PGE SA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ osz/

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

pel/ gor/

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

seb/ osz/

Jak podano, podstawowym paliwem dla nowej jednostki będzie gaz ziemny wysokometanowy, ok. 1 mld m3 rocznie, z potencjalną możliwością współspalania wodoru.

Projekt będzie przygotowywany w harmonogramie umożliwiającym udział w aukcjach rynku mocy w IV kwartale 2022 r., z pierwszym terminem dostaw na 2027 rok.

Elektrownia Rybnik jest jedną z największych elektrowni w Polsce. Obecnie posiada 1.800 MW mocy zainstalowanych w ośmiu blokach opalanych węglem.

PGE GiEK realizuje obecnie w Elektrowni Dolna Odra projekt budowy dwóch niskoemisyjnych bloków gazowo-parowych o łącznej mocy 1.340 MW. Spółka przekazała teren budowy wykonawcy inwestycji, którym jest konsorcjum firm w składzie: Polimex Mostostal, jako lider, oraz General Electric Global Services GmbH i General Electric International Inc. Początek eksploatacji nowych bloków planowany jest na IV kwartał 2023 r. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE", "Spółka") informuje, iż w dniu 14 stycznia 2021 r. Spółka otrzymała oświadczenie Ministra Aktywów Państwowych (reprezentującego Skarb Państwa) o powołaniu pana Marcina Kowalczyka do składu Rady Nadzorczej Spółki z dniem 14 stycznia 2021 r. Przedmiotowe oświadczenie zostało złożone stosownie do § 20 ust. 5 Statutu Spółki, który przyznaje Skarbowi Państwa prawo do powoływania i odwoływania jednego członka Rady Nadzorczej PGE w drodze pisemnego oświadczenia składanego Zarządowi Spółki.

Pan Marcin Kowalczyk jest absolwentem Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Warmińsko-Mazurskiego w Olsztynie. Ukończył studia podyplomowe na Akademii Obrony Narodowej w Warszawie. Posiada dyplom MBA Wyższej Szkoły Menadżerskiej w Warszawie. Karierę zawodową rozpoczął w jako asystent w gabinecie politycznym Ministra Obrony Narodowej i pełnomocnik do spraw ochrony informacji niejawnych w Kancelarii Prezydenta RP. Pełnił również funkcję zastępcy prezesa Agencji Mienia Wojskowego, zasiadał w Radzie Nadzorczej AMW. Pracował na stanowisku menedżerskim w PGE Energia Odnawialna S.A. W latach 2018-2020 był wiceprezesem Wojskowego Przedsiębiorstwa Handlowego. Sp. z o.o. Od maja 2020 r. związany z PGE Dystrybucja S.A. najpierw jako Wiceprezes Zarządu, a od września 2020 r. jako Prezes Zarządu. Obecnie pełni funkcję Szefa Gabinetu Politycznego Ministra Aktywów Państwowych.

Pan Marcin Kowalczyk złożył oświadczenie, iż jego działalność prowadzona poza PGE nie jest konkurencyjna w stosunku do działalności Spółki oraz, że nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej jako wspólnik w spółce cywilnej, spółce osobowej oraz jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej jako członek jej organu.

Pan Marcin Kowalczyk oświadczył również, że nie jest wpisany do Rejestru Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonego na podstawie ustawy z dnia 20 sierpnia 1997 r. o Krajowym Rejestrze Sądowym (Dz. U. 2019, poz. 1500 z późn. zm.).

Podstawa prawna: § 5 pkt 5 oraz § 10 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757).

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

kom espi zdz

Jak podał URE, w taryfie Energa Operator spadek stawek dla odbiorców w gospodarstwach domowych w grupie G11 wyniesie 1,5 proc., a w taryfie PGE Dystrybucja taryfa spadnie 1 proc. dla grupy G11.

Taryfy zostały zatwierdzone do końca 2021 roku i mogą zostać wprowadzone do stosowania przez przedsiębiorstwa najwcześniej po 14 dniach od publikacji przez Prezesa URE.

URE przypomniał w komunikacie, że od 1 stycznia 2021 roku dystrybutorzy energii pobierają od odbiorców także tzw. opłatę mocową.

"Uwzględniając więc tę opłatę, średni wzrost rachunku w części dystrybucyjnej dla wszystkich grup odbiorców przyłączonych do sieci Energa Operator wyniesie ok. 16,5 proc. (wzrost o ok. 11,5 proc. dla odbiorców w gospodarstwach domowych w grupie G11 ), zaś w sieci PGE Dystrybucja wzrost o 16,9 proc. (13,7 proc. w grupie G11)" - napisano.

"Oznacza to, że odbiorcy w najczęściej występującej grupie taryfowej G11[2] zapłacą dwóm dystrybutorom średnio od ok. 6,50 zł więcej miesięcznie, przy czym zmiana ta uwzględnia już stawkę opłaty mocowej. Natomiast średni wzrost całego rachunku dla odbiorców posiadających umowy kompleksowe i korzystających z taryfy Energa Obrót lub PGE Obrót Sprzedaż wyniesie około 8 zł miesięcznie" - dodano.

5 stycznia URE zatwierdził taryfę dystrybucyjną firmie innogy Stoen Operator, a 8 stycznia spółkom Enea Operator i Tauron Dystrybucja.·

W grudniu regulator zatwierdził taryfy na sprzedaż energii do odbiorców w gospodarstwach domowych przedsiębiorcom Enea, PGE Obrót i Tauron oraz Energa Obrót. Z tytułu wzrostu ceny energii rachunki odbiorców w części płaconej sprzedawcom prądu wzrosną średnio o ok. 1,50 zł miesięcznie.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Jak podał URE, w taryfie Energa Operator spadek stawek dla odbiorców w gospodarstwach domowych w grupie G11 wyniesie 1,5 proc., a w taryfie PGE Dystrybucja taryfa spadnie 1 proc. dla grupy G11.

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

pel/ ana/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

PO WYDZIELENIU AKTYWÓW WĘGLOWYCH - MOŻLIWA KONSOLIDACJA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

WYNIKI ZESZŁY NA DALSZY PLAN

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ tj/ ana/

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

Udziałowcy spółki PGE EJ 1 - PGE, KGHM, Enea i Tauron - podpisali w październiku list intencyjny w sprawie sprzedaży 100 proc. udziałów w firmie na rzecz Skarbu Państwa.

"Wystąpiły poważne opóźnienia w realizacji harmonogramu przedstawionego przez Inwestora w Programie PEJ po stronie inwestora. Żadne z przewidzianych do realizacji w objętym sprawdzaniem

terminie działań nie zostało wykonane zgodnie z przyjętym harmonogramem oraz upływem czasu objętym sprawozdaniem" - ocenia resort klimatu w sprawozdaniu z realizacji Programu polskiej energetyki jądrowej za lata 2016–2019.

"Z uwagi na stwierdzone opóźnienia, dalsza realizacja Programu PEJ wymaga zdynamizowania jego realizacji. Do tego niezbędne jest jednak podjęcie decyzji przesądzającej o rozwoju

energetyki jądrowej. Działania MK powinny być ukierunkowane na ten cel" - napisano.

Ministerstwo Klimatu podaje, że po jej podjęciu należy przeanalizować obecny system wdrażania projektu i dokonać zmian w sposobie jego realizacji, szczególnie po stronie inwestora. (PAP Biznes)

map/ asa/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka", "PGE") niniejszym podaje do publicznej wiadomości daty przekazywania raportów okresowych Spółki w 2021 roku:

- Jednostkowy raport roczny PGE za 2020 rok oraz skonsolidowany raport roczny Grupy Kapitałowej PGE za 2020 rok - 23 marca 2021 roku,

- Skonsolidowany raport kwartalny za I kwartał 2021 roku - 25 maja 2021 roku,

- Skonsolidowany raport półroczny za pierwsze półrocze 2021 roku - 14 września 2021 roku,

- Skonsolidowany raport kwartalny za III kwartał 2021 roku - 23 listopada 2021 roku.

Ponadto Zarząd PGE informuje, iż "Skonsolidowane sprawozdanie z płatności na rzecz administracji publicznej za 2020 rok" zostanie przekazane 23 marca 2021 roku.

Jednocześnie Zarząd Spółki 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 PGE będą zawierały kwartalną informację finansową zawierającą informacje określone w § 66 ust. 1-4, ust. 5 zdanie pierwsze oraz ust. 9 Rozporządzenia.

Ponadto Zarząd Spółki informuje, że Spółka nie będzie publikować skonsolidowanego raportu kwartalnego za IV kwartał 2020 roku oraz skonsolidowanego raportu kwartalnego za II kwartał 2021 roku zgodnie z regulacją § 79 ust. 2 Rozporządzenia. Spółka nie będzie publikować również odrębnego raportu półrocznego zgodnie z § 62 ust. 3 Rozporządzenia.

Podstawa prawna: § 80 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).

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

kom espi zdz

"Zawarcie umowy o przyłączenie do sieci przesyłowej morskiej farmy wiatrowej Baltica-2 jest jednym z kluczowych elementów wymaganych do realizacji inwestycji w zakładanym harmonogramie. Cieszymy się ze sprawnej realizacji tego zadania. Równolegle trwają prace projektowe dotyczące układu wyprowadzenia mocy z farm Baltica-2 i Baltica-3 na morzu i lądzie. Obie farmy o łącznej mocy do 2,5 GW planujemy uruchomić przed 2030 rokiem" – powiedziała cytowana w komunikacie prezes PGE Baltica Monika Morawiecka.

Morska farma wiatrowa Baltica-2 będzie zlokalizowana ponad 30 km w głąb morza, na wysokości Ustki i Łeby. Miejscem jej przyłączenia do sieci przesyłowej będzie rozdzielnia 400 kV w nowej stacji elektroenergetycznej. Uruchomienie morskiej farmy wiatrowej Baltica-2 planowane jest przed 2030 rokiem.

Program offshore zakłada budowę trzech farm wiatrowych, z czego Elektrownia Wiatrowa Baltica-2 jest drugą inwestycją grupy PGE z podpisaną umową o przyłączenie.

Wcześniej, w 2014 roku, inna spółka GK PGE – Elektrownia Wiatrowa Baltica-3 zawarła z PSE umowę o przyłączenie do sieci przesyłowej morskiej farmy wiatrowej Baltica-3. Z kolei w czerwcu PSE wydały warunki techniczne przyłączenia dla Elektrowni Wiatrowej Baltica-1. Jest to etap poprzedzający zawarcie umowy o przyłączenie.

PGE Baltica jest spółką odpowiedzialną za program budowy morskich farm wiatrowych w grupie PGE.(PAP Biznes)

epo/ osz/

"Uzgodnione porozumienie pozwoli na ujednolicenie polityki kadrowo – płacowej w oddziałach spółki PGE Energia Odnawialna. Jednym z elementów porozumienia jest wycofanie upoważnień udzielonych Komitetowi Protestacyjno-Strajkowemu Grupy Kapitałowej PGE do realizacji dialogu społecznego w ramach sporów zbiorowych" - napisano.

Jak dodano, porozumienie zakłada również prowadzenie konstruktywnego dialogu wspierającego PGE EO w realizacji inwestycji w odnawialne źródła energii w ramach nowej strategii grupy PGE. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Zmiany w Zespole Elektrowni Dolna Odra w Nowym Czarnowie, należącym do PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, obejmują wydzielenie Elektrociepłowni Pomorzany, Elektrociepłowni Szczecin oraz systemu ciepłowniczego w Gryfinie do nowego Oddziału PGE Energia Ciepła.

W rezultacie wszystkie pozostające w grupie PGE aktywa ciepłownicze będą skoncentrowane w jednym segmencie.

Od stycznia 2019 r. PGE Energia Ciepła jest także właścicielem sześciu elektrociepłowni: w Bydgoszczy, Rzeszowie, Gorzowie Wielkopolskim, Lublinie, Zgierzu oraz Kielcach, które również przeszły ze spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna.

PGE Energia Ciepła planuje zwiększanie potencjału ciepłowniczego, wzrostu udziału w zarządzaniu sieciami ciepłowniczymi i budowę do 2030 r. 1000 MW nowych mocy kogeneracyjnych. (PAP Biznes)

seb/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 35/2020, Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 17 grudnia 2020 r. PSE S.A. podała do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji głównej rynku mocy na rok 2025, w tym cenę zamknięcia aukcji mocy, która wynosi 172,85 PLN/kW/rok. Cena obowiązku mocowego dla wieloletnich umów mocowych podlegać będzie corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych.

Jednocześnie Zarząd PGE informuje, że ostatecznie zakontraktowane zostało łącznie 364,15 MW obowiązku mocowego dla jednostek należących do grupy PGE, w tym:

- 161,6 MW dla jednostek modernizowanych z umową mocową na 7 lat

- 202,55 MW dla jednostek istniejących 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. PGE zaktualizuje niniejszy raport jedynie w przypadku, gdy ostateczne wyniki aukcji mocy będą istotnie różnić się od wyników wstępnych.

Łączny zakontraktowany przez jednostki należące do Grupy PGE wolumen obowiązków mocowych na rok 2025, z uwzględnieniem kontraktów wieloletnich zawartych w aukcjach na lata 2021-2024 wynosi 10 037 MW.

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

kom espi zdz

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

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

seb/ asa/

Jest to postępowanie odwoławcze od decyzji Regionalnego Dyrektora Ochrony Środowiska w Łodzi z 2018 roku, określającej środowiskowe uwarunkowania wydobycia węgla brunatnego ze złoża Złoczew.

"Przyczyną zwłoki jest skomplikowany charakter sprawy" - napisano w zawiadomieniu.

"W związku z powyższym Generalny Dyrektor Ochrony Środowiska wyznacza nowy termin załatwienia sprawy na dzień 28 lutego 2021 roku" - dodano.

To kolejne odroczenie decyzji w tej sprawie, wcześniej miało to miejsce w lutym, maju i sierpniu.

W kwietniu 2019 Ministerstwo Środowiska, na wniosek spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna wszczęło postępowanie w sprawie udzielenia koncesji na wydobycie węgla brunatnego ze złoża Złoczew, położonego na terenie gminy miejskiej i wiejskiej Złoczew, gminy Burzenin (pow. sieradzki), gminy Ostrówek (pow. wieluński) oraz gminy Lututów (pow. wieruszowski).

Wcześniej, pod koniec marca ub. roku, firma PGE GiEK otrzymała decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla kopalni węgla brunatnego Złoczew, która otwierała drogę do rozpoczęcia starań o uzyskanie koncesji na wydobycie.

Zasoby złoża Złoczew, rozciągające się na przestrzeni ok. 10 km na terenie kilku gmin, szacowane są na kilkaset milionów ton węgla brunatnego. W opinii władz lokalnych w kontekście wyczerpania złoża Bełchatów, którego zasoby mają być wykorzystane do 2038 roku, uruchomienie odkrywki w Złoczewie warunkuje dalszy rozwój południowo-zachodniej części regionu łódzkiego.

Przeciwko eksploatacji węgla brunatnego ze złoża Złoczew są ekolodzy. M.in. aktywiści z Greenpeace Polska domagają się od PGE odstąpienia od realizacji nowych projektów związanych z wydobyciem i spalaniem paliw kopalnych, w szczególności budowy kopalni Złoczew i Gubin-Brody oraz rozbudowy kopalni odkrywkowej w Turowie, a także do całkowitego wyeliminowania emisji dwutlenku węgla z elektrowni należących do spółki najpóźniej do 2030 r.

Inwestycja była wielokrotnie krytykowana nie tylko przez organizacje ekologiczne, ale także rolników i przedsiębiorców z obszaru planowanej odkrywki. W ub. roku Greenpeace przedstawił raport, z którego wynikało, że kopalnia doprowadzi do strat dla rolnictwa i przemysłu rolno-spożywczego sięgających ponad 35 mld zł. Przeciwni inwestycji rolnicy i przedsiębiorcy z obszaru planowanej odkrywki założyli Stowarzyszenie "Nie dla odkrywki Złoczew". Według Stowarzyszenia "XXI wiek to nie czas na odkrywki węgla brunatnego". Kopalnia zabierze ponad 6 tys. ha, 33 wioski. Wysiedlone zostanie 3 tys. osób. Zwolennikami eksploatacji złoczewskich złóż są lokalni samorządowcy, którzy założyli stowarzyszenie wspierające plany PGE.(PAP)

map/ osz/

Cena zamknięcia aukcji, która zakończyła się w 7. rundzie, mieści się w przedziale od 172,86 zł/kW/rok do 207,4 zł/kW/rok.

Łączna wielkość umów mocowych zawartych na rok dostaw 2025, wliczając umowy wieloletnie z poprzednich aukcji, wynosi 10.037 MW. (PAP Biznes)

sar/ osz/

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 14 grudnia 2020 r., w wyniku aukcji rynku mocy na rok 2025 (aukcja główna), zakontraktowanych zostało łącznie 364,15 MW obowiązków mocowych dla jednostek należących do grupy PGE.

Łączna wielkość umów mocowych zawartych na rok dostaw 2025, wliczając umowy wieloletnie z poprzednich aukcji, wynosi 10 037 MW.

Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 172,86 do 207,40 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.

Łączny zakontraktowany obowiązek mocowy obejmuje nie mniej niż 161,6 MW dla jednostek modernizowanych z umową mocową na 7 lat i nie mniej niż 200 MW w kontraktach rocznych. GK PGE nie zawarła umów na 15 i 17 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

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

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

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

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

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

pel/ osz/

Jak podano, największa część dofinansowania, 493 mln euro, zostanie przeznaczona na budowę Harmony Link, nowego połączenia elektroenergetycznego między Polską a Litwą, 166,5 mln euro posłuży do instalacji kondensatorów synchronicznych w Estonii, Litwie i Łotwie. Pozostałe środki zostaną przeznaczone na modernizację infrastruktury przesyłowej w Polsce, niezbędnej do zapewnienia stabilnej pracy połączonych systemów elektroenergetycznych.

Operatorzy systemów przesyłowych z państw bałtyckich i Polski otrzymali blisko trzy czwarte całego tegorocznego budżetu CEF na projekty z zakresu energetyki, wynoszącego łącznie 979,6 mln euro.

Wcześniej projekty związane z synchronizacją otrzymały już 323 mln euro unijnego wsparcia. Obecnie realizowany jest pierwszy etap synchronizacji, który obejmuje m.in. wzmocnienie sieci przesyłowej w państwach bałtyckich.

"Projekt synchronizacji jest istotny dla pełnej integracji państw bałtyckich ze wspólnym europejskim rynkiem energii elektrycznej, zapewniając przy tym bezpieczny przesył energii elektrycznej. Realizacja projektu Harmony Link zapewni także warunki do lepszej współpracy gospodarczej. Obecnie Estonia, Litwa i Łotwa wraz z Rosją, Białorusią i innymi państwami są częścią systemu IPS/UPS" - napisano. (PAP Biznes)

doa/ asa/

PGE podała, że ponadto związki żądają, aby grupa jeszcze do końca 2020 roku zatrudniła 700 nowych pracowników powołując się przy tym na zapisy porozumienia o utrzymaniu poziomu etatów sprzed czterech lat.

PGE poinformowała, że spełnienie tych żądań to koszt ponad 450 mln zł rocznie.

"PGE uznaje zgłoszone żądania związków zawodowych za nierealne i niebiorące pod uwagę obecnej sytuacji społeczno – gospodarczej Polski, związanej z pandemią oraz kondycji finansowej grupy kapitałowej PGE. Priorytetem dla zarządu PGE jest utrzymanie miejsc pracy i poziomu wynagrodzeń dla pracowników grupy PGE" - napisano w komunikacie.

"PGE informuje, że w obecnych warunkach strajk będzie miał charakter nielegalny, co zostało potwierdzone w niezależnych opiniach prawnych, o czym Związki Zawodowe zostały poinformowane" - dodano. (PAP Biznes)

sebn/

Przedmiotem transakcji są spółki zależne CEZ, które prowadzą działalność związaną z wytwarzaniem i sprzedażą ciepła oraz energii elektrycznej w Polsce (CEZ Skawina oraz CEZ Chorzów), a także świadczą usługi wspierające w zakresie: gospodarowania ubocznymi produktami spalania, komunikacji, tradingu oraz obsługi korporacyjnej (CEZ Produkty Energetyczne oraz CEZ Polska).

Jak podano, partnerzy będą kontynuować wspólne prace zmierzające do złożenia oferty wiążącej.

Spółki poinformowały, że zakup polskich aktywów Grupy CEZ jest zgodny z ich strategiami.

W połowie września CEZ zaprosił do składania deklaracji zainteresowania uczestnictwem (listu intencyjnego) w procesie zakupu polskich aktywów grupy. Informował, że do 29 września otrzymał 14 deklaracji od potencjalnych inwestorów. Termin na złożenie ofert wstępnych miał minąć 7 grudnia.

W opublikowanej w maju 2019 r. strategii, CEZ zakładał większą koncentrację na rynku krajowym. Informował, że chce wyjść z segmentów i rynków o nieatrakcyjnych perspektywach.

W połowie listopada konsorcjum, w skład którego wchodzi PGNiG i PGE złożyło wstępną niewiążącą ofertę nabycia aktywów należących do Fortum Holding w Polsce.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Przedmiotem transakcji są spółki zależne CEZ, które prowadzą działalność związaną z wytwarzaniem i sprzedażą ciepła oraz energii elektrycznej w Polsce (CEZ Skawina oraz CEZ Chorzów), a także świadczą usługi wspierające w zakresie: gospodarowania ubocznymi produktami spalania, komunikacji, tradingu oraz obsługi korporacyjnej (CEZ Produkty Energetyczne oraz CEZ Polska).

Jak podano, partnerzy będą kontynuować wspólne prace zmierzające do złożenia oferty wiążącej.

Spółki poinformowały, że zakup polskich aktywów Grupy CEZ jest zgodny z ich strategiami. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 11 grudnia 2020 r. PGE oraz Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("Partnerzy") wspólnie złożyły ČEZ a.s. ("ČEZ") ofertę niewiążącą na nabycie polskich aktywów Grupy ČEZ ("Transakcja").

Przedmiotem Transakcji są spółki zależne ČEZ, które prowadzą działalność związaną z wytwarzaniem i sprzedażą ciepła oraz energii elektrycznej w Polsce (CEZ Skawina S.A. oraz CEZ Chorzów S.A.), a także świadczą dedykowane usługi wspierające w zakresie: gospodarowania ubocznymi produktami spalania, komunikacji, tradingu oraz obsługi korporacyjnej (CEZ Produkty Energetyczne sp. z o.o. oraz CEZ Polska sp. z o.o.).

Partnerzy będą kontynuować wspólne prace zmierzające do złożenia oferty wiążącej.

Zakup polskich aktywów Grupy ČEZ jest zgodny ze Strategią Grupy PGE do 2030 roku ogłoszoną 19 października 2020 r. (raport bieżący nr 29/2020 z dnia 19 października 2020 r.).

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

kom espi zdz

§ 1

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

- ze 100 akcji na 1.000 akcji.

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

§ 2

Uchwała wchodzi w życie z dniem podjęcia.

kom amp/

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

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

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

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

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

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

seb/ ana/

"Potrzebujemy systemu wsparcia. Liczymy na utworzenie programu dla energetyki wielkoskalowej w ramach Funduszu Modernizacyjnego, a także na utworzenie w niedalekiej przyszłości krajowego funduszu celowego, który będzie zasilany przychodami ze sprzedaży z uprawnień do emisji CO2. (...) Instrument ten powinien wspierać wyłącznie inwestycje w OZE w wielkoskalowej energetyce" - powiedział Wojciech Dąbrowski, prezes PGE, podczas debaty Polityki Insight.

"Jeśli chcemy przeprowadzić skutecznie transformację energetyczną w Polsce, to potrzebujemy wsparcia finansowego" - dodał.

Jak wskazał, sama grupa PGE planuje w latach 2021-2030 wydać na inwestycje 75 mld zł. Inwestycje grupy skupiać się będą na energetyce odnawialnej, transformacji ciepłownictwa i infrastrukturze sieciowej. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Jak podano, instalacja o mocy ok. 2,1 MW i pojemności 4,2 MWh została zaprojektowana w celu wspierania niezawodności lokalnej sieci dystrybucyjnej.

Zgodnie z nową strategią PGE, grupa do 2030 roku planuje budowę co najmniej 800 MW nowych magazynów energii.

Kolejne projekty są w fazie planowania.

"Jeszcze w tym roku składamy wniosek o określenie technicznych warunków przyłączenia do sieci magazynu energii elektrycznej w Żarnowcu o mocy 205 MW i pojemności 820 MWh. W styczniu projekt weźmie udział w certyfikacji ogólnej do rynku mocy" - powiedział, cytowany w komunikacie, prezes Wojciech Dąbrowski.

"Dużym wyzwaniem dla projektów magazynowania energii jest rentowność oraz źródła finansowania. Dlatego duże nadzieje pokładamy w zmianach w obszarze regulacji, które mogą być zachętą inwestycyjną dla projektów magazynowania energii i jednocześnie pozwolą na lepsze wykorzystanie funduszy unijnych w transformacji energetycznej" - dodał.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"Przyczyną zwłoki jest konieczność przeprowadzenia dodatkowego postępowania wyjaśniającego" - napisano.

Wcześniej termin decyzji przesunięto na koniec listopada tego roku.

Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska we Wrocławiu, na wniosek PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, 21 stycznia wydał decyzję "o środowiskowych uwarunkowaniach dla przedsięwzięcia polegającego na kontynuacji eksploatacji złoża węgła brunatnego +Turów+".

Władze czeskiego kraju (województwa) libereckiego zapowiedziały odwołanie od polskiej decyzji otwierającej drogę do rozbudowy kopalni „Turów”.

Kopalnia węgla brunatnego "Turów" pracuje głównie na potrzeby pobliskiej elektrowni, pokrywającej około 8 proc. zapotrzebowania na energię w Polsce. Polska Grupa Energetyczna, do której należy elektrownia i kopalnia „Turów”, planuje eksploatację złoża do 2044 roku. (PAP Biznes)

map/ gor/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

autor: Wojciech Krzyczkowski

wkr/ drag/ pel/

"Na pewno w 2021 roku strumień inwestycyjny w energetyce konwencjonalnej będzie niższy, ma to przede wszystkim związek z zakończeniem budowy bloku nr 7 w Turowie. Liczymy, że najpóźniej w kwietniu blok będzie oddany do pełnej eksploatacji" - powiedział podczas konferencji prasowej Paweł Strączyński, wiceprezes PGE ds. finansowych.

Jak dodał, istotnie wyższe rok do roku powinny być w przyszłym roku nakłady w segmencie ciepłownictwa (budowa nowych niskoemisyjnych bloków gazowych, w tym m.in. Nowa EC Czechnica, EC Bydgoszcz, EC Zgierz, EC Kielce) i w energetyce odnawialnej (program rozwoju mocy fotowoltaicznych, potencjalne akwizycje).

"Z nowymi farmami wiatrowymi na lądzie będziemy musieli poczekać. Z informacji prasowych wynika, że ustawa odległościowa na razie nie będzie łagodzona. W związku z tym bardziej intensywnie zwracamy się ku potencjalnym akwizycjom w obszarze onshore" - powiedział wiceprezes Strączyński.

Grupa przewiduje też wzrost nakładów w źródła emisyjne w związku z budową mocy gazowych w Elektrowni Dolna Odra.

Jak powiedział wiceprezes, PGE zamierza utrzymać wydatki inwestycyjne w segmentach obrotu i dystrybucji na poziomie 2020 roku.

Prezes PGE Wojciech Dąbrowski poinformował, że do końca roku powinno dojść do podpisania porozumień z duńską firmę Orsted dot. rozwoju morskich farm wiatrowych.

"Negocjujemy ostatnie kwestie, głównie dotyczące współpracy po wybudowaniu farm, czyli usług utrzymaniowych i serwisowych. Kluczowe kwestie dotyczące np. struktury transakcji, finansowania są omówione i w dużej mierze pozamykane (...). Daliśmy sobie czas do końca roku, by szereg porozumień sfinalizować" - powiedział prezes PGE.(PAP Biznes)

pel/ osz/

W segmencie energetyki konwencjonalnej PGE przewiduje średnioroczną cenę hurtową energii na poziomie ok. 240-250 zł/MWh. Spółka oczekuje presji spadających marż i wolumenów w efekcie zjawisk rynkowych (wysokiej ceny CO2, nowych mocy o niskim koszcie zmiennym, przy jednoczesnym rosnącym imporcie). Jak podano, efekt nie będzie rekompensowany przychodami z tytułu rynku mocy oraz uruchomieniem bloku nr 7 w Elektrowni Turów. PGE zakłada stabilny poziom średniej ceny węgla kamiennego.

