, raczej krajowych niż zagranicznych. Dyskutujemy z naszym partnerem dla tego projektu – Eneą. Czekamy na rynek mocy” - dodał.
Poinformował, że spółki powinny zdecydować o strukturze finansowania inwestycji do końca następnego kwartału. Obecnie czekają na oferty od konsorcjów wykonawców.
Nowy blok energetyczny opalany węglem kamiennym klasy 1.000 MW w Elektrowni Ostrołęka to wspólny projekt Energi i Enei. Obie spółki będą mieć po 50 proc. udziałów w spółce celowej Elektrownia Ostrołęka, do realizacji projektu budowy nowego bloku. (PAP Biznes)
pel/ seb/
- 05.12.2017 11:35
Polska energetyka, PGNiG i Orlen będą musiały pozyskać 33 mld zł długu do ‘20 - Fitch
05.12.2017 11:35Polska energetyka, PGNiG i Orlen będą musiały pozyskać 33 mld zł długu do ‘20 - Fitch
„Zakładamy, że do 2020 roku sześć spółek energetycznych w Polsce będzie musiało pozyskać 33 mld zł nowego długu, z czego 17 mld zł będzie przeznaczone na refinansowanie zadłużenia” - powiedział Galbarczyk podczas konferencji Fitch dot. perspektyw dla sektora.
W efekcie zadłużenie brutto tych spółek wzrośnie do 2020 roku do 60 mld zł.
Galbarczyk poinformował, że chodzi o sześć spółek, dla których Fitch wydaje ratingi: PGE, Eneę, Energę, Tauron, PGNiG i PKN Orlen.
Ocenił, że z tych spółek największy wzrost zadłużenia dotyczyć będzie PGE i PGNiG. (PAP Biznes)
pel/ ana/
- 01.12.2017 14:15
DM mBanku dokonał zmian w rekomendacjach lub cenach docelowych dla 20 spółek
01.12.2017 14:15DM mBanku dokonał zmian w rekomendacjach lub cenach docelowych dla 20 spółek
nowa poprzednia cena waluta rekomendacja rekomendacja docelowa Asseco Poland trzymaj redukuj 44 PLN BZ WBK trzymaj akumuluj 377,87 PLN CCC kupuj akumuluj 292 PLN CEZ akumuluj akumuluj 548,6 CZK Enea trzymaj trzymaj 12,82 PLN Energa kupuj akumuluj 14,81 PLN Eurocash kupuj kupuj 38,3 PLN Grupa Azoty trzymaj trzymaj 78,52 PLN ING BSK sprzedaj redukuj 152,39 PLN Jeronimo Martins trzymaj akumuluj 17,1 EUR Kernel akumuluj akumuluj 57,2 PLN Komercni Banka kupuj akumuluj 1111 CZK LPP trzymaj trzymaj 8200 PLN OTP Bank akumuluj trzymaj 10901 HUF PBKM akumuluj akumuluj 71 PLN PGE akumuluj trzymaj 13,2 PLN PGNiG kupuj kupuj 7,73 PLN PKO BP sprzedaj redukuj 31,2 PLN Tauron trzymaj trzymaj 3,23 PLN TXM kupuj kupuj 5,74 PLN (PAP Biznes)
seb/ mj/ ana/
- 01.12.2017 10:07
Za ponad 2 mld zł powstanie druga zapora wraz z elektrownią wodną na Wiśle
01.12.2017 10:07Za ponad 2 mld zł powstanie druga zapora wraz z elektrownią wodną na Wiśle
W piątek porozumienie ws. budowy stopnia wodnego Siarzewo podpiszą przedstawiciele ministerstw: środowiska, energii, gospodarki wodnej i żeglugi śródlądowej.
Na mocy porozumienia zostanie powołany Komitet Sterujący, do którego zadań będzie należała m.in. koordynacja realizacji przedsięwzięcia, wsparcie podmiotów zaangażowanych w jego wykonanie oraz sprawowanie nadzoru nad tą inwestycją.
