Energa SA

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/

"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/

"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/

"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/

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/

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/

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/

Po środowej sesji spółka poinformowała, że według jej szacunków miała w listopadzie 3,66 mln zł skonsolidowanych przychodów wobec 3,38 mln zł w październiku, co oznacza wzrost mdm o ok. 8 proc.

W listopadzie 2,9 mln zł przychodów dotyczyło gier wydawanych w formule GaaS, a 0,76 mln zł gier w formule GaaP. Dla porównania, w październiku było to odpowiednio: 2,55 mln zł i 0,83 mln zł.

Spółka podała, że 21 listopada miał miejsce globalny launch nowej gry Archery Club. W tym miesiącu zadebiutowała także gra Idle Monster Factory. W minionym miesiącu nastąpił też soft launch gry Cooking Festival oraz debiut na platformie Nintendo Switch gry Tiny Gladiators. (PAP Biznes)

kk/ ana/

Odniósł się w ten sposób do informacji portalu BiznesAlert.pl jakoby zapadła polityczna decyzja o tym, że nie będzie budowy nowego bloku węglowego w elektrowni Ostrołęka C.

"To jest kompletna bzdura, chcę to absolutnie zdementować. Nie ma takiej decyzji. Ta inwestycja jest kontynuowana zgodnie z harmonogramem” – powiedział Sasin.

"Nic tu się nie zmieniało. Ta inwestycja jest w dalszym ciągu aktualna” – dodał.

Ostrołęka C to 1000 MW blok na węgiel kamienny, którego budowa ma kosztować ok. 6 mld zł brutto. Inwestorem jest spółka Elektrownia Ostrołęka, w której po połowie udziałów mają Energa i Enea. Nowy blok ma zostać oddany do eksploatacji w 2023 roku. (PAP)

ren/ dym/ osz/

"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/

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/

"W tamtej części Polski potrzebujemy dużego bloku energetycznego. To, że kiedyś podjęto decyzję, jest decyzją racjonalną. Plan inwestycyjny, który już się rozpoczął w zakresie turbiny i generatora na węgiel rozpoczął się na początku tego roku. Czy my dokończymy ten projekt w takim kształcie, czy to nie będzie wymagało korekty z racji polityki klimatycznej Unii Europejskiej, to jest decyzja, która jest do podjęcia w ciągu najbliższego pół roku" - powiedziała Emilewicz w rozmowie z Gazeta. pl.

"Będziemy o tym rozmawiać. Duża generacja energii w tamtej części Polski jest potrzebna ze względu na bezpieczeństwo energetyczne państwa" - dodała.

Jak poinformowała, koszt projektu może być wyższy niż 6 mld zł.

"Eksperci wskazują, że na 6 mld zł się zapewne nie skończy. Trzeba to szacować dziś na 8-9 mld zł" - powiedziała.

Zaznaczyła jednocześnie, że Polska jest w trudnym położeniu w związku z decyzją Europejskiego Banku Inwestycyjnego o zaprzestaniu finansowania projektów opartych na paliwach kopalnych, w tym gazie. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Perspektywa dla sektora energetycznego w Europie jest stabilna. Coraz więcej spółek w regionie aktywnie zmienia strategie w kierunku dekarbonizacji. To podmioty niemieckie, południowoeuropejskie, czy np. Orsted, który całkowicie skoncentrował się na morskiej energetyce wiatrowej. Dodatkowo spółki mocno inwestują w sieci energetyczne" - powiedział PAP Biznes Josef Pospisil, szef działu energetycznego EMEA Fitch Ratings.

Agencja Fitch pozytywnie ocenia przejście spółek energetycznych z regionu Europy Środkowo-Wschodniej, w tym Polski, w stronę niskoemisyjną, przy założeniu, że projekty energetyki odnawialnej korzystają ze wsparcia czy ustalonych stałych cen energii w wyniku aukcji.

"To pozwala na większą przewidywalność cash flow w porównaniu z energetyką konwencjonalną, która ma większą ekspozycję na ceny energii na rynku hurtowym" - powiedział Arkadiusz Wicik, dyrektor Fitch Ratings.

"Rozwój energetyki odnawialnej to kluczowy temat w Unii Europejskiej i nie widzimy powodów, by Polskę miał ominąć ten trend, zwłaszcza po kilku latach dużych nakładów inwestycyjnych w energetyce opartej na węglu. To zgodne z unijną polityką dekarbonizacji, odzwierciedla też podejście inwestorów. Banki, instytucje finansowe coraz więcej uwagi poświęcają czynnikom ESG (środowisko, społeczna odpowiedzialność, ład korporacyjny). Spółki muszą dostosować swoje strategie, zmienić miks, by móc w dalszym ciągu uzyskiwać finansowanie po rozsądnej cenie" - dodał.

W ocenie agencji Fitch, perspektywa dla sektora energetycznego w Polsce na 2020 rok jest stabilna.

Fitch zakłada, że łączne zadłużenie 6 spółek paliwowo-energetycznych: PGE, Enei, Tauronu, Energi, PKN Orlen i PGNiG wzrośnie w 2020 roku do 60 mld zł z 53 mld zł na koniec września.

W ocenie analityków agencji CAPEX spółek pozostanie wysoki w latach 2020-21.

Polska Grupa Energetyczna, której rating wynosi BBB+ z perspektywą stabilną, jest mniej zadłużona niż pozostałe polskie koncerny energetyczne i - zdaniem Fitcha - ma miejsce do zwiększenia dźwigni.

"W 2019 roku jej dźwignia finansowa netto oparta na przepływach środków z działalności operacyjnej FFO wynosi ok. 2,5x, wzrośnie do blisko 3x, a potem spadnie dzięki przychodom z rynku mocy w 2021 roku. W PGE jest jeszcze trochę miejsca na zwiększenie zadłużenia w ciągu najbliższych pięciu lat" - powiedział dyrektor Wicik.

Jak zauważył, spółka zakończyła duże inwestycje w węglu kamiennym, ma przestrzeń do inwestycji w inne technologie, np. gaz, wiatr offshore i fotowoltaikę.

"Pozytywnie oceniamy zaangażowanie PGE w morską energetykę wiatrową we współpracy z partnerem. Ewentualne porozumienie z Orsted i sprzedaż 50 proc. udziałów w projekcie obniży zapotrzebowanie na dodatkowe zadłużenie" - ocenił Wicik.

Artur Galbarczyk, dyrektor Fitch Ratings, wskazał, że uruchomienie nowych bloków w elektrowni Opole oraz przychody z tytułu rynku mocy od 2021 roku poprawią komfort PGE w ramach wskaźnika dźwigni finansowej netto i powinny umożliwić spółce wypłatę dywidend.

Fitch zakłada, że wskaźnik dźwigni finansowej netto Tauronu (rating BBB) będzie powyżej 3,5x w 2019 i 2020 r., co ma związek z finalizacją budowy bloku w Jaworznie.

"Blok będzie uruchomiony w 2020 roku, podobnie jak blok parowo-gazowy w Stalowej Woli, co wpłynie pozytywnie na wynik EBITDA grupy, a od 2021 roku spółka będzie mieć wpływy z rynku mocy. Sytuację poprawić mogą planowane dezinwestycje. Mogłyby dać spółce większą przestrzeń w ramach obecnego ratingu" - powiedział dyrektor Galbarczyk.

Fitch zakłada, że nowy blok energetyczny Ostrołęka C zostanie wybudowany. Przewiduje w bazowym scenariuszu, że w projekcie, poza Eneą i Energą (obecnie z ratingami BBB), wezmą udział inwestorzy zewnętrzni.

"Zakładamy, że Enea zaangażuje się w projekt Ostrołęka C na poziomie maksymalnym 1 mld zł (w tym 0,8 mld zł w 2021 roku), a Energa 1,3 mld zł. Gdyby Energa miała zwiększyć zaangażowanie w Ostrołękę C, byłoby to negatywne dla jej ratingu" - powiedział Artur Galbarczyk.

Jego zdaniem spółki mogą zmitygować wpływ Ostrołęki C, przesuwając inne inwestycje na okres od 2023 r., po uruchomieniu nowego bloku. Wsparciem będzie też rynek mocy.

Fitch wskazuje jednocześnie, że problemem jest fakt, iż finansowanie projektu nie zostało jeszcze zamknięte.

"Zakładaliśmy, że finansowanie będzie zamknięte do końca roku, a jeśli tak się nie stanie, może być to negatywne dla ratingu" - powiedział Arkadiusz Wicik.

"Jest pytanie o dostępność środków. Coraz więcej instytucji finansowych nie chce inwestować w projekty wytwórcze oparte na węglu" - dodał dyrektor Fitch Ratings.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/

Zarząd PGG zgodził się na postulowane przez związki zawodowe włączenie tzw. dodatków gwarantowanych do sumy, na podstawie której naliczana będzie nagroda roczna, tzw. czternastka. Dzięki temu świadczenie to powinno być o kilkaset złotych większe, w zależności od stanowiska pracy. Według związkowców, ma to kosztować spółkę ok. 42 mln zł.

Zgodnie z wcześniejszymi porozumieniami, za każdy przepracowany dzień górnicy otrzymują dodatek w wysokości od 18 do 32 zł, w zależności od stanowiska. Dzięki temu, jeżeli górnik przepracuje cały miesiąc, jego wynagrodzenie jest wyższe o kilkaset złotych. Włączenie tej sumy do podstawy naliczania nagrody spowoduje, że również ona będzie odpowiednio wyższa.

Związkowcy postulowali, aby dodatki wliczyć także do podstawy naliczania wypłacanej na początku grudnia nagrody barbórkowej, ale postulat ten nie został zrealizowany.

Strony nie porozumiały się w piątek co do głównego związkowego postulatu, jakim jest podwyżka wynagrodzeń górników w przyszłym roku o 12 proc. Po podpisaniu protokołu rozbieżności, dalsze rozmowy mają być prowadzone przy udziale mediatora. Strony mają spotkać się ponownie za kilka dni, a na mediacje byłby kolejny miesiąc. PGG ma przedstawić swoje propozycje płacowe ok. 10 grudnia.

Podpisanie protokołu zakończyło trwającą od środy akcję protestacyjną, w ramach której grupa ok. 30-40 związkowców stale przebywała w katowickiej siedzibie PGG.

W toku prowadzonych od środy rozmów przedstawiciele PGG proponowali - o czym jedynie nieoficjalnie informowali związkowcy - zmiany strukturalne w spółce, polegające m.in. na połączeniu w jedną kopalnię zespoloną dawnych kopalń Katowickiego Holdingu Węglowego oraz połączeniu kopalń Ruda w Rudzie Śląskiej i Sośnica w Gliwicach. Miałoby to dać firmie oszczędności, które można byłoby przeznaczyć m.in. na podwyżki wynagrodzeń. Związkowcy nie zgodzili się na uzależnianie wzrostu płac od zmian organizacyjnych.

Szef górniczej Solidarności Bogusław Hutek ocenił po podpisaniu protokołu, że część związkowych postulatów udało się spełnić dzięki determinacji protestujących. „Najprawdopodobniej w przyszłym tygodniu wyznaczymy razem z zarządem mediatora, no i będziemy walczyć o dalsze podwyżki, rokować z zarządem przy mediatorze” – wskazał. Pytany, czy podpisanie protokołu rozbieżności to dobra wiadomość dla górników tuż przed barbórką, odpowiedział, że każdy może to przyjąć inaczej. Ocenił, że negocjacje były bardzo trudne i ciężko było cokolwiek wywalczyć.

Prezes PGG Tomasz Rogala przypomniał, że jego firma planując najbliższą przyszłość musi z jednej strony zadbać o inwestycje, np. zakup niezbędnych maszyn i urządzeń, a z drugiej – o zakontraktowanie pracy. To wszystko składa się na budowanie biznesplanu i planu techniczno-ekonomicznego na przyszły rok, bo dotyczy kosztów. - wskazał.

10 grudnia, na podstawie porozumienia z września, załoga PGG otrzyma 860 zł brutto jednorazowej premii, co będzie kosztowało spółkę ok. 44 mln zł. We wrześniowym porozumieniu zarząd PGG zagwarantował także, że górnicy utrzymają w przyszłym roku przysługujące im obecnie dopłaty do przepracowanych dniówek. Teraz zgodził się także, by były one wliczane do podstawy ustalania wysokości "czternastki".

Wśród akcjonariuszy Polskiej Grupy Górniczej są m.in. PGNiG Termika, Węglokoks, PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, Enea, Energa Kogeneracja i TF Silesia.(PAP)

mab/ kon/ skr/ pr/

„Zakładamy, że Ostrołęka C zostanie wybudowana” - powiedział Galbarczyk na konferencji „Credit Outlook 2020: European Energy, Oil&Gas; and Utilities”.

Dodał, że pojawiły się dodatkowe ryzyka, których nie było przy podejmowaniu decyzji o realizacji projektu, ale spółki: Enea i Energa mają możliwość je mitygować, utrzymując obecne ratingi.

Jak poinformował, pozytywne dla inwestycji będą przychody z rynku mocy. Problemem jest fakt, że finansowanie projektu nie zostało jeszcze zamknięte.

„Informowaliśmy wcześniej, że korzystne dla ratingów byłoby, gdyby finansowanie było gotowe do końca tego roku” - powiedział dyrektor.

„Analizowaliśmy scenariusz większego zaangażowania w ten projekt Energi, ale nasz bazowy scenariusz zakłada, że w projekcie wezmą udział inwestorzy zewnętrzni” - dodał. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Spodziewamy się, że łączne zadłużenie sześciu polskich spółek przekroczy 60 mld zł w 2020 roku i pozostanie na tym poziomie w 2021 roku” - powiedział Galbarczyk na konferencji „Credit Outlook 2020: European Energy, Oil&Gas; and Utilities”.

Na koniec września zadłużenie spółek wynosiło 53 mld zł, z czego 63 proc. to dług bankowy.

Fitch przewiduje, że dywidendy będą niewysokie. Zakłada, że zyskami dzielić będą się PKN Orlen i PGNiG, a wśród czterech spółek energetycznych jedynie PGE może wypłacić niedużą dywidendę od 2020 roku. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"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/

"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/

"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/

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/

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

"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/

W poniedziałek rzecznik prasowy URE Agnieszka Głośniewska poinformowała PAP Biznes, że urząd otrzymał wnioski taryfowe na sprzedaż energii na przyszły rok od wszystkich czterech sprzedawców z urzędu.

Jacek Sasin, wicepremier i minister aktywów państwowych, mówił w poniedziałek w RMF FM, że rząd zrobi wszystko, by nie było podwyżek cen prądu dla indywidualnych odbiorców. Dodał, że podmioty gospodarcze muszą liczyć się z tym, że będą musiały płacić za prąd tyle, ile wynika z rynkowych cen wytwarzania energii.(PAP Biznes)

epo/ ana/

"Wpłynęły wnioski od wszystkich czterech sprzedawców z urzędu. Analizujemy je" - poinformowała PAP Biznes Głośniewska.

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

Jacek Sasin, wicepremier i minister aktywów państwowych, mówił w poniedziałek w RMF FM, że rząd zrobi wszystko, by nie było podwyżek cen prądu dla indywidualnych odbiorców. Dodał, że podmioty gospodarcze muszą liczyć się z tym, że będą musiały płacić za prąd tyle, ile wynika z rynkowych cen wytwarzania energii.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"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/

"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/

"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/

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

kom espi zdz

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

kom espi zdz

"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/

Wyniki operacyjne za III kwartał 2019:

Wyniki grupy według głównych segmentów działalności (w mln zł):

(PAP Biznes)

pel/

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/

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/

Z danych Bloomberga wynika, że Energa ma 1 rekomendację "kupuj", 8 "trzymaj" i 2 "sprzedaj". (PAP Biznes)

doa/ ana/

"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/

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

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

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/

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/

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/

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/

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/

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

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/

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/

"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/

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/

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/

Wyniki operacyjne za II kwartał 2019:

Wyniki grupy według głównych segmentów działalności (w mln zł):

(PAP Biznes)

pel/

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/

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/

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

kom espi zdz

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/

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/

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/

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

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/

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/

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/

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/

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

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/

"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/

"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/

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

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

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

Perspektywa ratingów jest stabilna. (PAP Biznes)

osz/

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

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/

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

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/

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/

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

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/

Wyniki operacyjne za I kwartał 2019:

Wyniki grupy według głównych segmentów działalności (w mln zł):

(PAP Biznes)

pel/

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/

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/

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

kom espi zdz

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

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/

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/

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

Szef ElectroMobility Poland (EMP) wyjaśnił, że spółka zdecydowała o produkcji trzech wersji modelu kompaktowego, czyli auta w popularnym segmencie C. Trzy wersje aut będą zbudowane na wspólnej płycie podłogowej, żeby uzyskać efekt skali i minimalizować nakłady.

Zaremba wskazał, że modele z segmentu C pokrywają ok. 50 proc. potrzeb polskich klientów.

"Polacy kupują coraz większe samochody, więc ci, którzy dzisiaj kupują auta małe, z segmentu B, chętnie sięgną po modele z segmentu C. Jednocześnie segment C jest także interesujący dla tych, którzy dzisiaj kupują większe samochody, za to używane" – powiedział.

Polski samochód elektryczny powstanie we współpracy z niemiecką firmą EDAG Engineering, która ma oddziały w Polsce.

„Firma EDAG w ostatnich pięciu latach wprowadziła na rynek 20 modeli do seryjnej produkcji i daje nam gwarancję, że od strony technicznej ten produkt będzie bardzo dobrej jakości" - stwierdził.

Jak powiedział szef EMP, "wybór partnera z zagranicy był konsekwencją braku polskiego podmiotu, który posiadałby pełne kompetencje do zrealizowania projektu budowy samochodu elektrycznego w całości".

"Prace (projektowe - PAP) nad samochodem - w zależności od modelu - trwają od 40 do 60 miesięcy. My w tej chwili pracujemy z założeniem, że na przełomie lat 2022 i 2023 pierwsze samochody zjadą z linii produkcyjnej" – wskazał Zaremba.

Zaremba nie chciał zdradzić ceny polskiego "elektryka". Zaznaczył, że taką kluczową informację ujawnia się tuż przed wejściem nowego modelu na rynek.

"Oczywiście wiemy, ile ten samochód będzie kosztował. Mamy też pomysł na nieco inny model sprzedaży samochodu, choć jest jeszcze za wcześnie, żeby mówić o szczegółach" – dodał.

Jak mówił, "cena dostępnych na rynku samochodów elektrycznych stanowi obecnie główną barierę dla statystycznego Kowalskiego". Zwrócił uwagę, że to się dynamicznie zmienia.

"Całkowity koszt posiadania samochodu (tzw. TCO), na który składa się koszt zakupu, koszt paliwa, koszt serwisu, części zamiennych, w wypadku samochodu elektrycznego za kilka lat będzie niższy niż samochodu spalinowego" - wyjaśnił.

W kontekście ceny i opłacalności biznesowej produkcji polskich samochodów elektrycznych szef EMP wskazał, że nie mówimy o produkcji na poziomie kilkunastu, ale 100 tysięcy egzemplarzy rocznie. "To jest taki wolumen, który pozwala osiągnąć opłacalność w tym biznesie, ale wierzymy, że na tych 100 tys. się nie zatrzymamy” - stwierdził.

Prezes EMP wyraził nadzieję, że po pierwszych kilku latach produkcji, po zbudowaniu marki, firma będzie mogła wyjść z ofertą również poza Polskę.

ElectroMobility Poland powstała w październiku 2016 roku. Jej akcjonariuszami są cztery koncerny energetyczne - PGE, Energa, Enea oraz Tauron, które mają po 25 proc. udziałów.

Spółka jest jednym z elementów planu rozwój sektora elektromobilności uwzględniony w Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju, czyli tzw. plan Morawieckiego, który zakłada m.in. reindustrializację i rozwój innowacyjnych firm. Plan zakłada, że do 2025 r. po polskich drogach ma jeździć 1 mln pojazdów elektrycznych, zaś rozwój elektromobilności miałby pociągnąć za sobą rozwój innowacyjnego przemysłu i rozwój sieci elektroenergetycznych. (PAP)

lgs/ pad/ amac/ ana/

"Na przełomie 2022 i 2023 roku ruszymy z masową produkcją polskich samochodów elektrycznych" - zapowiedział prezes EMP. Dodał, że "początkowo z taśm zjedzie 100 tys. aut rocznie, docelowo produkcja wyniesie 200 tys. modeli w kilku segmentach".

Zaremba poinformował, że "koszt inwestycji, przy produkcji 100 tys. samochodów to 2 mld zł".

"I taką kwotę musimy wyłożyć, żeby fabrykę zbudować w dobrym standardzie, czyli standardzie przemysłu 4.0, bez nadmiernej automatyzacji tam, gdzie nie jest to potrzebne" - podkreślił.

Jak zapowiedział Zaremba, budowa fabryki potrwa 2-3 lata.

"Równolegle nasi dostawcy będą produkować maszyny po to, żeby za 2,5-3 lata przyjechały one do fabryki i żebyśmy mogli uruchomić próbną produkcję" - wskazał.

Wyjaśnił, że jest to konieczne, by wyeliminować ewentualne błędy konstrukcyjne, zanim samochody trafią do klienta. "Próbna produkcja miałaby ruszyć siedem miesięcy przed docelową" - stwierdził.

Na pytanie PAP, gdzie powstanie nowy zakład, prezes EMP powiedział, że na liście jest 17 lokalizacji.

"W najbliższym czasie określimy 3-4 lokalizacje, które trafią na tzw. krótką listę" - zapowiedział Zaremba.

Podkreślił, że nowy zakład stworzy ok. 3 tys. miejsc pracy.

Zaremba poinformował, że w fabryce znajdzie się lakiernia, spawalnia, hala montażu, a w późniejszym terminie - gdy roczna produkcja samochodów wzrośnie znacznie powyżej 100 tys. sztuk - także tłocznia. "Dopiero wtedy będzie to opłacalne" - dodał.

Odnosząc się do produkcji baterii - najkosztowniejszego elementu samochodu elektrycznego - Zaremba zaznaczył, że koncerny od lat pracują nad samochodami elektrycznymi, ale brakuje im wypracowanego know-how. "W tym zakresie koncerny polegają na dostawcach, którzy zlokalizowani są poza Europą. W pierwszym okresie będziemy robić to, co robią wszyscy na tym rynku, czyli będziemy posiłkować się dostawcami z zewnątrz" - zapowiedział.

Dodał, że spółka rozważa kilka opcji - od zakupu całych baterii, przez nabycie ogniw bateryjnych po to, żeby uruchomić produkcję baterii wraz z oprzyrządowaniem w Polsce. "Wszystkie te opcje mamy przeanalizowane i spotykamy się w tym momencie zarówno z polskimi, jak i zagranicznymi dostawcami baterii po to, żeby odpowiedzieć sobie na pytanie, która opcja w praktyce okaże się najbardziej efektywna" - wyjaśnił.

W Polsce są firmy, które potrafią składać gotowe baterie; wskazał przy tym na producentów akumulatorów do autobusów elektrycznych - podkreślił.

Prezes EMP odniósł się także do kwestii infrastruktury niezbędnej do ładowania samochodów elektrycznych. "Jeśli patrzymy na kraje, które są znacznie bardziej zaawansowane w rozwoju elektromobilności, np. Norwegię to okazuje się, że ponad 90 proc. sesji ładowania odbywa się w domu. (...) Spodziewam się, że w Polsce będzie podobnie" - powiedział.

Jak mówił, że od 2016 roku, czyli od momentu, kiedy powstał Plan rozwoju elektromobilności Ministerstwa Energii, w zakresie infrastruktury zaszły znaczące zmiany; pojawiły się regulacje sprzyjające budowie stacji ładowania oraz Fundusz Niskoemisyjnego Transportu dostarczający środki na ich budowę.