Paweł Strączyński, wiceprezes PGE ds. finansowych, ocenił, że stosunkowo niewielkie jest ryzyko zawieszenia rynku mocy w przyszłym roku w związku z zaskarżeniem tego mechanizmu.

"Sytuacja uległa polepszeniu. Wydaje się, że w pierwszym półroczu, a może w całym 2021 roku rynek mocy nie zostanie zamrożony, transfery będą się odbywać na bieżąco" - powiedział wiceprezes podczas środowej konferencji prasowej.

Jak dodał, bez spodziewanych 2,5 mld zł z rynku mocy w 2021 roku sytuacja grupy byłaby trudna.

W segmencie ciepłownictwa wśród czynników wpływających na przyszłoroczne wyniki PGE wymienia dodatkowe przychody z tytułu rynku mocy i wzrost taryfy na sprzedaż ciepła.

W energetyce odnawialnej na wyniki pozytywnie powinny wpłynąć farmy wiatrowe uruchomione w trakcie roku 2020 oraz przejęta farma Skoczykłody. Jak podano, przychody z rynku mocy Elektrowni Szczytowo-Pompowych kompensują brak dotychczasowych przychodów z tytułu umowy z PSE.

Jak podano, w segmencie obrotu na wyniki wpłynie wzrost zapotrzebowania i przywrócenie marżowości rynku detalicznego po okresie dotkniętym pandemią COVID-19 oraz pokrycie uzasadnionych kosztów prowadzenia działalności w obszarze regulowanym.

"Liczymy, że taryfa G będzie już pokrywała uzasadnione koszty prowadzenia działalności obrotowej, bo dziś takiego pokrycia nie ma" - powiedział wiceprezes PGE.

Wcześniej mówił, że PGE oczekuje wzrostu taryfy na 2021 rok na sprzedaż energii o kilkanaście procent.

PGE szacuje, że w dystrybucji wartość regulacyjna aktywów (WRA) będzie wyższa o ok. 1,4 mld zł, do ok. 18,9 mld zł, a średnioważony koszt kapitału (WACC) niższy o ok. 30 pkt, do 5,2 proc. (przed opodatkowaniem) w wyniku znacznego spadku stopy wolnej od ryzyka.

"Cieszymy się, że prezes URE wsłuchał się w nasz głos. Informowaliśmy, że obniżenie średnioważonego kosztu kapitału do 4-4,5 proc. będzie oznaczać bardzo poważne ograniczenie inwestycji w segmencie dystrybucji" - powiedział Strączyński.

Dodał, że spółka przygotowuje nowy program inwestycji w dystrybucji na lata 2022-30 w innym modelu finansowania niż obecnie.

Strączyński poinformował także, że PGE będzie musiała dokupić uprawnień CO2 za ok. 4 mld zł, by wypełnić obowiązek za 2020 rok.

"Szacujemy, że za 2020 rok, by rozliczyć w pełni obowiązki związane z umorzeniem praw do emisji CO2 będziemy na koniec marca umarzali ok. 39 mln ton CO2 po średniej cenie 107 zł, czyli ok. 4,2 mld zł to będzie wydatek gotówkowy na koniec marca" - powiedział wiceprezes.

Po trzech kwartałach 2020 roku grupa PGE ma 4,35 mld zł EBITDA (spadek o 28 proc. rdr). Powtarzalna EBITDA wyniosła w tym okresie 4,69 mld zł, co oznacza spadek o 5 proc. rdr.

Powtarzalna EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła po trzech kwartałach 1.581 mln zł (spadek o 20 proc. rdr), a segmentu Dystrybucja 1.755 mln zł (spadek o 4 proc.). Zysk EBITDA w Obrocie wyniósł 509 mln zł (wzrost o 18 proc. rdr), w segmencie Energetyka Odnawialna 412 mln zł (bez zmian rdr), a w segmencie Ciepłownictwo 577 mln zł (spadek o 5 proc. rdr). (PAP Biznes)

pel/ osz/

"System regulacji funkcjonujący obecnie na rynku energii elektrycznej w moim przekonaniu zapewnia pełną swobodę rozwoju rynku. Dalsze uwolnienie rynku może odbyć się wyłącznie w trybie ustawowym, podobnie jak miało to miejsce na rynku gazu" - napisał.

Niedawno wiceprezes PGE Paweł Strączyński poinformował, że grupa proponuje rozważenie odejścia od taryfowania energii z jednoczesnym wprowadzeniem taryf socjalnych. (PAP Biznes)

map/ ana/

"Na pewno w 2021 roku strumień inwestycyjny w energetyce konwencjonalnej będzie niższy, ma to związek z zakończeniem budowy bloku nr 7 w Turowie. Liczymy, że najpóźniej w kwietniu blok będzie oddany do pełnej eksploatacji" - powiedział podczas konferencji prasowej Paweł Strączyński, wiceprezes PGE ds. finansowych.

Jak dodał, istotnie wyższe rok do roku powinny być w przyszłym roku nakłady w segmencie ciepłownictwa (budowa nowych niskoemisyjnych bloków gazowych, w tym m.in. Nowa EC Czechnica, EC Bydgoszcz, EC Zgierz, EC Kielce) i w energetyce odnawialnej (program rozwoju mocy fotowoltaicznych, potencjalne akwizycje). Grupa przewiduje też wzrost nakładów w źródła emisyjne w związku z budową mocy gazowych w Elektrowni Dolna Odra.

PGE zamierza utrzymać wydatki inwestycyjne w segmentach obrotu i dystrybucji na poziomie 2020 roku.(PAP Biznes)

pel/ osz/

"Przed nami ogromne inwestycje, ale rozumiemy naszych akcjonariuszy. Podstawowym celem jest budowa silnego przedsiębiorstwa, które w przyszłości zapewni zwrot na satysfakcjonującym poziomie. Mamy nadzieję na szybki powrót dywidendy. Decyzje podejmuje walne, zarząd będzie miał swoją rekomendację, która będzie zależeć od sytuacji finansowej spółki" - powiedział Dąbrowski podczas konferencji prasowej.

"Jak zapowiadaliśmy, chcemy wrócić do polityki dywidendowej" - dodał prezes. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Zarząd PGE powołał projekt +Sprawiedliwej transformacji Kompleksu Bełchatów+, plan inwestycji dla regionu. Do końca roku komitety inwestycyjne przejdą do fazy przygotowania projektów" - powiedział Dąbrowski podczas konferencji prasowej.

"Szacunek nakładów inwestycyjnych na realizację tych projektów na dzisiaj wynosi 2,5 mld zł" - dodał.

Jak poinformował, plan inwestycyjny obejmuje trzy najważniejsze inicjatywy: instalacja termicznego przetwarzania z odzyskiem energii (ok. 180 tys. ton odpadów komunalnych), farmy słoneczne o mocy do 500 MW i farmy wiatrowe o mocy ok. 100 MW.

Dąbrowski dodał, że w grę wchodzi także energetyka jądrowa. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Po trzech kwartałach 2020 roku grupa PGE ma 4,35 mld zł EBITDA (spadek o 28 proc. rdr). Powtarzalna EBITDA wyniosła w tym okresie 4,69 mld zł, co oznacza spadek o 5 proc. rdr. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 469 mln zł wobec 621 mln zł zysku rok wcześniej.

Wynik EBITDA skorygowany o zdarzenia jednorazowe wyniósł 1.574 mln zł, czyli o 4 proc. mniej niż rok temu.

Spółka podała, że EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła w trzecim kwartale 484 mln zł (spadek o 27 proc. rdr), a segmentu Dystrybucja 611 mln zł (wzrost o 2 proc.). Zysk EBITDA w Obrocie wyniósł 299 mln zł (wzrost o 407 proc. rdr), w segmencie Energetyka Odnawialna 110 mln zł (wzrost o 10 proc. rdr), a w segmencie Ciepłownictwo 115 mln zł (wzrost o 24 proc. rdr).

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły 10,32 mld zł wobec 9,34 mld zł rok wcześniej, co oznacza wzrost o 10 proc. rdr.

Po trzech kwartałach 2020 roku grupa PGE ma prawie 33,1 mld zł przychodów (wzrost o 20 proc. rdr), 4,35 mld zł EBITDA (spadek o 28 proc. rdr) i 415 mln zł straty netto jednostki dominującej wobec 2.173 mln zł zysku przed rokiem.

Nakłady na inwestycje wyniosły w grupie w III kwartale 1,264 mld zł i były o 34 proc. niższe rdr. Narastająco, nakłady wyniosły 3,77 mld zł, co oznacza spadek o 16 proc. rdr.

Wskaźnik dług netto/EBITDA wyniósł na koniec września 1,58x wobec 1,6x na koniec grudnia 2019 r.

Przepływy z działalności operacyjnej wyniosły w trzecim kwartale 2,87 mld zł, a po trzech kwartałach 8,18 mld zł.

PGE podała w komunikacie prasowym, że wysoki poziom zakumulowanej gotówki w wysokości 3,3 mld zł na koniec trzeciego kwartału 2020 r. pozwoli grupie na regulowanie nadchodzących płatności za uprawnienia do emisji CO2, realizację wymagającego programu inwestycyjnego grupy PGE oraz planowane akwizycje.

"Zarząd PGE konsekwentnie realizuje plan wzrostu rentowności grupy PGE. Na bieżąco analizujemy dane finansowe i operacyjne. W ten sposób jesteśmy w stanie skutecznie identyfikować potencjalne ryzyka i nimi efektywnie zarządzać. Dzięki wprowadzanym programom optymalizacyjnym, w tym trudnym okresie, środki wypracowane z działalności operacyjnej w wysokości ponad 8 mld zł pozwoliły na sfinansowanie porównywalnego w skali roku poziomu wydatków inwestycyjnych oraz dodatkowo na częściową spłatę zobowiązań zaciągniętych w poprzednich latach" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Wojciech Dąbrowski, prezes PGE.

"Zgodnie z naszą nową strategią, koncentrujemy się na stronie kosztowej. Liczę, że prowadzone działania efektywnościowe przyniosą wymierne korzyści" - dodał.

Jak podała PGE, spadek energochłonności polskiej gospodarki oraz rosnący import i przyrost produkcji z odnawialnych źródeł energii pozostawiają w systemie elektroenergetycznym mniej miejsca na produkcję konwencjonalną. W konsekwencji spada zapotrzebowanie na energię elektryczną z elektrowni opalanych węglem kamiennym i brunatnym na rzecz tańszych źródeł energii.(PAP Biznes)

pel/ osz/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 469 mln zł wobec 621 mln zł zysku rok wcześniej.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły 10.320 mln zł wobec 9.343 mln zł rok wcześniej. (PAP Biznes)

pel/ seb/

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

kom espi zdz

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

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

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

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

pel/ ana/

Jak podano, partnerzy będą kontynuować wspólne prace zmierzające do złożenia oferty wiążącej, a zakup udziałów w aktywach grupy Fortum jest zgodny ze strategią zarówno PGNiG jak i PGE.

Polska spółka zależna należąca do Fortum Holding B.V. prowadzi działalność związaną głównie z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej.

Pod koniec października spółki informowały, że konsorcjum, w którego skład wchodziło PGNiG, PFR Inwestycje FIZ, IFM Investors Pty Ltd oraz PGE Polska Grupa Energetyczna złożyło wstępną, niewiążącą ofertę nabycia od Fortum Holding działalności ciepłowniczej i chłodniczej prowadzonej w Estonii, na Litwie, na Łotwie i w Polsce. (PAP Biznes)

doa/ ana/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 30/2020 z dnia 27 października 2020 r. w sprawie złożenia wstępnej oferty niewiążącej nabycia udziałów w aktywach Grupy Fortum zlokalizowanych w Polsce, Estonii, na Łotwie i Litwie przez konsorcjum z udziałem PGE, Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 16 listopada 2020 r. PGE oraz Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("Partnerzy"), złożyli zmodyfikowaną, wstępną niewiążącą ofertę nabycia aktywów należących do Fortum Holding B.V. ("Oferta").

Przedmiotem zmodyfikowanej Oferty jest nabycie działalności ciepłowniczej prowadzonej przez Fortum Holding B.V. wyłącznie w Polsce. Jednocześnie PGE informuje, że Partnerzy zrezygnowali z zamiaru nabycia aktywów Grupy Fortum prowadzących działalność na terenie Estonii, Litwy i Łotwy oraz udziału w konsorcjum inwestycyjnym z PFR Inwestycje FIZ oraz IFM Investors Pty Ltd.

Partnerzy będą kontynuować wspólne prace zmierzające do złożenia oferty wiążącej.

Polska spółka zależna należąca do Fortum Holding B.V. prowadzi działalność związaną głównie z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej.

Zakup udziałów w aktywach Grupy Fortum jest zgodny jest zgodny ze Strategią Grupy PGE do 2030 roku ogłoszoną 19 października 2020 r. (raport bieżący nr 29/2020 z dnia 19 października 2020 r.).

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

kom espi zdz

"Złożyliśmy niedawno nowy wniosek taryfowy do Prezesa URE. Nie możemy udawać, że problemu nie ma, co widać po wynikach spółki obrotu. Tam, gdzie taryfy zatwierdza Prezes URE, tam notujemy poważne problemy finansowe, EBITDA jest ujemna. Bez kompleksowego systemowego rozwiązania ze spółkami obrotu będzie poważny problem" - powiedział wiceprezes Strączyński w rozmowie z Parkiet TV.

Dopytywany, jakiej podwyżki taryfy PGE oczekuje, odpowiedział: "To powinno być kilkanaście procent. Zobaczymy, jak przebiegną negocjacje z URE. Wydaje się, że kilkanaście procent będzie niezbędne. (...) Wydaje nam się, że Prezes URE na tego rzędu podwyżki zezwoli, a to by poprawiło sytuację spółek obrotu".

Wiceprezes PGE poinformował także, że grupa proponuje rozważenie odejścia od taryfowania z jednoczesnym wprowadzeniem taryf socjalnych.

"To pewien pomysł, który należy poddać debacie. Mógłby to być jeden z elementów kompleksowego podejścia do rynku sprzedaży energii elektrycznej w Polsce" - powiedział Strączyński. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Widzimy ogromne zainteresowanie zarówno z sektora bankowego z całego świata, jak i funduszy inwestycyjnych europejskich i amerykańskich, które bardzo pozytywnie oceniły przedstawioną przez PGE strategię i zadeklarowały uczestnictwo w finansowaniu naszych projektów" - powiedział wiceprezes Strączyński podczas poniedziałkowej debaty na konferencji EuroPower.

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

Inwestycje grupy PGE skupiać się będą na energetyce odnawialnej, transformacji ciepłownictwa i infrastrukturze sieciowej. Spółka nie będzie dokonywać nowych inwestycji w aktywa węglowe (zarówno wytwarzanie, jak i wydobycie), a decyzje inwestycyjne dotyczące budowy źródeł gazowych będą podjęte najpóźniej w 2025 r.

Łączne planowane nakłady inwestycyjne grupy PGE w latach 2021-2030 wynieść mają 75 mld zł.

"Jesteśmy w stanie częściowo zabezpieczyć środki z działalności operacyjnej pod strumień inwestycyjny. 25 proc. chcielibyśmy pozyskać ze źródeł dotacyjno-pomocowych, a szacujemy, że w przypadku ok. 50 proc. korzystalibyśmy z finansowania dłużnego" - powiedział wiceprezes PGE.

Powtórzył, że spółka mogłaby pozyskać tańsze finansowanie dłużne dzięki wydzieleniu aktywów węglowych do osobnego podmiotu. Wskazał, że obecnie średnioważony koszt kapitału w PGE wynosi 7 pkt. procentowych.

"Trudno znaleźć inwestycję, która daje taką stopę zwrotu" - powiedział wiceprezes. (PAP Biznes)

pel/ osz/

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

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

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

pel/ osz/

We wtorek ok. godz. 9.10 kurs PGE wynosi 5,69 zł.

"Uważamy, że wycena PGE powinna w kolejnych latach uwzględniać dyskonto względem spółek porównywalnych w Europie, które jednak powinno się stopniowo zmniejszać, wraz z kolejnymi etapami transformacji w krajowym sektorze. Pierwszym etapem, którego finalne szczegóły powinniśmy poznać w kolejnych kilku miesiącach, powinien być spin-off aktywów węglowych do osobnej, państwowej spółki, który przełoży się na istotną redukcję długu netto i rezerw w PGE, odblokowując jednocześnie potencjał inwestycyjny w kierunku OZE i dystrybucji" - napisano w raporcie.

Jak dodano, zmiana sposobu wynagradzania w dystrybucji w środowisku niskich stóp procentowych, gdzie inwestycje są niezbędne dla rozwoju OZE, powinna realnie wpłynąć na poprawę EBITDY w segmencie dopiero od 2022 r.

"PGE było handlowane w ostatnich trzech latach po 3,8x EV/EBITDA. Przyjmując mnożnik 4,5x i 5x kolejno dla 2022 i 2023r., implikowana wycena wskazywałaby po spin-offie na blisko 80 proc. upside względem dzisiejszego kursu. Przy konserwatywnych założeniach wycenowych, zalecamy +kupno+ akcji PGE, z wyceną docelową 6,9 zł/akcję (+48 proc. upside)" - podał Trigon DM.

Analitycy Trigona zakładają, że w pierwszej połowie 2021 r. zostanie zaprezentowany plan wydzielania elektrowni węglowych oraz kopalni do osobnej spółki Skarbu Państwa, a wydzielenie nastąpi do końca przyszłego roku.

"Uważamy, że bilans PGE po spin-offie nie będzie już uwzględniał (konserwatywnie): a) połowy długu netto (50 proc. x 12,4 mld zł), b) wartości kapitałów mniejszościowych (0,9 mld zł), c) połowy rezerw na świadczenia pracownicze (50 proc. x 3,3 mld zł), d) rezerw na zobowiązania rekultywacyjne (8,2 mld zł), których nie wliczamy także do wyceny DCF bez spin-offa" - napisano.

"Jednocześnie EBITDA spółki spadnie w wyniku spin-offu w latach 2021-2030 średnio o 2,9 mld zł/r, a capex spadnie o 2,75 mld zł/r" - dodano.

Autorem raportu jest Michał Kozak. Pierwsze rozpowszechnianie raportu nastąpiło 3 listopada 2020 r. o godz 8.45.

Depesza jest skrótem raportu. W załączniku zamieszczamy plik PDF z wymaganymi prawem informacjami Trigon DM.(PAP Biznes)

pel/ asa/

W połowie września CEZ zaprosił do składania deklaracji zainteresowania uczestnictwem (listu intencyjnego) w procesie zakupu polskich aktywów grupy. Chce sprzedać CEZ Skawina, CEZ Chorzów, CEZ Produkty Energetyczne Polska oraz CEZ Polska.

Jak podał CEZ we wtorkowej prezentacji, w październiku ruszyła pierwsza runda procesu sprzedaży, która zakończy się złożeniem ofert wstępnych. Termin na złożenie ofert wstępnych mija 7 grudnia.

CEZ poinformował ponadto, że trwa sprzedaż projektów wiatrowych w Polsce. Do sprzedaży projektów Krasin i Sakówko doszło w drugim kwartale. Pozostałe cztery projekty spółka chce sprzedać do końca tego roku.

W opublikowanej w maju 2019 r. strategii CEZ zakładał większą koncentrację na rynku krajowym. Informował, że chce wyjść z segmentów i rynków o nieatrakcyjnych perspektywach.

Zainteresowanie zakupem części aktywów CEZ wyraziła grupa PGE.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"To dotychczas największa umowa dzierżawy, którą podpisaliśmy w ramach realizowanego w grupie PGE Programu PV. Jego celem – zgodnie z nową strategią Grupy PGE – jest uruchomienie w ciągu dekady co najmniej 3 GW mocy w instalacjach słonecznych i umocnienie się na pozycji lidera rynku OZE w kraju. Dotychczas na ten cel zabezpieczyliśmy już ponad 2.000 ha gruntów, na których będzie można zbudować farmy PV o łącznej mocy przeszło 1.250 MW" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Marcin Karlikowski, prezes PGE Energia Odnawialna.

Spółka poinformowała też o uruchomieniu w województwie lubuskim dwóch jednomegawatowych instalacji PV Lutol 1 i PV Lutol 2. To ostatnie z czterech projektów PGE Energia Odnawialna, które zwyciężyły w ubiegłorocznej aukcji na sprzedaż energii elektrycznej w instalacjach odnawialnych źródeł energii do 1 MW.

Latem spółka uruchomiła na Podkarpaciu PV Lesko, a pod koniec października otwarta została instalacja PV Bliskowice w województwie lubelskim. Kolejne tego typu inwestycje PGE Energia Odnawialna chce realizować w przyszłym roku, licząc na zwycięstwo swoich projektów podczas najbliższej aukcji OZE.

Spółka PGE Energia Odnawialna jest obecnie największym producentem zielonej energii w Polsce. Posiada 17 farm wiatrowych, 29 elektrowni wodnych, 4 elektrownie szczytowo-pompowe oraz 5 farm fotowoltaicznych. Łączna moc zainstalowana wszystkich obiektów wynosi 2.326,25 MW. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Dane operacyjne PGE za trzeci kwartał 2020 r.:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/ asa/

Według wyliczeń PAP Biznes, szacunkowa EBITDA PGE w samym III kw. 2020 roku wyniosła 1,546 mld zł. Wynik ten jest 14,8 proc. powyżej konsensusu PAP Biznes, który zakładał osiągnięcie od lipca do września 1,346 mld zł.

Poniżej EBITDA po trzech kw. w podziale na segmenty:

- EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna: 1 258 mln zł,

- EBITDA segmentu Ciepłownictwo: 608 mln zł,

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 1 738 mln zł,

- EBITDA segmentu Obrót: 486 mln zł,

- EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 411 mln zł.

Według wstępnych szacunków, produkcja energii elektrycznej netto w 9 miesiącach 2020 r. w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 42,8 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 26,3 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 30,5 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 31,5 PJ.

Nakłady inwestycyjne PGE po trzech kwartałach 2020 roku wyniosły 3,768 mld zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 września 2020 r. wyniosło około 8,557 mld zł.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w 9 miesiącach 2020 r. wyniosła 286,1 PLN/MWh. (PAP Biznes)

epo/ asa/

Według wyliczeń PAP Biznes szacunkowa EBITDA PGE w samym III kw. 2020 roku wyniosła 1,234 mld zł. Wynik ten jest 9,3 proc. poniżej konsensusu PAP Biznes, który zakładał osiągnięcie od lipca do września 1,360 mld zł.

Poniżej EBITDA po trzech kw. w podziale na segmenty:

- EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna: 1 258 mln zł,

- EBITDA segmentu Ciepłownictwo: 608 mln zł,

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 1 738 mln zł,

- EBITDA segmentu Obrót: 486 mln zł,

- EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 411 mln zł.

Według wstępnych szacunków, produkcja energii elektrycznej netto w 9 miesiącach 2020 r. w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 42,8 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 26,3 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 30,5 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 31,5 PJ.

Nakłady inwestycyjne PGE po trzech kwartałach 2020 roku wyniosły 3,768 mld zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 września 2020 r. wyniosło około 8,557 mld zł.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w 9 miesiącach 2020 r. wyniosła 286,1 PLN/MWh. (PAP Biznes)

epo/ asa/

EBITDA w podziale na segmenty:

- EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna: 1 258 mln zł,

- EBITDA segmentu Ciepłownictwo: 608 mln zł,

- EBITDA segmentu Dystrybucja: 1 738 mln zł,

- EBITDA segmentu Obrót: 486 mln zł,

- EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 411 mln zł.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w 9 miesiącach 2020 r. w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 42,8 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 26,3 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 30,5 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 31,5 PJ.

Nakłady inwestycyjne PGE po trzech kwartałach 2020 roku wyniosły 3,768 mld zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 września 2020 r. wyniosło około 8,557 mld zł.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w 9 miesiącach 2020 r. wyniosła 286,1 PLN/MWh.(PAP Biznes)

epo/ asa/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") przekazuje do wiadomości publicznej wstępne wybrane skonsolidowane wyniki finansowe i operacyjne za 9 miesięcy 2020 r.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w 9 miesiącach 2020 r. w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 42,8 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 26,3 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 30,5 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 31,5 PJ.

Skonsolidowany zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy aktualizujące (EBITDA) w 9 miesiącach 2020 r. wyniósł około 4 351 mln zł, w tym:

EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna: 1 258 mln zł,

EBITDA segmentu Ciepłownictwo: 608 mln zł,

EBITDA segmentu Dystrybucja: 1 738 mln zł,

EBITDA segmentu Obrót: 486 mln zł,

EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 411 mln zł.

Nakłady inwestycyjne wyniosły 3 768 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 września 2020 r. wyniosło około 8 557 mln zł.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w 9 miesiącach 2020 r. wyniosła 286,1 PLN/MWh.

Zastrzeżenie: Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej PGE jest nadal w trakcie przygotowywania. Publikacja skonsolidowanego raportu za 9 miesięcy 2020 r. nastąpi 17 listopada 2020 r.

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

kom espi zdz

Inwestycję w Dolnej Odrze zrealizuje konsorcjum firm w składzie General Electric (lider konsorcjum) i Polimex Mostostal. Wartość kontraktu to 3,7 mld zł netto. Zamówienie obejmuje także dodatkowo 12-letnią umowę serwisową o wartości ponad 1 mld zł netto.

Zgodnie z kontraktem początek eksploatacji nowych bloków energetycznych planowany jest na IV kwartał 2023 r.

"(...) bloki gazowe z nawiązką będą spełniały normy środowiskowe wymagane przez Unię Europejską; ich emisyjność będzie kształtowała się na poziomie około 320 kg CO2/MWh wobec wymaganych norm unijnych na poziomie 550 kg CO2/MWh. Poza tym nowe jednostki będą w stanie osiągnąć poziom emisyjności nawet trzykrotnie niższy od emisyjności jednostek węglowych starszej generacji, obecnie funkcjonujących w polskim systemie elektroenergetycznym" – powiedziała, cytowana w komunikacie, Wioletta Czemiel-Grzybowska, prezes PGE GiEK.

Spółka podała, że inwestycja przyczyni się do realizacji celów klimatycznych UE, co wpisuje się w strategiczne kierunki rozwoju grupy PGE. Jak dodano, budowa bloków pozwoli na wykorzystanie potencjału płynącego z dostępności paliwa dostarczanego do terminala LNG w Świnoujściu oraz planowanej trasy gazociągu Baltic Pipe.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"Zgłosiliśmy rejon Bełchatowa do Unii Europejskiej, jako rejon, który będzie musiał być wspomagany finansowo w przypadku odejścia od węgla. (...) Nie czekając na tę decyzję, powołaliśmy niedawno projekt związany z Bełchatowem. W programie są trzy tematy. Identyfikujemy możliwość ok. 460 MW, które może powstać na terenie Bełchatowa w PV. Jest bardzo dużo terenu, który można wykorzystać do budowy instalacji fotowoltaicznych. Myślimy też o tym, by w Bełchatowie powstała spalarnia. To kolejne kilkadziesiąt MW energii elektrycznej i cieplnej. Myślimy, że ok. 30-50 MW może powstać z nowych wiatraków na lądzie w rejonie Bełchatowa i Góry Kamieńsk" - powiedział wiceprezes Wasiłek w Radiu Łódź.

Poinformował, że decyzji w sprawie koncesji dla odkrywki Złoczew można się spodziewać w ciągu kilku miesięcy, na przełomie roku. Wskazał jednak, że decyzja może zostać zaskarżona.

"Decyzja musi się uprawomocnić, by można było mówić, że to decyzja, w oparciu o którą można coś planować" - powiedział Wasiłek.

Przypomniał, że zgodnie ze strategią dla górnictwa węgla brunatnego kopalnia Złoczew powstanie, jeśli spełnią się ekonomiczne przesłanki, a zależą one od cen energii i CO2. Jak podał, budowa odkrywki mogłaby kosztować 15-17 mld zł.

Prezes PGE Wojciech Dąbrowski mówił niedawno, że decyzja o budowie kopalni węgla brunatnego w Złoczewie byłaby dziś działaniem na szkodę spółki. Zaznaczał, że ostateczną decyzję w sprawie odkrywki podejmie prawdopodobnie nowy podmiot, który powstanie po podziale grupy.

Jacek Sasin, wicepremier i minister aktywów państwowych, mówił kilka dni temu, że eksploatacja złoża Złoczew wydaje się obecnie ekonomicznie mało uzasadniona.