Stopień powstanie na 706-707 kilometrze Wisły w Siarzewie k. Nieszawy. Ministerstwo wyjaśniło, że w ramach inwestycji ma powstać m.in. jaz o 15 przęsłach, elektrownia wodna o mocy ok. 80 MW, śluza żeglowna z miejscami do postoju jednostek pływających i lodołamaczy, koryto obejścia stopnia (o charakterze zbliżonym do naturalnej rzeki), dwie przepławki dla ryb, czy urządzenia do spływu ryb w dół rzeki.
Resort zwraca uwagę, że budowa drugiego stopnia wodnego w Siarzewie jest niezwykle istotna ze względu na zapewnienie bezpieczeństwa niemłodego już stopnia wodnego we Włocławku, pracuje on już ponad 40 lat. Stopień we Włocławku reguluje m.in. przepływ wody na wiślanym Zbiorniku Włocławskim, który jest największym sztucznym akwenem w Polsce. Rozciąga się on od Płocka (woj. mazowieckie) do Włocławka na długości ok. 58 km.
Ministerstwo dodało, że nowa inwestycja przyczyni się do poprawy bezpieczeństwa przeciwpowodziowego przez ograniczenie ryzyka zatorów lodowych oraz umożliwienie prowadzenia akcji lodołamania. Przedsięwzięcie ma też ograniczyć zjawisko suszy na obszarach o najmniejszych opadach w Polsce, czyli na Kujawach.
Inwestycja ma też pomóc w przywróceniu żeglowności na Wiśle. Polska zobowiązała się doprowadzić główne szlaki wodne do IV klasy żeglowności, pozwalając na żeglugę statkom i barkom o zanurzeniu do 250 cm przez 240 dni w roku. Jest to konsekwencja przystąpienia przez Polskę do Konwencji AGN (Porozumienia w Sprawie Głównych Śródlądowych Dróg Wodnych o Międzynarodowym Znaczeniu).
Zgodnie z harmonogramem do końca 2019 roku planowane jest uzyskanie wszystkich niezbędnych decyzji administracyjnych. Budowa stopnia Siarzewo ruszyć ma w 2020 r., a zakończyć w 2025 roku.
Aktualnie trwa procedura wydawania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach realizacji przedsięwzięcia.(PAP)
autor: Michał Boroń
edytor: Dorota Skrobisz
mick/ skr/ maro/ osz/
- 22.11.2017 14:37
DM BZ WBK podniósł rekomendacje dla czterech grup energetycznych
22.11.2017 14:37DM BZ WBK podniósł rekomendacje dla czterech grup energetycznych
Cena docelowa akcji PGE została ustalona na 14 zł, Energi na 13,6 zł, Enei na 12 zł, a Tauronu na 3,40 zł.
"Jak na razie sektorowi sprzyjają zarówno polska gospodarka, jak i Ministerstwo Energii. Solidne odczyty PKB wywołały duży wzrost wolumenów produkcji i dystrybucji, a zgoda na powrót do wypłacania dywidend (i cisza w sprawie opodatkowania kapitału) sprawiła, że akcje polskich spółek energetycznych nabrały atrakcyjności. Duże zyski EBITDA za rok 2017 i spodziewana w 2018P stabilizacja wyników rdr prowadzą do bardzo korzystnych wycen porównawczych; potencjał wzrostu kursu akcji jest dwucyfrowy we wszystkich przypadkach" - napisano w raporcie.