Rozwój sektora elektromobilności jest jednym ze ważniejszych projektów zapisanych w Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju, czyli tzw. plan Morawieckiego, który złożony jest z pięciu filarów: reindustrializacji, rozwoju innowacyjnych firm, kapitału dla rozwoju, ekspansji zagranicznej oraz rozwoju społecznego i terytorialnego.

Przyjęta przez rząd w lutym 2017 r. Strategia, zakłada, że do 2025 r. po polskich drogach ma jeździć 1 mln pojazdów elektrycznych, zaś rozwój elektromobilności miałby pociągnąć za sobą rozwój innowacyjnego przemysłu, i rozwój sieci elektroenergetycznych. (PAP)

lgs/ pad/ amac/ ana/

"Rynek raczej nie oczekiwał takiego spadku stawek w dystrybucji, zwłaszcza, gdy dystrybucję wyłączono z reżimu ustawy w sprawie cen energii. Myślę, że spodziewano się raczej stabilnych taryf albo spadku, ale w mniejszej skali" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.

"Na pewno spadek jest w pewnej mierze spowodowany mniejszą opłatą przejściową" - dodał analityk.

Prezes URE zatwierdził w piątek taryfę przesyłową Operatora Systemu Przesyłowego - PSE oraz taryfy dystrybucyjne pięciu największych dystrybutorów energii elektrycznej. Spadek średniej stawki za dystrybucję dla wszystkich grup taryfowych dla dystrybutorów wynosi 4 proc.

Jak podano, spadek wynika głównie z ustawowego obniżenia stawek opłaty przejściowej.

"Uzyskanie takiego efektu nie byłoby możliwe, gdyby nie wpływ prezesa URE na skalkulowanie pozostałych stawek opłat przedsiębiorstw w taki sposób, aby chronić odbiorców przed wzrostem opłat, a jednocześnie zapewnić przedsiębiorstwom środki na realizację inwestycji służących bezpieczeństwu dostaw" - napisano w komunikacie URE.

URE podał, że stawki dystrybucji dla odbiorców w gospodarstwach domowych spadną średnio o ok. 5 złotych miesięcznie (6,6 proc.).

Po godz. 15.30 kurs PGE traci 0,8 proc., a akcje Tauronu zniżkują o 1,7 proc. Papiery Enei tanieją 2,1 proc., a Energi 2 proc. WIG20 spada w tym czasie o 1,2 proc.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Jak podano, spadek wynika głównie z ustawowego obniżenia stawek opłaty przejściowej.

"Uzyskanie takiego efektu nie byłoby możliwe, gdyby nie wpływ prezesa URE na skalkulowanie pozostałych stawek opłat przedsiębiorstw w taki sposób, aby chronić odbiorców przed wzrostem opłat, a jednocześnie zapewnić przedsiębiorstwom środki na realizację inwestycji służących bezpieczeństwu dostaw" - napisano.

URE podał, że stawki dystrybucji dla odbiorców w gospodarstwach domowych spadną średnio o ok. 5 złotych miesięcznie (6,6 proc.).

URE przypomniało, że taryfy dystrybucyjne nie mogły zostać zatwierdzone w terminie umożliwiającym ich wejście w życie z początkiem 2019 r. ze względu na przepisy uchwalonej 28 grudnia 2018 r. tzw. ustawy prądowej. Dopiero nowelizacja tej ustawy, która weszła w życie 6 marca br., wyłączyła spod regulacji ustawy zasady określania stawek opłat dystrybucji i przesyłania energii elektrycznej, a tym samym umożliwiła prezesowi URE kontynuowanie postępowań administracyjnych w sprawie zatwierdzenia tych taryf.

URE nie zatwierdzi taryf na sprzedaż energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych w 2019 roku, gdyż nowe regulacje prawne spowodowały zawieszenie części jego kompetencji - wynikających z ustawy Prawo energetyczne - do ustalania taryf na obrót energią w oparciu o zasadę kosztów uzasadnionych czy też zasadę równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych oraz odbiorców energii.

Na mocy ustawy zamrażającej ceny prądu nastąpiło przedłużenie do końca 2019 r. stosowania cen ustalonych w taryfach funkcjonujących w dniu 31 grudnia 2018 r.

"W związku z tym rozpatrywanie przez Prezesa URE wniosków sprzedawców energii o zatwierdzenie taryf na 2019 rok stało się bezprzedmiotowe. Dlatego postępowania administracyjne w tych sprawach zostaną umorzone" - napisano. (PAP Biznes)

pel/ asa/

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/

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/

"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/

"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/

Wyniki operacyjne za IV kwartał i cały 2018 r.:

Wyniki grupy według głównych segmentów działalności (w mln zł):

(PAP Biznes)

pel/

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/

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/

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/

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/

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

kom espi zdz

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

kom espi zdz

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/

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/

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

"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/

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/

"Spółki pokazały wyniki relatywnie słabe, poniżej oczekiwań, stąd negatywna reakcja rynku" - powiedział PAP Biznes Paweł Puchalski, analityk Santander BM.

"Tauron już podał wyniki, były one relatywnie dobre, a mimo to kurs spółki również spada, co pokazuje, iż inwestorzy grają koszykowo i sprzedają cały sektor" - dodał.

Ok. godz. 11.00 indeks WIG-Energia traci 4,5 proc. Akcje PGE zniżkują ok. 5 proc., Energi 4,8 proc., a Tauronu 4 proc. Papiery Enei tanieją o 4,8 proc.

W tym czasie WIG 20 zniżkuje 0,4 proc., a WIG idzie w dół o 0,3 proc.

W piątek po sesji szacunkowe wyniki za IV kwartał pokazały PGE i Energa. Okazały się one słabsze od oczekiwań analityków.

"Słabe wyniki PGE mnie nie dziwią, a po uwzględnieniu zdarzeń jednorazowych spółka jest dokładnie w miejscu, którego się spodziewałem. PGE zaraportowała ok. 1,2 mld zł EBITDA, ale spółka utworzyła 200 mln zł rezerw, więc wynik skorygowany to ok. 1,4 mld zł. Na wszystkich poziomach rachunku wyników widać silne spadki. Co najważniejsze, spółka zaraportowała stratę netto w IV kwartale 2018 r., i ta tendencja niskich zysków netto może potencjalnie trwać w latach 2019-20. Tymczasem, jeśli nie ma zysku, to postrzeganie PGE jako spółki (w przyszłości) dywidendowej powinno ulec istotnej rewizji" - ocenił Puchalski.

PGE szacuje, że skonsolidowana EBITDA w 2018 roku wyniosła ok. 6,364 mld zł, a zysk netto jednostki dominującej ok. 1,498 mld zł. W samym czwartym kwartale 2018 roku, według wyliczeń PAP Biznes, grupa wypracowała 1,223 mld zł EBITDA i 199 mln zł straty netto jednostki dominującej. Skorygowana EBITDA w IV kwartale wyniosła 1,461 mld zł, a strata netto jednostki dominującej 37 mln zł.

PGE podała, że EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w IV kwartale wyniosła 572 mln zł, segmentu dystrybucja 571 mln zł, segmentu energetyka odnawialna 109 mln zł, a strata segmentu obrót wyniosła 196 mln zł. W segmencie obrotu PGE rozpoznała w roku 2018 rezerwę na tzw. umowy rodzące obciążenia, związaną ze skutkami tzw. ustawy o cenach energii elektrycznej.

"Właściwie oprócz dystrybucji wszystkie segmenty były mocno poniżej moich oczekiwań" - ocenił w rozmowie z PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.

Szacunkowe wyniki przedstawiła też Energa. Grupa szacuje, że jej EBITDA w czwartym kwartale 2018 roku wyniosła 426 mln zł wobec 517 mln zł przed rokiem. Konsensus PAP Biznes zakładał, że EBITDA grupy wyniesie w tym okresie 503,3 mln zł.

EBITDA segmentu dystrybucja w czwartym kwartale 2018 roku wyniosła 340 mln zł, segmentu wytwarzanie 95 mln zł, a segmentu sprzedaż 2 mln zł. W analogicznym okresie roku 2017 EBITDA grupy w dystrybucji wyniosła 382 mln zł, w wytwarzaniu 131 mln zł, a w segmencie sprzedaży 61 mln zł.

"W przypadku Energi nie widzę specjalnego problemu. Podejrzewam, że na wyniki wpłynęły jakieś przeszacowania i zdarzenie jednorazowe, typowe dla czwartych kwartałów" - powiedział Paweł Puchalski z Santander BM.

"W przypadku Energi zawiodły dwa główne segmenty działalności: dystrybucja i wytwarzanie. W dystrybucji Energa pokazała słabszy wynik. Wolumeny były mniej więcej zgodne z oczekiwaniami, więc musiały być jakieś dodatkowe koszty. Z kolei mniejsze wolumeny wytwarzania spowodowały, że EBITDA segmentu była niższa niż się spodziewałem. Podejrzewam, że tam też mogły się pojawić jakieś dodatkowe koszty. Sprzedaż była niska, ale spodziewałem się słabego wyniku w tym obszarze" - ocenił Robert Maj z Ipopemy. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Powstanie m.in. nowa stacja elektroenergetyczna w okolicach Żagania oraz zostanie rozbudowana sieć elektroenergetyczna w regionie.

Inwestycje mają poprawić bezpieczeństwo energetyczne województwa lubuskiego, dolnośląskiego i wielkopolskiego.

Zakończenie całości prac zaplanowane jest do 2025 roku. (PAP Biznes)

pel/ osz/

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/

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/

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/

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

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/

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/

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/

Projekt trafił w poniedziałek do Sejmu jako poselski.

Zakłada on m.in. usunięcie obowiązku ustalenia cen i stawek na 2019 r. w wysokości nie wyższej niż stawki z 31 grudnia 2018 r. dla spółek zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii.

Jak napisano w uzasadnieniu, wynika to z pojawienia się wątpliwości na tle obowiązujących przepisów ustawy w postaci ingerencji w uprawnienia regulatora rynku energii – prezesa URE, wyrażone przez przedstawicieli Komisji Europejskiej oraz Urząd Regulacji Energetyki.

W projekcie zakłada się też, że ceny, stosowane przez spółki obrotu dla odbiorców końcowych mają odpowiadać w 2019 r. cenom stosowanym 31 grudnia 2018 r. na podstawie taryfy, zatwierdzonej przez prezesa URE.

Z kolei ceny ustalone w inny sposób, np. w przetargu czy wynegocjowane indywidualnie, nie mogą być wyższe niż ceny i stawki opłat za energię elektryczną stosowane dla odbiorcy końcowego w dniu 30 czerwca 2018 r. Oznacza to, że przepisy dotyczyć miałyby wszystkich rodzajów umów zawieranych pomiędzy przedsiębiorstwem obrotu a odbiorcą końcowym.

W projekcie proponuje się też zmianę terminu, do którego przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną będzie obowiązane dokonać zmiany umów w stosunku do cenników energii elektrycznej. Zaproponowano, by obowiązek ten był realizowany nie później niż w terminie 30 dni od dnia wejścia w życie rozporządzenia do ustawy.

Kolejną zmianą jest propozycja umożliwienia ubiegania się o wypłatę kwoty różnicy cen przez odbiorców końcowych energii elektrycznej, kupujących energię na własny użytek, którzy nie zakupują energii od przedsiębiorstw obrotu, lecz sami dokonują zakupu na Towarowej Giełdzie Energii lub za pośrednictwem towarowego domu maklerskiego.

Prezes URE ma, na mocy nowelizacji, obliczać i publikować średnioważone ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym, oraz ogłaszać dane, stanowiące części składowe, służące do obliczenia kwot różnic cen, wskazane w rozporządzeniu.

Z początkiem tego roku weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, która zakłada ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu. Ustawa zmniejszyła akcyzę na energię elektryczną z 20 do 5 zł za MWh, obniżyła też o 95 proc. opłatę przejściową. Przewidywała też, że poziom cen i stawek opłat za przesył i dystrybucję energii będzie na poziomie nie wyższym niż poziom z dnia 31 grudnia 2018 r., a poziom stawek opłat dotyczących sprzedaży energii na poziomie nie wyższym niż 30 czerwca 2018 r. Przedsiębiorstwa, które z tego tytułu miałyby ponieść stratę mają otrzymać środki z Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Powyższe wynika z pojawienia się wątpliwości na tle obowiązujących przepisów ustawy w postaci ingerencji w uprawnienia regulatora rynku energii – Prezesa URE, wyrażone przez przedstawicieli Komisji Europejskiej oraz Urząd Regulacji Energetyki" - napisano w uzasadnieniu projektu.

"Konsekwencją powyższej zmiany jest dostosowanie do niej innych przepisów ustawy, w szczególności w zakresie regulacji dotyczących występowania do zarządcy rozliczeń cen z wnioskiem o wypłatę kwoty różnicy ceny, korekty tych wniosków, oraz innych obowiązków z tym związanych" - dodano.

W projekcie zakłada się też, że ceny, stosowane przez spółki obrotu dla odbiorców końcowych mają odpowiadać w 2019 r. cenom stosowanym 31 grudnia 2018 r. na podstawie taryfy, zatwierdzonej przez prezesa URE.

Z kolei ceny ustalone w inny sposób, np. w przetargu czy wynegocjowane indywidualnie, nie mogą być wyższe niż ceny i stawki opłat za energię elektryczną stosowane dla odbiorcy końcowego w dniu 30 czerwca 2018 r. Oznacza to, że przepisy dotyczyć miałyby wszystkich rodzajów umów zawieranych pomiędzy przedsiębiorstwem obrotu a odbiorcą końcowym.

W projekcie proponuje się też zmianę terminu, do którego przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną będzie obowiązane dokonać zmiany umów w stosunku do cenników energii elektrycznej. Zaproponowano, by obowiązek ten był realizowany nie później niż w terminie 30 dni od dnia wejścia w życie rozporządzenia do ustawy.

Kolejną zmianą jest propozycja umożliwienia ubiegania się o wypłatę kwoty różnicy cen przez odbiorców końcowych energii elektrycznej, kupujących energię na własny użytek, którzy nie zakupują energii od przedsiębiorstw obrotu, lecz sami dokonują zakupu na Towarowej Giełdzie Energii lub za pośrednictwem towarowego domu maklerskiego.

Prezes URE ma, na mocy nowelizacji, obliczać i publikować średnioważone ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym, oraz ogłaszać dane, stanowiące części składowe, służące do obliczenia kwot różnic cen, wskazane w rozporządzeniu.

Poselski projekt obejmuje też zmiany do ustawy Prawo ochrony środowiska, ustawy o systemie zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji, ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw, ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.

Ustawa miałaby wejść w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia, z wyjątkiem regulacji dotyczących zmian do ustawy z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw. Jak podano, wejście w życie tych przepisów miałoby nastąpić w dniu następującym po dniu ogłoszenia.

Z początkiem tego roku weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, która zakłada ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu. Minister energii Krzysztof Tchórzewski zapowiadał pilną nowelizację ustawy, która uwzględniłaby uwagi Komisji Europejskiej.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Indeks WIG-Energia od początku roku wzrósł ponad 15 proc. W czwartek na zamknięciu wyniósł 2.786,44 pkt.

"Od sierpnia 2017 roku do listopada 2018 r. WIG-Energia poruszał się w kanale spadkowym. Wybicie z tego kanału nastąpiło w połowie listopada ubiegłego roku i dołek pod koniec grudnia to był niemal idealny ruch powrotny do przełamanego górnego ograniczenia kanału. Po wykonaniu tego ruchu powrotnego indeks powrócił do wzrostów, ostatnio udało mu się pokonać lokalne maksimum z początku grudnia. Z punktu widzenia analizy technicznej sytuacja wygląda całkiem dobrze" - powiedział PAP Biznes Przemysław Smoliński, analityk DM PKO BP.

"Raczej nie mówiłbym teraz o powrocie długoterminowego trendu wzrostowego. Ja ten ruch cały czas traktowałbym w kategoriach silnego, ale korekcyjnego odbicia. Jesteśmy cały czas sporo poniżej szczytu z sierpnia 2017 r., który był w okolicach 3.700 pkt. To może też świadczyć o tym, że potencjał wzrostów nie został do końca wyczerpany. Jest miejsce do ruchu w górę" - dodał analityk.

Jego zdaniem pierwszym ważnym poziomem oporu dla indeksu są okolice 3.000 pkt.

"Drugim poziomem jest 3.200 pkt, a silny długoterminowy opór to okolice 3.360 pkt. Dopóki jesteśmy poniżej tego poziomu, to ten ruch rozpatrywałbym wyłącznie w kategoriach korekcyjnego silnego, średnioterminowego odbicia. Dopiero przełamanie tego poziomu mogłoby świadczyć o tym, że w długim terminie zmienia się trend" - ocenił analityk.

Wskazał, że pierwszym wyraźnym wsparciem dla indeksu WIG-Energia są okolice 2.700 pkt.

"Dopóki jesteśmy powyżej tego poziomu, to wzrosty nie są zagrożone" - powiedział Przemysław Smoliński.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ pr/

Od początku roku indeks WIG-Energia zyskał ponad 15 proc. i znalazł się na najwyższych poziomach od około roku. Duże wzrosty notowały też poszczególne spółki z sektora. Kurs PGE wzrósł od początku stycznia blisko 20 proc., a Tauronu 8 proc. Akcje Enei podrożały 14 proc., a Energi ponad 16 proc. ZE PAK zyskał 11 proc.

"Kursy spółek z sektora utilities w Europie w tym roku bardzo dobrze się zachowują, sentyment dla branży jest dobry. Nasze spółki mają wyższą betę niż inne, były wyprzedane i wyceny stały się atrakcyjne" - ocenił w rozmowie z PAP Biznes Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale.

Robert Maj, analityk Ipopema Securities, wskazuje, że ostatnie zwyżki kursów spółek energetycznych mogły być związane z napływem środków na rynki i wzrostem +emerging markets+.

"Napływ był rekordowy, od wielu miesięcy nie było świeżego kapitału na rynkach wschodzących. Sektor energetyczny był mocno wyprzedany po ubiegłorocznych spadkach, był więc naturalnym kandydatem do tego, by partycypować we wzrostach" - powiedział PAP Biznes Robert Maj.

"Byłbym jednak ostrożny, jeśli chodzi o kontynuację wzrostów. Zależeć one będą w dużej mierze od regulacji, które są największym czynnikiem ryzyka" - dodał analityk Ipopema Securities.

Jakub Viscardi, analityk DM BOŚ, ocenił, że niepewność związana m.in. z cenami energii na 2019 rok i ewentualnymi kosztami do poniesienia przez spółki przy braku rządowych rekompensat wywołała presję na kursy spółek pod koniec ubiegłego roku.

Z początkiem tego roku weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, która zakłada ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu. Jak dotąd, resort energii nie opublikował do tej ustawy rozporządzenia. Minister energii Krzysztof Tchórzewski zapowiedział ostatnio pilną nowelizację ustawy, która uwzględniłaby uwagi Komisji Europejskiej.

RYNEK CZEKA NA ROZSTRZYGNIĘCIA WS. USTAWY DOT. CEN ENERGII

Analitycy wskazują zgodnie, że branży nadal ciąży niepewność związana z tymi przepisami.

"Nie mamy rozporządzeń do ustawy, która zamraża ceny energii energii elektrycznej, nie wiadomo, w którą stronę pójdzie sama ustawa. Pytanie, czy zostanie wyrzucona do kosza i obniżenie cen energii zostanie osiągnięte innymi metodami, czy spółki będą musiały w jakiś sposób partycypować w utrzymaniu cen na niezmienionym poziomie, czy utrzymana zostanie pełna rekompensata ewentualnych strat dla spółek" - powiedział Robert Maj.

"Jeśli zmiany będą korzystne, jeśli spółki będą mieć rekompensaty, to sektor powinien się zachowywać dobrze. Jeśli pojawi się coś negatywnego, to o wzrosty będzie trudno" - ocenił analityk Ipopemy.

Bartłomiej Kubicki z Societe Generale szacuje, że przy obecnych założeniach ustawy rekompensat może nie wystarczyć.

"W segmencie sprzedaży mamy duży bałagan. Spółki nie wiedzą, czy będą notować straty. Według moich wyliczeń systemowi może brakować na wypłatę rekompensat ponad 2 mld zł" - powiedział Kubicki.

Jakub Viscardi z DM BOŚ zastanawia się, czy w przyszłym roku ceny energii też będą w sposób odgórny utrzymywane na niezmienionym poziomie. Jak wskazuje, nie wiadomo również, jak ustawę oceni ostatecznie Komisja Europejska, biorąc pod uwagę jej zastrzeżenia dotyczące niezależności Urzędu Regulacji Energetyki.

W jego ocenie kolejnym problemem jest chaotyczna polityka dotycząca sektora.

"Opublikowany został projekt Polityki energetycznej do 2040 r. Wiadomo, że w najbliższych latach wydatki inwestycyjne będą bardzo duże, ze względu na konieczność zmiany źródeł wytwarzania. Szacuje się, że koszty transformacji wyniosą ok. 400 mld zł. Są jednak znaki zapytania dotyczące farm wiatrowych na lądzie, energetyki opartej na węglu brunatnym oraz skali i zakresu finansowania energetyki jądrowej. Problemem jest też duża rola polityki, bo to państwo rozdaje karty w sektorze" - powiedział analityk DM BOŚ.

"Dużym znakiem zapytania jest kształtowanie się cen energii na rynku, bo skala produkcji energii z OZE w krajach ościennych bardzo rośnie i będzie rosła presja na rentowność segmentu wytwarzania konwencjonalnego. Na te wszystkie główne czynniki niepewności inwestorzy nie będą pozostawać obojętni" - dodał Jakub Viscardi.

Robert Maj z Ipopema Securities ocenia, że ten rok będzie dla spółek energetycznych "wynikowo trudny".

"W ujęciu rdr powinien być lepszy, ale jest wiele znaków zapytania dotyczących m.in. regulacji" - powiedział.

"Segment wytwarzania najlepiej zachowywać się powinien w PGE, czy ZE PAK, gdzie produkcja energii oparta jest na węglu brunatnym. Przy stabilnych cenach CO2 i wysokiej cenie energii powinien pokazywać najlepszą marżowość. Segment wytwarzania na węglu kamiennym też powinien zachowywać się nieźle, ale znaczenie będą miały remonty i wolumen produkcji, np. w Enei. W Tauronie problemy z produkcją górniczą powodują, że spółka kupuje węgiel na zewnątrz i rykosztem trafia to w segment wytwarzania. W segmencie dystrybucji, jeśli taryfy miałyby pójść w dół, to wyniki byłyby pod presją. Pytanie, czy będzie to kompensowane" - dodał analityk.

Jakub Viscardi z DM BOŚ wskazuje, że na wyniki spółek w dłuższym terminie wpływ będą miały rozstrzygnięte pod koniec ubiegłego roku aukcje na rynku mocy, które dadzą stabilny zastrzyk środków.

"Z drugiej strony jest obawa, że inwestycje mogą się okazać większe niż pierwotnie sądzono. Duże nakłady inwestycyjne będą powodować presję na przepływy i dalszy wzrost niemałego już zadłużenia" - ocenił analityk.

Jego zdaniem jest bardzo duże ryzyko co do wypłaty dywidend.

"W PGE, czy Tauronie wypłata dywidend została zawieszona i jest pytanie, czy będą one przywrócone. Do niedawna dywidendy były kluczowym wyznacznikiem dla spółek z sektora energetycznego, a jest ryzyko, że ich nie będzie"- powiedział Viscardi.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ pr/

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/

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

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/

"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/

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/

"Powyższa operacja ma charakter niegotówkowy. Poprawi ona wynik operacyjny grupy Energa bez wpływu na wynik EBITDA" - napisano. (PAP Biznes)

pel/ asa/

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

"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/

"Odnosząc się do pojawiających się w mediach informacji o potencjalnym zaangażowaniu JSW w projekt budowy bloku energetycznego Ostrołęka C zwracam uwagę, że jest to niemożliwe" - powiedział Tchórzewski.