Komitet Protestacyjno-Strajkowy GK PGE zapowiedział, że 3 listopada rozpocznie się referendum strajkowe "w związku z uchylaniem się od rokowań zbiorowych" przez zarząd spółki.(PAP Biznes)

pel/ gor/

PGE podało w komunikacie, że zakończone postępowanie przetargowe dotyczyło wyboru wykonawcy dokumentacji projektowej wraz z uzyskaniem pozwolenia na budowę przyłącza morskiej farmy wiatrowej Baltica-3 oraz studium wykonalności przyłącza dla drugiej morskiej farmy Baltica-2.

"Najlepszą ofertę przedstawiła ILF Consulting Engineers Polska, która opracowała ofertę z udziałem trzech polskich podwykonawców (...). Stanowi to wartość dodaną do budowy zaplecza kompetencyjnego dla nowo powstającej branży offshore w Polsce" - napisano w komunikacie.

ILF Consulting Engineers Polska to inżynierska firma projektowo-doradcza, która świadczy kompleksowe usługi w obszarach: energetyka i ochrona klimatu, woda i środowisko, transport i konstrukcje, ropa, gaz i przemysł.

Na początku października PGE Baltica podpisała dwie umowy z wykonawcami w ramach projektu offshore - DHI - na wykonanie studium meteorologiczno-oceanograficznego oraz z DNV GL - na weryfikację technicznych aspektów modelu współpracy z potencjalnym partnerem strategicznym.

Kolejne etapy inwestycji, nad którymi pracuje PGE Baltica, to m.in. dalsze uszczegóławianie modelu geologiczno-inżynierskiego dna morskiego oraz projektowanie fundamentów. W 2021 r. planowane jest rozpoczęcie kontraktacji wybranych komponentów farmy wiatrowej.

Strategia PGE zakłada wybudowanie do 2030 roku dwóch morskich farm wiatrowych o łącznej mocy do 2,5 GW, oraz kolejnych o mocy do 4 GW do 2040 roku. (PAP Biznes)

doa/ osz/

"Eksploatacja tego złoża wydaje się dziś ekonomicznie mało uzasadniona. Nie jesteśmy dziś na ścieżce decyzyjnej tworzenia nowych kopalń, otwierania nowych inwestycji w zakresie wydobywania węgla, a na ścieżce odwrotnej. Musimy to brać pod uwagę przy tym procesie decyzyjnym" - powiedział Sasin w RMF FM.

Przypomniał, że za wydanie koncesji odpowiada resort środowiska.

Generalny Dyrektor Ochrony Środowiska informował we wrześniu, że decyzja w sprawie odwołania od udzielenia warunków środowiskowych dla koncesji Złoczew została odroczona do 30 listopada. To postępowanie odwoławcze od decyzji Regionalnego Dyrektora Ochrony Środowiska w Łodzi z 2018 roku określającej środowiskowe uwarunkowania wydobycia węgla brunatnego ze złoża Złoczew.

W kwietniu 2019 Ministerstwo Środowiska, na wniosek spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna wszczęło postępowanie w sprawie udzielenia koncesji na wydobycie węgla brunatnego ze złoża Złoczew, położonego na terenie gminy miejskiej i wiejskiej Złoczew, gminy Burzenin (pow. sieradzki), gminy Ostrówek (pow. wieluński) oraz gminy Lututów (pow. wieruszowski).

Wcześniej, pod koniec marca ub. roku, firma PGE GiEK otrzymała decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla kopalni węgla brunatnego Złoczew, która otwierała drogę do rozpoczęcia starań o uzyskanie koncesji na wydobycie.

Prezes PGE Wojciech Dąbrowski mówił niedawno, że decyzja o budowie kopalni węgla brunatnego w Złoczewie byłaby dziś działaniem na szkodę spółki. Zaznaczył, że ostateczną decyzję w sprawie odkrywki podejmie prawdopodobnie nowy podmiot, który powstanie po podziale grupy. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna ("PGE") informuje, że skonsolidowany raport kwartalny PGE za III kwartał 2020 roku zostanie przekazany do publicznej wiadomości w dniu 17 listopada 2020 roku.

Podstawa prawna sporządzenia raportu: § 80 ust. 2 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. 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).

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

kom espi zdz

Jak podano, członkami konsorcjum są: PGNiG, PFR Inwestycje FIZ, którego częścią portfela inwestycyjnego zarządza Polski Fundusz Rozwoju S.A., IFM Investors Pty Ltd oraz PGE Polska Grupa Energetyczna.

Przedmiotem transakcji są spółki zależne Fortum Holding B.V., które prowadzą działalność związaną głównie z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej w Estonii, na Litwie, na Łotwie i w Polsce.

PGNiG oraz PGE podały w komunikatach, że zakup udziałów w aktywach grupy Fortum jest zgodny ze strategią obu grup.

W październiku prezes PGE Wojciech Dąbrowski mówił, że PGE jest zainteresowane zakupem części aktywów CEZ i Fortum w Polsce, ale że w grę wchodzi tylko przejęcie aktywów komplementarnych wobec obecnej działalności grupy.

W październikowym wywiadzie dla PAP Biznes prezes PGNiG Jerzy Kwieciński oceniał natomiast, że PGNiG jest zainteresowany repolonizacją aktywów ciepłowniczych w Polsce i analizuje na bieżąco wszelkie okazje na rynku.

Kilka miesięcy temu Grupa Fortum zdecydowała o przeglądzie opcji strategicznych, w tym możliwości zbycia aktywów ciepłowniczych i chłodniczych w Polsce, w Estonii, na Litwie, Łotwie i Järvenpää w Finlandii. Jak podało Fortum, wstępne analizy wykazały, że te biznesy mogłyby zagwarantować wyższy wzrost przy innej strukturze właścicielskiej. W 2019 roku łączna sprzedaż ciepła w tych aktywach wyniosła 5,1 TWh, a energii 1,3 TWh. Łączna EBITDA wyniosła ok. 120 mln euro.

W Polsce Fortum ma aktywa ciepłownicze w pięciu miastach (Płock, Częstochowa, Bytom, Zabrze i Wrocław), w tym elektrociepłownie wielopaliwowe CHP w Częstochowie i Zabrzu. W 2019 r. spółka sprzedała 3,3 TWh ciepła i 0,6 TWh energii. EBITDA wyniosła 43 mln euro. (PAP Biznes)

doa/ gor/

Jak podano, członkami konsorcjum są: PGNiG, PFR Inwestycje FIZ, którego częścią portfela inwestycyjnego zarządza Polski Fundusz Rozwoju S.A., IFM Investors Pty Ltd oraz PGE Polska Grupa Energetyczna.

Przedmiotem transakcji są spółki zależne Fortum Holding B.V., które prowadzą działalność związaną głównie z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej w Estonii, na Litwie, na Łotwie i w Polsce.

PGNiG oraz PGE podały w komunikatach, że zakup udziałów w aktywach grupy Fortum jest zgodny ze strategią obu grup. (PAP Biznes)

doa/ gor/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE", "Spółka") informuje, że w dniu 27 października 2020 r. konsorcjum inwestycyjne, którego stroną jest PGE ("Konsorcjum"), złożyło wstępną, niewiążącą ofertę nabycia od Fortum Holding B.V. działalności ciepłowniczej i chłodniczej prowadzonej w Estonii, na Litwie, na Łotwie i w Polsce ("Transakcja").

Członkami Konsorcjum są: PGE, Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A., PFR Inwestycje FIZ, którego częścią portfela inwestycyjnego zarządza Polski Fundusz Rozwoju S.A. oraz IFM Investors Pty Ltd.

Konsorcjum będzie kontynuować wspólne prace zmierzające do złożenia oferty wiążącej.

Przedmiotem Transakcji są spółki zależne Fortum Holding B.V., które prowadzą działalność związaną głównie z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej w Estonii, na Litwie, na Łotwie i w Polsce.

Zakup udziałów w aktywach Grupy Fortum jest zgodny ze Strategią Grupy PGE do 2030 roku ogłoszoną 19 października 2020 r. (raport bieżący nr 29/2020 z dnia 19 października 2020 r.).

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

kom espi zdz

Elektrownia składa się z blisko 3 tysięcy paneli o mocy 350 W każdy, zamontowanych na powierzchni 1,8 ha.

To jeden z czterech projektów PGE Energia Odnawialna, które zwyciężyły w ubiegłorocznej aukcji na sprzedaż energii elektrycznej w instalacjach odnawialnych źródeł energii do 1 MW.

Miesiąc temu spółka uruchomiła w województwie podkarpackim farmę PV Lesko. Jak podano, za kilka tygodni otwarte zostaną PV Lutol1 i PV Lutol2 w województwie lubuskim.

"To dopiero początek naszych inwestycji fotowoltaicznych. W przyszłym roku i w kolejnych latach zamierzamy uruchomić jeszcze więcej tego typu projektów. Część z nich to małe instalacje, które - w co wierzymy - zwyciężą w tegorocznej aukcji na sprzedaż energii elektrycznej w instalacjach OZE do 1 MW. Pracujemy jednak również nad wielkimi przedsięwzięciami o mocy nawet ponad 100 MW, które powstaną na gruntach o powierzchni 100-150 ha" - powiedział, cytowany w komunikacie, Marcin Karlikowski, prezes PGE Energia Odnawialna.

Według nowej strategii, grupa PGE zamierza osiągnąć neutralność klimatyczną do 2050 r. poprzez realizację inwestycji w nisko i zeroemisyjne źródła energii oraz infrastrukturę sieciową. PGE chce w ciągu 10 lat zbudować instalacje słoneczne o łącznej mocy 3 GW.

Jak podano, dotychczas na ten cel zabezpieczono ponad 1.600 ha gruntów. Na tych terenach będzie można zbudować farmy słoneczne o mocy ponad 1.000 MW.

Spółka PGE Energia Odnawialna jest obecnie największym producentem zielonej energii w Polsce. Posiada 17 farm wiatrowych, 29 elektrowni wodnych, 4 elektrownie szczytowo-pompowe oraz 3 farmy fotowoltaiczne. Łączna moc zainstalowana wszystkich obiektów wynosi 2.324,25 MW.(PAP Biznes)

pel/ osz/

Jak podał Fitch, główna niepewność dotyczy harmonogramu i warunków wydzielenia aktywów węglowych do odrębnego podmiotu.

Agencja wskazuje, że dźwignia finansowa netto oparta na przepływach środków z działalności operacyjnej FFO wzrośnie, gdyż w wyniku EBITDA nie będzie wpływów z biznesu konwencjonalnego, a CAPEX może wzrosnąć z powodu inwestycji w OZE. Analitycy zauważają jednocześnie, że wzrost dźwigni ograniczyć mogą m.in. partnerstwa dla nowych projektów, project finance, czy unijne granty.

Fitch przewiduje, że możliwości zadłużenia grupy też wzrosną, ponad obecny poziom 3,0x FFO.

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

Inwestycje grupy PGE skupiać się będą na energetyce odnawialnej, transformacji ciepłownictwa i infrastrukturze sieciowej. Spółka nie będzie dokonywać nowych inwestycji w aktywa węglowe (zarówno wytwarzanie, jak i wydobycie), a decyzje inwestycyjne dotyczące budowy źródeł gazowych będą podjęte najpóźniej w 2025 r. Łączne planowane nakłady inwestycyjne w latach 2021-2030 wynieść mają 75 mld zł.(PAP Biznes)

pel/ asa/

Jak podał Fitch, główna niepewność dotyczy harmonogramu i warunków wydzielenia aktywów węglowych do odrębnego podmiotu. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Przyczyną zwłoki jest konieczność przeprowadzenia dodatkowego postępowania wyjaśniającego" - napisano.

Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska we Wrocławiu, na wniosek PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, 21 stycznia wydał decyzję "o środowiskowych uwarunkowaniach dla przedsięwzięcia polegającego na kontynuacji eksploatacji złoża węgła brunatnego +Turów+".

Władze czeskiego kraju (województwa) libereckiego zapowiedziały odwołanie od polskiej decyzji otwierającej drogę do rozbudowy kopalni „Turów”.

Kopalnia węgla brunatnego "Turów" pracuje głównie na potrzeby pobliskiej elektrowni, pokrywającej około 8 proc. zapotrzebowania na energię w Polsce. Polska Grupa Energetyczna, do której należy elektrownia i kopalnia „Turów”, planuje eksploatację złoża do 2044 roku. (PAP Biznes)

map/ ana/

"Ta strategia to potwierdzenie komunikacji wychodzącej od PGE od pewnego już czasu, czyli separacja aktywów węglowych i zwrot w kierunku OZE. Teraz to zostało obudowane dodatkowymi elementami np. w obszarze dystrybucji. Ta strategia to kolejne uwiarygodnienie odpowiedzi na sytuację wokół sektora. To jednocześnie fundamentalna zmiana, bo jeszcze rok temu polski sektor przekonywał, że węgiel ma sens i trzeba budować blok w Ostrołęce dla bezpieczeństwa systemu. W dość krótkim czasie wiele się w tej narracji zmieniło i to jest pozytywne" - powiedział PAP Biznes Kamil Kliszcz, analityk BM mBanku.

"Ta transformacja to dobry kierunek i utwierdzenie w przekonaniu, że rzeczywiście w tym kierunku będą podejmowane decyzje i te procesy będą już uruchamiane" - dodał.

Polska Grupa Energetyczna chce do 2050 r. osiągnąć neutralność klimatyczną oraz zapewniać swoim klientom 100 proc. energii z OZE - podała PGE w strategii grupy do 2030 roku z perspektywą do 2050 roku.

Do 2030 r. udział źródeł nisko- i zeroemisyjnych w portfelu wytwórczym ma wynieść 85 proc., a OZE stanowić będzie 50 proc. energii.

Inwestycje grupy PGE skupiać się będą na energetyce odnawialnej, transformacji ciepłownictwa i infrastrukturze sieciowej. Spółka nie będzie dokonywać nowych inwestycji w aktywa węglowe (zarówno wytwarzanie, jak i wydobycie), a decyzje inwestycyjne dotyczące budowy źródeł gazowych będą podjęte najpóźniej w 2025 r.

Łączne planowane nakłady inwestycyjne w latach 2021-2030 wynieść mają 75 mld zł, z czego ok. 50 proc. przypada na rozwój odnawialnych źródeł energii (morskie i lądowe farmy wiatrowe, fotowoltaika, zeroemisyjne źródła kogeneracyjne).

Zarząd PGE podtrzymał, że konieczne jest wydzielenie z grupy aktywów węglowych. Zdaniem prezesa PGE Wojciecha Dąbrowskiego optymalnie byłoby to zrobić do końca 2021 r.

Jak zauważył Kamil Kliszcz z BM mBanku, spółka otrzymała w tym zakresie polityczne wsparcie, bo kwestia oczyszczenia profilu inwestycyjnego ze śladu węglowego została potwierdzona przez obecnych na prezentacji strategii ministrów aktywów państwowych i klimatu.

W ocenie Kliszcza należy jednak liczyć się z tym, że proces napotka na opór strony społecznej.

"Transformację czeka zderzenie ze stroną społeczną, która może nie być świadoma i gotowa na takie rozmowy o wygaszaniu aktywów" - powiedział analityk.

Wskazał, że dla inwestorów istotna będą szczegóły dotyczące wydzielenia aktywów: harmonogram, parametry finansowe, skala długu, który zostanie wydzielony, rozliczenie z podmiotem, który będzie zarządzać aktywami węglowymi.

Jak zauważył Kliszcz, w nowej strategii zabrakło przywrócenia jasnej polityki dywidendowej.

"Eliminacja z profilu inwestycyjnego węgla jest bardzo istotna, ale nie jest wystarczającym warunkiem, by nastąpił re-rating i powrót inwestorów do polskiej energetyki czy do samej PGE. Odbudowa zaufania akcjonariuszy mniejszościowych trochę potrwa. Zabrakło w strategii polityki dywidendowej. To byłby jasny sygnał dla rynku, że zwrot dla akcjonariuszy w procesie transformacji będzie jednym z priorytetów" - powiedział analityk.

Prezes PGE, Wojciech Dąbrowski, pytany podczas konferencji o dywidendę, odpowiedział, że grupa analizuje, jak ma wyglądać polityka dywidendowa i kiedy PGE mogłaby wrócić do wypłaty dywidendy.

"Publikacja strategii to byłby dobry moment, by wyniki takich analiz już się znalazły" - ocenił Kamil Kliszcz z BM mBanku.

Kurs PGE zyskuje po ogłoszeniu nowej strategii. Ok. godz. 15.00 akcje drożeją ok. 7 proc. do 5,72 zł. Kurs Tauronu idzie w górę o blisko 4 proc., a akcje Enei zyskują 2,7 proc. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Kurs PGE po publikacji nowej strategii mocno zyskuje. Ok. godz. 13.50 akcje grupy drożeją 6 proc. do 5,67 zł. W tym czasie WIG 20 rośnie 0,17 proc.

KRYSTIAN BRYMORA, ANALITYK DM BDM:

"Ogólne wrażenie jest pozytywne, bo strategia się pojawiła wcześniej niż zakładaliśmy. PGE nie czekała bowiem na publikację finalnego dokumentu PEP2040 i wyszła naprzód ze swoimi pomysłami, pokazała swoje kierunki rozwoju, a to się inwestorom podoba.

Trudno jednak ocenić tę strategię, bo kluczowym założeniem jej realizacji jest wydzielenie aktywów węglowych, a tych szczegółów nie znamy i poznamy je - według zapowiedzi - do końca roku. Bez tego mechanizmu ta strategia jest niewykonalna.

Pierwsze liczby odbiegają lekko od naszych założeń, patrząc na EBITDA, czy CAPEX, jeśli wydzielimy aktywa węglowe.

CAPEX w okresie 2021-2030 jest o ok. 15 mld zł wyższy niż zakładaliśmy. Z kolei cel EBITDA w 2030 roku ponad 6 mld zł nie wydaje się szczególnie ambitny, patrząc na skalę planowanych projektów OZE. Jest raczej ostrożny i lekko poniżej naszych oczekiwań"

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

Polska Grupa Energetyczna chce do 2050 r. osiągnąć neutralność klimatyczną oraz zapewniać swoim klientom 100 proc. energii z OZE - podała PGE w strategii grupy do 2030 roku z perspektywą do 2050 roku.

Do 2030 r. udział źródeł nisko- i zeroemisyjnych w portfelu wytwórczym ma wynieść 85 proc., a OZE stanowić będzie 50 proc. energii.

Łączne planowane nakłady inwestycyjne w latach 2021-2030 wynieść mają 75 mld zł, z czego ok. 50 proc. przypada na rozwój odnawialnych źródeł energii (morskie i lądowe farmy wiatrowe, fotowoltaika, zeroemisyjne źródła kogeneracyjne). Jak podano, kolejnym najistotniejszym obszarem wydatków będzie działalność regulowana obejmująca infrastrukturę sieciową i niskoemisyjne źródła kogeneracyjne.

Strategia przewiduje, że EBITDA grupy przejściowo spadnie w wyniku wydzielenia aktywów węglowych i w 2025 roku wyniesie ponad 5 mld zł, a w 2030 roku ponad 6 mld wobec ok. 7 mld zł obecnie. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Jeśli chodzi o zainteresowanie aktywami CEZ czy Fortum, to nas interesują tylko aktywa komplementarne wobec tych, które już mamy. One mają być uzupełnieniem naszego stanu posiadania i naszej obecności na rynkach, na których już jesteśmy" - powiedział Dąbrowski podczas poniedziałkowej konferencji prasowej.

"Jeśli chodzi o Fortum, to we Wrocławiu mamy wytwarzanie, a Fortum ma tam dystrybucję. Jeśli chodzi o CEZ, to przede wszystkim Kraków, tam mamy też wytwarzanie" - dodał.

Zaznaczył przy tym, że PGE nie ma zamiaru inwestować w aktywa węglowe.

"Położymy oferty, które z naszego punktu widzenia będą bezpieczne. Chcemy inwestować przede wszystkim w OZE, a aktywa CEZ czy Fortum będą przez nas kupione, tylko jeśli będzie to dla nas korzystne i pozwoli budować nam wartość grupy" - dodał.

CEZ zaprosił do składania do 29 września listów intencyjnych w procesie zakupu polskich aktywów grupy. Chce sprzedać CEZ Skawina, CEZ Chorzów, CEZ Produkty Energetyczne Polska oraz CEZ Polska. Polskie aktywa CEZ obejmują dwie elektrociepłownie o łącznej zainstalowanej mocy 568 MWe oraz 1088 MWt.

Kilka miesięcy temu Grupa Fortum zdecydowała o przeglądzie opcji strategicznych, w tym możliwości zbycia aktywów ciepłowniczych i chłodniczych w Polsce, w Estonii, na Litwie, Łotwie i Järvenpää w Finlandii. Jak podało Fortum, wstępne analizy wykazały, że te biznesy mogłyby zagwarantować wyższy wzrost przy innej strukturze właścicielskiej. W 2019 roku łączna sprzedaż ciepła w tych aktywach wyniosła 5,1 TWh, a energii 1,3 TWh. Łączna EBITDA wyniosła ok. 120 mln euro.

W Polsce Fortum ma aktywa ciepłownicze w pięciu miastach (Płock, Częstochowa, Bytom, Zabrze i Wrocław), w tym elektrociepłownie wielopaliwowe CHP w Częstochowie i Zabrzu. W 2019 r. spółka sprzedała 3,3 TWh ciepła i 0,6 TWh energii. EBITDA wyniosła 43 mln euro. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Zakładamy, że aktywa gazowe będą pracować do 2042 roku, do tego momentu obowiązuje system wsparcia dla kogeneracji. Jeśli nie będzie innych mechanizmów wsparcia, to produkcja na gazie w 2042 r. będzie - według dzisiejszych realiów i prognoz - nierentowna. Przyglądamy się nowym technologiom, ale nie ma na dziś sprawdzonej, rentownej technologii, która mogłaby zastąpić gaz. Zakładamy, że gaz będzie naszym paliwem przejściowym" - powiedział prezes Wojciech Dąbrowski na konferencji prasowej.

Jak dodał, decyzje inwestycyjne dotyczące budowy źródeł gazowych będą podjęte najpóźniej w 2025 r.

Poinformował, że ZEDO jest niezbędne, by zapewnić elastyczność, będzie źródłem stabilizującym dla energetyki morskiej.(PAP Biznes)

pel/ pr/ ana/

"EBITDA przejściowo spadnie. (...) Szacujemy, że EBITDA w 2025 roku mogłaby spaść do 5,5-6 mld zł z 7 mld zł obecnie" - poinformował prezes PGE na konferencji.

"Transformacja wymaga pewnego wysiłku. Na chwilę trzeba zacisnąć pasa, by w przyszłości iść do przodu i się odbić" - dodał.

Nowa strategia PGE zakłada, że wartość EBITDA ma wzrosnąć z ponad 5 mld w roku 2025 do ponad 6 mld w roku 2030.(PAP Biznes)

pel/ pr/

"Nasze inwestycje będą finansowane ze środków własnych, ale także chcemy sięgnąć po środki zewnętrzne. Chcemy, by 25 proc. inwestycji było sfinansowane ze środków dotacyjnych, bądź wsparcia unijnego. Szacujemy też, że będziemy mogli zaciągnąć dług w wysokości 30-35 mld zł" - powiedział Dąbrowski podczas poniedziałkowej konferencji prasowej.

Prezes poinformował, że PGE prowadzi rozmowy z instytucjami finansującymi z całego świata, które chciałyby wejść z polską spółką w przedsięwzięcia biznesowe.

"Rozmawiamy z funduszami polskimi, liczymy na PFR, który jest zainteresowany wejściem z nami w różne przedsięwzięcia biznesowe. Chcielibyśmy, by PFR wszedł z nami w dystrybucję, bo to wymaga ogromnych środków. Jest duże zainteresowanie amerykańskich funduszy emerytalnych, które widzą perspektywę zainwestowania w polską energetykę. Partnerów zainteresowanych inwestycją w energetykę odnawialną jest mnóstwo" - powiedział.

"Myślimy o skorzystaniu z obligacji zielonych, ale jeszcze nie teraz, przygotowujemy się do tego" - dodał.

Dąbrowski poinformował, że PGE potrzebuje ogromnych środków na inwestycje w Polsce i to jest priorytet.

"Jeśli pojawią się w przyszłości jakieś okazje za granicą to jesteśmy tym zainteresowani. Znamy się na produkcji energii elektrycznej i ciepła, na tym chcemy się skoncentrować" - powiedział. (PAP Biznes)

pr/ ana/

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

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

pel/ pr/ gor/

"W tej chwili analizujemy, jak ma wyglądać polityka dywidendowa. Przed nami ogromne wyzwania inwestycyjne, na tym chcemy się skupić, by w przyszłości zapewnić najpierw stabilną EBITDA, a potem dywidendę. Aby to zrobić, musimy się przetransformować" - powiedział prezes PGE na konferencji.

"Analizujemy, kiedy moglibyśmy wrócić do wypłaty dywidendy" - dodał. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Naszym zdaniem optymalne byłoby wydzielenie aktywów (węglowych - przyp. PAP Biznes) do końca 2021 roku" - powiedział prezes podczas konferencji.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"PGE chce odegrać rolę lidera transformacji i modernizacji sektora energetycznego w Polsce oraz wspierać budowanie otoczenia rynkowego sprzyjającego transformacji energetycznej" - napisano w komunikacie.

Zarząd PGE przyjął nową strategię grupy do 2030 roku z perspektywą do 2050 roku, którą zatwierdziła w poniedziałek rada nadzorcza.

Do 2030 r. udział źródeł nisko- i zeroemisyjnych w portfelu wytwórczym wyniesie 85 proc., a energia odnawialna stanowić będzie 50 proc. generowanej energii. Do 2050 r. PGE chce osiągnąć neutralność klimatyczną oraz zapewniać swoim klientom 100 proc. energii ze źródeł odnawialnych.

PGE podało, że trwałe obniżenie emisyjności planowane jest poprzez zmianę technologii wytwarzania, rozbudowę portfela OZE, a także umożliwienie klientom udziału w transformacji energetycznej dzięki ofertom produktowym.

Grupa chce eksploatować morską energetykę wiatrową - w 2030 r. moc farm wiatrowych na Bałtyku ma wynieść 2,5 GW, a dzięki przygotowaniu kolejnych projektów na nowych obszarach - w 2040 r. przekroczyć 6,5 GW.

"Równocześnie w najbliższych latach kontynuowany będzie program budowy mocy w elektrowniach wiatrowych na lądzie i fotowoltaicznych, a planowany przyrost nowych mocy ma wynieść odpowiednio powyżej 1 GW i powyżej 3 GW do roku 2030" - napisano.

W segmencie ciepłownictwa PGE chce dokonać transformacji źródeł ciepła systemowego w kierunku nisko- i zeroemisyjnym (do 2030 r. ich udział ma stanowić powyżej 70 proc. w produkcji ciepła), a jednocześnie promować przyłączenia do sieci indywidualnych źródeł ciepła, lub ich wymianę na przyjazne dla środowiska.

Rolę w transformacji energetycznej ma odgrywać wdrożenie zasad gospodarki cyrkularnej we wszystkich obszarach oraz minimalizacja oddziaływania na środowisko.

PONAD 6 MLD ZŁ EBITDA W 2030 R.; CAPEX 75 MLD ZŁ W LATACH 2021-30

PGE zakłada w nowej strategii wzrost EBITDA do ponad 6 mld zł w 2030 r.

"W wyniku realizacji strategii PGE chce budować stabilny poziom EBITDA z ewolucją w kierunku zielonym i regulowanym oraz ograniczyć ekspozycję na zmiany rynkowe. Oczekiwana wartość EBITDA ma wzrosnąć z ponad 5 mld w roku 2025 do ponad 6 mld w roku 2030" - napisano w komunikacie.

Grupa podała, że jej inwestycje skupiać się będą na energetyce odnawialnej, transformacji ciepłownictwa i infrastrukturze sieciowej.

Spółka nie będzie dokonywać nowych inwestycji w aktywa węglowe (zarówno wytwarzanie, jak i wydobycie), a decyzje inwestycyjne dotyczące budowy źródeł gazowych będą podjęte najpóźniej w 2025 r.

Łączne planowane nakłady inwestycyjne w latach 2021-2030 wyniosą 75 mld zł, z czego ok. 50 proc. przypada na rozwój odnawialnych źródeł energii (morskie i lądowe farmy wiatrowe, fotowoltaika, zeroemisyjne źródła kogeneracyjne). Jak podano, kolejnym najistotniejszym obszarem wydatków będzie działalność regulowana obejmująca infrastrukturę sieciową i niskoemisyjne źródła kogeneracyjne.

"Realizacja ambitnego programu inwestycyjnego nastąpi przy zachowaniu stabilnego poziomu zadłużenia i zachowaniu aktualnego ratingu inwestycyjnego (BBB+/Baa1)" - napisano.