"Sądzimy, że w 2018 r. z największą uwagą należy obserwować spółki PGE i Enea. Finalizacja przejęcia przez PGE będzie poprawiać wyniki kwartalne spółki przez cały rok, a rychła aktualizacja jej strategii może potencjalnie wskazać na dodatkowy potencjał wzrostu. W przypadku Enei obawiamy się natomiast, że rynek może zawyżać wolumeny produkcji w Kozienicach, a rzeczywiste wyniki spółki w kolejnych kwartałach mogą znacznie rozmijać się z konsensusem. W świetle potencjału wzrostowego opartego na fundamentach i spodziewanych wzrostach zysku EBITDA, naszym zdaniem należy stawiać raczej na PGE i Energę niż na Tauron i Eneę" - dodali analitycy DM BZ WBK. (PAP Biznes)
pr/ ana/
- 16.11.2017 08:14
ME proponuje niższe taryfy na prąd dla energii dostarczanej w godz. 23.00-07.00
16.11.2017 08:14ME proponuje niższe taryfy na prąd dla energii dostarczanej w godz. 23.00-07.00
"Ministerstwo Energii zaproponowało innowacyjną taryfę z niższymi cenami i stawkami opłat dystrybucyjnych dla energii dostarczanej w godzinach 23.00–7.00. Właściciele i użytkownicy pomieszczeń ogrzewanych energią elektryczną będą mogli wybrać dodatkową taryfę obowiązującą w godzinach 23.00-7.00 z niższymi stawkami opłat. To jeden z czynników zachęcających do zmiany sposobu ogrzewania z opartego na kotle węglowym na ogrzewania elektryczne" - napisano w projekcie.
Z rozporządzenia wynika, że opłaty za będą kalkulowane na takich zasadach jak dla odbiorcy energii korzystającego z jednostrefowego systemu rozliczeń za energię (grupa G11). Ta taryfa powinna zachęcić do korzystanie z ogrzewania elektrycznego odbiorców, którzy nie chcą korzystać z taryf dwustrefowych.
Według ME obniżenie stawek opłat może wpłynąć na mniejsze przychody przedsiębiorstw energetycznych.
"Jednak te straty zostaną wyrównane przez przychody wynikające ze zwiększenia wolumenu energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom, którzy zamienili dotychczasowy sposób ogrzewania na ogrzewanie elektryczne. W dłuższej perspektywie możliwe zwiększenie efektywności przedsiębiorstw energetycznych w związku z wyrównaniem krzywej zapotrzebowania na moc w systemie elektroenergetycznym" - napisano.
ME oczekuje, że regulacja może być jednym z bodźców dla osób rozważających zakup samochodu elektrycznego. (PAP biznes)
map/ asa/
- 14.11.2017 09:00
Inwestycje PGG w okresie I-VIII osiągnęły 602,9 mln zł, czyli 68,5 proc. planu - ME
14.11.2017 09:00Inwestycje PGG w okresie I-VIII osiągnęły 602,9 mln zł, czyli 68,5 proc. planu - ME
"(...) Wartość zrealizowanych zadań i zawartych umów w okresie I-VIII 2017 roku wyniosła 602,9 mln zł, co oznacza zaangażowanie w realizacji planu na poziomie 68,5 proc." - napisał Tchórzewski.
"Na podstawie dokonanej analizy realizacji zadań inwestycyjnych oraz stanu zaawansowania procedur przetargowych można stwierdzić, że wykonanie planowanych w 2017 roku nakładów inwestycyjnych nie powinno istotnie odbiegać od założonego poziomu" - dodał.
Polska Grupa Górnicza przeznaczyła na inwestycje w 2017 roku 880,2 mln zł. (PAP biznes)
map/ asa/
- 08.11.2017 13:26
Elektrownia Ostrołęka uzupełni zapas węgla do końca miesiąca
08.11.2017 13:26Elektrownia Ostrołęka uzupełni zapas węgla do końca miesiąca
"Mamy w tej chwili w Elektrowni Ostrołęka ok. 15-20 proc. węgla mniej niż wymagany minimalny zapas. Ta różnica zmienia się z dnia na dzień" - powiedział Kościelniak.
Dodał, że braki te wynikają z przyczyn transportowych.
"Mam nadzieję, że do końca tego miesiąca zapasy zostaną uzupełnione" - powiedział.