Jak dodał minister, "Rada Nadzorcza JSW zatwierdziła politykę inwestowania środków zaalokowanych w Funduszu JSW Stabilizacyjnym FIZ, która nie przewiduje możliwości inwestowania w instrumenty udziałowe i pożyczki".

"Wyklucza to zaangażowanie Funduszu w inwestycje energetyczne" - zaznaczył Tchórzewski. Podkreślił, że "środki JSW są lokowane w bezpieczne papiery wartościowe i docelowo mają zapewnić płynność spółki".

Jak napisał w środę "Dziennik Gazeta Prawna", ministerstwo energii ma planować użycie 1,5 mld zł z Funduszu Stabilizacyjnego JSW do sfinansowania budowy bloku Ostrołęka C.

Związki z Jastrzębskiej Spółki Węglowej ogłosiły w środę akcję protestacyjną. Według nich, w czwartek spodziewane jest odwołanie prezesa spółki Daniela Ozona. Związki sprzeciwiają się ewentualnemu "wyprowadzeniu", po odwołaniu obecnego prezesa JSW, wypracowanych przez spółkę środków na inne inwestycje rządowe.

"Po ciężkich, wspólnych działaniach organizacji związkowych i zarządu JSW ta spółka wychodzi na prostą. (.) Główną chyba przyczyną tej decyzji, która ma zapaść jutro, są pieniądze. (.) Jeżeli politycznie jest tak, że właściciel nie jest w stanie wymóc na zarządzie JSW zgód, aby spółka ta finansowała pewne zakupy, które mijają się z celem, jeśli chodzi o działalność tej spółki - i z tej przyczyny odwołuje się prezesa, to to jest kompletnie niezrozumiałe" - mówił w środę na konferencji prasowej lider śląsko-dąbrowskiej Solidarności Dominik Kolorz.

Wojciech Krzyczkowski (PAP)

wkr/ asa/

PGE, w odpowiedzi na zaproszenie Energi i Enei, rozpoczęła rozmowy mogące skutkować zaangażowaniem grupy w projekt budowy bloku o mocy 1.000 MW w Ostrołęce, który realizowany jest obecnie przez Energę i Eneę.

"To negatywne dla PGE. Pytanie o szczegóły finansowania, czy PGE zaangażuje się kapitałowo i w jakiej skali" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.

"Potencjalny udział w projekcie PGE zwiększy liczbę jego uczestników, co z kolei trochę pomaga Enei i Enerdze" - dodał.

29 grudnia Elektrownia Ostrołęka, w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa, wydała polecenie rozpoczęcia prac (NTP) dla budowy bloku energetycznego Ostrołęka C. Polecenie otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems, które w lipcu zostało wybrane na generalnego wykonawcę tej inwestycji. Wartość kontraktu wynosi 6,023 mld zł brutto.

Energa i Enea podały wtedy, że deklarują zaangażowanie finansowe dla realizacji etapu budowy w wysokości: Enea 1 mld zł, a Energa nie mniej niż 1 mld zł. Inni inwestorzy, według komunikatu z grudnia, wezmą udział w finansowaniu w pozostałym zakresie koniecznym do pokrycia nakładów finansowych projektu według modelu finansowego, który zostanie ostatecznie uzgodniony przez strony. Jak wówczas podano, harmonogram oraz warunki zaangażowania finansowego poszczególnych podmiotów w projekt mają zostać uzgodnione do 28 stycznia 2019 roku.

Przewiduje się, że pierwsza synchronizacja nowego bloku nastąpi w 2023 roku.

Elektrownia Ostrołęka zapewniła sobie w aukcji na rynku mocy na 2023 rok wsparcie finansowe w wyniku zawarcia warunkowej umowy mocowej na okres 15 lat na moc w wysokości 852,603 MW.

"Środki z rynku mocy na pewno pomagają projektowi. Kwestią problematyczną jest stosunkowo wysoki CAPEX i potencjalna możliwość opóźnień, patrząc na wcześniejsze realizacje, co mogłoby skutkować karami albo oddaniem obowiązku mocowego. O opłacalności projektu decydować będą też koszty węgla" - powiedział Maj z Ipopema Securities.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Zarząd 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

29 grudnia Elektrownia Ostrołęka, w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa, wydała polecenie rozpoczęcia prac (NTP) dla budowy bloku energetycznego Ostrołęka C. Polecenie otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems, które w lipcu zostało wybrane na generalnego wykonawcę tej inwestycji.

Energa i Enea podały wtedy, że deklarują zaangażowanie finansowe dla realizacji etapu budowy w wysokości: Enea 1 mld zł, a Energa nie mniej niż 1 mld zł. Inni inwestorzy, według komunikatu z grudnia, wezmą udział w finansowaniu w pozostałym zakresie koniecznym do pokrycia nakładów finansowych projektu według modelu finansowego, który zostanie ostatecznie uzgodniony przez strony. Jak wówczas podano, harmonogram oraz warunki zaangażowania finansowego poszczególnych podmiotów w projekt mają zostać uzgodnione do 28 stycznia 2019 roku.

We wrześniu 2018 roku Energa i Enea podpisały porozumienie z FIZAN Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt budowy elektrowni Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł. FIZAN Energia to fundusz zarządzany przez TFI Energia, którego jedynym akcjonariuszem jest PGE. Maciej Szczepaniuk, rzecznik PGE, informował wówczas, że grupa PGE nie jest inwestorem w FIZAN Energia. (PAP Biznes)

sar/ ana/

29 grudnia Elektrownia Ostrołęka, w której po 50 proc. udziałów mają Enea i Energa, wydała polecenie rozpoczęcia prac dla budowy bloku energetycznego Ostrołęka C. Polecenie otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems, które w lipcu zostało wybrane na generalnego wykonawcę tej inwestycji. (PAP Biznes)

sar/ ana/

W czwartym kwartale 2018 roku cena uprawnień do emisji CO2 w UE wzrosła do około 20 euro za tonę wobec średnio 6 euro/t w latach 2012-17.

"Wyższa cena CO2 tworzy dodatkowe koszty dla wytwarzania konwencjonalnego, z największym wpływem na węgiel brunatny, kamienny i gaz. Wyższe koszty wytwarzania odzwierciedlane są jednak w hurtowych cenach energii i nie doprowadziły do istotnej presji na wyniki. W przypadku spółek stosujących hedging długoterminowy, wpływ na wyniki jest opóźniony do czasu wygaśnięcia zabezpieczeń" - napisano w raporcie.

Eksperci Fitch wskazali, że wyższe ceny CO2 zwiększają konkurencyjność elektrowni gazowych, jądrowych i źródeł OZE.

Fitch podał w raporcie, że największą ekspozycję na wyższe ceny CO2 mają Niemcy, Polska i Estonia. Spółki wytwórcze z największą ekspozycją to polskie PGE, Enea, Tauron, niemiecki RWE, czeski CEZ i bułgarski BEH.

Autorzy raportu wskazali, że wyższe hurtowe ceny energii przełożą się na wzrost cen detalicznych energii, co - zwłaszcza w mniej rozwiniętych gospodarkach unijnych - może stać się problemem społecznym.

W Polsce 1 stycznia weszła w życie ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw. Zakłada ona ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu. Ustawa zakłada m.in. obniżkę akcyzy na prąd z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh, obniżkę opłaty przejściowej o 95 proc., a także przewiduje rekompensaty dla firm obrotu energią elektryczną. Na ten cel zaplanowano 4 mld zł, które będą wypłacone na wniosek spółek przez specjalnie powołany Fundusz Wypłaty Różnicy Cen.

"Ustanowienie funduszu powinno utrzymać w 2019 r. wyniki spółek w segmentach obrotu, ale jest niepewność co do 2020 roku i lat kolejnych, jeśli chodzi o kontynuację lub zawieszenie rekompensat" - napisano w raporcie Fitch.(PAP Biznes)

pel/ gor/

"W związku z wejściem w życie ustawy z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw regulator oczekuje, że przedsiębiorstwa energetyczne przedłożą wnioski taryfowe spełniające wymogi nowych regulacji prawnych" - napisano w komunikacie prasowym URE.

Kilka dni temu prezydent podpisał ustawę o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw. Zakłada on ustabilizowanie cen sprzedaży energii dla odbiorców końcowych w 2019 r., przy jednoczesnym zrekompensowaniu spółkom energetycznym strat z tego tytułu.

Ustawa zakłada m.in. obniżkę akcyzy na prąd z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh, obniżkę opłaty przejściowej o 95 proc., a także przewiduje rekompensaty dla firm obrotu energią elektryczną, na co przeznaczono 4 mld zł.

URE podał w komunikacie, że "szczególny niepokój budzi +zamrożenie+ opłat dystrybucyjnych w kontekście konieczności realizacji szeregu prowadzonych przez przedsiębiorstwa sieciowe inwestycji mających na celu w szczególności zapewnienie ciągłości dostaw energii elektrycznej odbiorcom".

Jednocześnie regulator z dużym zaniepokojeniem przyjmuje uszczuplenie kompetencji organu regulacyjnego w zakresie ustalania cen i stawek opłat dla odbiorców w gospodarstwach domowych, co pozwalało równoważyć interesy odbiorców i przedsiębiorstw energetycznych.

"W wyniku dotychczasowych rozważnych działań regulatora i dzięki starannie prowadzonym postępowaniom taryfowym przez ostatnie lata rachunki za energię dla odbiorców w gospodarstwach domowych pozostawały na niemal niezmienionym poziomie, a zarazem przyjęty w taryfach zatwierdzanych przez Prezesa URE poziom kosztów uzasadnionych umożliwiał przedsiębiorstwom prowadzenie inwestycji niezbędnych dla zachowania bezpieczeństwa energetycznego" - napisano w komunikacie.

Urząd wskazał, że po wejściu w życie zapisów ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, ustawowe uprawnienia regulatora wynikające z prawa energetycznego polegające na ustalaniu taryf dla energii elektrycznej, w 2019 r. zostały w praktyce znacznie ograniczone. (PAP Biznes)

pr/ asa/

Sejm uchwalił nowelizację w piątek, a Senat poparł ją bez poprawek w nocy z piątku na sobotę.

"Pan prezydent wielokrotnie podkreślał, że każda ustawa, która jest ustawą prospołeczną, która służy Polakom, będzie przez niego podpisana. I tak też jest w tej sytuacji. Pan prezydent podpisał ustawę, o której tutaj rozmawiamy.(...) Jak rozumiem, będzie ona w poniedziałek pewnie ogłoszona w Dzienniku Ustaw. I wchodzi od 1 stycznia 2019 w życie. My się cieszymy, że tym ważnym problemem rząd się zajął" - powiedział w Spychalski w Polsat News, informując, że prezydent podpisał nowelizację w sobotę wieczorem.

Jak mówił, "oczywiście zawsze można powiedzieć", że za późno rząd się tym zajął i że parlament mógł nad tym dłużej pracować. "Ale to już jest wola parlamentu, że te prace wyglądały, tak, jak wyglądały. Natomiast cieszymy się z tego, że te rozwiązania zostały przygotowane, że zostały do pana prezydenta przesłane. Stąd decyzja pana prezydenta o podpisaniu tej ustawy" - powiedział Spychalski.

Przypomniał, że prezydent konsultował kwestię cen prądu jeszcze przed świętami Bożego Narodzenia, gdy spotkał się w tej sprawie z ministrem energii Krzysztofem Tchórzewskim.

"Panu prezydentowi były przedstawiane różne warianty rozwiązania tego narastającego problemu" - dodał.

Na uwagę, że spotkanie prezydenta z ministrem Tchórzewskim odbyło się przed tym nim rząd złożył w Sejmie, w czwartek, autopoprawkę do projektu zmian m.in. w ustawie o podatku akcyzowym, rzecznik prezydenta odpowiedział: "Tak, zgadza się. Pan prezydent otrzymał wtedy różne propozycje rozwiązań. Była rozmowa. Pan prezydent był na bieżąco konsultowany, jeżeli chodzi o rozwiązania, które przygotowywał rząd". "Tutaj mieliśmy pełną wiedzę na ten temat, co się będzie działo. I stąd taka decyzja pana prezydenta, żeby tę ustawę podpisać. Ona została podpisana wczoraj wieczorem" - powiedział Spychalski.

Zaznaczył też, że w rozmowach prezydenta z ministrem Tchórzewskim i z premierem Mateuszem Morawieckim, uzgodniono, że "będą się odbywały cykliczne spotkania, rozmowy na temat tego, jak te zmiany będę funkcjonowały w przyszłym roku". "I jaki jest pomysł na dalsza politykę" - dodał.

Zgodnie z nowelizacją zmniejszona zostaje akcyza na energię elektryczną z 20 do 5 zł za MWh, obniżona zostaje też o 95 proc. opłata przejściowa, płacona co miesiąc przez odbiorców energii elektrycznej w rachunkach. Opłaty przesyłowe i dystrybucyjne, płacone przez odbiorców zostają zamrożone na poziomie z 31 grudnia 2018 r.

Z kolei ceny energii w 2019 r. zostają ustalone na poziomie taryf i cenników sprzedawców obowiązujących 30 czerwca 2018 r. Umowy na dostawy w 2019 r., o ile zakładają wzrost cen w stosunku do poprzedniej umowy danego podmiotu, do 1 kwietnia 2019 r. będą musiały być skorygowane do poziomu z połowy 2018 r. z mocą od 1 stycznia 2019 r.

W pierwotnym projekcie nowelizacji rząd zakładał obniżkę akcyzy i opłaty przejściowej, w autopoprawce pojawiły się dalej idące rozwiązania.

Sprzedawcy, którzy w 2019 r. kupią energię na rynku drożej, niż ustalona cena sprzedaży będą otrzymywać bezpośredni zwrot utraconego przychodu z tworzonego przez nowelizację Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny. Sposób zwrotu określi minister energii w rozporządzeniu, używając średnioważonej ceny rynkowej energii.

Na spadku akcyzy w 2019 r. odbiorcy mają zaoszczędzić 1,85 mld zł, na spadku opłaty przejściowej - 2,24 mld zł, na wypłatę różnicy cen zarezerwowano 4 mld zł. Według rządu, wszystkie te działania powinny pokryć w całości ewentualny wzrost rynkowych cen energii rzędu 60-100 zł/MWh.

Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny ma zostać zasilony 80 proc. pieniędzy ze sprzedaży przez rząd w 2019 r. dodatkowych 55,8 mln uprawnień do emisji CO2. 1 mld zł z tego tytułu ma trafić do krajowego systemu zielonych inwestycji. Ma on dofinansowywać projekty nowych niskoemisyjnych źródeł energii, modernizacje zmniejszające jednostkowy wskaźnik emisyjności lub inwestycję w infrastrukture? dystrybucyjna?.

W uzasadnieniu rządu napisano, że cenniki i taryfy na 2019 były "nieakceptowalne ze społecznego punktu widzenia". Nowelizacja ma wejść w życie 1 stycznia 2019 r.

Według Marcina Kierwińskiego (PO-KO) uchwalona przez parlament i podpisana przez prezydenta nowelizacja zawiera tymczasowe rozwiązania. "Zagłosowaliśmy za nią, ponieważ nie chcemy, aby nieudolność rządów PiS-u, obciążała Polaków. Natomiast to rozwiązanie jest rozwiązaniem czasowym, nie rozwiązującym problemu" - powiedział Kierwiński w niedzielę w Polsat News.

Z kolei szef Komitetu Stałego Rady Ministrów Jacek Sasin (PiS) podkreślał znaczenie tych rozwiązań dla Polaków. "Na rok 2020 trzeba będzie oczywiście stworzyć pewien mechanizm finansowy dodatkowy, ponieważ te pieniądze - te 4 mld zł, o których mówimy ze sprzedaży certyfikatów, będą wykorzystane w tym roku (2019 - PAP). W roku następnym musi być stworzona kolejna podstawa finansowa. Ale mechanizmy zapisane w tej ustawie będą dalej obowiązywać" - powiedział. (PAP)

aop/ mok/ pr/

Polecenie rozpoczęcia prac otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems.

Wcześniej uchwałę o wyrażeniu zgody na wydaniu NTP uchwaliło nadzwyczajne zgromadzenie wspólników Elektrowni Ostrołęka. Wspólnikami Elektrowni Ostrołęka są Energa i Enea, którzy mają po 50 proc. udziałów.

Wartość inwestycji szacowana jest na około 6 mld zł brutto. Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku nastąpi w ciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac. W połowie października na placu budowy elektrowni rozpoczęły się prace przygotowawcze.

Jednocześnie Enea, Energa i Elektrownia Ostrołęka podpisały porozumienie dotyczące realizacji projektu budowy nowego bloku energetycznego Ostrołęka C.

Obie spółki poinformowały przy tym, że w związku z uzyskaniem przez Elektrownię Ostrołęka korzystnego wyniku w aukcji rynku mocy oraz wsparcia finansowego w wyniku zawarcia warunkowej umowy mocowej na okres 15 lat, oraz w związku z gotowością do przejścia do kolejnego etapu harmonogramu inwestycji elektrowni Ostrołęka C, tj. etapu Budowy, w dniu 28 grudnia 2018 roku Energa, Enea oraz Elektrownia Ostrołęka rozwiązały umowę inwestycyjną z 8 grudnia 2016 r.

Energa i Enea deklarują zaangażowanie finansowe dla realizacji etapu budowy w wysokości: Enea 1 mld zł, a Energa nie mniej niż 1 mld zł. Inni inwestorzy wezmą udział w finansowaniu w pozostałym zakresie koniecznym do pokrycia nakładów finansowych projektu według modelu finansowego, który zostanie ostatecznie uzgodniony przez strony i uwzględni również środki zaangażowane przez strony w projekt przed dniem zawarcia porozumienia oraz środki kredytodawców oraz innych inwestorów.

Harmonogram oraz warunki zaangażowania finansowego poszczególnych podmiotów w projekt zostaną uzgodnione do 28 stycznia 2019 roku.

Udzielenie Elektrowni Ostrołęka przez kredytodawców kredytów niezbędnych dla ukończenia etapu budowy nastąpi w sposób nie naruszający zobowiązań określonych w zawartych przez Energę i Eneę umowach finansowania zewnętrznego (tzw. financial covenants).

W listopadzie minister energii Krzysztof Tchórzewski mówił, że udział banków w finansowaniu nowego bloku w Elektrowni Ostrołęka wyniesie 30-35 proc. Resztę stanowić będzie wkład własny Energi, Enei i TFI Energia.

Na początku września Energa i Enea podpisały porozumienie z FIZAN Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt budowy elektrowni Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł. (PAP Biznes)

pr/

Obie spółki poinformowały, że w związku z uzyskaniem przez Elektrownię Ostrołęka korzystnego wyniku w aukcji rynku mocy oraz wsparcia finansowego w wyniku zawarcia warunkowej umowy mocowej na okres 15 lat, oraz w związku z gotowością do przejścia do kolejnego etapu harmonogramu inwestycji elektrowni Ostrołęka C, tj. etapu Budowy, w dniu 28 grudnia 2018 roku Energa, Enea oraz Elektrownia Ostrołęka rozwiązały umowę inwestycyjną z 8 grudnia 2016 r.

Jednocześnie strony podpisały porozumienie, którego intencją jest zawarcie nowej umowy inwestycyjnej określającej zasady współpracy Energi i Enei oraz finansowania elektrowni Ostrołęka C w fazie budowy.

Energa i Enea deklarują zaangażowanie finansowe dla realizacji etapu budowy w wysokości: Enea 1 mld zł, a Energa nie mniej niż 1 mld zł. Inni inwestorzy wezmą udział w finansowaniu w pozostałym zakresie koniecznym do pokrycia nakładów finansowych projektu według modelu finansowego, który zostanie ostatecznie uzgodniony przez strony i uwzględni również środki zaangażowane przez strony w projekt przed dniem zawarcia porozumienia oraz środki kredytodawców oraz innych inwestorów.

Harmonogram oraz warunki zaangażowania finansowego poszczególnych podmiotów w projekt zostaną uzgodnione do 28 stycznia 2019 roku.

Udzielenie Elektrowni Ostrołęka przez kredytodawców kredytów niezbędnych dla ukończenia etapu budowy nastąpi w sposób nie naruszający zobowiązań określonych w zawartych przez Energę i Eneę umowach finansowania zewnętrznego (tzw. financial covenants).

W listopadzie minister energii Krzysztof Tchórzewski mówił, że udział banków w finansowaniu nowego bloku w Elektrowni Ostrołęka wyniesie 30-35 proc. Resztę stanowić będzie wkład własny Energi, Enei i TFI Energia.

Na początku września Energa i Enea podpisały porozumienie z FIZAN Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt budowy elektrowni Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł.

Inwestorem w projekcie Ostrołęka C jest Elektrownia Ostrołęka. Po połowie udziałów w spółce mają Enea i Energa. W połowie października na placu budowy elektrowni rozpoczęły się prace przygotowawcze.

W połowie lipca Elektrownia Ostrołęka podpisała umowę z generalnym wykonawcą inwestycji, konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems. Wartość inwestycji wynosi ok. 6 mld zł brutto. Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku nastąpi w ciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac. (PAP Biznes)

pr/

Polecenie rozpoczęcia prac otrzymało konsorcjum GE Power (lider) oraz Alstom Power Systems.

Wcześniej uchwałę o wyrażeniu zgody na wydanei NTP wyraziło nadzwyczajne zgromadzenie wspólników Elektrowni Ostrołęka. Wspólnikami Elektrowni Ostrołęka są Energa i Enea. (PAP Biznes)

pr/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 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

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

Głosowanie w Senacie odbyło się około godziny 2.30, w nocy w piątku na sobotę. Za ustawą nowelizującą m. in. ustawę o akcyzie było 76 senatorów, nikt nie był przeciw, oddano 7 głosów wstrzymujących się.

Uchwalona w piątek przez Sejm nowelizacja ustawy obniża akcyzę na energię elektryczną i zmienia stawki opłaty przejściowej, co ma zapobiec podwyżkom cen prądu w 2019 r. Nowela ustawy o podatku akcyzowym zakłada ustalenie od początku 2019 r. cen energii na poziomie taryf i umów obowiązujących 30 czerwca 2018 r. Różnicę między tą ceną sprzedaży, a ceną rynkową - obliczoną przez ministra energii w rozporządzeniu - sprzedawcy energii mają otrzymywać z tworzonego projektem Funduszu Wypłaty Różnicy Cen.

Podczas kilkugodzinnej debaty - rozpoczęła się o 21.30 - senatorowie pytali m. in. o zgodność ustawy z prawem unijnym i konstytucją oraz o to, projekt był konsultowany z samorządami i prezydentem Andrzejem Dudą. Ten ostatni zapowiadał już, że podpisze nowelizację. Wiceminister energii Tadeusz Skobel zapewnił, że projekt został uzgodniony z innymi resortami, w tym MSZ. Przyznał, że projekt nie był przedmiotem konsultacji w komisji wspólnej rządu i samorządu, ale - jak zaznaczył - strony ustaliły powołanie wspólnego zespołu, który będzie analizował różne warianty rozwiązań.

Skobel podkreślił, rząd opracował politykę energetyczną do roku 2040. Zwrócił uwagę, że dla bezpieczeństwa dostaw ważny będzie rozwój energetyki rozproszonej.