Spółka poinformowała, że jej celem jest pełne wykorzystanie możliwości finansowania dedykowanego dla zielonych inwestycji oraz finansowania pozabilansowego. Udział funduszy pomocowych w potrzebach finansowych grupy PGE do 2030 r. ma wynieść co najmniej 25 proc.

PGE poinformowała, że jednym z celów strategii jest też poprawa efektywności.

Grupa zakłada obniżenie kosztów stałych o 15 proc. do 2025 oraz 25 proc. do 2030 r. w stosunku do bazy roku 2019 (bez ujęcia wartości efektów w segmencie Energetyki Konwencjonalnej). Przewiduje spadek zatrudnienia o 15 proc. w 2030 r. oraz 50 proc. w 2050 r.

PGE poinformowała, że w ramach segmentu dystrybucji poprawione mają zostać parametry jakościowe dostaw energii (skrócenie przerw w dostawach energii o 8 proc. w dużych miastach i 50 proc. na pozostałych obszarach do 2025 r.) oraz sprawność, transparentność i efektywność kosztowa procesów przyłączeniowych. Planowana jest modernizacja sieci oraz budowa magazynów energii (co najmniej 800 MW do roku 2030).

"Do realizacji tych celów konieczna jest stabilność finansowa i wypracowanie wsparcia w modelu regulacji OSD gwarantującego realizację tych wyzwań, co powinno przełożyć się na oczekiwany wzrost FCFF (Free Cash Flows to Firm – wolne przepływy do przedsiębiorstwa) o 0,7 mld zł" - napisano.

Zakładany wzrost marży w segmencie detalicznym ma wynieść 0,4 mld zł średniorocznie.

"Spółka chce budować dodatkową wartość poprzez zapewnienie klientom aktywnego udziału w transformacji energetycznej oferując m.in. instalacje OZE dla klientów oraz usługi dostępu do rynków (planowane 1 GW mocy w usługach rynkowych). Segmenty te mają przyczynić się do wzrostu EBITDA sprzedaży detalicznej o ok. 25 proc." - podała PGE w komunikacie.(PAP Biznes)

pel/ doa/ gor/

PGE podało, że trwałe obniżenie emisyjności planowane jest poprzez zmianę technologii wytwarzania, rozbudowę portfela OZE, a także umożliwienie klientom udziału w transformacji energetycznej dzięki ofertom produktowym.

Grupa chce eksploatować morską energetykę wiatrową - w 2030 r. moc farm wiatrowych na Bałtyku ma wynieść 2,5 GW, a dzięki przygotowaniu kolejnych projektów na nowych obszarach - w 2040 r. przekroczyć 6,5 GW.

"Równocześnie w najbliższych latach kontynuowany będzie program budowy mocy w elektrowniach wiatrowych na lądzie i fotowoltaicznych, a planowany przyrost nowych mocy ma wynieść odpowiednio powyżej 1 GW i powyżej 3 GW do roku 2030" - napisano.

W segmencie ciepłownictwa PGE chce dokonać transformacji źródeł ciepła systemowego w kierunku nisko- i zeroemisyjnym (do 2030 r. ich udział ma stanowić powyżej 70 proc. w produkcji ciepła), a jednocześnie promować przyłączenia do sieci indywidualnych źródeł ciepła, lub ich wymianę na przyjazne dla środowiska.

Rolę w transformacji energetycznej ma odgrywać wdrożenie zasad gospodarki cyrkularnej we wszystkich obszarach oraz minimalizacja oddziaływania na środowisko. (PAP Biznes)

pel/ doa/ osz/

"W wyniku realizacji strategii PGE chce budować stabilny poziom EBITDA z ewolucją w kierunku zielonym i regulowanym oraz ograniczyć ekspozycję na zmiany rynkowe. Oczekiwana wartość EBITDA ma wzrosnąć z ponad 5 mld w roku 2025 do ponad 6 mld w roku 2030" - napisano w komunikacie.

Grupa podała, że jej inwestycje skupiać się będą na energetyce odnawialnej, transformacji ciepłownictwa i infrastrukturze sieciowej.

Spółka nie będzie dokonywać nowych inwestycji w aktywa węglowe (zarówno wytwarzanie, jak i wydobycie), a decyzje inwestycyjne dotyczące budowy źródeł gazowych będą podjęte najpóźniej w 2025 r.

Łączne planowane nakłady inwestycyjne w latach 2021-2030 wyniosą 75 mld zł, z czego ok. 50 proc. przypada na rozwój odnawialnych źródeł energii (morskie i lądowe farmy wiatrowe, fotowoltaika, zeroemisyjne źródła kogeneracyjne). Jak podano, kolejnym najistotniejszym obszarem wydatków będzie działalność regulowana obejmująca infrastrukturę sieciową i niskoemisyjne źródła kogeneracyjne.

"Realizacja ambitnego programu inwestycyjnego nastąpi przy zachowaniu stabilnego poziomu zadłużenia i zachowaniu aktualnego ratingu inwestycyjnego (BBB+/Baa1)" - napisano.

Spółka poinformowała, że jej celem jest pełne wykorzystanie możliwości finansowania dedykowanego dla zielonych inwestycji oraz finansowania pozabilansowego. Udział funduszy pomocowych w potrzebach finansowych grupy PGE do 2030 r. ma wynieść co najmniej 25 proc.

PGE poinformowała, że jednym z celów strategii jest też poprawa efektywności.

Grupa zakłada obniżenie kosztów stałych o 15 proc. do 2025 oraz 25 proc. do 2030 r. w stosunku do bazy roku 2019 (bez ujęcia wartości efektów w segmencie Energetyki Konwencjonalnej). (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE", "Spółka") informuje, że w dniu 19 października 2020 r. Zarząd PGE przyjął, a Rada Nadzorcza Spółki zatwierdziła Strategię Grupy PGE ("Grupa") do 2030 roku z perspektywą do 2050 roku ("Strategia"). W poniższym raporcie przedstawiamy najistotniejsze elementy nowej Strategii. Jednocześnie Zarząd Spółki informuje, że prezentacja dotycząca Strategii zostanie opublikowana na stronie internetowej PGE.

Cele Strategii

Strategia jest odpowiedzią Grupy na głębokie zmiany w sektorze, które nastąpiły w ostatnich latach oraz oczekiwania społeczne, które w ocenie Zarządu będą determinować jego przyszłość. PGE chce odegrać rolę lidera transformacji i modernizacji sektora energetycznego w Polsce oraz wspierać budowanie otoczenia rynkowego sprzyjającego transformacji energetycznej.

Celem Grupy PGE jest równoważenie społecznych, ekonomicznych i środowiskowych aspektów działalności, maksymalizując wartość dodaną dla akcjonariuszy.

Kluczowe kierunki rozwoju i obszary ograniczenia działalności

Kluczowymi kierunkami rozwoju Grupy PGE będą energetyka wiatrowa morska i lądowa, fotowoltaika, infrastruktura sieciowa, niskoemisyjne ciepłownictwo oraz usługi energetyczne. W obszarze dezinwestycji i ograniczenia działalności znajdą się energetyka węglowa, program energetyki jądrowej, handel węglem kamiennym oraz obszary wsparcia spoza działalności podstawowej.

Misja i wizja

Misją Grupy PGE jest zapewnienie energii dla bezpiecznej przyszłości. Zgodnie z długoterminową wizją PGE ma zostać liderem zrównoważonej transformacji energetycznej w Polsce. Wizja spółki przekłada się na trzy priorytety strategiczne, które obejmują:

-wytwarzanie energii przyjaznej dla środowiska

-świadczenie nowoczesnych usług energetycznych

-sprawne i efektywne funkcjonowanie Grupy

Energia przyjazna dla środowiska

Jako lider transformacji PGE deklaruje zmniejszenie swojego oddziaływania na środowisko naturalne poprzez osiągnięcie neutralności klimatycznej w 2050 r. Trwałe obniżenie emisyjności planowane jest poprzez zmianę technologii wytwarzania, rozbudowę portfela OZE, a także umożliwienie klientom udziału w transformacji energetycznej dzięki atrakcyjnym ofertom produktowym. Do 2030 r. udział źródeł nisko- i zeroemisyjnych w portfelu wytwórczym wyniesie 85%, a energia odnawialna stanowić będzie 50% generowanej energii. Do 2050 r. PGE chce osiągnąć neutralność klimatyczną oraz zapewniać swoim klientom 100% energii ze źródeł odnawialnych.

Grupa PGE jest gotowa do przeprowadzenia procesów transformacji sektora i przygotowania konwencjonalnej podstawy systemu elektroenergetycznego do funkcjonowania w nowej strukturze właścicielskiej. Spółka będzie pionierem rozwoju i eksploatacji morskiej energetyki wiatrowej. W 2030 r. moc farm wiatrowych na Bałtyku ma wynieść 2,5 GW a dzięki przygotowaniu kolejnych projektów na nowych obszarach - w 2040 r. przekroczyć 6,5 GW.

Równocześnie w najbliższych latach kontynuowany będzie program budowy mocy w elektrowniach wiatrowych na lądzie i fotowoltaicznych, a planowany przyrost nowych mocy ma wynieść odpowiednio powyżej 1 GW i powyżej 3 GW do roku 2030.

W segmencie ciepłownictwa Grupa chce dokonać transformacji źródeł ciepła systemowego w kierunku nisko- i zeroemisyjnym (do 2030 r. ich udział ma stanowić powyżej 70% w produkcji ciepła), a jednocześnie promować przyłączenia do sieci indywidualnych źródeł ciepła, lub ich wymianę na przyjazne dla środowiska.

Ważną rolę w transformacji energetycznej będzie odgrywać wdrożenie zasad gospodarki cyrkularnej we wszystkich obszarach oraz minimalizacja oddziaływania na środowisko.

Nowoczesne usługi energetyczne

Fundamentem transformacji energetycznej jest infrastruktura sieciowa oraz partnerskie relacje z klientami. W ramach segmentu dystrybucji poprawione mają zostać parametry jakościowe dostaw energii (skrócenie przerw w dostawach energii o 8% w dużych miastach i 50% na pozostałych obszarach do 2025 r.) oraz sprawność, transparentność i efektywność kosztowa procesów przyłączeniowych. W celu pełnego wykorzystania możliwości źródeł rozproszonych i zapewnienia bezpiecznej pracy systemu niezbędna jest modernizacja sieci oraz budowa magazynów energii (planowane co najmniej 800 MW do roku 2030). Do realizacji tych celów konieczna jest stabilność finansowa i wypracowanie wsparcia w modelu regulacji OSD gwarantującego realizację tych wyzwań, co powinno przełożyć się na oczekiwany wzrost FCFF (Free Cash Flows to Firm - wolne przepływy do przedsiębiorstwa) o 0,7 mld PLN.

PGE chce utrzymać najwyższy na rynku poziom satysfakcji klientów wynikający z jakości obsługi i oferty usług energetycznych. Planowane działania w tym zakresie obejmują rozwój profesjonalnych usług energetycznych oraz zintegrowanie kanałów kontaktu i sprzedaży. Zakładany wzrost marży w segmencie detalicznym wyniesie 0,4 mld PLN średniorocznie.

Spółka chce budować dodatkową wartość poprzez zapewnienie klientom aktywnego udziału w transformacji energetycznej oferując m.in. instalacje OZE dla klientów oraz usługi dostępu do rynków (planowane 1 GW mocy w usługach rynkowych). Segmenty te mają przyczynić się do wzrostu EBITDA sprzedaży detalicznej o ok. 25%.

Sprawna i efektywna organizacja

Aby sprostać wyzwaniom wynikającym z transformacji i konkurencji, PGE będzie doskonalić efektywność funkcjonowania. Grupa zakłada obniżenie kosztów stałych o 15% do 2025 oraz 25% do 2030 r. w stosunku do bazy roku 2019 (bez ujęcia wartości efektów w segmencie Energetyki Konwencjonalnej). Profil działalności będzie ewoluował w kierunku wymagającym mniejszej pracochłonności i zmiany kluczowych kompetencji. Dźwignią poprawy sprawności funkcjonowania grupy będzie efektywny obszar ICT zapewniający automatyzację i cyfryzację procesów. Trendy demograficzne wpłyną na poziom zatrudnienia w Grupie oraz ścieżki kariery pracowników. Zakładany spadek zatrudnienia wyniesie 15% w 2030 r. oraz 50% w 2050 r., co wymagać będzie skutecznej realizacji projektów z obszaru zarządzania kapitałem ludzkim. Rozwój kadr ukierunkowany będzie na obszar energetyki odnawialnej i nowoczesnych usług energetycznych.

Inwestycje

Inwestycje Grupy PGE skupiać się będą na energetyce odnawialnej, transformacji ciepłownictwa i infrastrukturze sieciowej. Spółka nie będzie dokonywać nowych inwestycji w aktywa węglowe (zarówno wytwarzanie, jak i wydobycie), a decyzje inwestycyjne dotyczące budowy źródeł gazowych będą podjęte najpóźniej w 2025 r. Łączne planowane nakłady inwestycyjne w latach 2021-2030 wyniosą 75 mld PLN z czego ok. 50% przypada na rozwój odnawialnych źródeł energii (morskie i lądowe farmy wiatrowe, fotowoltaika, zeroemisyjne źródła kogeneracyjne). Kolejnym najistotniejszym obszarem wydatków będzie działalność regulowana obejmująca infrastrukturę sieciową i niskoemisyjne źródła kogeneracyjne.

Planowane efekty finansowe Strategii

W wyniku realizacji Strategii PGE chce budować stabilny poziom EBITDA z ewolucją w kierunku zielonym i regulowanym oraz ograniczyć ekspozycję na zmiany rynkowe. Oczekiwana wartość EBITDA ma wzrosnąć z ponad 5 mld w roku 2025 do ponad 6 mld w roku 2030.

Realizacja ambitnego programu inwestycyjnego nastąpi przy zachowaniu stabilnego poziomu zadłużenia i zachowaniu aktualnego ratingu inwestycyjnego (BBB+/Baa1). Celem Grupy PGE jest pełne wykorzystanie możliwości finansowania dedykowanego dla zielonych inwestycji oraz finansowania pozabilansowego. Udział funduszy pomocowych w potrzebach finansowych Grupy PGE do 2030 r. ma wynieść co najmniej 25%.

Alternatywne pomiary wyników wykorzystane w Strategii:

EBITDA (Earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) - zysk operacyjny przedsiębiorstwa przed potrąceniem odsetek od zaciągniętych zobowiązań oprocentowanych (kredytów, obligacji), podatków, amortyzacji wartości niematerialnych i prawnych

EBITDA regulowana - zysk EBITDA osiągany w segmencie działalności, którego parametry przychodów określane są przez taryfy zatwierdzane przez odpowiedniego regulatora np.: Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdza taryfy dla ciepła i operatorów systemów dystrybucyjnych.

Zadłużenie finansowe netto - Zadłużenie finansowe krótko- i długoterminowe skorygowane o środki pieniężne i ich ekwiwalenty, lokaty i depozyty krótkoterminowe, oraz o środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania.

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

kom espi zdz

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

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

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

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

pr/ osz/

PGE planuje budowę trzech morskich farm wiatrowych – Baltica-1, Baltica-2 i Baltica-3. Jak podano, jednym z istotnych elementów programu jest przeprowadzenie szeregu badań i analiz, wymaganych do przygotowania wniosku o pozwolenie na budowę farm.

DHI będzie wykonawcą studium meteorologiczno-oceanograficznego (tzw. met-ocean) dla dwóch z trzech planowanych, morskich farm wiatrowych. Chodzi o zbudowanie kompleksowego modelu m.in. warunków zafalowania, prądów, prędkości wiatru, temperatury czy zasolenia wody w Bałtyku. Badania te są niezbędne do przygotowania, instalacji i eksploatacji infrastruktury.

Z kolei zadaniem DNV GL jest weryfikacja technicznych aspektów modelu współpracy z potencjalnym partnerem strategicznym dla projektów Baltica-2 i Baltica-3, jak również weryfikacja wybranych założeń projektowych.

PGE planuje do 2030 roku uruchomić dwie farmy Baltica 3 i Baltica 2, a po 2030 roku farmę Baltica 1. Obecnie przygotowywane inwestycje osiągną łączną moc do 3,5 GW.

Projekt wyboru partnera strategicznego znajduje się w zaawansowanej fazie. W grudniu 2019 roku PGE zaprosiła do wyłącznych negocjacji duńską firmę Orsted. Przedmiotem umowy jest sprzedaż 50 proc. udziałów w dwóch spółkach: Elektrowni Wiatrowej Baltica-3 oraz Elektrowni Wiatrowej Baltica-2. Współpraca z potencjalnym partnerem ma obejmować wspólne przygotowanie inwestycji, jej realizację, jak również eksploatację. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Od wielu miesięcy w ramach grupy kapitałowej PGE były prowadzone analizy danych finansowych, prognoz i trendów w branży energetycznej oraz - szerzej - w polskiej i europejskiej gospodarce. Przed Grupą Kapitałową PGE stoją wyzwania związane z transformacją energetyczną w kierunku nisko- i zeroemisyjnym, wymagające ogromnych nakładów finansowych. Stąd konieczność poprawy efektywności w funkcjonowaniu spółki PGE oraz całej Grupy PGE" - napisano w informacji prasowej.

"Uwzględniając kondycję spółki, jeżeli program dobrowolnych odejść nie doprowadzi do oczekiwanego zmniejszenia zatrudnienia o ok. 20 proc., w spółce przeprowadzony zostanie proces zwolnień grupowych (...). Proces zwolnień grupowych będzie trwał od 2 listopada 2020 r. do 15 grudnia 2020 r. Ewentualna druga tura zwolnień grupowych przewidziana jest w okresie marzec-kwiecień 2021 r." - dodano.

Program dobrowolnych odejść został uruchomiony po podpisaniu porozumienia przez przedstawicieli pracowników i pracodawcy, po przeprowadzeniu konsultacji społecznych. Program zakłada, że pracownicy po przystąpieniu otrzymają świadczenia, w tym, uzależnione od stażu pracy, odprawy pieniężne i odszkodowania z tytułu rozwiązania stosunku pracy.

Jak podała PGE, program dobrowolnych odejść przeprowadzony został także w spółce PGE Systemy, zajmującej się świadczeniem usług teleinformatycznych dla grupy.

W komunikacie podano również, że pozostałe spółki z grupy zostały zobowiązane do optymalizacji i racjonalizacji działań oraz skoncentrowaniu się na zadaniach bezpośrednio związanych z prowadzoną działalnością. (PAP Biznes)

kuc/ ana/

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

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

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

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

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

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

pr/ pel/ gor/

Prezes pytany przez dziennikarzy, czy PGE jest zainteresowane aktywami CEZ, odpowiedział: "Tak, może nie wszystkimi".

"Pewnie złożymy ofertę" - powiedział dziennikarzom Dąbrowski w kuluarach OSG w Lublinie. (PAP Biznes)

pel/ gor/

W przesłanym PAP komunikacie rzeczniczka spółki Sandra Apanasionek poinformowała, że inwestycja zostanie zrealizowana w ramach dostosowania Elektrowni Turów do unijnych wymogów środowiskowych. Rozbudowa oczyszczalni zakończy się w ciągu 30 miesięcy od momentu podpisania umowy.

„Realizowany projekt zapewni dostosowanie Elektrowni Turów do unijnych i krajowych wymagań środowiskowych. Do sierpnia 2021 r. wszystkie nasze elektrownie będą spełniały normy zawarte w konkluzjach BAT” – powiedziała prezes zarządu PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna Wioletta Czemiel-Grzybowska, cytowana w komunikacie.

Planowana oczyszczalnia ścieków przemysłowych oparta będzie o nowoczesne, wysokosprawne technologie membranowe – mikrofiltrację i odwróconą osmozę.

„Sprawność odwróconej osmozy to ok. 96 proc. co oznacza, że zatrzymanych zostanie ponad 96 proc. wszystkich zanieczyszczeń. Będzie to pierwsze w Polsce i jedno z nielicznych w Unii Europejskiej tak szerokie zastosowanie tych technik w obszarze oczyszczania ścieków” – podała spółka.

Do oczyszczalni będą kierowane wszystkie strumienie ścieków przemysłowych powstających na terenie Elektrowni Turów, z wyłączeniem ścieków powstających w instalacjach oczyszczania gazów spalinowych, które oczyszczane będą w odrębnej specjalistycznej oczyszczalni.

Dyrektor Elektrowni Turów Oktawian Leśniewski dodał, że oczyszczone w zmodernizowanej oczyszczalni ścieki, spełniać będą wymogi II klasy wód powierzchniowych i będą kierowane do rzeki Miedzianka nie pogarszając jej stanu lub ponownie zagospodarowywane w procesach technologicznych Elektrowni Turów. (PAP)

ato/ drag/ pr/

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

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

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

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

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

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

kuc/ gor/

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

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

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

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

kuc/ gor/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Emitent") informuje, że 1 października 2020 r. Emitent podpisał ze Skarbem Państwa ("Skarb Państwa"), list intencyjny dotyczący nabycia przez Skarb Państwa 100 proc. udziałów w spółce PGE EJ 1 sp. z o.o. ("List intencyjny").

List intencyjny został podpisany przez wszystkie podmioty posiadające udziały w spółce PGE EJ 1 sp. z o.o. (oprócz Emitenta są to Enea S.A., KGHM Polska Miedź S.A. oraz TAURON Polska Energia S.A.), która jest odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Emitent posiada 70 proc. udziałów w PGE EJ 1 sp. z o.o.

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

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

kom espi zdz

Władze Czech są przekonane, że Polska, wydając zezwolenie na przedłużenie działalności górniczej w Turowie, naruszyła zobowiązania związane z czterema dyrektywami europejskimi i bezpośrednio z Traktatem UE.

Po odpowiedzi KE, na którą Bruksela ma trzy miesiące, Czechy podejmą decyzję o następnych krokach. "Jeżeli nasza skarga związana z prawodawstwem unijnym okaże się istotna i wystarczająco mocna, jest bardzo prawdopodobne, że Republika Czeska wystąpi z pozwem przeciwko Polsce" - oświadczyło ministerstwo środowiska.

Według agencji CTK, która poinformowała o skardze, mieszkańcy gmin po czeskiej strony granicy boją się zanieczyszczenia powietrza przez kopalnię oraz zapadania się ziemi. Strona polska zasadniczo odrzuca wpływ kopalni na sytuację na terytorium Czech. Turów dostarcza węgiel głównie do sąsiedniej elektrowni. Grupa PGE, która jest właścicielem kopalni i elektrowni, chce prowadzić tam wydobycie do 2044 r. Polskie ministerstwo klimatu w marcu br., mimo sprzeciwu Czech i Niemiec przedłużyło koncesję na wydobycie, której ważność upływała w kwietniu br.(PAP)

ptg/ cyk/ kar/ gor/

"Przedstawiliśmy jako PGE propozycję wydzielenia aktywów węglowych do osobnego podmiotu (...), a my chcielibyśmy się w ramach grupy zająć produkcją energii zeroemisyjnej i dystrybucją. Jeśli by nastąpiło to wydzielenie, to zakładamy, że offshore stanowić będzie w 2040 roku ok. 40 proc. całościowej produkcji nowej grupy, a jeśli nie nastąpi, choć jestem przekonany, że nastąpi, to ok. 30 proc. w całkowitej produkcji" - powiedział Dąbrowski podczas konferencji Pomeranian Offshore Wind Conference w Szczecinie.

Grupa PGE ma w planach budowę trzech morskich farm wiatrowych o łącznej mocy ok. 3,5 GW.

"To nie jest nasze ostatnie słowo. Będziemy aplikować o pozyskanie kolejnych pozwoleń na morzu. (...) Chcemy być liderem, jeśli chodzi o budowę morskich farm wiatrowych" - powiedział prezes PGE.

Wkrótce grupa zamierza przedstawić strategię rozwoju. Aspiracją PGE jest, by w 2050 r. produkować 100 proc. zielonej energii dla klientów grupy. Jak powiedział prezes, offshore będzie w strategii głównym motorem do osiągnięcia tego celu.

Dąbrowski poinformował, że rozmowy z Orsted w sprawie współpracy przy projektach offshore są dość zaawansowane.

"Mam nadzieję, że w najbliższych tygodniach dojdzie do porozumienia" - powiedział prezes, dodając, że do wypracowania jest jeszcze kilka ważnych kwestii.

W grudniu 2019 r. PGE podpisała wstępne porozumienie z Orsted, opisujące ramy współpracy przy transakcji nabycia przez duński koncern udziałów w dwóch projektach budowy morskich farm wiatrowych na Bałtyku.

Jak wskazał Dąbrowski, potencjalny partner ma ogromne doświadczenie w realizacji farm offshore, grupa chce m.in. skorzystać z jego doświadczeń technicznych. W planach jest też wspólne pozyskanie finansowania na inwestycje.

"Widzimy to jako źródło pozabilansowe, by nie zadłużać PGE" - powiedział prezes Wojciech Dąbrowski.

Dodał, że poza budową morskich farm wiatrowych, grupa ma w planach inne duże inwestycje, np. w ciepłownictwie, fotowoltaice i energetyce wiatrowej na lądzie. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"To jedyna szansa dla polskiej transformacji energetycznej, by wydzielić aktywa węglowe do innego podmiotu, a z grup energetycznych - naszym zdaniem - sensowne byłoby też w przyszłości skonsolidować aktywa niewęglowe, które pozostaną, czyli dystrybucję, OZE i ciepłownictwo, by to było w jednej silnej grupie energetycznej, która w przyszłości mogłaby też myśleć o ekspansji zagranicznej" - powiedział Dąbrowski podczas konferencji Pomeranian Offshore Wind Conference w Szczecinie.

Zaznaczył jednak, że teraz priorytetem jest transformacja energetyczna w Polsce i osiągnięcie zeroemisyjności.

Dąbrowski zakłada, że projekt wydzielenia aktywów węglowych, który zyskał wstępną akceptację polityczną, dojdzie do skutku. Zauważył, że firmom, które mają aktywa węglowe trudno pozyskać finansowanie na nowe inwestycje. Problemem jest też ubezpieczenie.

Jak wskazał prezes PGE, osobny podmiot, nadzorowany przez państwo, który gromadziłby aktywa węglowe, "dawałby rezerwę i stabilizowałby pracę w podstawie, jeśli chodzi o zapewnienie energii elektrycznej do momentu, kiedy nie wejdą w to miejsce inne źródła, np. energetyka jądrowa".

Artur Soboń, wiceminister aktywów państwowych i pełnomocnik rządu ds. transformacji spółek energetycznych i górnictwa węglowego, mówił na początku września, że będzie opracowywana strategia dla sektora energetycznego i wszystkie warianty są nadal w grze, z zastrzeżeniem, że musi dojść do rozdzielenia aktywów węglowych od niewęglowych.(PAP Biznes)

pel/ gor/

"Przedstawiliśmy jako PGE propozycję wydzielenia aktywów węglowych do osobnego podmiotu (...), a my chcielibyśmy się w ramach grupy zająć produkcją energii zeroemisyjnej i dystrybucją. Jeśli by nastąpiło to wydzielenie, to zakładamy, że offshore stanowić będzie w 2040 roku ok. 40 proc. całościowej produkcji nowej grupy, a jeśli nie nastąpi, choć jestem przekonany, że nastąpi, to ok. 30 proc. w całkowitej produkcji" - powiedział Dąbrowski podczas konferencji Pomeranian Offshore Wind Conference w Szczecinie.

Grupa PGE ma w planach budowę trzech morskich farm wiatrowych o łącznej mocy ok. 3,5 GW.

"To nie jest nasze ostatnie słowo. Będziemy aplikować o pozyskanie kolejnych pozwoleń na morzu. (...) Chcemy być liderem, jeśli chodzi o budowę morskich farm wiatrowych" - powiedział prezes PGE.

Wkrótce grupa zamierza przedstawić strategię rozwoju. Aspiracją PGE jest, by w 2050 r. produkować 100 proc. zielonej energii dla klientów grupy. Jak powiedział prezes, offshore będzie w strategii głównym motorem do osiągnięcia tego celu.

Dąbrowski poinformował, że rozmowy z Orsted w sprawie potencjalnej współpracy przy projektach offshore są dość zaawansowane.

"Mam nadzieję, że w najbliższych tygodniach dojdzie do porozumienia" - powiedział prezes.(PAP Biznes)

pel/ osz/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Byłbym bardzo zaskoczony, gdyby Komisja Europejska, przy tak dużym porozumieniu społecznym, przy zgodzie społecznej na likwidację górnictwa, powiedziała +nie+. Zakładam, że podobnie jak w Niemczech, w Polsce będzie też to możliwe" - powiedział Soboń w Tok FM.