Energa poinformowała w prezentacji, że w ciągu dziewięciu miesięcy tego roku Energa Elektrownia Ostrołęka zwiększyła produkcję własną netto do 1820 GWh z 1633 GWh rok wcześniej. (PAP Biznes)
pr/ jtt/
- 08.11.2017 11:54
Energa chce w tym roku zainwestować 1,2 mld zł w sieć
08.11.2017 11:54Energa chce w tym roku zainwestować 1,2 mld zł w sieć
"Biorąc pod uwagę przyspieszenie, jakie teraz następuje powinniśmy do końca tego roku zainwestować między 1,2 mld a 1,3 mld w odbudowę, przebudowę, remonty sieci i pewne elementy okablowania" - powiedział podczas konferencji Jacek Kościelniak, wiceprezes Energi ds. finansowych.
W III kwartale 2017 roku Grupa Energa przeznaczyła na inwestycje 266 mln zł, z czego 240 mln zł w segmencie dystrybucji. Wśród kluczowych inwestycji w tym segmencie spółka wymienia w prezentacji: rozbudowę sieci w związku z przyłączeniem nowych odbiorców (96 mln zł), modernizację sieci dystrybucyjnej w celu poprawy niezawodności dostaw (91 mln zł) oraz nakłady na innowacyjne technologie i rozwiązania sieciowe (13 mln zł).
Energa szacuje, że dzięki nowelizacji ustawy o Odnawialnych Źródłach Energii w zakresie podstawy podatku od nieruchomości zaoszczędzi w przyszłym roku około 16 mln zł.
"Na ten moment szacujemy, że jest to kwota ok. 16 mln zł. Mamy nadzieję, że nowelizacja w tym kwartale zostanie przez Sejm zaakceptowana" - powiedział Kościelniak.
Podczas konferencji przedstawiciele władz spółki poinformowali o wypłacie przez ubezpieczyciela na rzecz spółki 13 mln zł zaliczki za straty po nawałnicach, jakie przeszły przez Polskę w sierpniu. Miały one kosztować Energę 30 mln zł.
"Szacunki są na ok. 30 mln zł. Na dzisiaj uzyskaliśmy zaliczkę na pokrycie tych strat w wysokości 13 mln zł" - powiedział Kościelniak.
Zysk netto grupy, przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej, wyniósł w trzecim kwartale 68 mln zł wobec 190 mln zł zysku rok wcześniej.
EBITDA wyniosła w III kwartale 500 mln zł i była zgodna z wcześniejszymi szacunkami spółki. Zysk operacyjny grupy wyniósł w III kwartale 171 mln zł wobec 313 mln zł zysku rok wcześniej.
Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2,52 mld zł wobec 2,44 mld zł rok wcześniej.
Po trzech kwartałach 2017 r. przychody grupy Energa wyniosły 7,72 mld zł (wzrost o 5 proc. rdr), EBITDA 1,64 mld zł (wzrost o 7 proc. rdr), a zysk netto jednostki dominującej 552 mln zł wobec 71 mln zł zysku przed rokiem. (PAP Biznes)
mpj/ jtt/
- 08.11.2017 07:21
Wyniki operacyjne Energi w III kw.'17 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
08.11.2017 07:21Wyniki operacyjne Energi w III kw.'17 i wyniki finansowe wg segmentów działalności (tabela)
Wyniki operacyjne za III kwartał 2017:
Pozycja j.m. 3Q2017 3Q2016 Różnica YTD2017 YTD2016 Różnica Produkcja energii Gwh 1059 913 16% 3120 2714 15% Produkcja ciepła TJ 459 428 7% 2859 2729 5% Sprzedaż energii detal. Gwh 5092 4878 4% 15233 14366 6% Dystrybucja energii Gwh 5446 5265 3% 16465 16285 1% Wyniki grupy według głównych segmentów działalności (w mln zł):
3Q2017 3Q2016 Różnica YTD2017 YTD2016 Różnica Dystrybucja Przychody 1 049 983 7% 3 268 3 077 6% EBITDA 411 390 5% 1 341 1 310 2% amortyzacja 191 185 3% 573 546 5% odpisy - - - - - - EBIT 220 205 7% 768 764 1% Zysk netto 151 137 10% 542 552 -2% CAPEX 240 294 -18% 674 875 -23% Wytwarzanie Przychody 277 246 13% 808 788 3% EBITDA 90 27 > 100% 267 195 37% amortyzacja 41 43 -5% 123 133 -8% odpisy 86 -110 > 100% 86 441 -80% EBIT -37 95 < -100% 58 -379 > 100% Zysk netto -42 174 < -100% 4 -275 > 100% CAPEX 15 43 -65% 61 184 -67% Sprzedaż Przychody 1 242 1 353 -8% 3 859 4 018 -2% EBITDA 13 36 -64% 24 63 -59% amortyzacja 10 9 11% 32 27 22% odpisy - - 0% - - - EBIT 3 27 -89% -8 36 < -100% Zysk netto 3 20 -85% -7 28 < -100% CAPEX 10 63 -84% 31 76 -59% (PAP Biznes)
pel/
- 08.11.2017 07:10
Zysk netto Energi w III kw. '17 wyniósł 68 mln zł, EBITDA 500 mln zł (opis)
08.11.2017 07:10Zysk netto Energi w III kw. '17 wyniósł 68 mln zł, EBITDA 500 mln zł (opis)
EBITDA wyniosła w III kwartale 500 mln zł (wzrost o 14 proc. rdr) i była zgodna z wcześniejszymi szacunkami spółki.