Opozycja zarzucała, że pośpieszne prace nad ustawą naruszają standardy legislacyjne, wiele przepisów jest niejasnych i podatnych na różne interpretacje, a nowelizacja nie rozwiązuje problemu, który wiąże się z rosnącymi cenami węgla i opłatami za emisje. "Nie zgadzacie się na dekarbonizację, ale trzeba za to płacić" - powiedział Bogdan Borusewicz (PO). Wytknął rządzącym wprowadzenie zmian, które zastopowały rozwój energetyki wiatrowej.

"Powstaje pytanie, czy ta ustawa jest odpowiedzią na przyczyny" - powiedział sprawozdawca mniejszości Mieczysław Augustyn (PO). "Zacznijmy dbać o czyste powietrze, przejmijmy się zmianami klimatycznymi i na to skierujmy wysiłek. Ta konieczna fastryga to ostatni dzwonek, który powinien obudzić rząd, by zaczął działać na rzecz zmniejszenia emisji CO2" - dodał. Wezwał do wspierania energetyki prosumenckiej i zmiany struktury polskiego miksu energetycznego.

"Dopiero zaczynacie nam przedstawiać do konsultacji założenia polityki energetycznej" - zarzucił Augustyn rządowi. Zapowiedział zarazem poparcie ustawy mimo zastrzeżeń. "Nie będziemy się sprzeciwiać powstrzymaniu gwałtownego wzrostu cen energii. Tak wysokie podwyżki doprowadziłyby wiele firm do upadłości, dla osób niezamożnych byłyby nie do udźwignięcia" - mówił.

Według Marka Borowskiego (Koło Senatorów Niezależnych) przedstawiane cele polityki energetycznej - w tym budowa bloków jądrowych co dwa lata, zmniejszenie udziału węgla z 80 do nieco ponad 30 proc. - są nierealne. "To fikcja. Jaka ścieżka dojścia, skąd pieniądze?" - pytał Borowski. "Ten program powstał na gwałt, w związku z konferencją energetyczną. Cała ta koncepcja jest źle pomyślana. Niedawno obiegła Polskę wieść, że pan minister Tchórzewski na Jasnej Górze powierzył energetykę opatrzności Bożej. Widzę, że tylko opatrzność Boża może pomóc" - dodał Borowski.

Jan Maria Jackowski (PiS) podkreślał, że Europa traci konkurencyjność w wyniku wzrostu cen energii. Ocenił, że "wyjątkowo restrykcyjne, wysokie normy" emisji "nie służą zakładanym celom". Senatorowie PiS winą za rosnące ceny energii elektrycznej obecnych obarczali premiera Donalda Tuska, który - wbrew stanowisku także parlamentarzystów PO - nie użył weta podczas negocjacji pakietu klimatycznego w 2008 r. Bogdan Klich zadał w odpowiedzi pytanie: "kto zatwierdzał decyzje szczytu klimatycznego w imieniu Rzeczypospolitej Polskiej" (pakiet energetyczno-klimatyczny był negocjowany w 2007 r., gdy premierem był Jarosław Kaczyński, a podpisany w grudniu 2008 r., za prezydentury Lecha Kaczyńskiego - PAP).

Senatorowie PiS wskazywali, że obecne rządy USA, Chin Indii, Brazylii i Rosji, które odpowiadają za większość globalnych emisji, nie zamierzają się podporządkowywać międzynarodowym porozumieniom. Były też wypowiedzi kwestionujące globalne ocieplenie i znaczenie emisji CO2 i innych gazów przez ludzkość. (PAP)

awy/ brw/ pś/ pr/

Ustawa zakłada m.in. obniżkę akcyzy na prąd z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh, a także przewiduje rekompensaty dla firm obrotu energią elektryczną, na co przeznaczono 4 mld zł.

Ustawa wejdzie w życie z dniem ogłoszenia, z mocą od dnia 1 stycznia 2019 roku.

W ubiegłym tygodniu rząd przyjął projekt ustawy zmieniającej i obniżającej akcyzę na prąd. Projekt ten trafił następnie do Sejmu. W czwartek do tego projektu wniesiono autopoprawkę. W piątek zajął się nim parlament.

Ustawa zakłada ustabilizowanie ceny sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w roku 2019. Dzięki projektowanemu rozwiązaniu ceny energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców w kraju nie wzrosną w 2019 r. w porównaniu do roku 2018.

Pierwszym mechanizmem, który ma pozwolić na ustabilizowanie cen energii elektrycznej w roku 2019, jest obniżenie podatku akcyzowego na energię elektryczną z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh.

Rachunki odbiorców energii elektrycznej z tego tytułu zostaną obniżone w 2019 r. o 1,85 mld zł netto. Kwotę tę uzyskano poprzez pomnożenie rocznego zużycia energii elektrycznej (2 proc. corocznie zwiększenie zużycia) przez 15 zł/MWh oraz współczynnik 0,95. Współczynnik 0,95 odzwierciedla sytuację, że już dzisiaj część odbiorców (odbiorcy energochłonni) korzystają z obniżonej stawki akcyzy.

Rząd zakłada też redukcję opłaty przejściowej o 95 proc. dla wszystkich podmiotów, zarówno dla gospodarstw domowych, jak i dla przedsiębiorców i samorządów.

Dzięki tej zmianie rachunki za energię elektryczną odbiorców w Polsce zmniejszą się o 2,24 mld zł. W poprzedniej wersji skutek finansowy obniżki wynosił 1,7 mld zł.

Trzecią zmianą, którą wprowadza ustawa, jest bezpośredni zwrot utraconego przychodu spółkom obrotu. Na ten cel zaplanowano 4 mld zł, które będą wypłacone na wniosek spółek przez specjalnie powołany Fundusz Wypłaty Różnicy Cen.

"Biorąc pod uwagę, że wzrost cen energii elektrycznej waha się w granicach 60±100 zł/MWh, oraz biorąc pod uwagę obniżenie akcyzy oraz opłaty przejściowej, kwota ta powinna w całości pokryć planowane wzrosty cen wszystkich spółek obrotu w Polsce" - napisano w uzasadnieniu do ustawy.

"Dzięki temu mechanizmowi pozostawimy cenę rachunku za energię elektryczną dla odbiorców na poziomie z 2018 roku i nie ucierpi na tym interes spółek energetycznych, zarówno tych, nad którymi pieczę ma Skarb Państwa, jak i wszystkich prywatnych, które zajmują się obrotem energią elektryczną" - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski podczas piątkowej debaty w Sejmie.

Czwartym elementem zaplanowanego mechanizmu jest zasilenie kwotą 1 mld zł krajowego systemu zielonych inwestycji.

W Ocenie Skutków Regulacji (OSR) zapisano "obniżenie cen energii elektrycznej dla odbiorców w Polsce o ok. 8,09 mld zł oraz przeznaczenie kwoty ok. 1 mld zł na inwestycje prośrodowiskowe, które pozwolą na obniżenie emisyjności instalacji spalania lub budowę nowych niskoemisyjnych źródeł".

"Przygotowany mechanizm, składający się z czterech interwencji, będzie finansowany ze sprzedaży dodatkowych 55,8 mln ton uprawnień do emisji CO2, których przychody dotychczas nie zostały ujęte w budżecie na 2019 rok. Z tego tytułu spodziewamy się pozyskać około 5 mld zł" - powiedział minister Tchórzewski podczas debaty w Sejmie.

"Komisja Europejska zgodziła się, żeby te uprawnienia do emisji CO2 zostały zbyte na giełdach w Lipsku i Londynie. Warto podkreślić, że budżet państwa prawdopodobnie będzie zasilony większą kwotą ze sprzedaży uprawnień, ponieważ przy planowaniu budżetu ceny uprawnień były założone na niespełna 15 euro/tonę, gdy tymczasem obecnie ta cena oscyluje w granicach 25 euro/tonę. Do budżetu wpłynie zatem 1 mld zł więcej" - dodał.

Minister energii poinformował, że ponieważ kolejnymi źródłami finansowania będą obniżenie wpływów do budżetu z tytułu obniżki podatku akcyzowego o 1,85 mld zł, a także 1 mld zł na inwestycje prośrodowiskowe, to cała interwencja planowana jest na poziomie 9 mld zł w 2019 roku.

"Takie dodatkowe środki zostaną wykorzystane do tego, żeby gospodarstwa domowe, firmy i samorządy mniej zapłaciły za prąd" - powiedział Tchórzewski.

Minister energii dodał, że również na 2020 rok nie zabraknie środków na pokrycie kosztów wzrostu cen energii.

"Jeśli chodzi o 2020 rok, to jest kwestia dodatkowych środków, które są potrzebne, ale jestem przekonany, że w ciągu 2019 roku potrafimy zabezpieczyć nasze społeczeństwo i przedsiębiorców na rok 2020" - powiedział.

FIRMY ENERGETYCZNE MUSZĄ RENEGOCJOWAĆ UMOWY Z KLIENTAMI

Spółki obrotu, które po 30 czerwca 2018 r. zawarły umowy sprzedaży energii elektrycznej z ceną lub stawką opłaty wyższą niż w ostatnio obowiązującej umowie, są obowiązane do zmiany warunków tej umowy nie później niż do 1 kwietnia 2019 r., ze skutkiem od dnia 1 stycznia 2019 r.

W tym przypadku zmiana warunków umowy następuje poprzez zmianę ceny energii elektrycznej na cenę nie wyższą niż wskazana w taryfie lub cenniku energii elektrycznej w dniu 30 czerwca 2018 roku.

Ustawa wprowadza "cennik energii elektrycznej", obejmujący ceny i stawki opłat zawartych w taryfie lub zbiorze cen i stawek opłat za energię elektryczną opracowywanym przez przedsiębiorstwo energetyczne i wprowadzanym jako obowiązujący dla określonych w nim odbiorców.

W przypadku przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej cennik określa się w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat brutto stosowane w dniu 31 grudnia 2018 r., uwzględniając zmniejszenie stawek opłaty przejściowej.

W przypadku przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się obrotem energią elektryczną cennik energii określa się w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat brutto stosowane w dniu 30 czerwca 2018 r., uwzględniając zmniejszenie stawki podatku akcyzowego na energię elektryczną.

Jeśli ceny i stawki opłat w taryfie lub cenniku energii elektrycznej na 2019 r. zostały ustalone na podstawie przepisów obowiązujących przed dniem wejścia w życie noweli, to przedsiębiorstwo energetyczne, w terminie do 30 stycznia 2019 r., wystąpi do prezesa URE z wnioskiem o zmianę taryfy lub uwzględnia w cenniku energii elektrycznej ceny i stawki opłat obowiązujące w dniu 30 czerwca 2018 roku (w przypadku obrotu) lub w dniu 31 grudnia 2018 roku (w przypadku firm zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii), uwzględniając zmniejszenie stawki podatku akcyzowego na energię elektryczną.

Przedsiębiorstwo energetyczne, które nie zastosuje się do wymogu renegocjacji umów może zostać ukarane karą pieniężną do 5 proc. przychodu, wynikającego z działalności koncesjonowanej, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym. Karę nakłada Prezes URE w drodze decyzji.

Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną może zwrócić się do Zarządcy Rozliczeń z wnioskiem o wypłatę kwoty na pokrycie różnicy między ceną wskazaną w taryfie lub cenniku energii elektrycznej, a średnioważoną ceną energii elektrycznej na rynku hurtowym, obliczoną zgodnie ze wzorem.

Kwoty różnic cen finansowane są z Funduszu Wypłaty Różnicy Cen. Fundusz jest państwowym funduszem celowym. Dysponentem funduszu jest minister właściwy do spraw energii. Zarządzanie funduszem powierza się zarządcy rozliczeń cen. Bank Gospodarstwa Krajowego prowadzi obsługę bankową funduszu.

Sposób obliczenia kwoty na pokrycie różnicy cen oraz średnioważoną cenę energii elektrycznej na rynku hurtowym określi w drodze rozporządzenia minister energii, "biorąc pod uwagę wartość unikniętego wzrostu cen energii elektrycznej oraz interes przedsiębiorstw energetycznych prowadzących działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną".

"Nie ma żadnych zagrożeń. Samorządy, przedsiębiorstwa, wszyscy, którzy zawarli umowy cywilnoprawne związane z zakupem energii elektrycznej, będą to mieli w ten sposób rozliczone" - powiedział Tchórzewski w Sejmie.

Przychodami Funduszu Wypłaty Różnicy Cen są m.in.: 80 proc. środków uzyskanych w wyniku przeprowadzenia aukcji uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, środki stanowiące zwrot kwot różnic cen, dotacje celowe z budżetu państwa oraz dobrowolne wpłaty i darowizny. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Ustawa zakłada m.in. obniżkę akcyzy na prąd z 20 zł/MWh do 5 zł/MWh, obniżkę opłaty przejściowej o 95 proc., a także przewiduje rekompensaty dla firm obrotu energią elektryczną, na co przeznaczono 4 mld zł.

Ustawa wejdzie w życie z dniem ogłoszenia, z mocą od dnia 1 stycznia 2019 roku.

W ubiegłym tygodniu rząd przyjął projekt ustawy zmieniającej i obniżającej akcyzę na prąd. Projekt ten trafił następnie do Sejmu. W czwartek do tego projektu wniesiono autopoprawkę. W piątek zajął się nim parlament.

Ustawa zakłada ustabilizowanie ceny sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w roku 2019. Dzięki projektowanemu rozwiązaniu ceny energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców w kraju nie wzrosną w 2019 r. w porównaniu do roku 2018. (PAP Biznes)

pr/ gor/

"To nie jest pomoc spółkom energetycznym i dla dostawców energii. Pomagamy odbiorcom energii elektrycznej, a więc obywatelom, przedsiębiorcom i samorządom. Pomoc obywatelom i samorządom nie ma żadnych znamion pomocy publicznej" - powiedział minister Tchórzewski podczas obrad połączonych sejmowych komisji do spraw energii i Skarbu Państwa oraz finansów publicznych.

"Nie mam wątpliwości, że ta ustawa może być uchwalona, może wejść w życie i może pomóc naszym obywatelom, przedsiębiorcom i samorządom, które tak ostatnio narzekają na wzrost cen energii elektrycznej. Nie pomagamy spółkom energetycznym, nie ma dla nich żadnej pomocy. Żaden przedsiębiorca, który sprzedaje energię nic na tym nie zyskuje, on musi pod groźbą kary wyspowiadać się z pieniędzy, które chce uzyskać z funduszu. Jeśli coś źle wyliczy i będzie chciał uzyskać dodatkowe pieniądze, to zostanie dodatkowo ukarany" - dodał.

W ubiegłym tygodniu rząd przyjął projekt ustawy zmieniającej i obniżającej akcyzę na prąd. Projekt ten trafił następnie do Sejmu. W czwartek do tego projektu wniesiono autopoprawkę. W piątek zajął się nim parlament.

Ustawa zakłada ustabilizowanie ceny sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców końcowych w roku 2019. Dzięki projektowanemu rozwiązaniu ceny energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców w kraju nie wzrosną w 2019 r. w porównaniu do roku 2018.

Jedną ze zmian, którą wprowadza ustawa, jest bezpośredni zwrot utraconego przychodu spółkom obrotu. Na ten cel zaplanowano 4 mld zł, które będą wypłacone na wniosek spółek przez specjalnie powołany Fundusz Wypłaty Różnicy Cen.

Projekt ustawy wprowadza "cennik energii elektrycznej", obejmujący ceny i stawki opłat zawartych w taryfie lub zbiorze cen i stawek opłat za energię elektryczną opracowywanym przez przedsiębiorstwo energetyczne i wprowadzanym jako obowiązujący dla określonych w nim odbiorców.

W przypadku przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej cennik określa się w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat brutto stosowane w dniu 31 grudnia 2018 r., uwzględniając zmniejszenie stawek opłaty przejściowej.

W przypadku przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się obrotem energią elektryczną cennik energii określa się w wysokości nie wyższej niż ceny i stawki opłat brutto stosowane w dniu 30 czerwca 2018 r., uwzględniając zmniejszenie stawki podatku akcyzowego na energię elektryczną.

Spółki obrotu, które po 30 czerwca 2018 r. zawarły umowy sprzedaży energii elektrycznej z ceną lub stawką opłaty wyższą niż w ostatnio obowiązującej umowie, są obowiązane do zmiany warunków tej umowy nie później niż do 1 kwietnia 2019 r., ze skutkiem od dnia 1 stycznia 2019 r.

Przedsiębiorstwo energetyczne, które nie zastosuje się do wymogu renegocjacji umów może zostać ukarane karą pieniężną do 5 proc. przychodu, wynikającego z działalności koncesjonowanej, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym. Karę nakłada Prezes URE w drodze decyzji.

Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną może zwrócić się do Zarządcy Rozliczeń z wnioskiem o wypłatę kwoty na pokrycie różnicy między ceną wskazaną w taryfie lub cenniku energii elektrycznej, a średnioważoną ceną energii elektrycznej na rynku hurtowym, obliczoną zgodnie ze wzorem.

Kwoty różnic cen finansowane są z Funduszu Wypłaty Różnicy Cen. Fundusz jest państwowym funduszem celowym. Dysponentem funduszu jest minister właściwy do spraw energii. Zarządzanie funduszem powierza się Zarządcy Rozliczeń cen. Bank Gospodarstwa Krajowego prowadzi obsługę bankową funduszu.

Sposób obliczenia kwoty na pokrycie różnicy cen oraz średnioważoną cenę energii elektrycznej na rynku hurtowym określi w drodze rozporządzenia minister energii, "biorąc pod uwagę wartość unikniętego wzrostu cen energii elektrycznej oraz interes przedsiębiorstw energetycznych prowadzących działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną". (PAP Biznes)pr/ osz/

W tym przypadku zmiana warunków umowy następuje poprzez zmianę ceny energii elektrycznej na cenę nie wyższą niż wskazana w taryfie lub cenniku energii elektrycznej w dniu 30 czerwca 2018 roku.

W poprawce określono, że jeśli ceny i stawki opłat w taryfie lub cenniku energii elektrycznej na 2019 r. zostały ustalone na podstawie przepisów obowiązujących przed dniem wejścia w życie noweli, to przedsiębiorstwo energetyczne, w terminie do 30 stycznia 2019 r., wystąpi do prezesa URE z wnioskiem o zmianę taryfy lub uwzględnia w cenniku energii elektrycznej ceny i stawki opłat obowiązujące w dniu 30 czerwca 2018 roku, uwzględniając zmniejszenie stawki podatku akcyzowego na energię elektryczną.

Przedsiębiorstwo energetyczne, które nie zastosuje się do wymogu renegocjacji umów może zostać ukarane karą pieniężną do 5 proc. przychodu, wynikającego z działalności koncesjonowanej, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym. Karę nakłada Prezes URE w drodze decyzji.

Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie obrotu lub dystrybucji energią elektryczną może zwrócić się do Zarządcy Rozliczeń z wnioskiem o wypłatę kwoty na pokrycie różnicy między ceną wskazaną w taryfie lub cenniku energii elektrycznej, a średnioważoną ceną energii elektrycznej na rynku hurtowym, obliczoną zgodnie ze wzorem.

Kwoty różnic cen finansowane są z Funduszu Wypłaty Różnicy Cen. Fundusz jest państwowym funduszem celowym. Dysponentem funduszu jest minister właściwy do spraw energii. Zarządzanie funduszem powierza się zarządcy rozliczeń cen. Bank Gospodarstwa Krajowego prowadzi obsługę bankową funduszu.

Przychodami Funduszu Wypłaty Różnicy Cen są m.in.: 80 proc. środków uzyskanych w wyniku przeprowadzenia aukcji uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, środki stanowiące zwrot kwot różnic cen, dotacje celowe z budżetu państwa oraz dobrowolne wpłaty i darowizny.

W ubiegłym tygodniu rząd przyjął projekt ustawy zmieniającej i obniżającej akcyzę na prąd z 20 do 5 zł/MWh. W czwartek do tego projektu wniesiono autopoprawkę.

W autopoprawce do projektu ustawy o zmianach w akcyzie na prąd zapisano m.in. rekompensaty dla firm obrotu, a na ten cel przeznaczono 4 mld zł.

W autopoprawce zaplanowano też zasilenie kwotą 1 mld zł krajowego systemu zielonych inwestycji, zmniejszono również stawki opłaty przejściowej. W obecnej wersji skutek finansowy obniżki wynosi 2,24 mld zł wobec 1,7 mld zł wcześniej. (PAP Biznes)

pr/ ana/

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/

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

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/

Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok. Aukcja zakończyła się w rundzie ósmej, gdzie cena wywoławcza wynosiła 217,6 zł, a cena minimalna 189,95 zł/kW/rok.

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2023 wynosi 10631,191 MW.

Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

W pierwszej aukcji głównej na rynku mocy, na rok dostaw 2021, która odbyła się 15 listopada, cena zamknięcia wyniosła 240,32 zł/kW/rok. Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2022 wyniosła 198 zł/kW/rok.

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

Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.(PAP Biznes)

pr/

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

Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

Wśród dostawców, których moce zostały zakontraktowane w aukcji dla roku dostaw 2023 są m.in. spółki z grup PGE, Tauron, Enea, Energa (w tym Elektrownia Ostrołęka z nową jednostką wytwórczą (wielkość obowiązku mocowego 852,6 MW, okres trwania obowiązku mocowego 15 lat), PGNIG, PKN Orlen, Polenergia i ZE PAK.

W pierwszej aukcji głównej na rynku mocy, na rok dostaw 2021, która odbyła się 15 listopada, cena zamknięcia wyniosła 240,32 zł/kW/rok. Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2022 wyniosła 198 zł/kW/rok.

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

Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.(PAP Biznes)

pr/

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

pr/

"Planujemy obniżkę akcyzy z 20 zł do 5 zł/MWh" - powiedział Morawiecki na piątkowej konferencji, dodając, że oznaczałoby to o około 2 mld zł niższe koszty dla odbiorców energii. Do tego doszłyby niższe o około 0,5 mld zł wpływy z podatku VAT.

Dodał, że planowana jest też redukcja opłaty przejściowej o 95 proc. dla wszystkich podmiotów, zarówno dla gospodarstw domowych, jak i dla przedsiębiorców i samorządów. Z tego źródła będzie pochodzić około 1-1,5 mld zł oszczędności.

"Państwo ma instrumenty, które wykorzystuje, by jak najpełniej wpływać na stabilność cen i jak najlepiej dbać o portfele mieszkańców. W takim celu wprowadzimy mechanizmy stabilizacji cen, żeby również samorządy nie mogły traktować cen energii jako wymówki do podnoszenia cen usług publicznych" - powiedział premier Morawiecki.

"To wszystko doprowadzi do tego, że w 2019 roku ceny energii będą utrzymane na poziomie z pierwszej połowy 2018 roku" - dodał.

Premier Morawiecki zwrócił się do marszałka Sejmu o zwołanie nadzwyczajnego posiedzenia Sejmu tak, by jeszcze w tym roku zostały przyjęte odpowiednie regulacje prawne w formie ustawy. Posiedzenie Sejmu zostanie zwołane najprawdopodobniej na 28 grudnia.

Morawiecki dodał, że rząd chce zapewnić właściwą politykę inwestycyjną wszystkim firmom, które chcą inwestować w nowe moce wytwórcze, również w odnawialne źródła energii. Spółki energetyczne mają poszukać w wydatkach operacyjnych czy marketingowych oszczędności w wysokości co najmniej kilkuset milionów zł.

"Dodatkowe oszczędności są możliwe i one będą stanowiły zasób, żeby spółki mogły inwestować" - powiedział premier.

Rząd chce też wykorzystać do procesów inwestycyjnych i modernizacyjnych, przyczyniających się do jak najtańszego wytwarzania energii elektrycznej, wpływy ze sprzedaży 55 mln uprawnień do emisji CO2. Przy obecnych cenach może to przynieść kwotę przekraczającą 4-4,5 mld zł, a być może nawet 5 mld zł.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował, że celem jest stworzenie krajowego systemu zielonych inwestycji na bazie tych środków ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2.