Zawarte w piątek porozumienie między śląskimi związkami zawodowymi a stroną rządową zakłada, że ostatnie z kopalń Polskiej Grupy Górniczej mają być wygaszone w 2049 roku. Do 15 grudnia br. zostanie opracowana umowa społeczna, regulująca funkcjonowanie sektora górnictwa węgla kamiennego. Umowa określi m.in. mechanizm finansowania górnictwa.

Piątkowe porozumienie ma wejść w życie z dniem uzyskania zgody Komisji Europejskiej na pomoc publiczną, w tym na dopłaty do bieżącej produkcji dla sektora górnictwa węgla kamiennego.

"To jest dopiero początek prac. Spisaliśmy krótkie porozumienie. Natomiast umowa społeczna, którą przedstawimy Komisji Europejskiej musi być kompleksowa, musi zawierać całość kwestii, także te kopalnie, których nie wzięliśmy pod uwagę w tym porozumieniu, bo rozmawialiśmy z przedstawicielami śląskiej części przemysłu wydobywczego" - powiedział wiceminister.

Pytany, ile kosztować będzie podatników dopłacanie do kopalń, wskazał, że proponowany mechanizm dopłat do bieżącej produkcji zakłada, że budżet państwa będzie pokrywać straty kopalń wynikające z niskich cen rynkowych węgla, z kolei przy korzystnych cenach węgla kopalnie będą zwracać środki do budżetu państwa.(PAP Biznes)

pel/ asa/

Porozumienie o współpracy w związku z planowaną budową nowej elektrociepłowni podpisały w piątek w Warszawie PGE Polska Grupa Energetyczna, PGE Energia Ciepła, PGE Dystrybucja i Centralny Port Komunikacyjny.

„Elektrociepłownia będzie zasilana przede wszystkim gazem ziemnym, ale będzie tam także silne wsparcie OZE. Na pewno będzie tam instalacja fotowoltaiczna, a może także inne rozwiązania” – powiedział Dąbrowski.

Prezes dodał, że elektrociepłownia powstanie w oparciu o zasadę trigeneracji, czyli skojarzonego technologicznie wytwarzania energii elektrycznej, ciepła i chłodu użytkowego, dzięki czemu będzie to niskoemisyjne źródło energii.

„Nowatorskie będzie zastosowanie tak dużego źródła do produkcji chłodu, bo tak dużej instalacji tego typu w Polsce jeszcze nie ma” – dodał Dąbrowski.

Prezes poinformował, że przyjmując obecne ceny, wartość inwestycji szacowana jest na 300 mln zł. „Ostateczna cena będzie zależała od zastosowanej technologii” – dodał.

pif/ je/ osz/

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

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") informuje, w nawiązaniu do raportu bieżącego nr 26/2020 z dnia 10 września 2020 roku, że Rada Nadzorcza Spółki ustaliła jednolity tekst Statutu Spółki, który stanowi załącznik do niniejszego raportu bieżącego.

Tekst jednolity Statutu Spółki zawiera zmiany dokonane na mocy uchwały nr 24 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 26 czerwca 2020 roku, zarejestrowane przez Sąd Rejonowy dla m. st. Warszawy w Warszawie, XII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego w dniu 7 września 2020 roku.

Podstawa prawna: § 5 pkt. 1 oraz § 6 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).

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

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

map/ osz/

"PGE zamierza aktywnie uczestniczyć w procesie rozwoju ciepłownictwa w Polsce i w tym obszarze analizujemy wszelkie możliwości akwizycyjne" - poinformowało PAP Biznes biuro prasowe PGE.

"Natomiast mając na względzie konieczność transformacji tego sektora w kierunku niskoemisyjnym, potencjalne przejmowanie elektrociepłowni węglowych musi uwzględniać niezbędne do poniesienia wydatki związane z docelowym zastąpieniem tych mocy jednostkami nisko- lub zeroemisyjnymi" - dodało biuro.

CEZ zaprosił do składania listów intencyjnych w procesie zakupu polskich aktywów grupy. Będzie rozpatrywał oferty zakupu CEZ Skawina, CEZ Chorzów, CEZ Produkty Energetyczne Polska oraz CEZ Polska.

Jak podał CEZ, polskie aktywa obejmują dwie strategicznie zlokalizowane elektrociepłownie w gęsto zaludnionych i zurbanizowanych regionach Śląska (Katowice) oraz Małopolski (Kraków), o łącznej zainstalowanej mocy 568 MWe oraz 1088 MWt.

Strony zainteresowane udziałem w procesie mają przesłać deklaracje najpóźniej do 29 września 2020 r.

W listopadzie 2019 r. grupa CEZ informowała, że prowadzi prace przygotowawcze do rozpoczęcia procesu sprzedaży aktywów w Polsce i do połowy 2020 roku planuje nawiązać kontakt z podmiotami potencjalnie zainteresowanymi ich kupnem. Spodziewała się wówczas, że niewiążące oferty zostaną złożone jesienią 2020 roku, a w 2021 roku zostanie podpisana umowa i transakcja zostanie sfinalizowana.

W opublikowanej w maju 2019 r. strategii CEZ zakładał większą koncentrację na rynku krajowym. Informował, że chce wyjść z segmentów i rynków o nieatrakcyjnych perspektywach. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Obowiązki mocowe zaczynamy realizować z początkiem 2021 r, więc rynek mocy to będzie czteromiesięczne opóźnienie. Jeśli nie będziemy w stanie tych obowiązków mocowych przesunąć, to mielibyśmy ok. 6 mln zł kary. Znaczącym czynnikiem będzie utrata marży, bo nowy blok w Turowie w naszych założeniach będzie generował znacząco wyższą marżę niż stare bloki" - powiedział wiceprezes na konferencji prasowej.

"Szacujemy efekt tego opóźnienia na niespełna 40 mln zł, wliczając w to już potencjalną karę za niezrealizowanie obowiązku mocowego" - dodał Strączyński.

Pod koniec lipca konsorcjum firm Mitsubishi Hitachi Power System, Tecnicas Reunidas oraz Budimex złożyło do PGE GiEK propozycję zmiany terminu zakończenia realizacji budowy nowego bloku energetycznego w Elektrowni Turów o mocy 490 MW.

Propozycja przewiduje przesunięcie terminu przekazania do eksploatacji bloku z 31 października 2020 r. na 30 kwietnia 2021 r. i jest przedmiotem analizy w PGE.

Po zakończeniu I półrocza 2020 roku ogólne zaawansowanie projektu wynosi 97 proc.

PGE podała w raporcie półrocznym, że na terenie budowy prowadzone są prace uruchomieniowe poszczególnych urządzeń nowego bloku. Podane zostało napięcie z linii elektroenergetycznej 400 kV. Dokonano chemicznego czyszczenia kotła oraz nastąpiło pierwsze rozpalenie kotła na oleju lekkim.

Budżet projektu wynosi 4,3 mld zł (netto, bez kosztów finansowania).(PAP Biznes)

pel/ gor/

"W osiągnięciu zeroemisyjności będziemy liderem. Naszą aspiracją jest, by 100 proc. zielonej energii dla klientów w 2050 roku było oferowane przez naszą grupę" - powiedział prezes PGE Wojciech Dąbrowski.

Jak dodał, nowa strategia PGE, która ma być opublikowana późną jesienią, zakłada zwrot w zielonym kierunku.

"Będziemy transformować PGE i całą elektroenergetykę, bo jesteśmy najwięksi. Mamy zamiar być pionierem i spółką wytaczającą kierunek w transformacji energetyki" - powiedział prezes.

Odnosząc się do projektu Polityki energetycznej Polski do 2040 r., Dąbrowski poinformował, że grupa powołała projekt planu sprawiedliwej transformacji kompleksu Bełchatów i planuje powołanie takich projektów dla innych lokalizacji węglowych.

"Z dostępnych badań wynika, że zielone inwestycje mogą w pełni zastąpić, a nawet dać więcej miejsc pracy, niż obecnie oferują konwencjonalne kompleksy węglowe" - powiedział prezes PGE.

Jak wskazał, oczywiste jest, że węgiel nie będzie podstawowym paliwem w przyszłości, a w najbliższych latach, w okresie przejściowym, grupa będzie korzystać z gazu w obszarze ciepłownictwa.

PGE Energia Ciepła prowadzi projekty budowy nowych gazowych źródeł kogeneracyjnych (Czechnica, Zgierz, Bydgoszcz, Kielce), a w fazie przygotowania są kolejne lokalizacje: Gdynia, Gdańsk, Kraków, Rzeszów.

Pytany o wodór, prezes powiedział, że to obecnie bardzo droga technologia i potrzeba wielu lat, by ją upowszechnić i obniżyć koszty.

"Obecny poziom rozwoju technologicznego powoduje, że komercyjna inwestycja w wytwarzanie energii elektrycznej lub ciepła oparta na wodorze wiązałaby się z ogromnymi wydatkami, byłaby nierentowna" - powiedział prezes.

Dodał, że spółka dąży, by jej instalacje były otwarte na przyszłe współspalanie wodoru. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Perspektywy EBITDA w 2020 roku są negatywne, szczególnie w segmencie energetyki konwencjonalnej i ciepłownictwa. Spodziewamy się znaczącego wzrostu kosztów CO2, dalszego ograniczania darmowych uprawnień" - powiedział Strączyński.

"W dystrybucji też mamy oczekiwania negatywne, przede wszystkim w związku z COVID i obniżeniem wolumenu dystrybuowanej energii" - dodał.

Jak zauważył, spółka spodziewa się również spadku EBITDA w segmencie obrotu.

"To, co wpływa na obniżenie oczekiwanej EBITDA, to brak efektu wzrostu taryf vs rosnące ceny energii - nie ma przeniesienia efektu w taryfie G oraz rosnąca liczba prosumentów i ciągle nierozwiązana kwestia rozliczenia tej energii" - powiedział wiceprezes.

Dodał, że grupa ma "neutralne oczekiwania" co do wyniku EBITDA w segmencie energetyki odnawialnej.

"Może nawet lekko pozytywne, z pewną dozą ostrożności" - powiedział Strączyński.

W maju, przy okazji publikacji wyników za I kwartał, PGE spodziewała się w 2020 roku spadku raportowanego wyniku EBITDA rdr we wszystkich segmentach.

W pierwszym półroczu 2020 roku EBITDA spadła do 2.805 mln zł z 4.395 mln zł rok wcześniej. Spółka tłumaczy spadek głównie czynnikami jednorazowymi (dodatkowe uprawnienia do emisji CO2 w ubiegłym roku, wyższy poziom rezerw rekultywacyjnej i aktuarialnej w I półroczu 2020 roku).

Wynik EBITDA skorygowany o zdarzenia jednorazowe wyniósł 3.117 mln zł, czyli o 6 proc. mniej niż rok temu.

Spółka podała, że EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła w I półroczu 774 mln zł (spadek o 63 proc. rdr), a segmentu Dystrybucja 1.127 mln zł (spadek o 7 proc.).

Zysk EBITDA w Obrocie wyniósł w I półroczu 187 mln zł (spadek o 60 proc. rdr), w segmencie Energetyka Odnawialna 301 mln zł (spadek o 3 proc. rdr), a w segmencie Ciepłownictwo 493 mln zł (spadek o 36 proc. rdr).(PAP Biznes)

pel/ gor/

"Naszym problemem w najbliższych latach będzie utrzymanie akceptowalnego przez banki poziomu dług netto/EBITDA. W tym roku ten poziom jest jeszcze zadowalający, bo wynosi ok. 1,7x-2,0x, w zależności od miesiąca, jest na bezpiecznym poziomie, natomiast przed nami stoi konieczność poczynienia ogromnych inwestycji w segmencie energetyki odnawialnej, ale i w dystrybucji" - powiedział Paweł Strączyński, wiceprezes PGE ds. finansowych.

"Z tymi potrzebami inwestycyjnymi będziemy musieli się zmierzyć przy niestety negatywnych perspektywach EBITDA już w tym roku. W przyszłym roku, pamiętając o niejasnej sytuacji z rynkiem mocy i znacząco rosnącą ceną CO2, może się okazać, że po prostu nie będziemy zdolni do zwiększenia jakiegokolwiek zadłużenia" - dodał wiceprezes.

Jak wskazał, aby zmierzyć się z tą negatywną tendencją, grupa optymalizuje strukturę kosztową.

"Na sytuację makroekonomiczną mamy niewielki wpływ. Zabieramy głos w debacie, wskazujemy na rosnące problemy sektora elektroenergetycznego, jeśli chodzi o rosnący import energii, taryfowanie, problem spadającego WACC do taryf dystrybucyjnych. Niestety nie spotyka się to do tej pory z konkretnymi działaniami" - powiedział Strączyński.

Wiceprezes ocenił, że sytuacja mogłaby się poprawić w dwóch przypadkach: gdyby zmieniła się polityka klimatyczna UE, ale na to nie ma co liczyć, albo gdyby nastąpiło wydzielenie aktywów węglowych do osobnego podmiotu.

"Nasz pomysł zapewnia bezpieczeństwo dla segmentu energetyki konwencjonalnej, bezpieczeństwo miejsc pracy i bezpieczeństwo sektora energetycznego" - powiedział.

Dodał, że umożliwiłoby to grupie PGE rozwój w energetyce odnawialnej. Zmieniłyby się też kowenanty dla "zielonej PGE".

"Poziom zadłużenia, który będziemy mogli osiągnąć, to nie będzie 3x EBITDA, będziemy mogli rozmawiać o wyższych poziomach" - powiedział wiceprezes.

Prezes PGE Wojciech Dąbrowski podtrzymał, że według PGE wydzielenie aktywów węglowych do osobnego podmiotu jest najbardziej racjonalne.

Jak dodał prezes, koncepcja PGE została przedstawiona, jest analizowana na szczeblu rządowym.

"Koncepcja uzyskała wstępną aprobatę, czekamy na decyzje polityczne i finalne rozstrzygnięcia" - powiedział Dąbrowski.

Wskazał, że prace nad tym pomysłem będą mogły się prawdopodobnie zacząć po rekonstrukcji rządu.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"Strategia jest na ukończeniu" - powiedział prezes na konferencji prasowej.

Jak dodał, termin jej publikacji jest częściowo uzależniony od ostatecznego kształtu polityki energetycznej Polski.

"Zgodnie z przyjętym harmonogramem chcemy prezentować strategię późną jesienią tego roku. Jesteśmy przekonani, że na początku października dokument PEP2040 zostanie przyjęty przez rząd i wówczas my na koniec jesieni będziemy mogli przedstawić pomysł na funkcjonowanie PGE w trudnym okresie transformacji. To będzie strategia transformacji w zielonym kierunku" - dodał Dąbrowski. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Naszym problemem w najbliższych latach będzie utrzymanie akceptowalnego przez banki poziomu dług netto/EBITDA. W tym roku ten poziom jest jeszcze zadowalający, bo wynosi ok. 1,7x-2,0x, w zależności od miesiąca, jest na bezpiecznym poziomie, natomiast przed nami stoi konieczność poczynienia ogromnych inwestycji w segmencie energetyki odnawialnej, ale i w dystrybucji" - powiedział Paweł Strączyński, wiceprezes PGE ds. finansowych.

"Z tymi potrzebami inwestycyjnymi będziemy musieli się zmierzyć przy niestety negatywnych perspektywach EBITDA już w tym roku. W przyszłym roku, pamiętając o niejasnej sytuacji z rynkiem mocy i znacząco rosnącą ceną CO2, może się okazać, że po prostu nie będziemy zdolni do zwiększenia jakiegokolwiek zadłużenia" - dodał wiceprezes.(PAP Biznes)

pel/ osz/

"Rozmawiamy z kilkoma podmiotami zainteresowanymi PGE Paliwa. Są poważni oferenci i z polskiego rynku, i zagraniczni" - powiedział prezes na konferencji prasowej.

"Zakładamy, że finalizacja transakcji będzie z końcem roku kalendarzowego, jeśli proces zostanie przeprowadzony. Jest duże zainteresowanie" - dodał. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"W osiągnięciu zeroemisyjności będziemy liderem. Naszą aspiracją jest, by 100 proc. zielonej energii dla klientów w 2050 roku było oferowane przez naszą grupę" - powiedział prezes PGE Wojciech Dąbrowski.(PAP Biznes)

pel/ osz/

Grupa informowała wcześniej, że na jej wynik netto wpłynęły zdarzenia jednorazowe o niegotówkowym charakterze - utrata wartości akcji posiadanych w Polskiej Grupie Górniczej oraz utrata bilansowej wartości wybranych rzeczowych aktywów trwałych w segmencie Energetyki Konwencjonalnej. Łączny wpływ odpisów na wynik netto wyniósł ok. 988 mln zł.

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł w I półroczu 271 mln zł wobec 2.446 mln zł zysku rok wcześniej.

EBITDA spadła do 2.805 mln zł z 4.395 mln zł w I połowie 2019 roku. Spółka tłumaczy spadek głównie czynnikami jednorazowymi (dodatkowe uprawnienia do emisji CO2 w ubiegłym roku, wyższy poziom rezerw rekultywacyjnej i aktuarialnej w I półroczu 2020 roku).

Wynik EBITDA skorygowany o zdarzenia jednorazowe wyniósł 3.117 mln zł, czyli o 6 proc. mniej niż rok temu.

Spółka podała, że EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła w I półroczu 774 mln zł (spadek o 63 proc. rdr), a segmentu Dystrybucja 1.127 mln zł (spadek o 7 proc.). Zysk EBITDA w Obrocie wyniósł w I półroczu 187 mln zł (spadek o 60 proc. rdr), w segmencie Energetyka Odnawialna 301 mln zł (spadek o 3 proc. rdr), a w segmencie Ciepłownictwo 493 mln zł (spadek o 36 proc. rdr).

Niższe wyniki segmentu Energetyka Konwencjonalna i Ciepłownictwo to efekt głównie ograniczeń liczby darmowych uprawień do emisji CO2 oraz wyższych kosztów ich zakupu.

Na wyniki w segmentach Dystrybucji i Obrotu wpływ miał spadek zapotrzebowania na energię, głównie z powodu pandemii.

Wyniki PGE są zgodne z wcześniejszymi szacunkami grupy. 31 sierpnia spółka szacowała, że jej EBITDA w I półroczu wyniosła 2.805 mln zł, a strata netto jednostki dominującej ok. 688 mln zł.

W samym II kwartale EBITDA grupy wyniosła 1.035 mln zł, co oznacza spadek o 60 proc. rdr.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w I półroczu 2020 roku 22.776 mln zł wobec 18.236 mln zł rok wcześniej, co oznacza wzrost o 25 proc. rdr.

Wolumen produkcji energii elektrycznej netto w I półroczu 2020 roku w jednostkach wytwórczych Grupy PGE wyniósł 28,6 TWh, w tym 14,7 TWh z węgla brunatnego (spadek o 14 proc. rdr) i 9,8 TWh z węgla kamiennego (wzrost o 13 proc. rdr).

Wolumen dystrybuowanej energii elektrycznej wyniósł 17,3 TWh (spadek o 5 proc. rdr, wpływ niższego zapotrzebowania na energię elektryczną w KSE), a sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców finalnych wyniosła 20,1 TWh (spadek o 8 proc. rdr, wpływ obniżenia zapotrzebowania ze strony klientów).

Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 27,8 PJ (spadek o 3 proc. rdr ze względu na wyższe temperatury w sezonie ciepłowniczym, częściowo zrekompensowany wzrostem sprzedaży w II kwartale 2020 roku).

Elektrownie wiatrowe PGE wyprodukowały o 15 proc. więcej energii elektrycznej niż w analogicznym okresie w 2019 roku, osiągając wynik 0,8 TWh.

Nakłady na inwestycje w I półroczu wyniosły w grupie 2,5 mld zł i były o 2 proc. niższe rdr, głównie ze względu na mniejsze nakłady w segmencie Energetyki Konwencjonalnej (zakończenie inwestycji w Opolu, finalna faza realizacji bloku w Turowie).

Wskaźnik dług netto/EBITDA wyniósł na koniec czerwca 1,75x wobec 1,6x na koniec grudnia 2019 r.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Grupa informowała wcześniej, że na jej wynik netto wpłynęły odpisy, a ich łączny wpływ wyniósł ok. 988 mln zł.

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł w I półroczu 271 mln zł wobec 2.446 mln zł zysku rok wcześniej, a EBITDA spadła do 2.805 mln zł z 4.395 mln zł w I połowie 2019 roku.

Wynik EBITDA skorygowany o zdarzenia jednorazowe wyniósł 3.117 mln zł, czyli o 6 proc. mniej niż rok temu.

Spółka podała, że EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła w I półroczu 774 mln zł (spadek o 63 proc. rdr), a segmentu Dystrybucja 1.127 mln zł (spadek o 7 proc.). Zysk EBITDA w Obrocie wyniósł w I półroczu 187 mln zł (spadek o 60 proc. rdr), w segmencie Energetyka Odnawialna 301 mln zł (spadek o 3 proc. rdr), a w segmencie Ciepłownictwo 493 mln zł (spadek o 36 proc. rdr).

Wyniki PGE są zgodne z wcześniejszymi szacunkami grupy. 31 sierpnia spółka szacowała, że jej EBITDA w I półroczu wyniosła 2.805 mln zł, a strata netto jednostki dominującej ok. 688 mln zł.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w I półroczu 2020 roku 22.776 mln zł wobec 18.236 mln zł rok wcześniej, co oznacza wzrost o 25 proc. rdr.

Nakłady na inwestycje w I półroczu wyniosły w grupie 2,5 mld zł i były o 2 proc. niższe rdr.

Wskaźnik dług netto/EBITDA wyniósł na koniec czerwca 1,75x wobec 1,6x na koniec grudnia 2019 r.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 271 mln zł wobec 2.446 mln zł zysku rok wcześniej, a EBITDA spadła do 2.805 mln zł z 4.395 mln zł w I połowie 2019 roku.

Wyniki PGE są zgodne z wcześniejszymi szacunkami grupy. 31 sierpnia spółka szacowała, że jej EBITDA w I półroczu wyniosła 2.805 mln zł, a strata netto jednostki dominującej ok. 688 mln zł.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w I półroczu 2020 roku 22.776 mln zł wobec 18.236 mln zł rok wcześniej. (PAP Biznes)

pel/ gor/

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

kom espi zdz

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

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka", "PGE") powziął informację, iż w dniu 7 września 2020 r. Sąd Rejonowy dla m. st. Warszawy w Warszawie, XII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego zarejestrował zmiany Statutu Spółki, dokonane na podstawie uchwały nr 24 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 26 czerwca 2020 r.

W załączeniu Zarząd PGE przekazuje treść zmienionych postanowień statutu oraz tekst Statutu uwzględniający zarejestrowane zmiany.

Podstawa prawna: § 5 pkt. 1 oraz § 6 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).

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

kom espi zdz

Jest to postępowanie odwoławcze od decyzji Regionalnego Dyrektora Ochrony Środowiska w Łodzi z 2018 roku określającej środowiskowe uwarunkowania wydobycia węgla brunatnego ze złoża Złoczew.

"Przyczyną zwłoki jest skomplikowany charakter sprawy" - napisano w zawiadomieniu.

"W związku z powyższym Generalny Dyrektor Ochrony Środowiska wyznacza nowy termin załatwienia sprawy na dzień 30 listopada 2020 roku" - dodano.

To kolejne odroczenie decyzji w tej sprawie, wcześniej miało to miejsce w lutym i maju.

W kwietniu 2019 Ministerstwo Środowiska, na wniosek spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna wszczęło postępowanie w sprawie udzielenia koncesji na wydobycie węgla brunatnego ze złoża Złoczew, położonego na terenie gminy miejskiej i wiejskiej Złoczew, gminy Burzenin (pow. sieradzki), gminy Ostrówek (pow. wieluński) oraz gminy Lututów (pow. wieruszowski).

Wcześniej, pod koniec marca ub. roku, firma PGE GiEK otrzymała decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla kopalni węgla brunatnego Złoczew, która otwierała drogę do rozpoczęcia starań o uzyskanie koncesji na wydobycie.

Zasoby złoża Złoczew, rozciągające się na przestrzeni ok. 10 km na terenie kilku gmin, szacowane są na kilkaset milionów ton węgla brunatnego. W opinii władz lokalnych w kontekście wyczerpania złoża Bełchatów, którego zasoby mają być wykorzystane do 2038 roku, uruchomienie odkrywki w Złoczewie warunkuje dalszy rozwój południowo-zachodniej części regionu łódzkiego.

Przeciwko eksploatacji węgla brunatnego ze złoża Złoczew są ekolodzy. M.in. aktywiści z Greenpeace Polska domagają się od PGE odstąpienia od realizacji nowych projektów związanych z wydobyciem i spalaniem paliw kopalnych, w szczególności budowy kopalni Złoczew i Gubin-Brody oraz rozbudowy kopalni odkrywkowej w Turowie, a także do całkowitego wyeliminowania emisji dwutlenku węgla z elektrowni należących do spółki najpóźniej do 2030 r.

Inwestycja była wielokrotnie krytykowana nie tylko przez organizacje ekologiczne, ale także rolników i przedsiębiorców z obszaru planowanej odkrywki. W ub. roku Greenpeace przedstawił raport, z którego wynikało, że kopalnia doprowadzi do strat dla rolnictwa i przemysłu rolno-spożywczego sięgających ponad 35 mld zł. Przeciwni inwestycji rolnicy i przedsiębiorcy z obszaru planowanej odkrywki założyli Stowarzyszenie "Nie dla odkrywki Złoczew". Według Stowarzyszenia "XXI wiek to nie czas na odkrywki węgla brunatnego". Kopalnia zabierze ponad 6 tys. ha, 33 wioski. Wysiedlone zostanie 3 tys. osób. Zwolennikami eksploatacji złoczewskich złóż są lokalni samorządowcy, którzy założyli stowarzyszenie wspierające plany PGE.(PAP)

map/ ana/

DM BDM (raport poranny):

"Wyniki są zbliżone do naszych i rynkowych oczekiwań na poziomie skorygowanej EBITDA 1,35 mld zł.

Pozycje one-offs, które wymienia spółka to: rezerwa rekultywacyjna (-434 mln zł, oczekiwane -394 mln zł), rezerwa aktuarialna (-40 mln zł), przychody z tyt. KDT (+41 mln zł), rozwiązanie rezerw na ryzyko zwrotu darmowych praw CO2 dla ZEDO (+121 mln zł).

Jednocześnie spółka dokonała odpisów -530 mln zł na RAT w segmencie EK i wartość PGG (-482 mln zł - spisanie aktywów do zera)"

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

PGE szacuje, że skonsolidowana EBITDA w I półroczu 2020 roku wyniosła ok. 2,805 mld zł, co oznacza spadek o 36 proc. rdr - podała grupa w komunikacie.

W samym drugim kwartale EBITDA wyniosła 1,035 mld zł wobec 2,597 mld zł rok wcześniej, a skorygowana EBITDA była na poziomie 1,347 mld zł, co oznacza spadek o 10 proc. rdr. Konsensus PAP Biznes przewidywał wynik EBITDA za II kwartał na poziomie 1,286 mld zł.

Jak podała PGE, EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w I półroczu wyniosła 774 mln zł, segmentu dystrybucja 1.127 mln zł, segmentu obrót 187 mln zł, ciepłownictwa 493 mln zł, a energetyka odnawialna 301 mln zł.

W drugim kwartale EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna wyniosła 277 mln zł, segmentu dystrybucja 554 mln zł, ciepłownictwa 151 mln zł, energetyki odnawialnej 108 mln zł, a w segmencie obrotu spółka zanotowała stratę EBITDA na poziomie 31 mln zł.

Według szacunków, skonsolidowana strata netto jednostki dominującej wyniosła w I półroczu ok. 688 mln zł, a - według wyliczeń PAP Biznes - w drugim kwartale strata netto jednostki dominującej wyniosła 1,12 mld zł.

Wyniki są pod wpływem odpisów.

Jak podała PGE, wyniki testów wskazały na utratę bilansowej wartości wybranych rzeczowych aktywów trwałych w segmencie Energetyki Konwencjonalnej w wysokości ok. 530 mln zł oraz na konieczność odpisu w wysokości ok. 482 mln zł wynikającego z utraty wartości akcji posiadanych w Polskiej Grupie Górniczej.

Całkowity wpływ dokonanych w I półroczu 2020 r. odpisów na wynik netto grupy PGE to ok. 988 mln zł.

Skonsolidowany wynik netto dla akcjonariuszy jednostki dominującej skorygowany o odpisy w I półroczu wyniósł 300 mln zł, a w II kwartale minus 157 mln zł.