EBITDA segmentu Dystrybucji w III kwartale tego roku wyniosła 411 mln zł, segmentu Wytwarzania wyniosła 90 mln zł, a segmentu Sprzedaży 13 mln zł. Rok temu, w trzecim kwartale 2016 roku, było to odpowiednio: 390 mln zł (dystrybucja), 27 mln zł zł (wytwarzanie) i 36 mln zł (sprzedaż).
Energa podała, że największy udział w EBITDA grupy w III kwartale 2017 roku miał segment Dystrybucja (82 proc.), natomiast udział segmentu Wytwarzanie i segmentu Sprzedaż wyniosły odpowiednio 18 proc. i 3 proc.
Najwyższy wzrost EBITDA zanotował segment Wytwarzanie (o 63 mln zł do poziomu 90 mln zł), głównie w efekcie wskazywanego powyżej wzrostu przychodów ze sprzedaży, który został częściowo skompensowany wyższym kosztem zakupu paliw. W przypadku segmentu Dystrybucja wzrost EBITDA o 21 mln zł rdr wynikał z niższego poziomu kosztów OPEX oraz korzystniejszej rdr marży na sprzedaży usług dystrybucyjnych. Natomiast spadek EBITDA w segmencie Sprzedaż spowodowany był pogorszeniem rentowności na sprzedaży energii elektrycznej.
Zysk operacyjny grupy Energa wyniósł w III kwartale 171 mln zł wobec 313 mln zł zysku rok wcześniej.
Wyniki grupy obciążone są zdarzeniami jednorazowymi. Spółka rozpoznała w segmencie Wytwarzania odpisy aktualizujące wartość istniejących i projektowanych farm wiatrowych na łączną kwotę 74,7 mln zł oraz wartość firmy (goodwill) w wysokości 10,9 mln zł. Łączny wpływ tych odpisów na skonsolidowane sprawozdanie finansowe grupy za III kwartał wynosi 85,5 mln zł. Z kolei w analogicznym kwartale roku poprzedniego miało miejsce rozwiązanie odpisu aktualizującego wartość środków trwałych w budowie w wysokości 110 mln zł w spółce Elektrownia Ostrołęka.
Przychody ze sprzedaży netto wzrosły w III kwartale o 3 proc. rdr do 2,52 mld zł.
"Wyższe o 7 proc. przychody w segmencie Dystrybucja były przede wszystkim wynikiem wyższej o 4 proc. rdr średniej stawki sprzedaży usług dystrybucyjnych wynikającej m.in. z korzystniejszej struktury sprzedaży. Z kolei w segmencie Wytwarzanie wzrost był spowodowany w szczególności wzrostem przychodów ze sprzedaży: energii elektrycznej, praw majątkowych, regulacyjnych usług systemowych. Odwrotną tendencję odnotował natomiast segment Sprzedaż, gdzie głównym czynnikiem spadku przychodów były niższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku hurtowym" - podała spółka w sprawozdaniu zarządu.