Minister zapowiedział, że "będzie to oferta dla tych wszystkich, którzy będą uważali, że mimo zmniejszenia akcyzy i mimo obniżenia obciążeń związanych z opłatą przejściową, nadal tracą". "Będą mogli się zwrócić w ramach krajowego systemu, żeby uzyskać wsparcie na inwestycje, które będą chcieli prowadzić" - podkreślił Tchórzewski.

Jak podał, priorytet będą mieć inwestycje, które będą doprowadzały do wzrostu efektywności albo do zmniejszenia emisji, także inwestycje prospołeczne i związane z rozwojem prosumenckim.

"Chcemy, by koszty energii elektrycznej stanowiły stałą przewagę konkurencyjną naszej gospodarki. Żeby tak był skonstruowany miks energetyczny, żeby efekt finalny był jak najbardziej pozytywny w dłuższym horyzoncie dla mieszkańców, przedsiębiorców i samorządów" - powiedział premier Morawiecki.

Minister Tchórzewski poinformował, że samorządy i firmy będą mogły renegocjować umowy na dostawę energii.

"Chciałbym zaprosić samorządy, które uważają, że podpisane umowy są na zbyt wysokim poziomie, a to były przetargi publiczne. Jeśli zechcą się zwrócić i na przykład zamienić te umowy na dwuletnie, by mieć większą pewność finansową, to będą mogli renegocjować umowy i w związku z tym, że na dłuższy okres zechcą zawierać te umowy, czy też przedsiębiorstwa, które kupują energię elektryczną, to będą mogli uzyskać zbliżenie się z powrotem do stawek, które dotychczas były stosowane" - powiedział Tchórzewski.

Minister Tchórzewski wskazał, że wyliczone przez dostawców energii koszty związane z pozostawieniem cen energii na dotychczasowym poziomie zostały oszacowane na poziomie ok. 7,5 mld zł.

"Z tych środków, które premier przedstawił, mamy około 8 mld zł, by zapewnić pomoc wszystkim, więc nikt z dostawców na tym nie straci. Z jednej strony, ceny pozostają na tym samym poziomie, z drugiej - będzie mógł być otwarty dość znaczący program inwestycyjny" - powiedział minister. (PAP Biznes)

pel/ pr/ gor/

"Przedwczoraj prezes URE poinformował o zgłoszeniu do prokuratury podejrzenia przestępstwa dotyczącego manipulacji cenowych. Jeśli dodatkowo potwierdzają się informacje, że być może nie tylko mniejsze podmioty, ale któryś z dużych podmiotów uczestniczył w manipulacjach związanych z kształtowaniem się ceny na TGE, to takie zachowania są absolutnie niedopuszczalne. Wiem, że minister Tchórzewski zlecił audyt wszędzie, we wszystkich spółkach. Będzie to bardzo dokładna kontrola" - powiedział premier Morawiecki na konferencji prasowej.

"Jestem zdania, że jeśli URE dostrzegł jakiekolwiek wątpliwości dotyczące uczciwości formowania się ceny na TGE, to zgłosił te nieprawidłowości i szybko się o tym przekonamy. Wszelkie ewentualne konsekwencje zostaną wyciągnięte" - dodał.

Wskazał, że minister energii zlecił dokładny audyt, a oprócz tego działa prokuratura.

"Musi to być wyjaśnione. To byłyby sytuacje niedopuszczalne. Będziemy to weryfikować z całą surowością i stanowczością" - powiedział premier.

Jak przekazano w środę prezes URE zakończył postępowanie w sprawie skoku cen w kontraktach na giełdzie energii elektrycznej z pierwszej połowy tego roku, a dokumentację przekazał do prokuratury. Postępowanie, które regulator zarządził w czerwcu, miało na celu ustalenie czy zachodzi uzasadnione podejrzenie manipulacji na rynku określone w przepisach rozporządzenia REMIT (rozporządzenie PE i Rady ws. integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii).

Jak podano w czwartek, prezes URE zarządził przeprowadzenie postępowania wyjaśniającego dotyczącego ewentualnych manipulacji na rynku energii. W ocenie URE wzrost cen energii notowany na produkcie BASE_Y-19 na TGE w okresie po 1 września br. może nie być wyłącznie wynikiem wzrostu cen węgla kamiennego i uprawnień do emisji CO2.(PAP Biznes)

pel/ pr/ gor/

"Mamy środki z tych dodatkowych - dotychczas uśpionych, a obecnie za zgodą KE ożywionych - uprawnień do emisji, pięć miliardów złotych. Na tej bazie chcemy stworzyć krajowy system zielonych inwestycji" - mówił Tchórzewski na konferencji prasowej.

Minister zapowiedział, że "będzie to oferta dla tych wszystkich, którzy będą uważali, że mimo zmniejszenia akcyzy i mimo obniżenia obciążeń związanych z opłatą przejściową, nadal tracą".

"Będą mogli się zwrócić w ramach krajowego systemu, żeby uzyskać wsparcie na inwestycje, które będą chcieli prowadzić" - powiedział Tchórzewski.

Jak dodał, w ramach pomocy udzielanych przez krajowy system inwestycji zielonych priorytetowo traktowane będą m.in inwestycje prowadzące do wzrostu efektywności lub zmniejszenia emisji, inwestycje prospołeczne i związane z rozwojem konsumenckim. (PAP)

mm/ drag/ je/ pr/

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/

"Planujemy obniżkę akcyzy z 20 zł do 5 zł/MWh" - powiedział Morawiecki na piątkowej konferencji, dodając, że oznaczałoby to o około 2 mld zł niższe koszty dla odbiorców energii. Do tego doszłyby niższe o około 0,5 mld zł wpływy z podatku VAT.

Dodał, że planowana jest też redukcja opłaty przejściowej o 95 proc. dla wszystkich podmiotów, zarówno dla gospodarstw domowych, jak i dla przedsiębiorców i samorządów. Z tego źródła będzie pochodzić około 1-1,5 mld zł oszczędności.

"Państwo ma instrumenty, które wykorzystuje, by jak najpełniej wpływać na stabilność cen i jak najlepiej dbać o portfele mieszkańców. W takim celu wprowadzimy mechanizmy stabilizacji cen, żeby również samorządy nie mogły traktować cen energii jako wymówki do podnoszenia cen usług publicznych" - powiedział premier Morawiecki.

"To wszystko doprowadzi do tego, że w 2019 roku ceny energii będą utrzymane na poziomie z pierwszej połowy 2018 roku" - dodał.

Premier Morawiecki zwrócił się do marszałka Sejmu o zwołanie nadzwyczajnego posiedzenia Sejmu tak, by jeszcze w tym roku zostały przyjęte odpowiednie regulacje prawne w formie ustawy.

Dodał, że rząd chce zapewnić właściwą politykę inwestycyjną wszystkim firmom, które chcą inwestować w nowe moce wytwórcze, również w odnawialne źródła energii. Spółki energetyczne mają poszukać w wydatkach operacyjnych czy marketingowych oszczędności w wysokości co najmniej kilkuset milionów zł.

"Dodatkowe oszczędności są możliwe i one będą stanowiły zasób, żeby spółki mogły inwestować" - powiedział premier.

Rząd chce też wykorzystać do procesów inwestycyjnych i modernizacyjnych, przyczyniających się do jak najtańszego wytwarzania energii elektrycznej, wpływy ze sprzedaży 55 mln uprawnień do emisji CO2. Przy obecnych cenach może to przynieść kwotę przekraczającą 4-4,5 mld zł, a być może nawet 5 mld zł.

"Chcemy, by koszty energii elektrycznej stanowiły stałą przewagę konkurencyjną naszej gospodarki. Żeby tak był skonstruowany mix energetyczny, żeby efekt finalny był jak najbardziej pozytywny w dłuższym horyzoncie dla mieszkańców, przedsiębiorców i samorządów" - powiedział premier.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski wskazał, że wyliczone przez dostawców energii koszty związane z pozostawieniem cen energii na dotychczasowym poziomie zostały oszacowane na poziomie ok. 7,5 mld zł.

"Z tych środków, które premier przedstawił, mamy około 8 mld zł, by zapewnić pomoc wszystkim, więc nikt z dostawców na tym nie straci. Z jednej strony, ceny pozostają na tym samym poziomie, z drugiej - będzie mógł być otwarty dość znaczący program inwestycyjny" - powiedział minister.

Priorytet będą mieć inwestycje, które będą doprowadzały do wzrostu efektywności albo do zmniejszenia emisji, także inwestycje prospołeczne, związane z rozwojem prosumenckim.

"Chciałbym zaprosić samorządy, które uważają, że podpisane umowy są na zbyt wysokim poziomie, a to były przetargi publiczne. Jeśli zechcą się zwrócić i na przykład zamienić te umowy na dwuletnie, by mieć większą pewność finansową, to będą mogli renegocjować umowy i w związku z tym, że na dłuższy okres zechcą zawierać te umowy, czy też przedsiębiorstwa, które kupują energię elektryczną, to będą mogli uzyskać zbliżenie się z powrotem do stawek, które dotychczas były stosowane" - powiedział Tchórzewski. (PAP Biznes)

pel/ pr/ gor/

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

pel/ gor/

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

"Planujemy obniżkę akcyzy z 20 zł do 5 zł" - powiedział Morawiecki na piątkowej konferencji, dodając, że oznaczałoby to o 2 mld zł niższe koszty.

Dodał, że planowana jest też redukcja opłaty przejściowej o 95 proc. dla wszystkich podmiotów.

"Z tego źródła będzie około 1-1,5 mld zł" - powiedział premier. (PAP Biznes)

pel/ pr/ gor/

"Na skutek polityki klimatycznej Unii Europejskiej i błędów naszych poprzedników z przeszłości są mechanizmy, które pchają ceny do góry (...), ale wprowadzimy mechanizmy, które pozwolą utrzymać ceny na dotychczasowym poziomie" - powiedział premier. (PAP Biznes)

pel/ pr/ gor/

Z harmonogramu aukcji wynika, że w 8 rundzie cena wywoławcza wynosiła 217,06 zł/kW/rok, a cena minimalna 189,95 zł/kW/rok.

Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia.

PSE podały, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy w aukcji głównej na rok dostaw 2023 wynosi 13.000 MW.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2023 wynosiło 10.708,181 MW.

Cena maksymalna aukcji wynosiła 406,90 zł/kW/rok. (PAP Biznes)

doa/ asa/

O godz. 9.25 kurs PGE traci 4,1 proc. Akcje Tauronu tanieją 3,8 proc. Kurs Enei spada 3 proc., a Energi 3,5 proc.

Szef Gabinetu Premiera, Marek Suski, powiedział w rozmowie z Radiem Wnet, że koszty utrzymania cen energii dla konsumentów na niezmienionym poziomie poniosą spółki energetyczne, które ograniczą swoje zyski. Poinformował, że szczegóły rozwiązania dotyczącego cen prądu w Polsce będą w piątek.

Z kolei Polityka Insight poinformowała w środę wieczorem, powołując się na roboczy projekt zmian prawa energetycznego, że rząd planuje na 2019 r. zamrozić ceny energii na obecnym poziomie, a spółkom energetycznym zrekompensować straty. Jak podała, prace nad dokumentem jeszcze się nie zakończyły.

"Ten projekt brzmi strasznie dla spółek. Jeśli mielibyśmy mieć urzędową cenę prądu, to byłaby bardzo zła informacja dla spółek. To by zabijało wolny rynek" - powiedział PAP Biznes Robert Maj, analityk Ipopema Securities.

"Mam nadzieję, że finalnie takie zapisy się nie znajdą" - dodał.

Z informacji Polityka Insight wynika, że według projektu nowelizacji w 2019 r. opłaty za przesył i dystrybucję energii elektrycznej dla gospodarstw domowych nie będą mogły być wyższe niż 31 grudnia 2018 r., a za sprzedaż - 1 stycznia 2018 r. Nowe prawo miałoby też zmusić państwowe i prywatne spółki obracające energią do renegocjowania umów z samorządami i firmami, jeżeli cena za sprzedaż energii przekracza 270 zł/MWh. Będzie to dotyczyło kontraktów zawartych po 1 lipca 2018 r.

Przedsiębiorstwa energetyczne miałyby tworzyć cenniki, w których ustalą wysokość opłat za prąd dla określonych odbiorców. Cenniki prądu nie byłyby zatwierdzane przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

Projekt przewiduje też, że firmy energetyczne, które na 2019 r. za dystrybucję i sprzedaż energii elektrycznej zaproponowały ceny wyższe o 5 proc. niż tegoroczne, zostaną z mocy ustawy zmuszone do „nadzwyczajnego obniżenia taryfy”. Jednocześnie w wyniku tej obniżki nowa taryfa nie będzie mogła być niższa niż w 2018 r., a zysk spółek z dystrybucji i sprzedaży energii nie będzie mógł spaść poniżej 2 proc.

W zamian za utrzymanie stawek za energię na obecnym poziomie spółki energetyczne miałyby otrzymać wsparcie od państwa. Będzie ono finansowane ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2. Przekazane środki firmy energetyczna miałyby przeznaczać na inwestycję w OZE, kogenerację, czy ochronę środowiska.

Nowelizacja miałaby zobowiązać regulatora do nakładania kar pieniężnych na przedsiębiorstwa, które zaproponują odbiorcom ceny wyższe, niż przewidują nowe przepisy, oraz nie zmienią umów zawartych z samorządami i firmami.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Z informacji Politka Insight wynika, że według projektu nowelizacji w 2019 r. opłaty za przesył i dystrybucję energii elektrycznej dla gospodarstw domowych nie będą mogły być wyższe niż 31 grudnia 2018 r., a za sprzedaż - 1 stycznia 2018 r.

Nowe prawo miałoby też zmusić państwowe i prywatne spółki obracające energią do renegocjowania umów z samorządami i firmami, jeżeli cena za sprzedaż energii przekracza 270 zł/MWh. Będzie to dotyczyło kontraktów zawartych po 1 lipca 2018 r.

Przedsiębiorstwa energetyczne miałyby tworzyć cenniki, w których ustalą wysokość opłat za prąd dla określonych odbiorców. Cenniki prądu nie byłyby zatwierdzane przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

Projekt przewiduje też, że firmy energetyczne, które na 2019 r. za dystrybucję i sprzedaż energii elektrycznej zaproponowały ceny wyższe o 5 proc. niż tegoroczne, zostaną z mocy ustawy zmuszone do „nadzwyczajnego obniżenia taryfy”. Jednocześnie w wyniku tej obniżki nowa taryfa nie będzie mogła być niższa niż w 2018 r., a zysk spółek z dystrybucji i sprzedaży energii nie będzie mógł spaść poniżej 2 proc.

W zamian za utrzymanie stawek za energię na obecnym poziomie spółki energetyczne miałyby otrzymać wsparcie od państwa. Będzie ono finansowane ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2. Przekazane środki firmy energetyczna miałyby przeznaczać na inwestycję w OZE, kogenerację, czy ochronę środowiska.

Nowelizacja miałaby zobowiązać regulatora do nakładania kar pieniężnych na przedsiębiorstwa, które zaproponują odbiorcom ceny wyższe, niż przewidują nowe przepisy, oraz nie zmienią umów zawartych z samorządami i firmami. Wysokość kar nie będzie mogła przekroczyć 10 proc. przychodu firmy osiągniętego w poprzednim roku podatkowym.

Jak podała Polityka Insight, prace nad dokumentem jeszcze się nie zakończyły. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Rada nadzorcza zdecydowała również, że na Nadzwyczajnym Zgromadzeniu Wspólników Elektrowni Ostrołęką, Energa będzie głosowała za podjęciem uchwały w sprawie wyrażenia zgody na wydanie przez spółkę polecenia rozpoczęcia robót dla generalnego wykonawcy, czyli konsorcjum GE Power i Alstrom Power.

Obie uchwały zostały podjęte pod warunkiem, że w aukcji mocy, z okresem dostaw rozpoczynającym się w roku 2023, projekt Ostrołęka C "uzyska dla mocy określonej na certyfikacie warunkowym tj. 852,603 MW, cenę na okres 15 lat, na poziomie nie niższym niż określony w strategii aukcyjnej".

Inwestorem w projekcie Ostrołęka C jest Elektrownia Ostrołęka. Po połowie udziałów w spółce mają Enea i Energa. W połowie października na placu budowy elektrowni rozpoczęły się prace przygotowawcze.

W połowie lipca Elektrownia Ostrołęka podpisała umowę z generalnym wykonawcą inwestycji, konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems. Wartość inwestycji wynosi ok. 6 mld zł brutto. Zgodnie z harmonogramem przekazanie bloku nastąpi w ciągu 56 miesięcy od momentu wydania polecenia rozpoczęcia prac. (PAP Biznes)

kuc/ asa/

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

"Działając z zachowaniem należytej staranności zmierzającej do ochrony interesów odbiorców oraz równoważenia interesów odbiorców i przedsiębiorstw energetycznych Prezes URE po raz kolejny wezwał sprzedawców energii oraz operatorów systemów elektroenergetycznych do przedstawienia informacji umożliwiających zebranie kompletnego materiału mogącego stanowić podstawę do zatwierdzenia taryf. Konieczne jest bowiem wyjaśnienie wszelkich okoliczności i wątpliwości niezbędnych do zakończenia postępowań" - napisano w komunikacie URE.

URE podał, że na poprzednie wezwanie regulatora odpowiedziały wszystkie wezwane spółki, jednak "ich odpowiedzi były dalece niewystarczające do zakończenia postępowań administracyjnych".

Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do 3 stycznia 2019 roku, co oznacza, że nowe taryfy nie wejdą w życie z początkiem stycznia 2019 roku. Zgodnie bowiem z ustawą Prawo energetyczne, nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.

Obecnie obowiązujące taryfy przedsiębiorstw energetycznych zostały zatwierdzone do 31 grudnia br. W związku z toczącymi się postępowaniami – na podstawie art. 47 ust 2c pkt 1 ustawy Prawo energetyczne - przedsiębiorstwa mają prawo do stosowania dotychczasowych taryf po 31 grudnia 2018 r.

Tydzień temu prezes URE, w ramach trwających postępowań taryfowych, wezwał dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach energetycznych w wysokości ok. 1 mld zł, o których informował wcześniej minister energii, oraz do korekty wniosków taryfowych. Regulator zwrócił się także do Ministra Energii o przekazanie danych, które pozwoliły na oszacowanie wspomnianych oszczędności. Prezes URE oczekiwał na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski wyjaśniał potem, że 1 mld zł, którym spółki miałyby zasilić Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat, miałby być "jednorazową wpłatą klimatyczną z zysku", a nie pochodziłby z oszczędności. Później minister mówił, że poza rekompensatami są też inne warianty zneutralizowania podwyżek cen energii.

Jadwiga Emilewicz, minister przedsiębiorczości i technologii, informowała z kolei w poniedziałek, że nie będzie podwyżek cen energii zarówno dla gospodarstw domowych, jak i MŚP oraz samorządów, a dla każdej z tych grup są możliwe "inne" rozwiązania, które zostaną przedstawione przed świętami. Według jej zapowiedzi, temat będzie podniesiony na środowym posiedzeniu Rady Ministrów.

W połowie listopada Urząd Regulacji Energetyki otrzymał wnioski taryfowe na sprzedaż energii na przyszły rok od czterech sprzedawców z urzędu: PGE Obrót, Energa Obrót, Tauron Sprzedaż i Enea. Sprzedawcy energii wnioskowali o średnio ponad 30 proc. podwyżki taryf dla gospodarstw domowych. Resort energii szacował w ubiegłym tygodniu, że cena energii w taryfie G11 w 2019 roku może wzrosnąć do 302 zł/MWh wobec 242,2 zł/MWh w 2018 roku, co by oznaczało wzrost o ok. 25 proc. rdr. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Rząd robi wszystko, by obniżyć ryzyka związane z obiektywnymi przesłankami, które wpływają na wzrost cen energii, dlatego podwyżki nie będzie. (...) Jest kilka opłat w strukturze ceny 1 MWh, których możemy się pozbyć. Nad tym pracuje minister Tchórzewski" - powiedziała minister Emilewicz w TVN24.

"Mamy kilka elastyczności, które może zastosować administracja, bez ingerencji w spółki giełdowe, w taki sposób, by te spółki mogły nie wnioskować o tak duże podwyżki" - dodała.

Wskazała, że w składzie 1 MWh energii jest m.in. akcyza, VAT, opłata przejściowa.

"Mamy kilka elementów, którymi możemy jako administracja na suwaku przesuwać, jednocześnie odsuwając w bezpiecznym czasie potencjalny wzrost cen, a nawet dając spółkom energetycznym czas na inwestycje, w taki sposób, by koszt uprawnień CO2 nie był najwyższym elementem w strukturze ceny" - powiedziała Emilewicz.

Przypomniała, że prezes URE, w ramach postępowania taryfowego, zwrócił się do spółek energetycznych z pytaniem i mają czas na odpowiedź do 18 grudnia.

"To oznacza, że od 1 stycznia nie będzie nowych taryf, bo prezes URE nie zdąży ich ustanowić. 1 stycznia wejdziemy w nowy rok ze starymi taryfami" - powiedziała minister.

Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.

W połowie listopada Urząd Regulacji Energetyki otrzymał wnioski taryfowe na sprzedaż energii na przyszły rok od czterech sprzedawców z urzędu: PGE Obrót, Energa Obrót, Tauron Sprzedaż i Enea. Sprzedawcy energii wnioskowali o średnio ponad 30 proc. podwyżki taryf dla gospodarstw domowych. Resort energii szacował w ubiegłym tygodniu, że cena energii w taryfie G11 w 2019 roku może wzrosnąć do 302 zł/MWh wobec 242,2 zł/MWh w 2018 roku, co by oznaczało wzrost o ok. 25 proc. rdr. (PAP Biznes)

pel/

Obecnie w cenie jednej MWh jest 20 zł akcyzy.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował w czwartek w Sejmie, że ma także inne niż program rekompensat warianty do zastosowania po decyzji prezesa URE. Każdy z nich zakłada, że rachunki gospodarstw domowych nie wzrosną w 2019 względem 2018 roku.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"Po analizie pytań URE widać wyraźnie, że spółki nie będą wycofywać wniosków. Nie mają podstaw do wycofywania. Spółki są niezależne. Przypuszczałem, że wycofają wnioski, ale nie powiedziałem im, żeby to zrobiły, nie mogę im tego nakazać" - powiedział Tchórzewski.

Wcześniej minister Tchórzewski mówił, że w jego ocenie spółki wycofają wnioski, by się zastanowić nad tym, co zostało zrobione.

"Skoro prezes URE zwraca się, by wnioski miały zostać wycofane, to dlaczego mają nie wycofać. Mają czas, by popatrzeć, przyjrzeć się. (...) Jeśli prezes URE zwraca się do spółek, by wycofali wnioski i dokonali przeglądu jeszcze raz sytuacji, to powinni to zrobić. To polecenie prezesa URE" - powiedział dziennikarzom Tchórzewski w rozmowie opublikowanej na stronie TVN24BiS.

Potwierdził, że po przeanalizowaniu sytuacji spółki złożą do URE nowe wnioski, choć - jak powiedział Tchórzewski - "mogą i nie złożyć".

We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach, o których informował wcześniej minister energii. Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”. W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe. Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.

Minister Tchórzewski wyjaśniał później, że 1 mld zł, którym spółki mają zasilić Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat, będzie "jednorazową wpłatą klimatyczną z zysku", a nie będzie pochodzić z oszczędności, bo – jak wskazał - audyty w spółkach mają się dopiero zakończyć do końca I kwartału.

Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.(PAP Biznes)

pel/ pr/ gor/

"Mamy także inne warianty do zastosowania po decyzji prezesa URE, gdyż dzisiaj nie wiemy, jaki będzie poziom cen. Każde z rozwiązań zakłada, że rachunki gospodarstw domowych nie wzrosną w 2019 względem 2018 roku. Najdalej jesteśmy zaawansowani w kwestii rekompensat" - powiedział Tchórzewski.

"Myślimy także o pomocy dla samorządów. Wiemy, że mają one zdecydowany wzrost dochodów, w 2019 roku planowany jest wzrost dochodów o 5 mld zł, więc możliwe jest, by przeznaczyły one kilkaset milionów złotych na cele związane z energią, ale chcemy im dodatkowo ulżyć, bo naciski ze strony samorządów są bardzo mocne" - dodał.

ME szacował, że koszt programu rekompensat wyniesie ok. 4-5 mld zł. Rekompensaty dotyczyć będą okresu styczeń - grudzień 2019 roku. Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.

Według planów resortu energii, systemem rekomenpensat miałyby być objęte gospodarstwa domowe. Rząd myśli też o wsparciu dla małych i średnich przedsiębiorstw.

Resort energii podał, że źródłami finansowania funduszu mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).

We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach, o których informował wcześniej minister energii.

Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”.

W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe. Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia.

Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.(PAP Biznes)

map/ pr/ pel/

"Mamy także inne warianty do zastosowania po decyzji prezesa URE. Każdy z nich zakłada, że rachunki gospodarstw domowych nie wzrosną w 2019 względem 2018 roku. Najdalej jesteśmy zaawansowani w kwestii rekompensat" - powiedział Tchórzewski.

"Myślimy także o pomocy dla samorządów" - dodał.

ME szacował, że koszt programu rekompensat wyniesie ok. 4-5 mld zł. Rekompensaty dotyczyć będą okresu styczeń - grudzień 2019 roku. Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.

Resort energii podał, że źródłami finansowania funduszu mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).

We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach, o których informował wcześniej minister energii. Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”.

W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe. Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia.

Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.(PAP Biznes)

map/ pr/

"Spółki wycofają wnioski, bo to jest dobra sytuacja, by się zastanowić nad tym co zostało zrobione i dokładnie przemyśleć. Skoro prezes URE zwraca się, by wnioski miały zostać wycofane, to dlaczego mają nie wycofać. Mają czas, by popatrzeć, przyjrzeć się. (...) Jeśli prezes URE zwraca się do spółek, by wycofali wnioski i dokonali przeglądu jeszcze raz sytuacji, to powinni to zrobić. To polecenie prezesa URE" - powiedział dziennikarzom Tchórzewski w rozmowie opublikowanej na stronie TVN24BiS.

Potwierdził, że po przeanalizowaniu sytuacji spółki złożą do URE nowe wnioski, choć - jak powiedział Tchórzewski - "mogą i nie złożyć".

We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w spółkach, o których informował wcześniej minister energii. Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”. W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe. Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.

Minister Tchórzewski wyjaśniał później, że 1 mld zł, którym spółki mają zasilić Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat, będzie "jednorazową wpłatą klimatyczną z zysku", a nie będzie pochodzić z oszczędności, bo – jak wskazał - audyty w spółkach mają się dopiero zakończyć do końca I kwartału.

Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy.(PAP Biznes)

pel/

"W projekcie roboczym, nad którym będziemy w styczniu dyskutować, zapisujemy, że ten 1 mld zł, który chcemy ze spółek wziąć, to będzie jednorazowa opłata klimatyczna z zysku” - powiedział Tchórzewski podczas komisji sejmowej.

Powtórzył, że to nie będą "dodatkowe oszczędności wygospodarowane ze spółek”, bo – jak wskazał - audyty w spółkach mają się dopiero zakończyć do końca I kwartału. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Jak tłumaczył Tchórzewski, spółki obniżą w ten sposób swoją rentowność.

"To jest oszczędność na akcjonariuszach, w tym i na Skarbie Państwa. Jako główny akcjonariusz zasygnalizowałem gotowość głosowania za takim rozwiązaniem” - podkreślił, zaznaczając, że organy spółek będą się tą sprawą zajmować dopiero w I kwartale 2019 r.

W poniedziałek minister Tchórzewski poinformował na konferencji, że koncerny energetyczne mogą zasilić fundusz kwotą ok. 1 mld zł dzięki możliwym do osiągnięcia oszczędnościom. O wdrożenie w spółkach programów oszczędności minister zaapelował w ubiegłym tygodniu.

We wtorek Urząd Regulacji Energetyki ogłosił, że prezes URE wzywa dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności, o których informował wcześniej minister energii. Regulator zapowiedział, że zwróci się także do ministra energii o przekazanie danych, które „pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł”. W ocenie URE pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe.

"To jest niezrozumienie, to są pieniądze, które spółki wydzielą ze swojego zysku. Tak to jest zapisane w projekcie ustawy” - powiedział we wtorek Tchórzewski. Jak zaznaczył, użył określenia „oszczędność”, mając na myśli „zaoszczędzenie na zysku". (PAP)

wkr/ je/ pel/ osz/

Jak wyjaśnił we wtorek w Katowicach, chodzi o niewykorzystane przez polskie przedsiębiorstwa uprawnienia do emisji CO2 z tzw. II okresu rozliczeniowego, czyli z lat 2007-2013.

Minister dodał, że przychód z ich sprzedaży powinien wynieść w granicach 4-4,5 mld zł i trafi do funduszu efektywności energetycznej. Zaznaczył, że szczegóły znajdą się w odpowiednim projekcie ustawy, dotyczącej rekompensat dla odbiorców z tytułu wzrostu cen energii.

Drugim źródłem przychodów funduszu mają być kontrolowane przez państwo spółki energetyczne. Tchórzewski oświadczył, że oczekuje, iż zasilą one fundusz miliardem złotych, pochodzącym z zysku przed opodatkowaniem. (PAP)

wkr/ je/ osz/

O godz. 15.10 kurs PGE spada 3,9 proc., akcje Tauronu zniżkują 1,8 proc. Kurs Enei spada 4 proc., a akcje Energi tanieją 1,1 proc.

We wtorek prezes URE, w ramach trwających postępowań taryfowych, wezwał dystrybutorów oraz sprzedawców energii do przedstawienia szczegółowych informacji na temat możliwych oszczędności w wysokości ok. 1 mld zł, o których poinformował w poniedziałek minister energii, oraz do korekty wniosków taryfowych.

"Pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe" - napisano w komunikacie URE.

Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.

W poniedziałek ministerstwo energii przedstawiło założenia do programu rekompensat dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw w kontekście ewentualnego wzrostu cen energii elektrycznej.

Resort szacuje koszt programu rekompensat na 4-5 mld zł. Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.

Źródłami finansowania funduszu mają być m.in. środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2 oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).

Minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował w poniedziałek, że koncerny energetyczne mogą zasilić fundusz kwotą ok. 1 mld zł dzięki możliwym do osiągnięcia oszczędnościom. O wdrożenie w spółkach programów oszczędności minister zaapelował w ubiegłym tygodniu. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Regulator zwróci się także do Ministra Energii o przekazanie danych, które pozwoliły na oszacowanie oszczędności w spółkach energetycznych na ok. 1 mld zł" - napisano w komunikacie.

"Pojawiająca się możliwość oszczędności wskazuje, że przedsiębiorstwa energetyczne powinny ponownie przeanalizować i skorygować wnioski taryfowe" - dodano.

Prezes URE oczekuje na odpowiedzi przedsiębiorstw do dnia 18 grudnia br.

"Należy pamiętać, że zgodnie z ustawą Prawo energetyczne nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zatwierdzonej przez prezesa URE taryfy" - napisano w komunikacie URE.

Obowiązujące taryfy na sprzedaż energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych obowiązują do 31 grudnia br.

W połowie listopada Urząd Regulacji Energetyki otrzymał wnioski taryfowe na sprzedaż energii na przyszły rok od czterech sprzedawców z urzędu: PGE Obrót, Energa Obrót, Tauron Sprzedaż i Enea. Rzecznik URE informowała później PAP, że sprzedawcy energii wnioskują o średnio ponad 30 proc. podwyżki taryf dla gospodarstw domowych.

W poniedziałek ministerstwo energii przedstawiło założenia do programu rekompensat dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw w kontekście ewentualnego wzrostu cen energii elektrycznej.

Resort szacuje, że cena energii w taryfie G11 w 2019 roku może wzrosnąć do 302 zł/MWh wobec 242,2 zł/MWh w 2018 roku. Koszt programu rekompensat za wzrost cen energii dla gospodarstw domowych oraz MŚP szacowany jest w przyszłym roku na 4-5 mld zł. Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.

Źródłami finansowania funduszu mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).

Minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował w poniedziałek, że koncerny energetyczne mogą zasilić fundusz kwotą ok. 1 mld zł dzięki możliwym do osiągnięcia oszczędnościom. W ubiegłym tygodniu minister zaapelował o wdrożenie w spółkach programów oszczędności.

W liście do przewodniczących rad nadzorczych PGE, Tauronu, Enei i Energi z 7 grudnia minister energii zwrócił się o "spowodowanie przeprowadzenia pogłębionej analizy przez niezależny podmiot zewnętrzny w zakresie optymalizacji przeprowadzonych w okresie 2 ostatnich lat kosztów w obszarach wytwarzania, dystrybucji i sprzedaży". Analizy "powinny być podstawą do wypracowania dalszych działań mających na celu ograniczenie kosztów zarówno stałych, jak i zmiennych wpływających docelowo na obniżenie rachunków za energię elektryczną dla odbiorców końcowych". Poprosił również o opinię dotyczącą "możliwości obniżenia cen sprzedawanej energii".

Audyty w spółkach i wnioski miałyby być gotowe do końca I kwartału 2019 r. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Chcemy zakończyć prace podczas austriackiej prezydencji (...) Możemy to zrobić, ale wiemy, że są dalej trudne kwestie do rozwiązania" - mówił w poniedziałek w Brukseli unijny dyplomata.

Dla Polski najważniejszą sprawą jest kwestia limitu emisji (550 gr CO2 na kWh), który wyklucza elektrownie węglowe z korzystania ze wsparcia państwa w ramach rynku mocy. Kraje członkowskie po długich negocjacjach przyjęły w zeszłym roku stanowisko przewidujące, że restrykcje miałyby obowiązywać dopiero po 2030 r. Celem przepisów ma być zablokowanie ukrytego subsydiowania elektrowni węglowych.

Przedstawiciele polskich władz byli zadowoleni z kompromisu wypracowanego w Radzie UE, ale teraz nie jest pewne, na ile te ustalenia zostaną zmienione w kierunku oczekiwań nastawionego proekologicznie europarlamentu.

Według rozmówców PAP w Brukseli, choć sama data 2030 r. nie jest zagrożona, to teraz gra toczy się o to, które elektrownie będą mogły korzystać z wyłączenia od restrykcji. W przepisach ważne będzie zdefiniowanie, jak są rozumiane istniejące moce wytwórcze. W przypadku już działających elektrowni nie ma z tym problemu, ale kłopot pojawia się przy blokach, które są w budowie.

To przypadek wartej ponad 6 mld złotych inwestycji Energi i Enei w elektrownię węglową Ostrołęka C. W połowie października rozpoczęły się pierwsze prace budowlane przy realizacji tej jednostki o mocy 1 tys. megawatów, więc zakończenie budowy przed wejściem w życie przepisów nie ma szans.

Zdaniem ekologów Ostrołęka C może emitować do 2063 r. 6 mln ton CO2 rocznie i przyniesie co najmniej 2,34 mld zł straty. Rządowi zależy na tym, by nowa jednostka, która ma zacząć działać w 2023 r., mogła korzystać ze wsparcia w ramach rynku mocy (czyli dopłat do produkcji).

Dyplomaci podkreślają, że Parlament Europejski chciałby, aby data graniczna, po której niemożliwe byłoby wsparcie dla elektrowni węglowych, była wcześniejsza niż 2030 r. "Ale musimy wziąć pod uwagę też bezpieczeństwo dostaw i musimy znaleźć właściwy kompromis" - mówił jeden z nich.

Zaplanowany na 18 grudnia trylog, czyli negocjacje z udziałem przedstawiciele PE, KE i państw UE, ma zająć się też innymi problematycznymi kwestiami. Dla części państw z Francją na czele problematyczna jest kwestia zakazu regulowania cen energii. W Polsce zajmuje się tym teraz Urząd Regulacji Energetyki (URE).

Część stolic obawia się, że wprowadzenie czysto rynkowych rozwiązań mogłoby oznaczać znaczne podwyżki dla klientów końcowych. Kompromisem w tym przypadku mogą być rozwiązania chroniące mniej zasobne gospodarstwa domowe. "Coś będziemy musieli w tej kwestii wymyślić" - przyznaje dyplomata zaangażowany w rozmowy.

Reforma przewiduje też wzmocnienie Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER), która miałby mieć prawo kontrolowania, czy podmioty w państwach członkowskich przestrzegają zapisów prawa UE. Tu również część stolic z Paryżem na czele ma obiekcje.

Negocjacje z PE przyniosły także rozwiązania, z których zadowolona jest Polska. Parlament Europejski musiał zrezygnować z forsowania zapisów ograniczających długość umów na wsparcie (chciał, by możliwe były tylko umowy na 1 rok). Ostateczny kształt przepisów będzie zależał od ostatniej rundy negocjacji, która odbędzie się 18 grudnia.

Z Brukseli Krzysztof Strzępka (PAP)

stk/ mobr/ mc/ ana/

"Pozwoliliśmy sobie na pewien szacunek. Taryfa na 2019 rok zatwierdzona jeszcze nie jest. Prezes URE około 15 grudnia ją zatwierdza, ale można szacować, na jakim poziomie można oczekiwać tej taryfy w 2019 roku. (...) Z obserwacji złożonych wniosków taryfowych można wnioskować, że w stosunku do poziomu z 2012 i 2013 roku wzrost cen w 2019 roku może wynieść około 7 proc." - powiedział na poniedziałkowej konferencji prasowej wiceminister energii Tadeusz Skobel.

Z prezentacji wynika, że cena energii w taryfie G11 mogłaby wynieść w 2019 roku 302 zł/MWh. W 2013 roku cena 1 zł/MWh wynosiła 282,4 zł.

Z kolei w 2018 roku cena energii w taryfie G11 wyniosła 242,2 zł/MWh, co oznacza wzrost ceny w 2019 r. o 24,7 proc. rdr.

"Polaków energia więcej nie będzie kosztować. Jesteśmy w przededniu złożenia ustawy do Sejmu. Niezwykle nam zależy, by odbudować zaufanie społeczne do polityki klimatycznej. (...) Chcemy wprowadzić dla obywateli i dla małych i średnich przedsiębiorstw rekompensaty" - powiedział na konferencji minister energii Krzysztof Tchórzewski.

Resort energii podał, że program rekompensat ma objąć 15 mln gospodarstw domowych miejskich i wiejskich, małe i średnie przedsiębiorstwa (zatrudniające mniej niż 250 pracowników oraz obrotem rocznym, który nie przekracza 50 mln euro lub całkowitym bilansem rocznym nieprzekraczającym 43 mln euro) oraz pozostałych odbiorców np. hospicja, domy opieki społecznej, akademiki, internaty i domy dziecka.

Rekompensaty dla gospodarstw domowych naliczane będą automatycznie i pojawią się na rachunku od kwietnia 2019 roku.

"W przypadku gospodarstw domowych, spółka obrotu wystąpi poprzez zarządcę rozliczeń do funduszu obsługiwanego np. przez BGK. Na podstawie prognoz dostaje przelew z BGK i te środki zwraca do gospodarstw domowych" - powiedział wiceminister Skobel.

W przypadku małych i średnich przedsiębiorstw rekompensaty będą wypłacane na ich wniosek. Pierwsze wnioski będzie można składać w kwietniu 2019 roku.

Rekompensaty dla MŚP będą w ramach pomocy de minimis, co oznacza, że jeśli firma już taką pomoc wykorzystuje, to nie dostanie rekompensaty przekraczającej ten poziom.

Resort podał, że wyłączenia w systemie rekompensat dotyczyć będą odbiorców posiadających umowy z ceną sprzed wzrostów cen energii na giełdzie np. posiadających umowy wieloletnie.

"Jest szereg przedsiębiorstw mających umowy wieloletnie. Ceny z tych umów są na dziś na tyle atrakcyjne, że nie ma potrzeby wspierania ich w ramach tego systemu" - powiedział wiceminister Skobel.

KOSZT PROGRAMU REKOMPENSAT WYNIESIE OK. 4-5 MLD ZŁ

ME szacuje, że koszt programu rekompensat wyniesie ok. 4-5 mld zł.

"Szacujemy koszt programu na ok. 4-5 mld zł. Rekompensaty dotyczyć będą okresu styczeń - grudzień 2019 roku" - powiedział Skobel.

Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.

Resort energii podał, że źródłami finansowania funduszu mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych (które mają aktywa wytwórcze o mocy powyżej 1 GW oraz posiadające powyżej 1 mln klientów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej).

SPÓŁKI ENERGETYCZNE MIAŁYBY ZASILIĆ FUNDUSZ KWOTĄ OK. 1 MLD ZŁ

Minister Krzysztof Tchórzewski poinformował, że do funduszu trafić może ok. 1 mld zł z koncernów energetycznych. W ubiegłym tygodniu minister zaapelował o wdrożenie w spółkach programów oszczędności.

W liście do przewodniczących rad nadzorczych PGE, Tauronu, Enei i Energi z 7 grudnia minister energii zwrócił się o "spowodowanie przeprowadzenia pogłębionej analizy przez niezależny podmiot zewnętrzny w zakresie optymalizacji przeprowadzonych w okresie 2 ostatnich lat kosztów w obszarach wytwarzania, dystrybucji i sprzedaży". Analizy "powinny być podstawą do wypracowania dalszych działań mających na celu ograniczenie kosztów zarówno stałych, jak i zmiennych wpływających docelowo na obniżenie rachunków za energię elektryczną dla odbiorców końcowych". Poprosił również o opinię dotyczącą "możliwości obniżenia cen sprzedawanej energii".

Audyty w spółkach i wnioski miałyby być gotowe do końca 2019 r.

"Wyceniliśmy w ramach ministerstwa możliwości spółek energetycznych, zbierając informacje od przedsiębiorstw energetycznych, że oszczędności są możliwe na poziomie około 1 mld zł, by wprowadzić odpowiednie środki do Funduszu Efektywności Energetycznej i Rekompensat" - powiedział w poniedziałek minister Tchórzewski.

Resort energii nie przesądza, czy system rekompensat obowiązywać też będzie w 2020 roku.

"Początkowo mieliśmy zamiar tworzyć ustawę na okres dwóch lat, ale wiele wskaźników makro pokazuje, że może się różnie dziać. (...) Dostosujemy się do tego, co będzie w 2020 roku, w drugiej połowie 2019 roku. Nie chcemy przesądzać w tym momencie" - powiedział minister Tchórzewski. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Ministerstwo Energii poinformowało podczas poniedziałkowej konferencji prasowej, że zwróciło się do spółek energetycznych Skarbu Państwa o działania oszczędnościowe w związku ze wzrostem cen hurtowych energii elektrycznej na giełdach w Europie i w Polsce, co może przełożyć się na wzrost taryf dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw w 2019 roku.

Resort oszacował, że możliwe oszczędności w spółkach energetycznych mogą wynieść ok. 1 mld zł. Środki mają trafić na specjalny fundusz związany z efektywnością i rekompensatami za wzrost cen energii.

W reakcji na te szacunki spadają kursy akcji notowanych na giełdzie spółek energetycznych. Najmocniej traci PGE, którego akcje o 16.10 zniżkowały około 5 proc. Tauron zniżkuje ponad 3 proc., Energa traci ponad 1 proc., a Enea niecały 1 proc.

Podczas konferencji przedstawiono też szacunki, z których wynika, że cena energii w taryfie G w 2019 roku może wynieść 302 zł/MWh wobec 242,2 zł/MWh w 2018 roku, co oznaczałoby wzrost cen w 2019 r. o 24,7 proc. rdr.

Ministerstwo Energii szacuje, że koszt programu rekompensat wzrostu cen energii w całym 2019 roku wyniesie ok. 4-5 mld zł. Pierwsze wypłaty rekompensat planowane są na kwiecień 2019 roku.

Źródłami finansowania funduszu, który będzie obsługiwał wypłaty rekompensat, mają być: środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2, środki stanowiące zwroty rekompensat, środki z budżetu państwa, darowizny i dobrowolne wpłaty oraz wpływy od koncernów energetycznych. (PAP Biznes)

pr/ ana/

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/

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

PSE podały, że aukcja główna na rok dostaw 2022 zakończyła się w rundzie 7. z ceną zamknięcia 198,00 zł/kW/rok.

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2022 wynosi 10.580,056 MW.

Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.(PAP Biznes)

pel/

Aukcja zakończyła się w rundzie 7, gdzie cena wywoławcza wynosiła 219,66 zł, a cena minimalna 195,28 zł.

"Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych dla roku dostaw 2022 wynosi 10.580,056 MW"- podały Polskie Sieci Elektroenergetyczne w piątkowym komunikacie.

Kolejna aukcja główna odbędzie się 21 grudnia 2018 r. i będzie dotyczyła roku dostaw 2023.

W pierwszej aukcji głównej na rynku mocy, na rok dostaw 2021, która odbyła się 15 listopada, cena zamknięcia wyniosła 240,32 zł/kW/rok.

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

Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Aukcja zakończyła się w rundzie 7.

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych dla roku dostaw 2022 wynosi 10.580,056 MW.

Kolejna aukcja główna odbędzie się 21 grudnia 2018 r. i będzie dotyczyła roku dostaw 2023. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Perspektywa dla polskich spółek energetycznych jest stabilna. PGE i Energa mają nadal miejsce, by zwiększyć zadłużenie w ramach obecnych ratingów. Z kolei Tauron i Enea mają dźwignię bliską maksymalnemu poziomowi dla obecnych ratingów, ale spodziewamy się, że ich dźwignia będzie stabilna" - powiedział PAP Biznes Arkadiusz Wicik, dyrektor z europejskiego zespołu energetycznego Fitch Ratings.

W przypadku PGE maksymalny poziom dźwigni finansowej netto opartej na przepływach środków z działalności operacyjnej FFO dla obecnego ratingu wynosi 3,0x, podczas gdy - według prognoz - w 2019 roku może ona wynieść 2,5x. Dla Energi maksymalna dźwignia wynosi 3,5x, a w przyszłym roku może wynieść poniżej 3,0x.

Maksymalna dźwignia dla Tauronu wynosi 3,5x, a dla Enei 3,0x.

Aktualnie rating Fitch dla PGE jest na poziomie "BBB+", a dla Tauronu, Enei i Energi wynosi "BBB".

OSTROŁĘKA C NEGATYWNA DLA RATINGÓW ENEI I ENERGI

Agencja Fitch ocenia, że planowana inwestycja budowy nowej elektrowni węglowej Ostrołęka C jest negatywna dla ratingów Enei i Energi.

"Inwestycja Ostrołęka C jest negatywna dla ratingów Enei i Energi z trzech powodów. Po pierwsze, to przejście w stronę biznesu wytwórczego, który jest bardziej ryzykowny z punktu widzenia profilu kredytowego niż dystrybucja. Po drugie, projekt jest duży, wart ok. 6 mld zł, a obie spółki mają już spore zadłużenie. Po trzecie, wzrost cen CO2 został przeniesiony na hurtowe ceny energii, ale nie musi tak być w przyszłości" - powiedział PAP Biznes Artur Galbarczyk, dyrektor europejskiego zespołu energetycznego.

Wskazał jednocześnie, że te czynniki są obecnie "mitygowane".