Dodano, że w wyniku testów na utratę wartości udziałów i akcji spółki PGE Obrót, zidentyfikowano konieczność ujęcia odpisu aktualizującego w jednostkowym sprawozdaniu finansowym PGE w wysokości ok. 278 mln zł.

PGE przedstawi raport półroczny 15 września.(PAP Biznes)

pel/ osz/

Dane operacyjne PGE za drugi kwartał 2020 r.:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/

Jak podała PGE, EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w I półroczu wyniosła 774 mln zł, segmentu dystrybucja 1.127 mln zł, segmentu obrót 187 mln zł, ciepłownictwa 493 mln zł, a energetyka odnawialna 301 mln zł.

Według szacunków, skonsolidowana strata netto jednostki dominującej wyniosła w I półroczu ok. 688 mln zł, a - według wyliczeń PAP Biznes - w drugim kwartale strata netto jednostki dominującej wyniosła 1,12 mld zł.

Wyniki są pod wpływem odpisów.

Jak podała PGE, wyniki testów wskazały na utratę bilansowej wartości wybranych rzeczowych aktywów trwałych w segmencie Energetyki Konwencjonalnej w wysokości ok. 530 mln zł oraz na konieczność odpisu w wysokości ok. 482 mln zł wynikającego z utraty wartości akcji posiadanych w Polskiej Grupie Górniczej.

"Całkowity wpływ dokonanych w I półroczu 2020 r. odpisów na wynik netto grupy PGE to ok. 988 mln zł" - podała spółka w komunikacie.

Dodano, że w wyniku testów na utratę wartości udziałów i akcji spółki PGE Obrót, zidentyfikowano konieczność ujęcia odpisu aktualizującego w jednostkowym sprawozdaniu finansowym PGE w wysokości ok. 278 mln zł.

Nakłady inwestycyjne grupy wyniosły w I półroczu 2.504 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na koniec czerwca 2020 r. wyniosło około 9.728 mln zł.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w I półroczu 2020 r. w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 28,6 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 17,3 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 20,1 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 27,8 PJ.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w I półroczu 2020 r. wyniosła 288,6 PLN/MWh.(PAP Biznes)

pel/ osz/

EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w I półroczu wyniosła 774 mln zł, segmentu dystrybucja 1.127 mln zł, segmentu obrót 187 mln zł, ciepłownictwa 493 mln zł, a energetyka odnawialna 301 mln zł.

Jak podała PGE, wyniki testów wskazują na utratę bilansowej wartości wybranych rzeczowych aktywów trwałych w segmencie Energetyki Konwencjonalnej w wysokości ok. 530 mln zł oraz na konieczność odpisu w wysokości ok. 482 mln zł wynikającego z utraty wartości akcji posiadanych w Polskiej Grupie Górniczej.

"Całkowity wpływ dokonanych w I półroczu 2020 r. odpisów na wynik netto grupy PGE to ok. 988 mln zł" - podała spółka w komunikacie.

Dodano, że w wyniku testów na utratę wartości udziałów i akcji spółki PGE Obrót, zidentyfikowano konieczność ujęcia odpisu aktualizującego w jednostkowym sprawozdaniu finansowym PGE w wysokości ok. 278 mln zł.

Nakłady inwestycyjne grupy wyniosły w I półroczu 2.504 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na koniec czerwca 2020 r. wyniosło około 9.728 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") przekazuje do wiadomości publicznej wstępne wybrane skonsolidowane wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze 2020 r.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w I półroczu 2020 r. w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 28,6 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 17,3 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 20,1 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 27,8 PJ.

Skonsolidowany zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy aktualizujące (EBITDA) w I półroczu 2020 r. wyniósł około 2 805 mln zł, w tym:

EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna: 774 mln zł,

EBITDA segmentu Ciepłownictwo: 493 mln zł,

EBITDA segmentu Dystrybucja: 1 127 mln zł,

EBITDA segmentu Obrót: 187 mln zł,

EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 301 mln zł.

Nakłady inwestycyjne wyniosły 2 504 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 czerwca 2020 r. wyniosło około 9 728 mln zł.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w I półroczu 2020 r. wyniosła 288,6 PLN/MWh.

Jednocześnie - w nawiązaniu do raportu bieżącego nr 22/2020 z dnia 16 lipca 2020 r. - Zarząd PGE informuje, że zakończone zostały główne prace nad testami na utratę wartości aktywów zgodnie z wymogami MSR 36.

Wyniki testów przeprowadzonych przez PGE wskazują na utratę bilansowej wartości wybranych rzeczowych aktywów trwałych w segmencie Energetyki Konwencjonalnej w wysokości ok. 530 mln zł.

Ponadto, wyniki testów wskazują na konieczność odpisu w wysokości ok. 482 mln zł wynikającego z utraty wartości akcji posiadanych w Polskiej Grupie Górniczej S.A. (poprzez spółkę zależną PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.).

W związku z powyższym, stosowne korekty aktualizujące wartość aktywów zostaną uwzględnione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym PGE za I półrocze 2020 roku. Powyższe zdarzenia mają charakter niegotówkowy.

Całkowity wpływ dokonanych w I półroczu 2020 r. odpisów na wynik netto Grupy PGE to ok. 988 mln zł. W wyniku odpisów, skonsolidowany wynik netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł około -688 mln zł (czyli -0,37 zł na akcję).

Jednocześnie, w wyniku testów na utratę wartości udziałów i akcji spółki PGE Obrót S.A., zidentyfikowano konieczność ujęcia odpisu aktualizującego w jednostkowym sprawozdaniu finansowym PGE w wysokości ok. 278 mln zł.

Zastrzeżenie: Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Skonsolidowane oraz jednostkowe sprawozdanie finansowe są nadal w trakcie przygotowywania i są przedmiotem przeglądu przez biegłego rewidenta. Ostateczne wartości odpisów zostaną przedstawione w raporcie za I półrocze 2020 r., którego publikacja nastąpi 15 września 2020 r.

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

kom espi zdz

"PGE ma ambicję być liderem sektora polskiej morskiej energetyki wiatrowej. Mamy ku temu powody. Rozwijamy trzy projekty, bardzo duże nawet jak na skalę europejską, o mocy 1-1,5 GW każdy" - powiedziała prezes PGE Baltica podczas Forum Wizja Rozwoju.

PGE Baltica planuje trzy morskie farmy wiatrowe o łącznej mocy ok. 3,5 GW, w tym ok. 2,5 GW do 2030 r.

"To nie będzie nasze ostatnie słowo. Przygotowujemy się jako grupa PGE do rozwoju kolejnych projektów. Chcemy mieć nasze logo w jak największej liczbie miejsc na polskim morzu. Uważamy, że takie firmy jak PGE czy PKN Orlen są najlepszymi podmiotami do tego, by tak duże, kapitałochłonne, wymagające projekty realizować" - powiedziała Morawiecka.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Wanda Buk funkcję podsekretarza stanu w Ministerstwie Cyfryzacji pełniła od 10 lipca 2018 roku.

Nadzorowała departamenty polityki międzynarodowej oraz telekomunikacji. Była też członkiem Komitetu Stałego Rady Ministrów, Komitetu ds. Unii Europejskiej oraz Zespołu ds. Programowania Prac Rządu.

Wanda Buk wcześniej pracowała w kancelariach prawnych, gdzie realizowała projekty infrastrukturalne, w tym również finansowane ze środków publicznych oraz doradzała podmiotom z rynku regulowanego. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE", "Spółka") informuje, że 18 sierpnia 2020 r. Rada Nadzorcza PGE podjęła uchwałę o powołaniu pani Wandy Buk w skład Zarządu XI kadencji od 1 września 2020 r. i powierzeniu jej funkcji Wiceprezesa Zarządu ds. Regulacji.

Pani Wanda Buk posiada tytuł adwokata, jest absolwentką Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Łódzkiego oraz Wydziału Francuskiego Prawa Biznesowego w Université de Poitiers we Francji. Jest również absolwentką Międzynarodowych Stosunków Militarnych w Akademii Sztuki Wojennej, Europejskiej Akademii Dyplomacji, studiów podyplomowych w Szkole Głównej Handlowej oraz organizowanego przez Center for Leadership we współpracy z Uniwersytetem Harvarda - prestiżowego programu Leadership Academy for Poland. Rozpoczęła studia doktoranckie w Akademii Sztuki Wojennej.

Od lipca 2018 r. pani Wanda Buk pełniła funkcję podsekretarza stanu w Ministerstwie Cyfryzacji. Sprawowała nadzór nad Departamentami: Telekomunikacji, Prawnym, Polityki Międzynarodowej oraz Biurem Ministra (w zakresie spraw wynikających ze stosunku podległości wobec Ministra Centrum Projektów Polska Cyfrowa). Jednocześnie wchodziła w skład Komitetu ds. Unii Europejskiej, Stałego Komitetu Rady Ministrów i Komisji Wspólnej Rządu i Samorządu.

Od stycznia 2016 r. była dyrektorem Centrum Projektów Polska Cyfrowa. Zarządzała instytucją odpowiedzialną za wdrażanie funduszy europejskich przeznaczonych na cyfryzację kraju. Odpowiadała za realizację projektów finansowanych przez UE o wartości 10 mld zł, obejmujących m.in.: budowę infrastruktury IT i telekomunikacyjnej zapewniającej dostęp do szybkiego Internetu, rozwój usług elektronicznych o wysokiej dostępności i jakości, cyfryzację w administracji i kulturze, poprawę kompetencji cyfrowych w skali kraju ze szczególnym naciskiem na kodowanie, a także upowszechnianie podstawowej wiedzy informatycznej w różnych grupach społecznych.

Pracowała w kancelariach prawnych, gdzie realizowała projekty infrastrukturalne, w tym również te finansowane ze środków publicznych oraz doradzała podmiotom z rynku regulowanego. Zasiadała w Radach Nadzorczych: Nask 4 Innovation sp. z o.o., NUW sp. z o.o. i Mana Solid Invest sp. z o.o.

Pani Wanda Buk biegle włada językami: angielskim i francuskim.

Pani Wanda Buk złożyła oświadczenie, iż jej działalność prowadzona poza PGE nie jest konkurencyjna w stosunku do działalności Spółki oraz, że nie uczestniczy w spółce konkurencyjnej jako wspólnik w spółce cywilnej, spółce osobowej oraz jako członek organu spółki kapitałowej oraz nie uczestniczy w innej konkurencyjnej osobie prawnej jako członek jej organu.

Pani Wanda Buk oświadczyła również, że nie jest wpisana do Rejestru Dłużników Niewypłacalnych, prowadzonego na podstawie ustawy z dnia 20 sierpnia 1997 r. o Krajowym Rejestrze Sądowym (Dz. U. 2019, poz. 1500 z późn. zm.).

Podstawa prawna: § 5 pkt 5 oraz § 10 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757).

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

kom espi zdz

Model biznesowy dla polskich elektrowni jądrowych zakłada ponadto wybranie jednej wspólnej technologii reaktorowej dla wszystkich elektrowni.

Model zakłada też wybór jednego współinwestora strategicznego powiązanego z dostawcą technologii.

"Model zakłada docelowo po wyborze jednego współinwestora strategicznego powiązanego z dostawcą technologii, utrzymanie przez Skarb Państwa przynajmniej 51 proc. udziałów w spółce" - napisano.

"Wczesny wybór jednego partnera biznesowego (współinwestora strategicznego) ułatwi zorganizowanie taniego finansowania budowy EJ. Zagraniczny inwestor wniesie swoje doświadczenie w budowie i/lub eksploatacji EJ oraz zwiększy wiarygodność projektu, dzięki czemu możliwe będzie pozyskanie atrakcyjnych kosztowo kredytów eksportowych i innych źródeł kapitału. Takie podejście pomoże zapewnić strategiczne partnerstwo na poziomie polityczno-gospodarczym i znacząco przyspieszyć proces przygotowania projektów jądrowych" - napisano.

W PPEJ napisano, że zachowanie kontroli polskiego rządu nad elektrowniami jądrowymi wpisuje się w strategię zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego oraz pozwoli zagwarantować, że EJ przyniosą korzyści całej gospodarce i całemu społeczeństwu, a nie jedynie inwestorom. (PAP Biznes)

map/gor/

"Konieczność aktualizacji Programu wynika z potrzeby usprawnienia i przyspieszenia działań związanych z wdrażaniem energetyki jądrowej w Polsce. (...)Umożliwi też ona zastąpienie starzejących się wysokoemisyjnych bloków energetycznych pracujących w podstawie obciążenia systemu nowymi zeroemisyjnymi jednostkami odpornymi na politykę regulacyjną związaną z redukcją emisji CO2 i innych zanieczyszczeń" - napisano.

Celem zaktualizowanego Programu polskiej energetyki jądrowej jest budowa 6 – 9 GW mocy zainstalowanej w energetyce jądrowej w oparciu o duże, sprawdzone reaktory wodno-ciśnieniowe (PWR).

Istotą rozwiązań zawartych w projekcie jest aktualizacja w szczególności następujących elementów dotychczas obowiązującego Programu:

- harmonogramu realizacji Programu,

- sposobów finansowania rozwoju energetyki jądrowej,

- działań związanych z rozbudową niezbędnej infrastruktury technicznej na potrzeby energetyki jądrowej, zapewnieniem wysokiego udziału polskiego przemysłu we wdrażaniu energetyki jądrowej oraz komunikacją i edukacją społeczną w zakresie energii jądrowej. (PAP Biznes)

map/ gor/

"Ze względu na trwający proces negocjacji z potencjalnymi kontrahentami, PGE nie ujawnia szczegółów prowadzonych rozmów. Decyzja ta ma na celu uproszczenie struktury i procesów operacyjnych Grupy PGE, a także jest spójna z oczekiwaniami Ministerstwa Aktywów Państwowych wobec spółek sektora energetycznego z udziałem Skarbu Państwa" - podano w komunikacie.

Spółka PGE Paliwa realizuje dostawy węgla pochodzącego z importu głównie dla klientów zewnętrznych, zlokalizowanych w większości w północnej Polsce, a także w niewielkiej części na potrzeby Elektrociepłowni Wybrzeże.

Spółka odnotowała w 2019 roku 3,7 mln zł zysku netto przy przychodach na poziomie 1,3 mld zł. (PAP Biznes)

sar/ gor/

Projekt pozwoli zwiększyć łączną moc zainstalowaną farm wiatrowych PGE o ponad 5 proc.

"Zgodnie z moją zapowiedzią z marca o podejmowaniu działań akwizycyjnych w obszarze lądowych farm wiatrowych, dziś dokonujemy dużej akwizycji z tym związanej i to nie jest nasze ostatnie słowo. W czerwcu otworzyliśmy dwie farmy wiatrowe w województwie zachodniopomorskim, a jeszcze w tym roku uruchomimy cztery, jednomegawatowe instalacje fotowoltaiczne w województwie lubelskim, podkarpackim i lubuskim. Łącznie posiadamy już ponad 1,1 GW mocy zainstalowanej w OZE, z czego blisko 700 MW pochodzi z farm wiatrowych" - poinformował Wojciech Dąbrowski, prezes PGE.

Dodał, że wkrótce uruchomione będą kolejne inwestycje w projekty fotowoltaiczne, a program budowy morskich farm wiatrowych na Bałtyku zostanie zintensyfikowany.

Farma Skoczykłody została wybudowana w 2015 roku i składa się z dwunastu, trzymegawatowych turbin. Wydajność farmy sięga blisko 32 proc., a roczna produkcja wynosząca blisko 100 GWh, pozwala - jak podano - zaspokoić potrzeby energetyczne ponad 40 tysięcy gospodarstw domowych. Do 2030 roku farma ma korzystać z systemu wsparcia w formie zielonych certyfikatów.

Grupa PGE posiada obecnie 17 farm wiatrowych, 29 elektrowni wodnych, 4 elektrownie szczytowo-pompowe oraz jedną farmę fotowoltaiczną. Łączna moc zainstalowana wszystkich obiektów wynosi 2322,1 MW. (PAP Biznes)

sar/ osz/

Projekt pozwoli zwiększyć łączną moc zainstalowaną farm wiatrowych PGE o ponad 5 proc.

"Zgodnie z moją zapowiedzią z marca o podejmowaniu działań akwizycyjnych w obszarze lądowych farm wiatrowych, dziś dokonujemy dużej akwizycji z tym związanej i to nie jest nasze ostatnie słowo. W czerwcu otworzyliśmy dwie farmy wiatrowe w województwie zachodniopomorskim, a jeszcze w tym roku uruchomimy cztery, jednomegawatowe instalacje fotowoltaiczne w województwie lubelskim, podkarpackim i lubuskim. Łącznie posiadamy już ponad 1,1 GW mocy zainstalowanej w OZE, z czego blisko 700 MW pochodzi z farm wiatrowych" - poinformował Wojciech Dąbrowski, prezes PGE.

Dodał, że wkrótce uruchomione będą kolejne inwestycje w projekty fotowoltaiczne, a program budowy morskich farm wiatrowych na Bałtyku zostanie zintensyfikowany. (PAP Biznes)

sar/ osz/

Nowe farmy wiatrowe Starza/Rybice i Karnice II to inwestycja w północno-zachodniej części województwa zachodniopomorskiego. Są to 43 turbiny o łącznej mocy zainstalowanej blisko 100 MW.

Otwarcie farm wiatrowych w województwie zachodniopomorskim zapewni energię dla około 120 tys. gospodarstw domowych oraz pozwoli ograniczyć emisję CO2 w skali roku o 200 tys. ton.

Inwestycja ta zwiększa łączną moc zainstalowaną farm wiatrowych Grupy PGE o blisko 20 proc. do ponad 647 MW.

"Chcemy w ciągu najbliższych 10 lat podwoić nasze moce w źródłach odnawialnych. Obecnie sięgają one około 2,3 GW. Wiąże się to z wielkim programem inwestycyjnym" - powiedział prezes Dąbrowski podczas uroczystości otwarcia inwestycji.

"PGE musi się zmienić. Przed nami ogromne wyzwania wynikające przede wszystkim z tego, o nakazuje nam Unia Europejska, czyli transformacja i zmiana polityki klimatycznej. Jako PGE już podjęliśmy działania, dzisiejsza inwestycja jest tego dowodem, niezależnie od niej prowadzimy prace przygotowawcze przy innych inwestycjach w OZE" - dodał.

Dąbrowski zapowiedział, że niebawem PGE będzie otwierać farmy fotowoltaiczne, grupa prowadzi też program budowy farm wiatrowych na morzu.

"Za 8 lat chcielibyśmy na morzu mieć około 2,5 tys. MW" - powiedział. (PAP Biznes)

pr/ gor/

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

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 16/2020 z dnia 5 czerwca 2020 r., Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") przekazuje w załączeniu projekt uchwały w sprawie zmiany Statutu Spółki, zgłoszony przez akcjonariusza - Skarb Państwa.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt. 4 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).

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

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

tus/ asa/

Budowa dwóch farm PV przewidziana jest na terenie o powierzchni 2,7 ha. Energia pozyskana z realizowanej inwestycji pozwoli na zaspokojenie potrzeb ponad 1500 gospodarstw domowych.

Projekt realizowany przez ZEDO, przy współpracy ze spółką PGE Energia Odnawialna, to element programu grupy kapitałowej PGE, którego strategicznym celem jest zapewnienie grupie PGE pozycji lidera rozwoju elektrowni fotowoltaicznych w Polsce.

PGE dąży do uzyskania 25 proc. udziału w segmencie PV w kraju, co przy aktualnych założeniach projektu Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. oznacza wybudowanie instalacji o mocy ok. 2,5 GW i produkcji około 2,5 TWh energii elektrycznej w 2030 r.

Program PV grupy kapitałowej PGE zakłada budowę elektrowni fotowoltaicznych na gruntach w całej Polsce, ze szczególnym uwzględnieniem terenów należących do Grupy PGE.

"Energia uzyskana ze źródeł odnawialnych przyniesie przede wszystkim korzyści środowiskowe, a ponadto pozwoli na redukcję kosztów eksploatacji, w tym kosztów paliwa i uprawnień do emisji CO2" – powiedziała prezes PGE GiEK Wioletta Czemiel-Grzybowska.

Spółka PGE GiEK stara się o dofinansowanie projektu w ramach Działania 2.10 dedykowanego inwestycjom, które w największym stopniu zwiększą produkcję energii z odnawialnych źródeł energii. Z kolei w czwartym kwartale spółka planuje przystąpić do organizowanej przez Urząd Regulacji Energetyki aukcji OZE na sprzedaż energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii.

Przekazanie do eksploatacji dwóch instalacji fotowoltaicznych o mocy do 1 MW każda wraz z dostarczeniem pierwszej energii elektrycznej do sieci zaplanowane jest w trzecim kwartale przyszłego roku.

Z harmonogramu realizacji inwestycji wynika, iż Zespół Elektrowni Dolna Odra będzie pierwszym oddziałem spółki PGE GiEK, na terenie którego zbudowana zostanie farma słoneczna. W listopadzie ubiegłego roku spółka wydzierżawiła PGE Energii Odnawialnej ok. 100 ha gruntów należących do Elektrowni Bełchatów. Na tym terenie powstanie jedna z największych w kraju instalacji fotowoltaicznych, której produkcja wystarczy na pokrycie potrzeb energetycznych niemal 30 tys. gospodarstw domowych.

"W samym kompleksie bełchatowskim planujemy przeznaczyć w sumie cztery lokalizacje pod budowę farm fotowoltaicznych. Budowa instalacji PV planowana jest również na terenach Elektrowni Opole" – powiedziała Wioletta Czemiel-Grzybowska. (PAP Biznes)

pr/ osz/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pr/ gor/

PGE zamierza w ramach nowej strategii wzmacniać obecność w czterech obszarach: energetyce wiatrowej: morskiej i lądowej, fotowoltaice i magazynowaniu energii.

Grupa jest zainteresowana zakupem farm wiatrowych na lądzie.(PAP Biznes)

epo/ gor/

Obecnie Elektrownia Bełchatów ma moc zainstalowaną 5102 MW i odpowiada za około 20 proc. krajowej produkcji energii elektrycznej.

"Mamy tam w planach rozbudowę istniejącej farmy wiatrowej i budowę nowych farm wiatrowych i fotowoltaicznych na pozostałych terenach rekultywowanych kopalni" - powiedział prezes PGE Wojciech Dąbrowski.

Wskazał, że obszar działalności Bełchatowa oferuje możliwość ponownego wykorzystania odzyskanych terenów jako bazy dla dużych instalacji fotowoltaicznych.

Dąbrowski wziął udział w debacie online “Will the Just Transition Fund deliver the Green Deal?”. W debacie uczestniczyło ponad 300 ekspertów z Europy, w tym posłowie do Parlamentu Europejskiego, przedstawiciele gabinetu wiceprzewodniczącego Komisji Europejskiej Fransa Timmermansa, think-tanków oraz europejskich związków zawodowych i mediów.

Dąbrowski ocenia, że Fundusz Sprawiedliwej Transformacji jest krokiem we właściwym kierunku, ale potrzeba znacznie większego zaangażowania środków UE w przyszłości, aby złagodzić negatywny wpływ transformacji energetycznej w Polsce.

Jego zdaniem, co najmniej 80 proc. funduszu powinno zostać udostępnione regionom węglowym, ponieważ to przed nimi są największe wyzwania.

"Potrzebujemy Funduszu Sprawiedliwej Transformacji do finansowania nakładów inwestycyjnych i tworzenia trwałych miejsc pracy dla naszych pracowników przy instalacji i eksploatacji źródeł odnawialnych. Ponieważ jednak potrzeby inwestycyjne w państwach UE o niższym poziomie PKB na głowę mieszkańca są dużo większe, postulujemy wspólnie z energetykami z 7 państw z naszego regionu, aby zapewnić jeszcze proporcjonalne zwiększenie Funduszu Modernizacyjnego EU ETS na modernizację energetyki w ramach solidarności europejskiej w realizacji ambitnej polityki klimatycznej UE" – powiedział Dąbrowski. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"Chcemy zrobić zielony zwrot, ale z poszanowaniem bazy konwencjonalnej. Wiadomo, że polska energetyka jeszcze przez wiele lat będzie opierać się na węglu, ale jest to paliwo schodzące. Jesienią przedstawimy w nowej strategii na 10 lat, z perspektywą do 25 lat, jak widzimy przyszłość grupy PGE i całego sektora. Uważamy, że sektor będzie się zmieniał, będzie następowała specjalizacja, my chcemy być liderem w wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła" - powiedział prezes Dąbrowski w telewizji Parkiet.

Dąbrowski zaznacza, że w sektorze ciepłownictwa PGE będzie przechodzić na gaz, chociaż to też jest paliwo przejściowe. Szacuje, że gaz będzie w użyciu przez najbliższe 17-20 lat.

"W dużej mierze stawiamy na offshore i na farmy lądowe. Pracujemy też nad magazynowaniem energii. Do tego fotowoltaika. To cztery obszary, w których będziemy chcieli zwiększyć aktywność" - powiedział.

"Jesteśmy zainteresowani zakupem farm wiatrowych na lądzie i projektów w fotowoltaice" - dodał.

Dąbrowski zwrócił uwagę, że jako grupa, PGE odchodzi od projektów, które nie są związane z jej podstawową działalnością.

"Najlepiej znamy się na produkcji energii elektrycznej i ciepła, odcinamy więc inne projekty. W perspektywie 25 lat chcemy być koncernem skoncentrowanym na energii zeroemisyjnej" - powiedział Dąbrowski.

W przypadku energii jądrowej prezes PGE jest zdania, że jest ona potrzebna Polsce, ale jako grupa, PGE nie jest w stanie udźwignąć takiej inwestycji.

"Doprowadzimy ją do etapu przygotowań, do wydania decyzji środowiskowej i lokalizacyjnej. Nad tym intensywnie pracujemy" - powiedział. Dodał, że następnie konieczne byłoby utworzenie nowej spółki Skarbu Państwa, która pozyskałaby inwestorów branżowych w celu budowy bloków jądrowych.

Prezes PGE Wojciech Dąbrowski niedawno zaproponował, że ze spółek energetycznych wydzielić wszystkie aktywa związane z węglem i przenieść je do innej, wydzielonej spółki pod nadzorem Skarbu Państwa. Prezes liczy, że jesienią Ministerstwo Aktywów Państwowych odniesie się do tej koncepcji.

"Ta inicjatywa wyszła z PGE, wiem, że jest przyjęta do dyskusji na szczeblu rządowym. Czekamy na rozstrzygnięcia, to nie jest kwestia do podjęcia ad hoc, ale mamy nadzieję, że do jesieni jakieś decyzje zapadną. Chcielibyśmy wiedzieć, w jakim kierunku mamy myśleć i dalej się rozwijać. Będziemy jesienią ogłaszać strategię grupy na dziesięć lat, ona będzie miała silny związek z tym, jakie będzie stanowisko administracji rządowej i co zostanie ogłoszone w Polityce Energetycznej Polski do 2040 roku, bo będzie musiało być zbieżne z tym, co ogłosimy w strategii" - powiedział.

"Naszym zdaniem, rozwiązanie, które proponujemy, jest bezpieczne i sensowne dla wszystkich, społecznie i ekonomicznie" - dodał.

Dąbrowski wskazał, że mając aktywa energetyczne oparte o węgiel wydzielone do odrębnej spółki, PGE mogłoby korzystać z tańszego finansowania, co w konsekwencji przełożyłoby się na niższy koszt inwestycji i niższą cenę energii.

"Dzisiaj posiadając aktywa węglowe mamy utrudniony dostęp do środków finansowych z zewnątrz. Instytucje finansowe nie tylko nie finansują żadnych inwestycji opartych o węgiel, ale nie chcą finansować inwestycji zero i niskoemisyjnych w koncernach, w których są aktywa węglowe. Dodatkowo ubezpieczyciele nie chcą ubezpieczać przedsiębiorstw, które mają źródła węglowe" - powiedział.

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

"To nie jest projekt na już, na teraz, szalenie ważny jest aspekt ekonomiczny, ale i społeczny. Nie możemy go odciąć i zapomnieć o górnictwie. Potrzebne jest wsparcie państwa. Transformacja, która będzie ogromnym wysiłkiem organizacyjnym i finansowym, powinna mieć wsparcie rządu i Unii Europejskiej" - ocenia Dąbrowski. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Niedawno prezes Dąbrowski zaproponował, by ze spółek energetycznych wydzielić aktywa węglowe i przenieść je do innej, wydzielonej spółki pod nadzorem Skarbu Państwa.