Po trzech kwartałach 2017 r. przychody grupy Energa wyniosły 7,72 mld zł (wzrost o 5 proc. rdr), EBITDA 1,64 mld zł (wzrost o 7 proc. rdr), a zysk netto jednostki dominującej 552 mln zł wobec 71 mln zł zysku przed rokiem.
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej po 9 miesiącach tego roku wynosiły 1.483 mln zł wobec 1.051 mln zł rok wcześniej.
Stan środków pieniężnych grupy na koniec września 2017 roku wyniósł 3.436 mln zł i był wyższy o 3.043 mln zł w stosunku do stanu przed rokiem.
Po trzech kwartałach 2017 roku grupa Energa zrealizowała inwestycje na poziomie blisko 794 mln zł, z czego 674 mln zł w segmencie dystrybucji. W samym trzecim kwartale CAPEX wyniósł 266 mln zł.
Grupa Energa w III kwartale 2017 r. wyprodukowała 1.059 GWh energii elektrycznej brutto wobec 913 GWh rok temu.
Łączny wolumen sprzedaży energii wyniósł 5.515 GWh wobec 6.001 GWh w III kwartale 2016 r. Wolumen sprzedaży na rynku hurtowym spadł o 62 proc. (tj. o 701 GWh), podczas gdy wolumen sprzedaży detalicznej wzrósł o 4 proc. (tj. o 214 GWh) w stosunku do roku ubiegłego.
Z kolei wolumen dystrybuowanej energii wzrósł o 3 proc. rdr do 5.446 GWh.
Po trzech kwartałach grupa wyprodukowała 3,1 TWh energii elektrycznej (o 0,4 TWh więcej), łączny wolumen sprzedanej energii elektrycznej wyniósł natomiast 17,2 TWh (spadek o 1 proc. rdr). Wolumen dystrybuowanej energii utrzymał się na poziomie zbliżonym do ubiegłorocznego - 16,5 TWh.(PAP Biznes)
pel/
- 08.11.2017 06:37
Zysk netto Energi w III kw. '17 wyniósł 68 mln zł wobec 190 mln zł zysku rok wcześniej
08.11.2017 06:37Zysk netto Energi w III kw. '17 wyniósł 68 mln zł wobec 190 mln zł zysku rok wcześniej
EBITDA wyniosła w III kwartale 500 mln zł i była zgodna z wcześniejszymi szacunkami spółki.
Zysk operacyjny grupy wyniósł w III kwartale 171 mln zł wobec 313 mln zł zysku rok wcześniej. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły 2,52 mld zł wobec 2,44 mld zł rok wcześniej.
Po trzech kwartałach 2017 r. przychody grupy Energa wyniosły 7,72 mld zł (wzrost o 5 proc. rdr), EBITDA 1,64 mld zł (wzrost o 7 proc. rdr), a zysk netto jednostki dominującej 552 mln zł wobec 71 mln zł zysku przed rokiem.(PAP Biznes)
pel/
- 08.11.2017 06:31
ENERGA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 3/2017 QSr
08.11.2017 06:31ENERGA SA Raport okresowy kwartalny skonsolidowany 3/2017 QSr
WYBRANE DANE FINANSOWE w mln. zł w tys. EUR 3 kwartał(y) narastająco / 2017 okres od 2017-01-01 do 2017-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2017 okres od 2017-01-01 do 2017-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2017 okres od 2017-01-01 do 2017-09-30 3 kwartał(y) narastająco / 2017 okres od 2017-01-01 do 2017-09-30 (mln zł) (mln zł) (mln EUR) (mln EUR) Jednostkowe dane finansowe ENERGA SA niebadane niebadane niebadane niebadane Przychody ze sprzedaży 59 52 14 12 Zysk z działalności operacyjnej (41) (44) (10) (10) Zysk brutto przed opodatkowaniem 154 811 36 186 Zysk lub strata netto przypadający właścicielom jednostki dominującej 168 822 39 188 Całkowite dochody 125 843 29