"Projekt ubiega się o płatności z rynku mocy. Ma być realizowany przy wsparciu innych podmiotów, więc zakładamy, że obie spółki przeznaczą po 1 mld zł" - powiedział.

Fitch przewiduje, że na czas budowy bloku Ostrołęka C Enea i Energa nie będą wypłacać dywidend.

W ocenie agencji, do wypłaty dywidendy od ok. 2020 roku wrócić mogą z kolei PGE i Tauron.

"Zakładamy, że spółki energetyczne: PGE i Tauron powrócą do wypłaty dywidendy od około 2020 roku, choć na niższych poziomach" - powiedział Galbarczyk.

TROCHĘ WIĘCEJ PLUSÓW PO STRONIE OFFSHORE VS. ATOM

Dwa tygodnie temu Ministerstwo Energii przedstawiło projekt polityki energetycznej Polski do 2040 roku. Z dokumentu wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne.

"Projekt polityki energetycznej do 2040 roku zakłada łączne nakłady na inwestycje w wysokości 400 mld zł, z czego 130 mld zł w latach 2021-30, a 270 mld zł w latach 2031-40. Polskie spółki energetyczne nie będą w stanie sfinansować tych inwestycji w całości. Zakładamy, że pojawią się też inni inwestorzy, w tym inwestorzy finansowi, zagraniczne spółki energetyczne oraz że gospodarstwa domowe będą inwestować w energetykę prosumencką" - powiedział Arkadiusz Wicik.

Projekt PEP 2040 przewiduje duże inwestycje w morskie farmy wiatrowe i energetykę jądrową. Pierwsza farma wiatrowa na morzu miałaby zostać uruchomiona po 2025 r. W 2030 r. w offshore byłoby zainstalowane - według prognoz - 4,6 GW, a w 2040 r. 10,3 GW. Z kolei ok. 2033 r. miałby zostać uruchomiony w Polsce pierwszy blok pierwszej elektrowni jądrowej o mocy ok. 1-1,5 GW, a docelowo miałoby być 6 bloków jądrowych o łącznej mocy 6-9 GW.

"Z punktu widzenia kredytodawców, gdy porównujemy atom i morską energetykę wiatrową, to widzimy trochę więcej pozytywów po stronie offshore" - ocenił dyrektor Fitch.

Wskazał, że skala i czas przygotowania projektów są na korzyść offshore.

"W przypadku elektrowni jądrowej potrzeba co najmniej 10 lat, a w offshore czas jest krótszy i wynosi kilka lat. W przypadku inwestycji jądrowych jest też ryzyko dużych opóźnień i przekroczenia budżetów, jak to ma miejsce w obecnie prowadzonych procesach budowy nowych elektrowni w Finlandii i Francji" - powiedział Wicik.

W jego ocenie atom ma również ograniczone opcje finansowania.

"Łatwiej sfinansować offshore niż atom. Projekty offshore można realizować z inwestorami finansowymi czy branżowymi z zagranicy. W przypadku atomu pozyskanie finansowania będzie trudniejsze. Ponadto, kredytobiorcy będą oczekiwać długoterminowego mechanizmu wsparcia" - powiedział dyrektor Fitch.

"Ministerstwo Energii bierze jednak pod uwagę także inne czynniki poza finansowymi, w tym stabilność dostaw, emisję CO2 czy ceny energii dla odbiorców" - dodał.

Jego zdaniem projekt atomowy może być "zarządzalny" dla spółek, jeśli zostanie wdrożony z silnym wsparciem: kontraktem różnicowym albo rynkiem mocy.

"Zdecydowanie jednak cztery polskie spółki energetyczne nie mają możliwości, by sfinansować 6-9 GW mocy w technologii jądrowej" - powiedział Wicik.

"Pozytywne jest, że według projektu polityki energetycznej najpierw będą inwestycje w morskie farmy wiatrowe, a dopiero potem elektrownia jądrowa. To daje firmom trochę przestrzeni" - dodał.

W projekcie polityki energetycznej założono, że koszt budowy 1 GW mocy w offshore wynosi 14,6 mld zł, a w przypadku atomu 20 mld zł.

Agencja nie będzie na razie uwzględniać tego typu inwestycji w swoich założeniach.

"Horyzont dla naszych ratingów wynosi pięć lat. Koncentrujemy się więc na inwestycjach, które już są zaplanowane i realizowane w tym okresie. Tymczasem polityka energetyczna zakłada inwestycje w długim horyzoncie i dopóki nie ma szczegółów dotyczących udziału poszczególnych firm w inwestycjach oraz sposobu finansowania tych inwestycji, nie uwzględniamy ich w naszych założeniach" - powiedział Arkadiusz Wicik.

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Cen dla jednostek samorządowych i większych przedsiębiorstw prezes URE nie wyznacza. To cena na styku sprzedawcy i samorządu. Zauważamy, że ceny są wysokie nie tylko w stosunku do samorządów, ale i części dużych przedsiębiorstw. Z tego tytułu przygotowuję w tej chwili wystąpienie do przewodniczących rad nadzorczych, korzystając z prawa większościowego akcjonariusza, z prośbą o dokonanie audytów kosztów w kierunku wprowadzenia nadzwyczajnych procedur oszczędności w przedsiębiorstwach (energetycznych - PAP) celem sprowadzenia cen do minimum na tyle, na ile można" - powiedział w czwartek w Sejmie minister Tchórzewski.

"Mam nadzieję, że w ciągu roku ceny się jeszcze zmienią. (...) Jako minister nakazać nie mogę, ale zwracam się do przewodniczących rad nadzorczych o dokładne zbadanie poziomu kosztów i tego, dlaczego ceny są takie, a nie inne" - powiedział minister.

Wskazał, że możliwości ingerencji przez ministra energii są małe w związku z upublicznieniem spółek energetycznych.

"Decydują warunki rynkowe. Trudno mówić, że to tylko odpowiedzialność ministra energii" - powiedział.

"Wdrażamy nadzwyczajne programy oszczędnościowe w spółkach w takim zakresie jak umożliwia ład korporacyjny. (...) W takim zakresie będziemy się starać wdrażać nadzwyczajne programy i iść w kierunku takim, by w przyszłym roku jeszcze zmniejszyć taryfy" - dodał.

Tchórzewski powtórzył, że podejmowane będą działania w celu zmniejszenia skutków wzrostu cen energii dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw.

Poinformował, że planowane rekompensaty obejmą miejskie i wiejskie gospodarstwa domowe, hospicja, domy opieki społecznej, akademiki, internaty, domy dziecka, małe i średnie przedsiębiorstwa i wszystkich innych korzystających z taryfy G.

Dodał, że nie ma potrzeby notyfikacji w przypadku pomocy dla obywateli, a rekompensaty dla małych i średnich firm mieszczą sie w zakresie dozwolonej pomocy publicznej.

Tchórzewski zauważył, że prezes URE odniesie się do wniosków taryfowych składanych przez spółki energetyczne w połowie grudnia i dopiero wtedy będzie wiadomo, ile wyniosą rachunki za energię w 2019 roku.

Zaznaczył jednocześnie, że cena energii jest jedną ze składowych rachunku za energię elektryczną i jej procentowa zmiana nie przekłada się w proporcji jeden do jednego na zmianę rachunku płaconego przez odbiorców.

"Są jeszcze koszty dystrybucji, akcyza, VAT - one stanowią w rachunku gospodarstw domowych 50 proc. kosztów. Jeśli mówimy, że cena energii wzrasta o 5 proc., to rachunek wzrasta o 2,5 proc." - powiedział minister.

Wcześniej minister szacował, że rekompensaty dla gospodarstw domowych mogłyby kosztować ok. 1,8-2,1 mld zł, a podobną kwotę pochłonąć miałyby rekompensaty dla małych i średnich firm. Zapowiadał, że w przyszłym tygodniu projekt w tej sprawie trafi do Sejmu. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Cen dla jednostek samorządowych i większych przedsiębiorstw prezes URE nie wyznacza. To cena na styku sprzedawcy i samorządu. Zauważamy, że ceny są wysokie nie tylko w stosunku do samorządów, ale i części dużych przedsiębiorstw. Z tego tytułu przygotowuję w tej chwili wystąpienie do przewodniczących rad nadzorczych, korzystając z prawa większościowego akcjonariusza, z prośbą o dokonanie audytów kosztów w kierunku wprowadzenia nadzwyczajnych procedur oszczędności w przedsiębiorstwach (energetycznych - PAP) celem sprowadzenia cen do minimum na tyle, na ile można" - powiedział w czwartek w Sejmie minister Tchórzewski.

"Mam nadzieję, że w ciągu roku ceny się jeszcze zmienią. (...) Jako minister nakazać nie mogę, ale zwracam się do przewodniczących rad nadzorczych o dokładne zbadanie poziomu kosztów i tego, dlaczego ceny są takie, a nie inne" - powiedział minister.

Wskazał, że możliwości ingerencji przez ministra energii są małe w związku z upublicznieniem spółek energetycznych.

"Decydują warunki rynkowe. Trudno mówić, że to tylko odpowiedzialność ministra energii" - powiedział.

Tchórzewski powtórzył, że podejmowane będą działania w celu zmniejszenia skutków wzrostu cen energii dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw.

Poinformował, że planowane rekompensaty obejmą miejskie i wiejskie gospodarstwa domowe, hospicja, domy opieki społecznej, akademiki, internaty, domy dziecka, małe i średnie przedsiębiorstwa i wszystkich innych korzystających z taryfy G.

Tchórzewski zauważył, że prezes URE odniesie się do wniosków taryfowych składanych przez spółki energetyczne w połowie grudnia i dopiero wtedy będzie wiadomo, ile wyniosą rachunki za energię w 2019 roku.

Zaznaczył jednocześnie, że cena energii jest jedną ze składowych rachunku za energię elektryczną i jej procentowa zmiana nie przekłada się w proporcji jeden do jednego na zmianę rachunku płaconego przez odbiorców.

"Są jeszcze koszty dystrybucji, akcyza, VAT - one stanowią w rachunku gospodarstw domowych 50 proc. kosztów. Jeśli mówimy, że cena energii wzrasta o 5 proc., to rachunek wzrasta o 2,5 proc." - powiedział minister.

Wcześniej minister szacował, że rekompensaty dla gospodarstw domowych mogłyby kosztować ok. 1,8-2,1 mld zł, a podobną kwotę pochłonąć miałyby rekompensaty dla małych i średnich firm. Zapowiadał, że w przyszłym tygodniu projekt w tej sprawie trafi do Sejmu. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Cena docelowa Enei została podniesiona z 12,62 zł na 15,58 zł, PGE z 13,6 zł na 14,82 zł, a Tauronu z 2,77 zł na 3,06 zł.

W środę na zamknięciu za jedną akcję Enei płacono 10,86 zł, za akcję PGE 11,74 zł, Tauronu 2,37 zł, a Energi 9,71 zł.

"Ostatnie wzrosty rynkowych spreadów CDS oraz korzystne rozstrzygnięcie aukcji mocowej budują najbardziej sprzyjające otoczenie dla wytwarzania w Polsce od wielu lat. (...) Sektor ma zapewnione stabilne przychody mocowe w 5-15 letnich kontraktach, wchodzi w okres dodatnich przepływów pieniężnych, a rentowność segmentu wytwarzania rośnie i to przy rekordowych cenach CO2" - napisano w raporcie.

Jak podano, korzystnie wygląda polityka energetyczna kraju z rosnącą wagą OZE i "słabo" uargumentowaną koniecznością budowy elektrowni atomowej.

"Podtrzymujemy pozytywną rekomendację dla całego indeksu WIG-Energia, ze szczególnym wskazaniem na Eneę" - dodano.

Autorzy raportu prognozują, że obecny cykl inwestycyjny powoli wygasa, co wraz z poprawą wyników pozwoli na wygenerowanie gotówki w przyszłym roku.

"Systematyczny spadek poziomu zadłużenia z 1,9x na koniec 2018 do 1,5x w 2020 powinien uzasadnić powrót do polityki dywidendowej" - napisano.

Analitycy szacują, że EBITDA dla Enei w 2018 roku wyniesie 2622,7 mln zł, a w 2019 roku 3588,8 mln zł. Dla Energi EBITDA ma być na poziomie 2068,2 mln zł w 2018 roku, a w 2019 roku na poziomie 2205,8 mln zł. Dla PGE szacują EBITDA w wysokości 6748,7 mln zł w 2018 roku i 7693,8 mln zł w 2019 roku. Prognozowana EBITDA Tauronu ma wynieść 3604,5 mln zł w 2018 roku, a w 2019 roku 3695,4 mln zł.

Autorem raportu, którego pierwsze udostępnienie miało miejsce 29 listopada o godzinie 8.43, jest Kamil Kliszcz.

Depesza PAP Biznes stanowi wyciąg z raportu. W załączniku zamieszczamy plik PDF z raportem. (PAP Biznes)

doa/ ana/

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

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/

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

Z harmonogramu aukcji wynika, że w 7. rundzie cena wywoławcza wynosiła 219,66 zł, a cena minimalna 195,28 zł.

Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia.

PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 13.000 MW.

Jak podano, wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy została wyznaczona na podstawie sumy oferowanych obowiązków mocowych wynikających ze wszystkich wydanych przez PSE certyfikatów dotyczących aukcji głównej na rok dostaw 2022, w tym także certyfikatów warunkowych, oraz została pomniejszona w związku z zawarciem umów mocowych w wyniku aukcji głównej na rok dostaw 2021 obejmujących rok dostaw 2022.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2022 wynosiło 10.544,181 MW.

Jak podano, wskazana wielkość może zostać skorygowana w przypadku unieważnienia przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki lub Ministra Energii aukcji głównej na rok dostaw 2021, na podstawie przepisów ustawy o rynku mocy.

Cena maksymalna aukcji wynosiła 366,00 zł/kW/rok.

Aukcja na 2023 rok odbędzie się 21 grudnia. (PAP Biznes)

doa/ pel/

"Zakładamy, że zadłużenie wzrośnie do około 60 mld zł w latach 2019-21. To będzie głównie efekt akwizycji Unipetrolu i Lotosu" - powiedział Galbarczyk podczas konferencji "Credit Outlook 2019: European Energy, Oil & Gas, and Utilities".

Agencja Fitch spodziewa się, że 2018 rok będzie rokiem z największymi nakładami na inwestycje i akwizycje w sektorze, gdyż większość projektów albo jest kończona, albo jest na zaawansowanym etapie.

Fitch przewiduje, że do 2021 roku wydatki spółek na inwestycje i akwizycje będą spadać. Jak powiedział Galbarczyk, dotyczy to głównie PGE, Tauronu, Enei i Energi, których dźwignia finansowa jest wyższa. W przypadku PKN Orlen i PGNiG jest więcej miejsca na dodatkowe projekty inwestycyjne.

Galbarczyk zauważył, że PKN Orlen i PGNiG są teraz głównymi płatnikami dywidend w sektorze. W ocenie agencji, od 2020 roku spółki energetyczne wrócą do wypłaty dywidend, ale na niższych poziomach niż wcześniej.

"W przypadku Enei i Energi nie spodziewamy się dywidend, bo spółki będą budować Ostrołękę C" - powiedział dyrektor.

Poinformował, że projekt Ostrołęka C jest negatywny dla ratingów Enei i Energi, ale obecnie ryzyka są zmitygowane. Fitch zakłada m.in., że projekt zapewni sobie płatności z rynku mocy. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"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/

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/

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/

Agencja pozytywnie oceniła wyniki aukcji dodając, że płatności, które spółki energetyczne otrzymają w rezultacie aukcji zapewnią im stałe źródło przychodów.

Dodano, że chociaż wyniki ocenia się pozytywnie, wytwórcy będą musieli zmierzyć się z rosnącymi kosztami działalności w ciągu kilku najbliższych lat, wskazując na rosnące koszty emisji CO2.

Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2021 wyniosła 240,32 zł/kW/rok.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW.

Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia. (PAP Biznes)

doa/ maf/ kd/ gor/

PKEE podał, że popiera główne elementy proponowanej Polityki: dywersyfikację i rozwój wytwarzania energii ze źródeł niskoemisyjnych, co doprowadzi do ograniczenia emisji CO2 w sektorze elektroenergetyki o 50 proc. do 2040 roku; ograniczenie udziału węgla w wytwarzaniu energii do ok. 60 proc. w 2030 roku (produkcja energii elektrycznej z węgla spadnie z 130 TWh w 2020 roku do 75 TWh w 2040 roku); wzrost udziału energii z OZE do 27 proc. całości w 2030 roku (pełne wykorzystanie potencjału morskich farm wiatrowych i fotowoltaiki może zapewnić łącznie do 30 GW nowych mocy wytwórczych do 2040 roku) oraz budowę elektrowni jądrowej.

"PKEE uważa, że ta strategia dobrze przystaje do długoterminowej polityki klimatyczno-energetycznej UE i jest znaczącym krokiem naprzód dla kraju wysoce uzależnionego od paliw węglowych w sektorze energetyki wytwórczej, mającego wiele miejsc pracy w regionach górniczych, w połączeniu z jednym z niższych poziomów PKB w Unii Europejskiej na mieszkańca" - napisano w komunikacie PKEE.

"Realizacja tej ambitnej polityki będzie wymagała ponoszenia niesamowicie wysokich nakładów inwestycyjnych i PKEE ma nadzieję, że polska energetyka na realizację swoich celów otrzyma pomoc finansową w ramach negocjacji nad wieloletnią perspektywą finansową (MFF) i nadchodzącymi przepisami wykonawczymi, wdrażającymi mechanizmy kompensacyjne w ramach znowelizowanej dyrektywy EU ETS. Polskie spółki energetyczne będą się borykały z brakiem pieniędzy na inwestycje. Wybieglibyśmy poza najbliższe MFF i powiązali dyskusje o finansach z oczekiwaniami na rok 2050. Dlatego popieramy utworzenie Funduszu Sprawiedliwej Transformacji Energetycznej w ramach prac nad nową wieloletnią perspektywą finansową UE po 2020 roku" - dodano.

PKEE jest zdania, że komunikat Komisji zapoczątkowuje formalną dyskusję i zadanie na najbliższy rok.

"Popieramy realistyczny harmonogram – neutralność węglowa może być osiągalna dla EU w ujęciu średnim, ale nie w takim samym stopniu przez wszystkie kraje członkowskie o różnych strukturach paliw energetycznych" - podał PKEE.

Według PKEE, końcowy pozostający procent emisji sektora energetyki będzie wymagał kompensowania i emisji ujemnych. Konieczne jest oszacowanie ostatecznych kosztów i dostępności komercyjnej takich rozwiązań (CCS, obszary leśne, kredyty międzynarodowe) oraz cen CO2 na półwiecze.

PKEE podał, że popiera stopniową elektryfikację gospodarki Unii Europejskiej w obszarach niepodlegających dyrektywie EU ETS, w tym branż energochłonnych oraz sektorów transportu i budownictwa. Jednocześnie będzie minimalizować wpływ środowiskowy sektora energetyki do roku 2050 poprzez stopniowe przekształcanie struktury paliw w kierunku niskoemisyjnym.

"Plany UE do roku 2050 muszą uwzględniać specyficzne uwarunkowania Polski" - napisał PKEE.

Polski Komitet Energii Elektrycznej jest stowarzyszeniem sektora elektroenergetycznego. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Projekt jest daleki od realiów. Widać za dużo partykularnych interesów, a za mało patrzenia całościowo na energetykę. Polityka energetyczna idzie w dziwnym kierunku, oderwanym od światowych trendów technologicznych i kosztowych. Nie znam kraju, który by tak ryzykował" - powiedział PAP Biznes Wiśniewski.

"Dobrze, że w miksie są morska energetyka wiatrowa i fotowoltaika, ale szkoda, że tak późno. Nie potrafię jednak w sposób racjonalny wytłumaczyć zamykania lądowej energetyki wiatrowej i powolnej ścieżki wzrostu udziału zielonej energii w miksie energetycznym, bo to uderza w pozycję Polski w UE, utrudnia wykorzystanie funduszy unijnych i zamyka drogę do rozwoju elektromobilności" - dodał.

Wskazał, że proponowany w projekcie miks oznacza olbrzymie koszty.

"Nawet w ramach źródeł odnawialnych i niskoemisyjnych planowane są najdroższe obecnie źródła: czyli morska energetyka wiatrowa i źródło jądrowe. Dodatkowo, jest utrzymywane wysokie zapotrzebowanie na węgiel zwłaszcza do 2030 r. To niezwykle kosztotwórcze" - powiedział prezes.

Z projektu Polityki Energetycznej Państwa (PEP) do 2040 r. zaprezentowanego w Ministerstwie Energii wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne. W 2030 r. udział OZE w produkcji energii elektrycznej netto miałby wynieść ok. 27 proc. W 2033 r. pojawić ma się atom (pierwszy blok o mocy ok. 1-1,5 GW).

Planowany jest m.in. rozwój fotowoltaiki, zwłaszcza od 2022 r. Z prognoz ME wynika, że w 2020 r. w elektrowniach fotowoltaicznych zainstalowanych miałoby być 900 MW, w 2030 r. 10,2 GW, a w 2040 r. 20,2 GW.

"Ta technologia powoli się zrównuje kosztowo z kosztami energetyki wiatrowej. Ma olbrzymi niewykorzystany potencjał. Cieszę się, że została zauważona. W dokumencie napisano, że została wybrana nie z przyczyn ekonomicznych, a dlatego, że pozwoli rozładować problemy w szczycie letnim" - powiedział Wiśniewski.

Ocenił jednak, że zbyt małą produkcję ze źródeł fotowoltaicznych (0,8 TWh) przewiduje się na 2020 r.

"Fotowoltaika to szybka technologia, w 2020 roku mogłoby być spokojnie 3 TWh. Wszystkie inne technologie są powolne, mają kłopoty z oceną oddziaływania na środowisko, czy pozwoleniem budowlanym" - powiedział.

Polityka energetyczna zakłada też rozwój morskich farm wiatrowych (pierwsza farma wiatrowa na morzu miałaby zostać uruchomiona po 2025 r.). W 2030 r. w offshore byłoby zainstalowane - według prognoz - 4,6 GW, a w 2040 r. 10,3 GW.

"Trudno się nie cieszyć na plany rozwoju offshore do 40 TWh produkcji w 2040 r. To jednak potężne opóźnienie w stosunku do wcześniejszych założeń. Brakuje mi teraz pilotażu, by system mógł się uczyć" - powiedział Wiśniewski.

Zauważył, że problematyczna jest jednoczesna budowa morskich farm wiatrowych i elektrowni jądrowej z uwagi na dużą podaż energii w tym samym czasie i obciążenie inwestycjami krajowych koncernów energetycznych.

W projekcie Polityki energetycznej nie przewiduje się tak dynamicznego wzrostu udziału lądowych farm wiatrowych w bilansie energetycznym, jak w latach poprzednich. Z prognoz zawartych w dokumencie wynika, że w 2020 roku w wietrze na lądzie miałoby być zainstalowane 6,4 GW, a w 2040 roku już jedynie 800 MW. Minister energii Krzysztof Tchórzewski tłumaczył, że wynika to z przedwyborczych zobowiązań politycznych.

"To przejaw skrajnej niegospodarności, jeśli mamy ten majątek doprowadzić do skorodowania" - ocenił prezes IEO.

Wskazał, że powinna być możliwość repoweringu, czyli zastępowania starszych elektrowni nowymi, z większą wydajnością.

"Majątek jest już przyłączony. Gdyby stare turbiny zamienić na nowe, sprawniejsze, to moglibyśmy przy tych samych lokalizacjach podwoić produkcję do 30 TWh. Mielibyśmy najtańszą energię, zmniejszylibyśmy koszt energii w systemie" - powiedział Wiśniewski.