"Ta inicjatywa wyszła z PGE, wiem, że jest przyjęta do dyskusji na szczeblu rządowym. Czekamy na rozstrzygnięcia, to nie jest kwestia do podjęcia ad hoc, ale mamy nadzieję, że do jesieni jakieś decyzje zapadną. Chcielibyśmy wiedzieć, w jakim kierunku mamy myśleć i dalej się rozwijać. Będziemy jesienią ogłaszać strategię grupy na dziesięć lat, ona będzie miała silny związek z tym, jakie będzie stanowisko administracji rządowej i co zostanie ogłoszone w Polityce Energetycznej Polski do 2040 roku, bo będzie musiało być zbieżne z tym, co ogłosimy w strategii" - powiedział prezes Dąbrowski w wywiadzie dla telewizji Parkiet.

"Naszym zdaniem, rozwiązanie, które proponujemy, jest bezpieczne i sensowne dla wszystkich, społecznie i ekonomicznie" - dodał.

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

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

"To nie jest projekt na już, na teraz, szalenie ważny jest aspekt ekonomiczny, ale i społeczny. Nie możemy go odciąć i zapomnieć o górnictwie. Potrzebne jest wsparcie państwa. Transformacja, która będzie ogromnym wysiłkiem organizacyjnym i finansowym, powinna mieć wsparcie rządu i Unii Europejskiej" - ocenia Dąbrowski.

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

"Finansowanie transformacji wymaga relokacji aktywów energetycznych. Bez tego spółki będą miały trudności z pozyskiwaniem funduszy na zielone inwestycje. Musimy też na nowo określić rolę elektrowni węglowych w systemie energetycznym" - powiedział Michał Kurtyka. (PAP Biznes)

pr/ ana/

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

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

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

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

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

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

kuc/ osz/

Oznacza to wzrost o 176,4 proc. rdr i o 6,6 proc. mdm.(PAP Biznes)

pel/ asa/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna ("PGE") informuje, że skonsolidowany raport półroczny PGE za I półrocze 2020 roku zostanie przekazany do publicznej wiadomości w dniu 15 września 2020 roku.

Podstawa prawna sporządzenia raportu: § 80 ust. 2 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. 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).

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

kom espi zdz

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

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") informuje o zmianie porządku obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ("ZWZ") Spółki zwołanego na dzień 26 czerwca 2020 r. Zmiana polega na dodaniu do przyjętego porządku obrad ZWZ punktu o treści "Podjęcie uchwał w sprawie zmiany Statutu Spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.". Zmiana porządku obrad dokonana została na żądanie akcjonariusza - Skarbu Państwa, który jako uzasadnienie do wprowadzenia nowego punktu obrad wskazał potrzebę aktualizacji statutu Spółki w związku z dokonaną reorganizacją działów administracji rządowej i przekazaniem Ministrowi Aktywów Państwowych wykonywania uprawnień z akcji Spółki należących do Skarbu Państwa.

W związku z powyższym, Zarząd Spółki przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu zmieniony porządek obrad ZWZ oraz pismo akcjonariusza zawierające wniosek o rozszerzenie porządku obrad ZWZ wraz z uzasadnieniem.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt. 3 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).

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

kom espi zdz

Jest to postępowanie odwoławcze od decyzji Regionalnego Dyrektora Ochrony Środowiska w Łodzi z 2018 roku określającej środowiskowe uwarunkowania wydobycia węgla brunatnego ze złoża Złoczew.

"Przyczyną zwłoki jest skomplikowany charakter sprawy" - napisano w zawiadomieniu.

"W związku z powyższym Generalny Dyrektor Ochrony Środowiska wyznacza nowy termin załatwienia sprawy na dzień 31 sierpnia 2020 roku" - dodano.

To kolejne odroczenie decyzji w tej sprawie, wcześniej, w lutym, przesunięto wydanie decyzji na koniec maja.

W kwietniu 2019 Ministerstwo Środowiska, na wniosek spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna wszczęło postępowanie w sprawie udzielenia koncesji na wydobycie węgla brunatnego ze złoża Złoczew, położonego na terenie gminy miejskiej i wiejskiej Złoczew, gminy Burzenin (pow. sieradzki), gminy Ostrówek (pow. wieluński) oraz gminy Lututów (pow. wieruszowski).

Wcześniej, pod koniec marca ub. roku, firma PGE GiEK otrzymała decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla kopalni węgla brunatnego Złoczew, która otwierała drogę do rozpoczęcia starań o uzyskanie koncesji na wydobycie.

Zasoby złoża Złoczew, rozciągające się na przestrzeni ok. 10 km na terenie kilku gmin, szacowane są na kilkaset milionów ton węgla brunatnego. W opinii władz lokalnych w kontekście wyczerpania złoża Bełchatów, którego zasoby mają być wykorzystane do 2038 roku, uruchomienie odkrywki w Złoczewie warunkuje dalszy rozwój południowo-zachodniej części regionu łódzkiego.

Przeciwko eksploatacji węgla brunatnego ze złoża Złoczew są ekolodzy. M.in. aktywiści z Greenpeace Polska domagają się od PGE odstąpienia od realizacji nowych projektów związanych z wydobyciem i spalaniem paliw kopalnych, w szczególności budowy kopalni Złoczew i Gubin-Brody oraz rozbudowy kopalni odkrywkowej w Turowie, a także do całkowitego wyeliminowania emisji dwutlenku węgla z elektrowni należących do spółki najpóźniej do 2030 r.

Inwestycja była wielokrotnie krytykowana nie tylko przez organizacje ekologiczne, ale także rolników i przedsiębiorców z obszaru planowanej odkrywki. W ub. roku Greenpeace przedstawił raport, z którego wynikało, że kopalnia doprowadzi do strat dla rolnictwa i przemysłu rolno-spożywczego sięgających ponad 35 mld zł. Przeciwni inwestycji rolnicy i przedsiębiorcy z obszaru planowanej odkrywki założyli Stowarzyszenie "Nie dla odkrywki Złoczew". Według Stowarzyszenia "XXI wiek to nie czas na odkrywki węgla brunatnego". Kopalnia zabierze ponad 6 tys. ha, 33 wioski. Wysiedlone zostanie 3 tys. osób. Zwolennikami eksploatacji złoczewskich złóż są lokalni samorządowcy, którzy założyli stowarzyszenie wspierające plany PGE.(PAP)

map/ gor/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

PERSPEKTYWY DLA WYNIKÓW W '20 SĄ NIEZBYT DOBRE

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

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

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

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

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

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

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

Jak powiedział Brymora z DM BDM najgorszy będzie drugi kwartał.

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

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

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

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

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

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ ana/

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

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego przekazuje treść projektów uchwał, które mają być przedmiotem obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki zwołanego na dzień 26 czerwca 2020 r. na godz. 13.00 w Warszawie, w budynku Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie S.A., ul. Książęca 4, 00-498 Warszawa.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt. 2 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).

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

kom espi zdz

Zarząd spółki "PGE Polska Grupa Energetyczna Spółka Akcyjna" z siedzibą w Warszawie ("Spółka"), działając na podstawie art. 395 § 1 i § 2, art. 399 § 1, w związku z art. 402(1) i 402(2) ustawy z dnia 15 września 2000 roku Kodeksu spółek handlowych (tj. Dz. U. z 2019 roku, poz. 505, ze zmianami) oraz § 36 Statutu Spółki, zwołuje na dzień 26 czerwca 2020 r., na godzinę 13.00 Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki ("Zgromadzenie"). Zgromadzenie odbędzie się w Warszawie w Sali Notowań w budynku Giełdy Papierów Wartościowych

w Warszawie S.A., ul. Książęca 4, 00-498 Warszawa.

1. Otwarcie Zgromadzenia.

2. Wybór Przewodniczącego Zgromadzenia.

3. Stwierdzenie prawidłowości zwołania Zgromadzenia oraz jego zdolności do powzięcia wiążących uchwał.

4. Przyjęcie porządku obrad.

5. Odstąpienie od wyboru Komisji Skrutacyjnej.

6. Rozpatrzenie "PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. Jednostkowe sprawozdanie finansowe za 2019 rok zakończony dnia 31 grudnia 2019 roku zgodne z MSSF UE (w milionach złotych)" i podjęcie uchwały w przedmiocie jego zatwierdzenia.

7. Rozpatrzenie "PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. Skonsolidowane sprawozdanie finansowe za 2019 rok zakończony dnia 31 grudnia 2019 roku zgodne z MSSF UE (w milionach złotych)" i podjęcie uchwały w przedmiocie jego zatwierdzenia.

8. Rozpatrzenie sprawozdania Zarządu z działalności PGE Polskiej Grupa Energetyczna S.A. oraz Grupy Kapitałowej PGE za 2019 rok zakończony 31 grudnia 2019 roku i podjęcie uchwały w przedmiocie jego zatwierdzenia.

9. Podjęcie uchwały w przedmiocie pokrycia straty netto PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. za rok obrotowy 2019.

10. Podjęcie uchwały w sprawie wyrażenia zgody na określony przez Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. sposób głosowania na Walnym Zgromadzeniu Spółki PGE Systemy S.A. w sprawie zmian Statutu PGE Systemy S.A.

11. Podjęcie uchwały w sprawie przyjęcia "Polityki wynagrodzeń Członków Zarządu i Rady Nadzorczej PGE Polska Grupa Energetyczna S.A."

12. Podjęcie uchwał w przedmiocie udzielenia absolutorium Członkom Zarządu i Rady Nadzorczej.

13.Zamknięcie obrad.

Opis procedur dotyczących uczestniczenia w Zgromadzeniu i wykonywania prawa głosu

Zgodnie z art. 406(1) § 1 Kodeksu spółek handlowych prawo uczestniczenia w Zgromadzeniu mają osoby będące akcjonariuszami Spółki na szesnaście dni przed datą Zgromadzenia (dzień rejestracji uczestnictwa w walnym zgromadzeniu), tj. na dzień 10 czerwca 2020 roku.

W celu zapewnienia udziału w Zgromadzeniu, Akcjonariusz powinien zażądać, nie wcześniej niż po ogłoszeniu zwołania Zgromadzenia, tj. nie wcześniej niż w dniu 28 maja 2020 roku i nie później niż w pierwszym dniu powszednim po dniu rejestracji uczestnictwa w Zgromadzeniu, tj. nie później niż w dniu 11 czerwca 2020 roku, od podmiotu prowadzącego rachunek papierów wartościowych wystawienia imiennego zaświadczenia o prawie uczestnictwa w Zgromadzeniu.

Zarząd Spółki wyłoży listę Akcjonariuszy uprawnionych do uczestnictwa w Zgromadzeniu

w siedzibie Spółki w Warszawie, ul. Mysia 2, 00-496 Warszawa na trzy dni powszednie przed dniem odbycia Zgromadzenia, tj. w dniach 23, 24 i 25 czerwca 2020 roku w godzinach od 9:00 do 15:00 w Biurze Obsługi Organów Spółki (2 piętro).

Zarząd Spółki informuje, że Akcjonariusz może żądać przesłania mu listy Akcjonariuszy nieodpłatnie pocztą elektroniczną. Akcjonariusz żądając przesłania mu listy Akcjonariuszy powinien wskazać adres poczty elektronicznej, na który lista powinna mu zostać przesłana. Żądanie można przesłać w postaci elektronicznej na adres e-mailowy Spółki: wza@gkpge.pl.

Zarząd Spółki informuje, że Akcjonariuszowi służy prawo uczestniczenia w Zgromadzeniu oraz wykonywania prawa głosu osobiście lub przez pełnomocnika. Pełnomocnik Akcjonariusza wykonuje wszystkie uprawnienia Akcjonariusza chyba, że z treści pełnomocnictwa wynika inaczej. Pełnomocnik może udzielać dalszych pełnomocnictw, jeżeli wynika to z treści pełnomocnictwa. Jeden pełnomocnik może reprezentować więcej niż jednego Akcjonariusza. W takim wypadku pełnomocnik może głosować odmiennie z akcji każdego Akcjonariusza. Jeżeli Akcjonariusz posiada akcje zapisane na więcej niż jednym rachunku papierów wartościowych, może on ustanowić pełnomocnika do wykonywania praw z akcji zapisanych na każdym z rachunków.

Pełnomocnictwo do uczestniczenia w Zgromadzeniu i wykonywania prawa głosu wymaga udzielenia go na piśmie lub w postaci elektronicznej.

W celu dokonania identyfikacji Akcjonariusza udzielającego pełnomocnictwa oraz reprezentującego go Pełnomocnika, do dokumentu potwierdzającego udzielenie pełnomocnictwa powinny być dołączone:

a) w przypadku Akcjonariusza będącego osobą fizyczną - kopia dowodu osobistego, stron paszportu umożliwiających identyfikację lub innego urzędowego dokumentu potwierdzającego tożsamość Akcjonariusza;

b) w przypadku Akcjonariusza niebędącego osobą fizyczną - kopia aktualnego odpisu z właściwego rejestru lub innego dokumentu potwierdzającego istnienie takiego Akcjonariusza oraz prawo jego przedstawiciela lub przedstawicieli do jego reprezentowania, wraz z kopiami dowodu osobistego, stron paszportu umożliwiających identyfikację lub innego urzędowego dokumentu potwierdzającego tożsamość przedstawiciela lub przedstawicieli upoważnionych do reprezentowania Akcjonariusza;

c) w przypadku Pełnomocnika będącego osobą fizyczną - kopia dowodu osobistego, stron paszportu umożliwiających identyfikację lub innego urzędowego dokumentu potwierdzającego tożsamość Pełnomocnika;

d) w przypadku Pełnomocnika niebędącego osobą fizyczną - kopia aktualnego odpisu z właściwego rejestru lub innego dokumentu potwierdzającego istnienie takiego Pełnomocnika oraz prawo jego przedstawiciela lub przedstawicieli do jego reprezentowania, wraz z kopiami dowodu osobistego, stron paszportu umożliwiających identyfikację lub innego urzędowego dokumentu potwierdzającego tożsamość przedstawiciela lub przedstawicieli upoważnionych do reprezentowania Pełnomocnika.

W przypadku podmiotów zagranicznych, w których państwie siedziby nie są prowadzone odpowiednie rejestry, zamiast kopii aktualnego odpisu z rejestru, o których mowa w pkt ‎b) i d) powyżej, należy dołączyć kopię dokumentu potwierdzającego istnienie danego podmiotu oraz prawo jego przedstawiciela lub przedstawicieli do jego reprezentowania.

W przypadku wątpliwości co do prawdziwości kopii dokumentów, o których mowa powyżej, Zarząd Spółki zastrzega, iż może zażądać przed rozpoczęciem obrad Zgromadzenia, okazania oryginałów przedmiotowych dokumentów lub ich odpisów poświadczonych przez notariusza, radcę prawnego lub inny podmiot uprawniony do poświadczania za zgodność z oryginałem. W razie ich nie przedstawienia, Pełnomocnik Akcjonariusza może nie zostać dopuszczony do uczestnictwa w Zgromadzeniu.

Do wszelkich dokumentów, o których mowa powyżej, sporządzonych w języku obcym, powinno być dołączone odpowiednie tłumaczenie poświadczone na język polski sporządzone przez tłumacza przysięgłego.

Jeżeli pełnomocnictwo do uczestniczenia w obradach i wykonywania prawa głosu na Zgromadzeniu udzielone przez Akcjonariusza jest warunkowe, należy również dołączyć dowód, że dany warunek został spełniony.

Udzielenie pełnomocnictwa w postaci elektronicznej nie wymaga opatrzenia go bezpiecznym podpisem elektronicznym weryfikowanym przy pomocy ważnego kwalifikowanego certyfikatu. Fakt udzielenia pełnomocnictwa w postaci elektronicznej należy zgłosić Spółce przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej. Zawiadomienie należy przesłać pocztą elektroniczną na adres e-mailowy Spółki: wza@gkpge.pl. wraz z zawiadomieniem należy przesłać skan udzielonego pełnomocnictwa oraz skan dokumentów, o których mowa w punktach a), b), c) i d) powyżej. W zawiadomieniu należy wskazać również adres poczty elektronicznej, za pomocą którego Spółka będzie mogła kontaktować się z Akcjonariuszem oraz Pełnomocnikiem. Zarząd ma prawo do weryfikacji przesłanych zawiadomień oraz do podejmowania działań służących identyfikacji Akcjonariusza i Pełnomocnika oraz potwierdzenia właściwego umocowania. Weryfikacja może polegać w szczególności na zwrotnym pytaniu zadanym w formie telefonicznej lub elektronicznej Akcjonariuszowi lub Pełnomocnikowi. Powyższe zasady stosuje się odpowiednio do zmiany lub odwołania udzielonego pełnomocnictwa. Zawiadomienia nie spełniające wyżej wymienionych wymogów nie wywołują skutków prawnych wobec Spółki. Spółka nie ponosi odpowiedzialności za błędy w wypełnieniu formularza pełnomocnictwa i działania osób posługujących się pełnomocnictwami. Pełnomocnik stawiający się na Zgromadzeniu obowiązany jest przedstawić na żądanie Spółki lub osoby (osób) wyznaczonej do rejestracji Akcjonariuszy dokumenty, dołączone do zawiadomienia, o których mowa powyżej.

W przypadku podmiotów zagranicznych, w których państwie siedziby nie są prowadzone odpowiednie rejestry, zamiast skanu aktualnego odpisu z rejestru, należy dołączyć skan dokumentu potwierdzającego istnienie danego podmiotu oraz prawo jego przedstawiciela lub przedstawicieli do jego reprezentowania.

W przypadku wątpliwości co do prawdziwości dokumentów, o których mowa powyżej, Zarząd Spółki zastrzega, iż może zażądać przed rozpoczęciem obrad Zgromadzenia, okazania oryginałów przedmiotowych dokumentów lub ich odpisów poświadczonych przez notariusza, radcę prawnego lub inny podmiot uprawniony do poświadczania za zgodność z oryginałem. W razie ich nie przedstawienia, Pełnomocnik Akcjonariusza może nie zostać dopuszczony do uczestnictwa w Zgromadzeniu.

Do wszelkich dokumentów, o których mowa powyżej, sporządzonych w języku obcym, powinno być dołączone odpowiednie tłumaczenie poświadczone na język polski sporządzone przez tłumacza przysięgłego.

Zarząd Spółki informuje ponadto, iż w przypadku udzielenia przez Akcjonariusza pełnomocnictwa wraz z instrukcją do głosowania, Spółka nie będzie weryfikowała czy Pełnomocnicy wykonują prawo głosu zgodnie z instrukcjami, które otrzymali od Akcjonariuszy. W związku z tym, instrukcja do głosowania powinna być przekazana jedynie Pełnomocnikowi.

Wybrane uprawnienia Akcjonariuszy

Zarząd Spółki informuje, że Akcjonariusz lub Akcjonariusze reprezentujący, co najmniej jedną dwudziestą kapitału zakładowego mogą żądać umieszczenia określonych spraw w porządku obrad Zgromadzenia. Prawo to wykonuje się poprzez zgłoszenie żądania zawierającego uzasadnienie lub projekt uchwały lub uchwał dotyczących proponowanego punktu porządku obrad. Żądanie składa się Zarządowi Spółki, nie później niż na 21 dni przed wyznaczonym terminem odbycia Zgromadzenia, tj. 5 czerwca 2020 roku. Żądanie należy złożyć Zarządowi Spółki na adres: Zarząd "PGE Polska Grupa Energetyczna Spółka Akcyjna", ul. Mysia 2, 00-496 Warszawa, lub przesłać pocztą elektroniczną na adres e-mailowy Spółki: wza@gkpge.pl. Do żądania należy dołączyć kopie dokumentów potwierdzających uprawnienie osoby (osób) występujących z żądaniem do działania w imieniu Akcjonariusza.

Zarząd Spółki informuje, że Akcjonariusz lub Akcjonariusze reprezentujący, co najmniej jedną dwudziestą kapitału zakładowego mogą przed terminem odbycia Zgromadzenia zgłaszać projekty uchwał dotyczących spraw wprowadzonych do porządku obrad Zgromadzenia lub spraw, które mają być wprowadzone do porządku obrad. Zgłoszenie należy złożyć Zarządowi Spółki na adres: Zarząd "PGE Polska Grupa Energetyczna Spółka Akcyjna", ul. Mysia 2, 00-496 Warszawa, lub przesłać pocztą elektroniczną na adres e-mailowy Spółki: wza@gkpge.pl. Do zgłoszenia należy dołączyć kopie dokumentów potwierdzających uprawnienie osoby (osób) dokonującej zgłoszenia do działania w imieniu Akcjonariusza.

Zarząd Spółki informuje, że każdy Akcjonariusz może podczas obrad Zgromadzenia zgłaszać projekty uchwał dotyczących spraw wprowadzonych do porządku obrad. Projekty powinny być przedstawione w języku polskim.

Wykorzystanie środków komunikacji elektronicznej

Zarząd Spółki informuje, iż nie będzie możliwe uczestniczenie ani wypowiadanie się w trakcie Zgromadzenia przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej, ani oddawanie głosu drogą korespondencyjną lub przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej.

Rejestracja obecności na Zgromadzeniu

Osoby uprawnione do uczestniczenia w Zgromadzeniu, powinny się zarejestrować i pobrać karty do głosowania bezpośrednio przed salą obrad na 30 minut przed rozpoczęciem obrad Zgromadzenia.

Wgląd do dokumentacji

Zarząd Spółki informuje, że pełny tekst dokumentacji, która ma być przedstawiona Zgromadzeniu wraz z projektami uchwał będzie dostępny na stronie internetowej Spółki od dnia zwołania Zgromadzenia. Inne dokumenty, dotyczące spraw wprowadzonych lub mających być wprowadzonymi do porządku obrad Zgromadzenia przed terminem jego odbycia, będą dostępne na stronie internetowej Spółki niezwłocznie po ich sporządzeniu lub otrzymaniu przez Spółkę od uprawnionych Akcjonariuszy.

Miejsce udostępnienia informacji

Wszelkie informacje związane ze Zgromadzeniem dostępne są na stronie internetowej Spółki.

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

kom espi zdz

"Decyzja, zgodnie z polityką dywidendy, została podjęta w wyniku analizy ogólnej wysokości zadłużenia spółki, spodziewanych nakładów kapitałowych i potencjalnych akwizycji, oraz z uwzględnieniem niepewności rynkowej w wyniku recesji spowodowanej epidemią koronawirusa SARS-CoV-2" - napisano.

W środę przedstawiciele zarządu PGE informowali, że grupa chce akumulować gotówkę, by bezpiecznie przejść przez kryzys. Wyjaśniali, że najważniejsze jest teraz pilnowanie wskaźnika zadłużenia.

W 2017 roku zarząd PGE zdecydował o zawieszeniu wypłaty dywidendy z zysków za lata 2016, 2017 i 2018. Po tym okresie spółka zamierzała rekomendować walnemu wypłatę dywidendy na poziomie 40-50 proc. skonsolidowanego zysku netto przypadającego dla akcjonariuszy jednostki dominującej, korygowanego o wielkość odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych oraz wartości niematerialnych. Wypłata dywidendy miała być uzależniona od ogólnej wysokości zadłużenia spółki, spodziewanych nakładów kapitałowych i potencjalnych akwizycji. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 28 maja 2020 r. podjął decyzję o rekomendacji niewypłacania dywidendy za rok 2019 dla akcjonariuszy PGE. Decyzja, zgodnie z polityką dywidendy, została podjęta w wyniku analizy ogólnej wysokości zadłużenia Spółki, spodziewanych nakładów kapitałowych i potencjalnych akwizycji, oraz z uwzględnieniem niepewności rynkowej w wyniku recesji spowodowanej epidemią koronawirusa ‎SARS-CoV-2.

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

kom espi zdz

Prezes PGE Wojciech Dąbrowski, pytany czy grupa wypłaci dywidendę za 2019 rok, odpowiedział: "Jako zarząd PGE, oglądamy każdą złotówkę, by budować wartość firmy na przyszłość. Decyzję o wypłacie dywidendy podejmuje walne, a my w odpowiednim czasie przedstawimy naszą rekomendację".

"Dziś koncentrujemy się na podstawowej działalności, akumulujemy gotówkę, nadal będziemy jednym z najważniejszych inwestorów w Polsce. Naszym zadaniem jest przejść suchą nogą przez trudną sytuację, w której się wszyscy znaleźliśmy, by w przyszłości grupa mogła generować odpowiednie zyski" - dodał.

Wiceprezes Paweł Strączyński wskazał, że najważniejsze jest pilnowanie wskaźnika zadłużenia.

"W trudnym czasie nie możemy sobie pozwolić na dodatkowe ryzyko, że w sytuacjach nadzwyczajnych, nagłego załamania na rynku, nie będziemy przygotowani. Stąd strategia akumulowania gotówki, niezwiększania zadłużenia w krótkim okresie ponad to co niezbędne" - powiedział wiceprezes.

Dodał, że decyzja o wypłacie dywidendy powinna być poprzedzona analizą trzech wskaźników: zadłużenia grupy, spodziewanych nakładów inwestycyjnych i ewentualnych akwizycji.

Prezes PGE poinformował, że PGE planuje m.in. inwestycje w nowe źródła odnawialne i gazowe oraz modernizację aktywów węglowych. Grupa ma też w planach akwizycje.

"Potencjalne akwizycje są dla nas ważne, jesteśmy bardzo aktywni w potencjalnym pozyskiwaniu nowych aktywów. Składamy oferty na zakup farm wiatrowych na lądzie, jesteśmy zainteresowani akwizycjami w ciepłownictwie. (...) Mamy nadzieję, że niebawem jakieś umowy będziemy mogli finalizować" - powiedział prezes Dąbrowski.

W 2017 roku zarząd PGE zdecydował o zawieszeniu wypłaty dywidendy z zysków za lata 2016, 2017 i 2018. Po tym okresie spółka zamierzała rekomendować walnemu wypłatę dywidendy na poziomie 40-50 proc. skonsolidowanego zysku netto przypadającego dla akcjonariuszy jednostki dominującej, korygowanego o wielkość odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych oraz wartości niematerialnych.

Wiceprezes Strączyński poinformował, że PGE podejmuje działania służące optymalizacji kosztów osobowych w spółkach grupy. Liczy na porozumienie ze stroną społeczną. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Perspektywa dla EBITDA raportowanej jest negatywna. Oczekujemy spadku w 2020 roku we wszystkich segmentach działalności" - powiedział podczas wideokonferencji wiceprezes PGE Paweł Strączyński.

Jak poinformował, w I kwartale wpływ pandemii na wyniki grupy był jeszcze ograniczony. Efekt spadku zużycia energii elektrycznej i jego wpływ głównie na sprzedaż energii elektrycznej będzie widoczny w wynikach kolejnych okresów.

W kwietniu, według szacunków PGE, zużycie energii spadło o ok. 10 proc. rdr.

Spółka przewiduje, że w segmentach Energetyki Konwencjonalnej i Ciepłownictwa na wyniki wpływ będą mieć wzrost kosztu CO2 i ograniczenie darmowych uprawnień.

W segmencie Energetyki Odnawialnej na wyniki wpłynąć mogą niższe ceny energii elektrycznej na rynku spot.

W segmencie Dystrybucji spółka spodziewa się spadku wolumenu jako efekt COVID-19 i spowolnienia gospodarczego.

W segmencie Obrotu spółka spodziewa się niższego wolumenu oraz potencjalnego wzrostu odpisów należności.

Jak powiedział wiceprezes, niepokoi wzrost poziomu należności przeterminowanych, szczególnie od małych przedsiębiorstw. Spółka liczy jednak, że wraz z odmrażaniem gospodarki płynność klientów będzie się poprawiać.

W 2019 roku raportowany wynik EBITDA grupy PGE wyniósł 7,14 mld zł i był 12 proc. wyższy rdr. EBITDA powtarzalna spadła o 1 proc. rdr do 6,64 mld zł.

EBITDA segmentu Energetyki Konwencjonalnej wyniosła w 2019 roku 2,9 mld zł. Segment Dystrybucji wypracował wynik EBITDA na poziomie 2,3 mld zł. EBITDA segmentu Ciepłownictwa osiągnęła poziom 1,2 mld zł. Energetyka Odnawialna osiągnęła 517 mln zł EBITDA. Wynik segmentu Obrotu wyniósł 280 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Prezes PGE Wojciech Dąbrowski, pytany, czy grupa wypłaci dywidendę za 2019 rok, odpowiedział: "Jako zarząd PGE, oglądamy każdą złotówkę, by budować wartość firmy na przyszłość. Decyzję o wypłacie dywidendy podejmuje walne, a my w odpowiednim czasie przedstawimy naszą rekomendację"

"Dziś koncentrujemy się na podstawowej działalności, akumulujemy gotówkę. (...) Naszym zadaniem jest przejść suchą nogą przez trudną sytuację, by w przyszłości grupa mogła generować odpowiednie zyski" - dodał.