Projekt Polityki energetycznej do 2040 r. został przedłożony przez Ministerstwo Energii do konsultacji. Uwagi można zgłaszać do 15 stycznia.(PAP Biznes)

pel/ asa/

"Z dużym zadowoleniem przyjmujemy uwzględnienie w proponowanym miksie energetyki wiatrowej na morzu. 10 GW to nie jest w pełni wykorzystanie potencjału Morza Bałtyckiego, ale to jest dobry kierunek w polityce energetycznej kraju" - powiedział PAP Biznes prezes Janusz Gajowiecki.

"Jednocześnie niezrozumiała jest rezygnacja z dalszego rozwoju farm wiatrowych na lądzie" - dodał.

Z projektu Polityki Energetycznej Państwa (PEP) do 2040 r. zaprezentowanego w Ministerstwie Energii wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. przy stabilnym wykorzystaniu przez energetykę. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne. W 2033 r. pojawić ma się atom (pierwszy blok o mocy ok. 1-1,5 GW).

Planowany jest m.in. rozwój fotowoltaiki (zwłaszcza od 2022 r.) oraz morskich farm wiatrowych (pierwsza farma wiatrowa na morzu miałaby zostać uruchomiona po 2025 r.). W projekcie podano, że kluczowe znaczenie dla inwestycji offshore będzie mieć możliwość ich bilansowania w KSE. Z prognoz wynika, że w 2030 r. w offshore byłoby zainstalowane 4,6 GW, a w 2040 r. 10,3 GW.

Nie przewiduje się z kolei tak dynamicznego wzrostu udziału lądowych farm wiatrowych w bilansie energetycznym, jak w latach poprzednich.

Jak wskazano w projekcie, istotnym utrudnieniem w wykorzystywaniu energetyki wiatrowej na lądzie jest brak zależności między pracą elektrowni a zapotrzebowaniem na energię, dlatego tempo ich rozwoju powinno być zależne od kosztów i możliwości bilansowania. Problemem jest także - według ME - zróżnicowany poziom akceptacji elektrowni wiatrowych przez społeczność lokalną.

Z prognoz zawartych w dokumencie wynika, że w 2020 roku w wietrze na lądzie miałoby być zainstalowane 6,4 GW, a w 2040 roku już jedynie 800 MW. Minister energii Krzysztof Tchórzewski tłumaczył, że wynika to z zobowiązań politycznych, wyborczych. Poinformował jednocześnie, że w tym roku i w roku przyszłym uruchomionych będzie w aukcjach ok. 2,5 GW zainstalowanej mocy.

Janusz Gajowiecki wskazał, że lądowe farmy wiatrowe to najbardziej konkurencyjna cenowo technologia wytwarzania energii.

W niedawnej aukcji dla nowych farm wiatrowych na lądzie zakontraktowano prawie 42 TWh energii elektrycznej po średniej ceny 196,17 zł za MWh, czyli poniżej cen rynkowych i poniżej prognozowanych kosztów produkcji bloków węglowych.

"Gdyby przepisy pozwalały na instalowanie jeszcze nowocześniejszych turbin wiatrowych, to ten poziom cen mógłby być jeszcze niższy niż osiągnięty w ostatnich aukcjach" - ocenił prezes PSEW.

"To najtańsza i najczystsza technologia w sytuacji kryzysu klimatycznego. Żadna inna nie jest w stanie dostarczyć tyle energii w krótkim czasie od momentu podjęcia decyzji, a mamy gotowych ok. 3 GW projektów z pełnym pozwoleniem na budowę" - dodał Gajowiecki.

Wskazał, że są możliwości wymiany turbin na nowocześniejsze, a wygaszanie elektrowni wiatrowych byłoby sprzeczne z interesem głównie spółek Skarbu Państwa, które mają najstarszy portfel wytwarzania farm wiatrowych w Polsce (ok. 20 proc. całego portfela należy do grup energetycznych).

"Tymczasem wszystkie kraje inwestują w nowe technologie, wykorzystując dotychczasowe lokalizacje. Dzisiejsze turbiny nowej technologii osiągają produktywność rzędu 40-50 proc. wykorzystania mocy zainstalowanej wobec ponad 20 proc. produktywności w starych turbinach. W niektórych krajach są prowadzone programy +life-time extension+ i turbiny, dzięki pracom serwisowym, pracują nie 15 lat, a 20 - 25 lat. Nigdzie na świecie się nie rezygnuje z tej technologii" - powiedział prezes PSEW.

Projekt Polityki energetycznej do 2040 r. został przedłożony przez Ministerstwo Energii do konsultacji. Uwagi można zgłaszać do 15 stycznia.

"Jesteśmy otwarci na dialog z rządem" - powiedział prezes PSEW.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Z projektu Polityki Energetycznej Państwa (PEP) do 2040 r. zaprezentowanego w Ministerstwie Energii wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. przy stabilnym wykorzystaniu przez energetykę. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne, zwłaszcza fotowoltaika i offshore. Wygaszane miałyby być wiatraki na lądzie. W 2033 r. pojawić ma się atom (pierwszy blok o mocy ok. 1-1,5 GW). W latach 2033-2039 r. miałyby zostać zbudowane 4 bloki jądrowe o całkowitej mocy ok. 4-6 GW, dwa kolejne w latach 2041 i 2043.

Łączne nakłady inwestycyjne w sektorze wytwórczym w latach 2021-2040 są zakładane na ok. 400 mld zł.

"Nie przywiązywałbym się do tego projektu. To fikcja ekonomiczna" - powiedział PAP Biznes Krzysztof Kubiszewski, analityk Trigon DM.

"EBITDA sektora energetycznego to 15 mld zł rocznie, a free cash flow to ok. 2-3 mld zł rocznie. Tymczasem zakładany CAPEX na transformację miksu energetycznego to 400 mld zł, a jednocześnie mówi się, że ceny energii mają nie rosnąć. EBITDA sektora przez 20 lat jest niższa niż planowane nakłady inwestycyjne, podczas gdy sektor już dziś jest relatywnie zadłużony" - ocenił Kubiszewski.

"Najtańsze technologie, na które nas stać, czyli gaz i wiatr na lądzie zostają - według projektu - porzucone, a w zamian mielibyśmy budować atom i fotowoltaikę" - dodał analityk.

Robert Maj, analityk Ipopema Securities, uważa, że rezygnacja z farm wiatrowych na lądzie jest "mało racjonalna".

"Infrastruktura jest już wybudowana. Rezygnacja z wiatru to kompletnie niezrozumiałe zmarnowanie potencjału i wydanych już pieniędzy. Możliwy przecież byłby repowering turbin" - ocenił Maj w rozmowie z PAP Biznes.

Analityk Ipopema Securities wskazuje, że brakuje szczegółów dotyczących atomu, zwłaszcza modelu finansowania inwestycji.

"Trudno powiedzieć, jakie byłyby implikacje dla spółek energetycznych, bo nie znamy modelu finansowania energetyki jądrowej" - powiedział Robert Maj.

Wskazał na niespójności w dokumencie.

"To projekt, który ma być dyskutowany do 15 stycznia, a napisano, że do końca 2018 roku ma być opracowany model finansowania atomu. W Czechach od dwóch lat trwa dyskusja na temat rozbudowy elektrowni atomowej, a ciągle nie ma ustalonego modelu finansowania. Nierealne wydaje się więc opracowanie modelu u nas w ciągu miesiąca. Zakłada się też, że w 2019 roku mają być przygotowane regulacje, by atom był prawnie możliwy, co też wydaje się ambitnym zadaniem, tym bardziej, że będą wybory" - powiedział analityk Ipopemy.

"Z harmonogramu wynika, że oddanie pierwszego reaktora jądrowego planowane jest na 2033 roku, a budowa miałaby trwać 9 lat. To ambitnie, patrząc na opóźnienia przy budowie tego typu jednostek w Europie. Bufor na błędy jest bardzo mały" - dodał.

Krzysztof Kubiszewski z Trigona zauważa, że skoro - według harmonogramu - atom miałby być budowany od 2023-24 roku, to realne decyzje trzeba podjąć za cztery lata.

"Do tego czasu może być inny rząd, a przynajmniej inny minister energii i kolejna już polityka energetyczna" - powiedział.

W poniedziałek na akcjach spółek energetycznych przeważają wzrosty. Ok. godz. 11.20 kurs PGE rośnie o 0,4 proc., a Energi 0,5 proc. Tauron drożeje 1,4 proc., a akcje Enei tanieją 0,9 proc.

"Widać, że rynek już się nie przywiązuje do zapowiedzi Ministerstwa Energii" - ocenił Kubiszewski.

"W ubiegłym tygodniu, gdy minister energii mówił o 10 GW w atomie, to kurs PGE spadał mocno, ale po wcześniejszych mocnych wzrostach. W piątek po publikacji projektu polityki była negatywna reakcja kursu, ale potem spółka szybko to odrobiła. Inwestorzy się trochę uodparniają na tę kwestię" - powiedział Robert Maj z Ipopemy.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Projekt został przedłożony przez ME do konsultacji. Uwagi można zgłaszać do 15 stycznia.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski powiedział, że PEP bierze pod uwagę oczekiwany wzrost zużycia energii w kraju. Projekt zakłada niezależność energetyczną oraz spełnienie oczekiwań KE w kwestii redukcji emisji CO2. W stosunku do roku 1990 r. emisja w 2030 r. ma spaść o 30 proc.

Projekt zawiera osiem głównych kierunków: optymalne wykorzystanie własnych zasobów energetycznych; rozbudowa infrastruktury wytwórczej i sieciowej; dywersyfikacja dostaw gazu ziemnego i ropy naftowej oraz rozbudowa infrastruktury sieciowej; rozwój rynków energii; wdrożenie energetyki jądrowej; rozwój OZE; rozwój ciepłownictwa i kogeneracji oraz poprawę efektywności energetycznej.

PEP zakłada, że popyt na węgiel kamienny będzie pokrywany zasobami własnymi, a relacja import–eksport będzie miała charakter uzupełniający. Popyt na gaz ziemny i ropę naftową będzie pokrywany głównie surowcem importowanym, przy czym realizowane będą działania mające na celu realną dywersyfikację kierunków i źródeł dostaw. Jednocześnie nadal poszukiwane będą krajowe złoża.

60 PROC. WĘGLA W WYTWARZANIU ENERGII W 2030 R.

Krajowe zasoby węgla mają pozostać głównym elementem bezpieczeństwa energetycznego Polski i podstawą bilansu energetycznego państwa, ale wzrost popytu będzie pokrywany przez źródła inne niż konwencjonalne moce węglowe.

"Wykorzystanie węgla przez energetykę utrzyma się na stabilnym poziomie, ale udział węgla w strukturze zużycia energii będzie spadał (do ok. 60 proc. w 2030 r.) ze względu na wzrost zużycia energii" - napisano.

Minister energii poinformował, że do 2040 r. udział produkcji energii z węgla miałby spaść do ok. 35 proc.

21 PROC. UDZIAŁU OZE W FINALNYM ZUŻYCIU ENERGII W '30

Polska deklaruje osiągnięcie 21 proc. udziału OZE w finalnym zużyciu energii (w elektroenergetyce – wzrost udziału OZE, w ciepłownictwie i chłodnictwie – 1-1,3 pkt proc. r/r. przyrostu w udziale, w transporcie – 10 proc. udziału w 2020 r., 14 proc. w 2030 r.) w 2030 r.

"Przyjęty cel 21 proc. udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 r. przełoży się na ok. 27 proc. udziału OZE w produkcji energii elektrycznej netto i będzie wymagał znacznego wysiłku ekonomicznego oraz organizacyjnego. Kluczową rolę w osiągnieciu celu w elektroenergetyce będzie mieć rozwój fotowoltaiki (zwłaszcza od 2022 r.) oraz morskich farm wiatrowych (pierwsza farma wiatrowa na morzu zostanie uruchomiona po 2025 r.)" - napisano w projekcie.

Minister pytany, czy resort przewiduje jeszcze aukcje OZE dla farm wiatrowych na lądzie, odpowiedział: „W tym nie. W przyszłym jeszcze będą”.

PIERWSZY BLOK JĄDROWY W '33; DO '43 ŁĄCZNIE 6-9 GW

Projekt przewiduje, że z uwagi na pożądany efekt środowiskowy, brak obciążenia kosztami polityki klimatyczno-środowiskowej oraz stabilność wytwarzania energii elektrycznej, ok. 2033 r. uruchomiony zostanie w Polsce pierwszy blok pierwszej elektrowni jądrowej (o mocy ok. 1-1,5 GW). W latach 2033-2039 r. miałyby zostać zbudowane 4 bloki jądrowe o całkowitej mocy ok. 4-6 GW, dwa kolejne w latach 2041 i 2043. Moc całkowita bloków jądrowych miałaby wynieść 6-9 GW.

W 2035 r. udział tej technologii w wytwarzaniu energii elektrycznej może wynieść ok. 10 proc.

"Nakłady inwestycyjne na energetykę jądrową są wysokie, ale koszty energii elektrycznej są dużo niższe w porównaniu z elektrowniami konwencjonalnymi. Żywotność tych elektrowni jest dużo dłuższa od pozostałych. (...) To się wiąże z bardzo niskimi kosztami eksploatacji, czyli niskimi kosztami paliwa i brakiem konieczności ponoszenia kosztów polityki klimatycznej" - powiedział minister Tchórzewski.

"W Polsce energetyka jądrowa nie zdominuje miksu, ale będzie stanowić ważny element w zapewnieniu dostaw energii w podstawie systemu elektroenergetycznego. To też ważne z punktu widzenia uzyskania średniego poziomu emisji w Polsce" - dodał.

Minister powiedział, że w ramach tego projektu czeka "wiele trudnych zadań", w tym wybór lokalizacji pierwszej elektrowni, zakończenie prac nad modelem finansowania, wybór technologii i generalnego wykonawcy, uproszczenie formalnej strony procesu inwestycyjnego.

Tchórzewski zastrzegł, że ostatecznej decyzji całego rządu w kwestii atomu jeszcze nie ma.

GAZ PALIWEM PRZEJŚCIOWYM

Z projektu wynika, że stopień wykorzystania mocy gazowych będzie zależny od konieczności bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego, w szczególności niesterowalnych OZE oraz cen surowca. Zwiększone możliwości dywersyfikacji dostaw surowca do Polski oraz rozbudowa infrastruktury wewnętrznej zapewnią bezpieczeństwo wykorzystania gazu ziemnego przez elektroenergetykę.

Projekt PEP traktuje gaz jako paliwo przejściowe - poinformował pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej Piotr Naimski. Jako powody wymienił emisyjność i brak krajowych zasobów.

"Gaz będzie używany w perspektywie strategii jako element regulacyjny, nie będziemy przestawiali gwałtownie polskiej energetyki na gaz" - podkreślił.

Naimski podtrzymał plany rozbudowy terminala LNG, Baltic Pipe i krajowego wydobycia. Poinformował, że ok. 2037-2040 będzie można przeznaczyć na cele energetyczne ok. 5 mld m sześc. gazu rocznie i to zapewni zaopatrzenie elektrowni regulacyjnych.

400 MLD ZŁ NAKŁADÓW NA ZMIANĘ MIKSU W LATACH 2021-40

Projekt polityki energetycznej zakłada, że zainstalowana moc netto do 2040 roku miałaby wzrosnąć do 72,6 GW z ok. 40 GW obecnie. Z kolei produkcja energii elektrycznej ma, według prognoz, wzrosnąć do 232 TWh do 2040 r. z ok. 165 TWh w 2020 roku i 200 TWh w 2030 r.

Aby pokryć zakładane zapotrzebowanie na moc, łączne nakłady inwestycyjne w sektorze wytwórczym w latach 2021-2040 są zakładane na ok. 400 mld zł.

„Skumulowane nakłady inwestycyjne, jeśli spełnimy cele OZE i zrealizujemy transformację systemu, będą się kształtować na poziomie ok. 400 mld zł. Bez celu OZE (27 proc. udziału OZE w elektroenergetyce - przyp. PAP Biznes) 350 mld zł” - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski na piątkowej konferencji prasowej.

Tauron, po ogłoszeniu projektu Polityki Energetycznej Polski, poinformował o rozpoczęciu prac nad aktualizacją strategii grupy w zakresie kształtowania miksu wytwórczego i planuje przedstawić ją po pierwszym kwartale 2019 roku. Tauron ocenia, że projekt jest zbieżny z kierunkami rozwoju grupy.

Pozytywnie projekt PEP ocenia Polska Grupa Energetyczna.

"Skierowanie do konsultacji projektu PEP2040 oceniamy pozytywnie, ponieważ docelowo pozwoli ona określić ramy i kierunki rozwoju polskiej energetyki. Będziemy teraz szczegółowo analizować ten dokument i planujemy wziąć udział w konsultacjach. Grupa PGE dysponuje kilkoma opcjami strategicznymi rozwoju po 2020 r. i dzięki temu będzie mogła dokonać optymalnego wyboru, uwzględniającego ostateczny kształt PEP2040 i przyszłych regulacji" - napisał na Twitterze Maciej Szczepaniuk, rzecznik PGE.

W załączniku dokumenty przedstawione przez resort energii do konsultacji. (PAP Biznes)

pel/ gor/

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

„Skumulowane nakłady inwestycyjne, jeśli spełnimy cele OZE i zrealizujemy transformację systemu, będą się kształtować na poziomie ok. 400 mld zł. Bez celu OZE (27 proc. udziału OZE w elektroenergetyce - przyp. PAP Biznes) 350 mld zł” - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski na piątkowej konferencji prasowej.

Z przedstawionego wraz z projektem polityki energetycznej do 2040 r. dokumentu "Wnioski z analiz prognostycznych w zakresie bilansu elektroenergetycznego do 2040 r." wynika, że to nakłady, jakie należy ponieść w latach 2021-40, aby pokryć zakładane zapotrzebowanie na moc.

Zainstalowana moc netto do 2040 roku miałaby wzrosnąć do 72,6 GW z ok. 40 GW obecnie. Z kolei produkcja energii elektrycznej ma, według prognoz, wzrosnąć do 232 TWh do 2040 r. z ok. 165 TWh w 2020 roku i 200 TWh w 2030 r.

Prognoza struktury mocy zainstalowanej netto wg technologii do 2040 r. [MW]

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

Resort energii podał, że powyższe prognozy są wynikiem modelowania optymalizacyjnego kształtu bilansu elektroenergetycznego w perspektywie 2040 r. wykonane w oparciu o kluczowe przesądzenia polityczne przedstawione w polityce energetycznej (także wynikające ze zobowiązań międzynarodowych) oraz parametrów techniczno-ekonomicznych źródeł wytwórczych energii.(PAP Biznes)

pel/ asa/ gor/

„Skumulowane nakłady inwestycyjne, jeśli spełnimy cele OZE i zrealizujemy transformację systemu, będą się kształtować na poziomie ok. 400 mld zł” - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski. (PAP Biznes)

pel/ asa/

pel/ ana/

"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/

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/

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/

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

kuc/

W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. PSE miały 3 dni robocze na podanie jej wstępnych wyników.

Aukcja zakończyła się w piątej rundzie, gdzie cena wywoławcza wynosiła 240,4 zł, a cena minimalna 218,56 zł.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.

"Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych dla roku dostaw 2021 wynosi 22.427,066 MW" - podały Polskie Sieci Elektroenergetyczne we wtorkowym komunikacie.

Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia.

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

Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.

Jednostki nowe otrzymują umowę mocową na 15 lat, modernizowane na 5 lat, a jednostki istniejące na 1 rok. (PAP Biznes)

pel/ sar/ osz/

W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. PSE miały 3 dni robocze na podanie jej wstępnych wyników.

Aukcja zakończyła się w piątej rundzie, gdzie cena wywoławcza wynosiła 240,4 zł, a cena minimalna 218,56 zł.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.

Aukcja na 2022 rok odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia.

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

Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.

Jednostki nowe otrzymują umowę mocową na 15 lat, modernizowane na 5 lat, a jednostki istniejące na 1 rok. (PAP Biznes)

pel/ sar/ osz/

W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. Polskie Sieci Elektroenergetyczne poinformowały, że została zakończona w 5. rundzie.

Wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia, ale już wiadomo, że cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 218,56 do 240,40 zł/kW/rok.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2021 wynosiło 22.732 MW. Cena maksymalna aukcji wynosiła 327,80 zł/kW/rok.

Analitycy wskazują, że osiągnięta w aukcji cena jest wyższa niż można się było spodziewać.

"Przy przedziale cenowym 218,56-240,4 zł/kW/rok budżet rynku mocy na 2021 wynosi 5-5,5 mld zł. Dotychczasowe oczekiwania mieściły się w granicach 3-4 mld zł (w OSR do ustawy o rynku mocy z 08.12.2017 budżet szacowano na 3,7 mld zł rocznie)" - napisano w piątkowym raporcie BDM.

"Wysoka cena jest pozytywna dla spółek wytwórczych, nie spodziewaliśmy się alokacji aż tak dużego budżetu" - powiedział PAP Biznes Paweł Puchalski, analityk Santander BM.

Analitycy BDM zauważają, że po wynikach pierwszej aukcji głównej rynku mocy najwięcej wsparcia w relacji do swoich aktywów otrzyma PGE (73 proc. zainstalowanej mocy), niemniej będzie to wsparcie głównie dla starych bloków, tylko na 1 rok.

Najwięcej wsparcia dla bloków nowych (na 15 lat) i modernizowanych (na 5 lat) otrzymały Enea i Tauron.

"W rezultacie porównując NPV uzyskanego wsparcia do aktualnej kapitalizacji największymi beneficjentami wczorajszej aukcji wydają się być właśnie Enea i Tauron" - napisano w raporcie BDM.

Na Eneę i Tauron wskazuje też Robert Maj, analityk Ipopema Securities.

"Aukcje pomagają wszystkim, całemu sektorowi. PGE dostanie najwięcej środków, ale patrząc na wyniki i wielkość spółek, to Enea i Tauron wygrywają, dla nich znaczenie tych pieniędzy będzie większe" - powiedział PAP Biznes Maj.

Kolejna aukcja, na 2022 rok, odbędzie się 5 grudnia, a na 2023 rok - 21 grudnia.

"Te aukcje będą też bardzo ciekawe, bo cena może się ukształtować zupełnie inaczej" - powiedział Puchalski.

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

Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane. Zwycięzcami aukcji zostaną jednostki o najniższym koszcie dostawy, przy czym zachowana będzie neutralność technologiczna.

Jednostki nowe otrzymują umowę mocową na 15 lat, modernizowane na 5 lat, a jednostki istniejące na 1 rok.

Poniżej wyniki pierwszej aukcji rynku mocy (na 2021 rok):

Źródło: raport BDM, spółki, PSE. Dla Tauronu moc obliczona wg podanego wsparcia w mln zł.

Ok. godz. 12.00 kurs PGE zyskuje 1,8 proc., a Tauronu 1 proc. Papiery Enei drożeją 1,1 proc., a akcje Energi zyskują 0,5 proc.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"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/

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

„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/

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/

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

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/

"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/

"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/

"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/

"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/

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/

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/

Wyniki operacyjne za III kwartał 2018 r.:

Wyniki grupy według głównych segmentów działalności (w mln zł):

(PAP Biznes)

pel/

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/

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

kom espi zdz

"(...) 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/

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

"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/

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/

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/

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/

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/

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

"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/

"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/

"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/

"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/

"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/

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/

"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/

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/

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/

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/

"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/

"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/

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/

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/

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

"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/

"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/

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/

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/

"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/

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

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/

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

"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/

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/

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/

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

„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/

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/

"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/

"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/

Wyniki operacyjne za II kwartał i I półrocze 2018:

Wyniki grupy według głównych segmentów działalności (w mln zł):