Wskazał, że PGE planuje m.in. inwestycje w nowe źródła odnawialne i gazowe oraz modernizację aktywów węglowych. Grupa ma też w planach akwizycje.

Wiceprezes Paweł Strączyński dodał, że najważniejsze jest pilnowanie wskaźnika zadłużenia.

"W trudnym czasie nie możemy sobie pozwolić na dodatkowe ryzyko, że w sytuacjach nadzwyczajnych, nagłego załamania na rynku, nie będziemy przygotowani. Stąd strategia akumulowania gotówki, niezwiększania zadłużenia w krótkim okresie ponad to co niezbędne" - powiedział wiceprezes.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"Najbardziej zagrożony jest blok nr 7 w Turowie. Inwestycję właściwie kończymy, ale terminowa realizacja jest nieco zagrożona w związku z problemem przemieszczania się, a wykonawcy, podwykonawcy zatrudniają pracowników spoza Polski" - powiedział podczas wideokonferencji prezes Wojciech Dąbrowski.

Jak dodał, po I kwartale 2020 r. postęp realizacji inwestycji wynosił 96 proc.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"Perspektywa dla EBITDA raportowanej jest negatywna. Oczekujemy spadku we wszystkich segmentach działalności" - powiedział podczas wideokonferencji wiceprezes PGE Paweł Strączyński.

Spółka przewiduje, że w segmentach Energetyki Konwencjonalnej i Ciepłownictwa na wyniki wpływ będą mieć wzrost kosztu CO2 i ograniczenie darmowych uprawnień.

W segmencie Energetyki Odnawialnej na wyniki wpłynąć mogą niższe ceny energii elektrycznej na rynku spot.

W segmencie Dystrybucji spółka spodziewa się spadku wolumenu jako efekt COVID-19 i spowolnienia gospodarczego.

W segmencie Obrotu spółka spodziewa się niższego wolumenu oraz potencjalnego wzrostu odpisów należności.

W 2019 roku raportowany wynik EBITDA grupy PGE wyniósł 7,14 mld zł i był 12 proc. wyższy rdr. EBITDA powtarzalna spadła o 1 proc. rdr do 6,64 mld zł.

EBITDA segmentu Energetyki Konwencjonalnej wyniosła w 2019 roku 2,9 mld zł. Segment Dystrybucji wypracował wynik EBITDA na poziomie 2,3 mld zł. EBITDA segmentu Ciepłownictwa osiągnęła poziom 1,2 mld zł. Energetyka Odnawialna osiągnęła 517 mln zł EBITDA. Wynik segmentu Obrotu wyniósł 280 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 773 mln zł wobec 859 mln zł zysku rok wcześniej, a EBITDA wyniosła 1.770 mln zł wobec 1.798 mln zł w I kwartale 2019 roku (spadek o 2 proc. rdr).

EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna spadła o 27 proc. rdr do 497 mln zł, a segmentu Ciepłownictwo o 13 proc. do 342 mln zł, głównie w związku z wyższymi kosztami uprawnień do emisji CO2. EBITDA Dystrybucji spadła do 573 mln zł z 645 mln zł rok wcześniej.

Wynik EBITDA Energetyki Odnawialnej wzrósł o 17 proc. rdr do 193 mln zł w efekcie zwiększonej produkcji z farm wiatrowych (na poziomie 0,5 TWh, wzrost o 19 proc. rok do roku). EBITDA segmentu Obrót wzrosła o 52 proc. rdr do 218 mln zł, głównie w związku z wyższymi uzyskanymi marżami w taryfach biznesowych.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w I kwartale 2020 roku 12.591 mln zł wobec 9.561 mln zł rok wcześniej.

Spółka podała, że najważniejszymi czynnikami wpływającymi negatywnie na wynik EBITDA były koszty emisji CO2 (wyższe o ok. 650 mln zł rok do roku głównie ze względu na wzrost ceny uprawnień EUA), niższy wolumen produkcji na węglu brunatnym (spadek rok do roku o 1,7 TWh), a także mniejsza sprzedaż ciepła (spadek o 1,1 PJ ze względu na wyższe średnie temperatury zewnętrzne).

Czynniki te zostały zniwelowane głównie poprzez produkcję z nowych bloków 5 i 6 w Elektrowni Opole (dodatkowy wolumen 1,8 TWh w porównaniu do I kwartału 2019 roku) i wyższą średnią zrealizowaną cenę energii w segmencie Energetyka Konwencjonalna.

Jak napisano, pomimo panującej pandemii operacyjnie grupa PGE funkcjonuje w pełnej dyspozycji.

"W I kwartale 2020 roku wpływ pandemii na wyniki grupy był jeszcze ograniczony. Efekt spadku zużycia energii elektrycznej i jego wpływ głównie na sprzedaż energii elektrycznej znajdzie swoje odzwierciedlenie w wynikach kolejnych okresów" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Paweł Strączyński, wiceprezes PGE ds. finansowych.

Nakłady inwestycyjne grupy PGE spadły w I kwartale 2020 r. o 5 proc. rdr do ok. 957 mln zł.

Wskaźnik zadłużenia netto/LTM EBITDA wyniósł na koniec marca 1,96x wobec 1,6x na koniec grudnia 2019 r.

"Kończymy budowę lądowych farm wiatrowych o mocy 100 MW. Kontynuujemy również prace związane z realizacją Programu PV. Intensyfikujemy także prace nad projektem gazowym w Elektrowni Dolna Odra, by być gotowym do realizacji naszych zobowiązań względem Krajowego Systemu Energetycznego od 2024 roku. Ale przede wszystkim skupiamy swoje siły na morskich farmach wiatrowych, które na zawsze zmienią obraz polskiej energetyki, nie tylko w wymiarze naszej Grupy, ale również całej polskiej gospodarki" – powiedział prezes PGE Wojciech Dąbrowski.

Wyniki PGE za I kwartał są zgodne z ostatnimi szacunkami grupy. 12 maja spółka szacowała, że jej EBITDA w I kwartale wyniosła ok. 1,77 mld zł, a zysk netto jednostki dominującej ok. 432 mln zł. Analitycy ankietowani przez PAP Biznes spodziewali się 1,76 mld zł EBITDA i 493,1 mln zł zysku netto. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 773 mln zł wobec 859 mln zł zysku rok wcześniej, a EBITDA wyniosła 1.770 mln zł wobec 1.798 mln zł w I kwartale 2019 roku.

Wyniki PGE są zgodne z ostatnimi szacunkami grupy. 12 maja spółka szacowała, że jej EBITDA w I kwartale wyniosła ok. 1,77 mld zł, a zysk netto jednostki dominującej ok. 432 mln zł. Analitycy ankietowani przez PAP Biznes spodziewali się 1,76 mld zł EBITDA i 493,1 mln zł zysku netto.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w I kwartale 2020 roku 12.591 mln zł wobec 9.561 mln zł rok wcześniej. (PAP Biznes)

pel/ osz/

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

kom espi zdz

"Mam nadzieję, że strategia będzie zaprezentowana na jesieni tego roku, gdzie pokażemy plan działania grupy na najbliższe dziesięć lat i kolejne lata. (...) Zmiany otoczenia gospodarczego, wynikające również z koronawirusa, skłaniają nas do intensyfikacji prac nad nową strategią" - powiedział Dąbrowski podczas kongresu EEC Online.

"Skupiamy się na naszej podstawowej działalności. Musimy położyć nacisk na dostosowanie grupy do zmieniającego się otoczenia gospodarczego i wyzwań, które wypływają z oczekiwań Unii Europejskiej" - dodał.

Dąbrowski poinformował, że grupa w nowej strategii pokaże perspektywę odejścia od węgla.

"Jako grupa PGE nie widzimy możliwości odejścia od węgla w perspektywie 10 lat. (...) Cała transformacja musi być przeprowadzona w zgodzie ze stroną społeczną, więc odejście w szybkim tempie od węgla jest niemożliwe z przyczyn ekonomicznych, ale przede wszystkim społecznych. My konsekwentnie tę politykę będziemy prowadzić, ale z naszego punktu widzenia odejście od węgla w Polsce jest możliwe w perspektywie 25 lat, nie wcześniej" - powiedział.

Dąbrowski powtórzył, że wydzielenie wytwarzania opartego na węglu do osobnego podmiotu byłoby rozwiązaniem, które by umożliwiło spółkom energetycznym pozyskiwanie znacznie bardziej konkurencyjnego finansowania na energetykę OZE. Zaznaczył jednak, że pomysł, jeśli zyskałby akceptację polityczną, musiałby być wdrożony w pełnej zgodzie ze stroną społeczną.

Pytany o działania PGE, podjęte w związku z epidemią, zauważył, że spółka zrezygnowała z kilkudziesięciu projektów i programów nieprzynoszących oczekiwanych korzyści, zaplanowanych na lata 2020-2024, o łącznej wartości ponad 1 mld zł. Chodzi m.in. o projekty oparte o sztuczną inteligencję czy niskomarżowe projekty kogeneracyjne.

"Już dziś wiemy, że nie możemy sobie pozwolić na udźwignięcie jako docelowy inwestor projektu atomowego. Doprowadzimy projekt do etapu uzyskania decyzji środowiskowej i lokalizacyjnej" - powiedział prezes Dąbrowski.

Dodał, że PGE nie będzie też inwestować w fabrykę samochodów elektrycznych.

"Musimy być gotowi na przyszłość, która będzie wymagała określonych nakładów finansowych. Analizujemy więc potencjalne scenariusze oszczędności w projektach inwestycyjnych i kosztach operacyjnych" - powiedział prezes PGE.

Jak powiedział, celem grupy jest akumulowanie gotówki i inwestowanie w projekty związane z podstawową działalnością, by w przyszłości utrzymać przewagę konkurencyjną i być liderem polskiej elektroenergetyki.

Prezes wskazał, że zużycie energii w marcu, kwietniu było co najmniej 10 proc. niższe rdr. (PAP Biznes)

pel/ ana/

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

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

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

pel/ gor/

Dane operacyjne PGE za pierwszy kwartał 2020 r.:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/

EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w I kwartale 2020 r. wyniosła 497 mln zł, segmentu dystrybucja 573 mln zł, segmentu obrót 218 mln zł, ciepłownictwa 342 mln zł, a energetyka odnawialna 193 mln zł.

Według szacunków, zysk netto jednostki dominującej wyniósł ok. 432 mln zł wobec 585 mln zł zysku przed rokiem. Analitycy ankietowani przez PAP Biznes spodziewali się tymczasem 493,1 mln zł zysku.

Nakłady inwestycyjne grupy wyniosły 957 mln zł.

Szacunkowe zadłużenie netto na koniec marca 2020 roku wyniosło około 13.962 mln zł.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w I kwartale 2020 r. w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 15,4 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 9,2 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 10,7 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 19,7 PJ.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w I kwartale 2020 r. wyniosła 285,4 PLN/MWh.(PAP Biznes)

pel/ osz/

Dane w mln zł

(PAP Biznes)

pel/

EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w I kwartale wyniosła 497 mln zł, segmentu dystrybucja 573 mln zł, segmentu obrót 218 mln zł, ciepłownictwa 342 mln zł, a energetyka odnawialna 193 mln zł.

Nakłady inwestycyjne grupy wyniosły 957 mln zł.

Szacunkowe zadłużenie netto na koniec marca 2020 roku wyniosło około 13.962 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Szacunek wybranych danych finansowych i operacyjnych za I kwartał 2020 r.

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE", "Spółka") przekazuje do wiadomości publicznej wstępne wybrane skonsolidowane wyniki finansowe i operacyjne za I kwartał 2020 r.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w I kwartale 2020 r. w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 15,4 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 9,2 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 10,7 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 19,7 PJ.

Skonsolidowany zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy aktualizujące (EBITDA) w I kwartale 2020 r. wyniósł około 1 770 mln zł, w tym:

EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna: 497 mln zł,

EBITDA segmentu Ciepłownictwo: 342 mln zł,

EBITDA segmentu Dystrybucja: 573 mln zł,

EBITDA segmentu Obrót: 218 mln zł,

EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 193 mln zł.

Skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł około 432 mln zł (czyli 0,23 zł na akcję). Nakłady inwestycyjne wyniosły 957 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 31 marca 2020 r. wyniosło około 13 962 mln zł.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w I kwartale 2020 r. wyniosła 285,4 PLN/MWh.

Zastrzeżenie: Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej PGE jest nadal w trakcie przygotowywania. Publikacja skonsolidowanego raportu za I kwartał 2020 r. nastąpi 26 maja 2020 r.

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

kom espi zdz

"Jednym z kierunków rozwoju OZE są inwestycje w infrastrukturę należącą do PGE Dystrybucja. Pozyskanie dotacji w wysokości ponad 20 mln złotych, szczególnie w tej wymagającej sytuacji gospodarczej, z jaką obecnie mamy do czynienia, stanowi istotne wsparcie dla zwiększenia możliwości przyłączania producentów energii ze źródeł odnawialnych na terenie województwa łódzkiego" – powiedział, cytowany w komunikacie, Wojciech Dąbrowski, prezes PGE Polskiej Grupy Energetycznej. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Ponadto, w pierwszym kwartale w sieci PGE Dystrybucja pojawiło się 71 źródeł OZE o jednostkowej mocy ponad 50 kW. Były to 64 elektrownie fotowoltaiczne o łącznej mocy 48,26 MW, cztery elektrownie wiatrowe o mocy 11,6 MW oraz trzy biogazownie o mocy 4,45 MW.

W 2019 roku do sieci PGE Dystrybucja przyłączono blisko niemal 50 tys. mikroinstalacji o mocy 254,4 MW. Łącznie na koniec ubiegłego roku w sieci PGE Dystrybucja pracowało 57 tys. mikroinstalacji o mocy około 330 MW.

W 2019 roku do sieci operatora przyłączono w większych instalacjach OZE niemal 117 MW, z czego 63 MW to elektrownie wiatrowe, 42 MW to fotowoltaika, a blisko 12 MW to biogaz. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"To zdecydowanie ciekawy, rozsądny pomysł i jedna z możliwych opcji. Myślę, że wkrótce rozpoczną się rozmowy o zmianach w tym kierunku. Oczywiście decyzja nie należy do nas - muszą ją podjąć politycy" - powiedział prezes PGE. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Termin przyjęcia aktualizacji PPEJ przez Radę Ministrów również został przesunięty na IV kwartał 2020 r. ze względu na trwające prace nad Polityką Energetyczną Polski do roku 2040, której założenia będą uwzględnione w PPEJ" - napisano.

W KPR napisano, że w końcu ubiegłego roku prowadzono dialog z dostawcami technologii w zakresie budowy bloków jądrowych o łącznej mocy 6-9 GWR.

Natomiast termin rozpoczęcia prac nad projektem ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących, a następnie jej przyjęcia przez Radę Ministrów zostały przesunięte na IV kwartał 2020 r. ze względu na nieuzyskanie wpisu przedmiotowego projektu ustawy do Wykazu prac legislacyjnych Rady Ministrów. (PAP Biznes)

map/ asa/

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

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

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

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

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

map/ asa/

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

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

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

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

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

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

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

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

map/ osz/

Z danych Bloomberga wynika, że PGE miało do tej pory 4 rekomendacje "kupuj", 4 "trzymaj" i 3 "sprzedaj". (PAP Biznes)

doa/ gor/

"Zgodnie z zapowiedzią zarządu PGE o konieczności podjęcia działań optymalizacyjnych i racjonalizacyjnych w spółkach grupy kapitałowej PGE, w wyniku analizy projektów pod kątem ich efektywności, stopy zwrotu i powiązania z działalnością podstawową oraz rekomendacji Komitetów: Inwestycyjnego, Teleinformatyki, Rozwoju Biznesu i Innowacji w PGE zarząd postanowił zamknąć projekty i programy o łącznej wartości ponad miliard złotych" - podała PGE.

Spółka poinformowała, że planowane wydatki na te projekty w 2020 r. wynosiły blisko 200 mln zł, a skumulowane oszczędności w związku z ich zamknięciem wyniosą ponad miliard złotych w ciągu najbliższych 5 lat.

"Zgodnie z informacjami zawartymi w komunikacie, zarząd PGE podjął decyzję o rezygnacji z projektów w obszarach Badań i Rozwoju (m.in. projekty oparte o sztuczną inteligencję), ICT (m.in. udział zewnętrznych podmiotów IT w realizowanych projektach) i inwestycji (zrezygnowano m.in. z rozwoju niektórych projektów opartych o węgiel oraz niskomarżowych projektów kogeneracyjnych). W sumie zrezygnowano z kilkudziesięciu projektów. O szczegółach spółka będzie sukcesywnie informować" - poinformowało PAP Biznes biuro prasowe PGE.

Prezes PGE Wojciech Dąbrowski poinformował, że decyzja o zamknięciu, bądź o ograniczeniu zakresu zadań, projektów i programów jest związana z konsekwentnie realizowaną polityką zarządu PGE mającą na celu uporządkowanie działalności grupy i skoncentrowanie aktywności na podstawowej działalności oraz kluczowych, przynoszących marżę projektach.

"Plany optymalizacji i racjonalizacji działań mieliśmy już przed pandemią COVID-19 znając wyniki finansowe grupy PGE za rok 2019, ale teraz, w obliczu zaistniałych okoliczności, tym bardziej musimy rozważnie gospodarować naszymi zasobami. Postanowiliśmy akumulować gotówkę i w przyszłości, po ustabilizowaniu sytuacji gospodarczej, rozsądnie ją inwestować zwiększając przewagę konkurencyjną" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Wojciech Dąbrowski.

Jak poinformował, celem jest utrzymanie pozycji lidera na rynku, również poprzez fuzje i przejęcia, które wymagają środków, a także poprzez inwestycje w rozwój.

W ubiegłym tygodniu grupa PGE poinformowała o zmniejszeniu o połowę zaangażowania w projekty sponsorskie, redukując wydatki w 2020 r. o ok. 27 mln zł.

PGE podała w środowym komunikacie, że nadal trwają prace analityczne nad kolejnymi projektami i zadaniami w grupie pod kątem efektywności, stopy zwrotu i powiązania z działalnością podstawową, a spółka będzie o wynikach tych prac na bieżąco informować. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Zgodnie z zapowiedzią zarządu PGE o konieczności podjęcia działań optymalizacyjnych i racjonalizacyjnych w spółkach grupy kapitałowej PGE, w wyniku analizy projektów pod kątem ich efektywności, stopy zwrotu i powiązania z działalnością podstawową oraz rekomendacji Komitetów: Inwestycyjnego, Teleinformatyki, Rozwoju Biznesu i Innowacji w PGE zarząd postanowił zamknąć projekty i programy o łącznej wartości ponad miliard złotych" - podała PGE.

Spółka poinformowała, że planowane wydatki na te projekty w 2020 r. wynosiły blisko 200 mln zł, a skumulowane oszczędności w związku z ich zamknięciem wyniosą ponad miliard złotych w ciągu najbliższych 5 lat.

"W oparciu o wszechstronną analizę zarząd PGE podjął decyzję o zamknięciu, bądź o ograniczeniu zakresu zadań, projektów i programów z obszarów Badań i Rozwoju, ICT i inwestycji, na łączną kwotę ponad miliard złotych. Decyzja ta jest związana z konsekwentnie realizowaną polityką zarządu PGE mającą na celu uporządkowanie działalności grupy i skoncentrowanie aktywności na podstawowej działalności oraz kluczowych, przynoszących marżę projektach" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Wojciech Dąbrowski.

"Plany optymalizacji i racjonalizacji działań mieliśmy już przed pandemią COVID-19 znając wyniki finansowe grupy PGE za rok 2019, ale teraz, w obliczu zaistniałych okoliczności, tym bardziej musimy rozważnie gospodarować naszymi zasobami. Postanowiliśmy akumulować gotówkę i w przyszłości, po ustabilizowaniu sytuacji gospodarczej, rozsądnie ją inwestować zwiększając przewagę konkurencyjną" – dodał Dąbrowski.

Jak poinformował, celem jest utrzymanie pozycji lidera na rynku, również poprzez fuzje i przejęcia, które wymagają środków, a także poprzez inwestycje w rozwój.

W ubiegłym tygodniu grupa PGE poinformowała o zmniejszeniu o połowę zaangażowania w projekty sponsorskie, redukując wydatki w 2020 r. o ok. 27 mln zł.

PGE podała w środowym komunikacie, że nadal trwają prace analityczne nad kolejnymi projektami i zadaniami w grupie pod kątem efektywności, stopy zwrotu i powiązania z działalnością podstawową, a spółka będzie o wynikach tych prac na bieżąco informować. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Zgodnie z zapowiedzią zarządu PGE o konieczności podjęcia działań optymalizacyjnych i racjonalizacyjnych w spółkach Grupy Kapitałowej PGE, w wyniku analizy projektów pod kątem ich efektywności, stopy zwrotu i powiązania z działalnością podstawową oraz rekomendacji Komitetów: Inwestycyjnego, Teleinformatyki, Rozwoju Biznesu i Innowacji w PGE zarząd postanowił zamknąć projekty i programy o łącznej wartości ponad miliard złotych" - podała PGE.

Spółka poinformowała, że planowane wydatki na te projekty w 2020 r. wynosiły blisko 200 mln zł, a skumulowane oszczędności w związku z ich zamknięciem wyniosą ponad miliard złotych w ciągu najbliższych 5 lat. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Z danych Bloomberga wynika, że średnia cena docelowa PGE wynosi 7,98 zł (przedział 2,95-12,74 zł).

Jak podano, PGE miało dotychczas 4 rekomendacje "kupuj", 4 "trzymaj" i 3 "sprzedaj".

We wtorek na zamknięciu sesji kurs akcji PGE wynosił 4,1 zł. (PAP Biznes)

doa/

W komunikacie podano, że grupa zrezygnowała z zaplanowanych na rok 2020 działań sponsoringowych, zarówno z uwagi na niemożność ich realizacji z powodu Covid–19, jak i z uwagi na analizę wartości wizerunkowej dla grupy.

Jednocześnie PGE zdecydowało o niezmniejszaniu zaangażowania sponsorskiego w mecenat nad instytucjami kultury, m.in. nad Filharmoniami w całej Polsce.

W ubiegłym tygodniu zarząd PGE zdecydował o zamykaniu projektów o niezadowalającej stopie zwrotu, w szczególności niezwiązanych bezpośrednio z podstawową działalnością grupy oraz zobowiązał wszystkie spółki z grupy do działań optymalizacyjnych i racjonalizacyjnych. (PAP Biznes)

doa/ osz/

"Jest na tyle źle, że trzeba wdrażać programy osłonowe, które zapewnią PGG możliwość przetrwania przez okres trzech miesięcy" - powiedział prezes Rogala w Radiu Piekary.

"Jeśli nic nie zrobimy, (...) to będziemy generować straty po 240 mln zł miesięcznie. W czarnym scenariuszu to ponad 700 mln zł straty przez trzy miesiące. (...) Albo podejmiemy działania, które zrównoważą przychody z kosztami i przetrwamy te trzy miesiące (...), albo wygenerujemy taką stratę, którą będzie bardzo trudno zniwelować i która utrudni dalsze postępowania restrukturyzacyjne" - dodał prezes.

Spółka liczy, że w ciągu 2-3 miesięcy będzie więcej wiadomo i będzie można przygotować plan techniczno-ekonomiczny do końca roku.

Jak zauważył Rogala, kryzys wywołany epidemią koronawirusa spowodował spadek zapotrzebowania na energię elektryczną, a w konsekwencji na węgiel dostarczany z kopalń PGG do elektrowni.

Wśród działań PGG jest m.in. zamrożenie inwestycji, w tym renegocjacja cen kontraktów.

Zarząd PGG zaproponował też przedstawicielom strony społecznej zawarcie porozumienia umożliwiającego skorzystanie z ustawy antykryzysowej. Spółka liczy na wsparcie finansowe w wysokości ok. 70 mln zł miesięcznie. Planowane jest m.in. ograniczenie czasu pracy w wymiarze do 20 proc. Wynagrodzenie pracowników miałoby zostać zmniejszone o 20 proc. proporcjonalnie do zmniejszonego czasu pracy.

Prezes Rogala liczy, że propozycja uzyska akceptację związków zawodowych. Zarząd chciałby zakończyć ten proces do końca tygodnia.

Prezes pytany, czy PGG mogłaby trafić do PGE, wskazał, że to byłby proces bardzo skomplikowany i czasochłonny.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"Podstawowa działalność Grupy PGE nie ulega zmianie, a decyzje o zamykaniu projektów o niezadowalającej stopie zwrotu, w szczególności niezwiązanych bezpośrednio z podstawową działalnością Grupy, będą zapadały po zakończeniu prowadzonego przeglądu projektów i Grupa PGE będzie o nich informować" - poinformowało biuro prasowe PGE.

Jak podano, podjęta przez zarząd decyzja wynika z zapowiadanego przez Wojciecha Dąbrowskiego, prezesa PGE Polskiej Grupy Energetycznej, przeglądu projektów prowadzonych w Grupie PGE pod kątem ich zasadności, rentowności, efektywności i przydatności.

"Decyzja zarządu związana jest z wynikami analizy korzyści projektów realizowanych w grupie PGE oraz zmianami zachodzącymi w otoczeniu gospodarczym, społecznym i biznesowym branży energetycznej. Zarząd PGE kierował się przede wszystkim wynikami finansowymi i operacyjnymi grupy Kapitałowej PGE za 2019 r., w szczególności wynikiem netto, który wyniósł -3,9 mld zł, notowaniami giełdowymi akcji PGE na Giełdzie Papierów Wartościowych, a także negatywnym wpływem epidemii koronawirusa na sytuację gospodarczą w Polsce i na świecie, ze szczególnym uwzględnieniem konsumpcji energii elektrycznej" - napisano.

"Zarząd zobowiązał wszystkie spółki z grupy PGE do niezwłocznego podjęcia działań optymalizacyjnych i racjonalizacyjnych oraz skoncentrowania się na zadaniach bezpośrednio związanych z prowadzoną działalnością w uzgodnieniu z PGE Polską Grupą Energetyczną" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Wojciech Dąbrowski.

Zarząd PGE polecił także, aby spółki z grupy dążyły do zwiększenia wysokości marż, ograniczały wydatki szkoleniowe oraz dokonały przeglądu projektów sponsorskich pod kątem ich zasadności i wartości wizerunkowej dla grupy PGE.

"Ograniczenia nie dotyczą wsparcia finansowego systemowej pomocy szpitalom i placówkom medycznym w walce z COVID-19 prowadzonej przez administrację rządową" - dodano.

Jednocześnie, zarząd podtrzymuje realizację zapowiadanych działań, czyli utrzymanie pozycji lidera w Polsce w energetyce wiatrowej na lądzie, również dzięki przejęciom, a także osiągnięcie pozycji lidera w energetyce wiatrowej na morzu. Grupa PGE chce również umacniać ciepłownictwo i rozwijać ten obszar, by utrzymać pozycję lidera na tym rynku.

Jak podano, na najbardziej zaawansowanym etapie przygotowania do realizacji jest projekt budowy nowej Elektrociepłowni Czechnica, a obecnie finalizowane są prace na budowie lądowych farm wiatrowych o łącznej mocy ponad 97 MW. Projekt pozwoli zwiększyć moc zainstalowaną farm wiatrowych PGE o 18 proc. do 647 MW.

"Równolegle realizowany jest projekt rozwoju morskich farm wiatrowych. Plany Grupy PGE to osiągnięcie mocy 2,5 GW do 2030 roku. PGE realizuje także Program PV, który zakłada wybudowanie instalacji fotowoltaicznych o łącznej mocy 2,5 GW do 2030 roku" - dodano.

Grupa PGE kontynuuje również prace związane z budową dwóch nowych bloków gazowo-parowych o łącznej mocy 1400 MW w Elektrowni Dolna Odra. Planuje także zwiększać liczbę Instalacji Termicznego Przetwarzania Odpadów, które pozwalają na produkcję energii elektrycznej i ciepła z odpadów.

Grupa stawia również na magazynowanie energii i zagospodarowanie ubocznych produktów spalania (UPS), co oznacza zintensyfikowanie działań na rzecz gospodarki obiegu zamkniętego.

Grupa PGE działa jako zintegrowany pionowo producent energii elektrycznej oraz ciepła w Polsce, który gwarantuje dostawy energii elektrycznej dzięki własnej bazie surowcowej, wytwarzaniu energii elektrycznej oraz sieci dystrybucyjnej.

Działalność Grupy PGE jest zorganizowana w pięciu podstawowych segmentach, tj. energetyce konwencjonalnej, gdzie przedmiotem działalności jest wydobycie węgla brunatnego oraz wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w źródłach konwencjonalnych; w ciepłownictwie, gdzie przedmiotem działalności segmentu jest wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w źródłach kogeneracyjnych oraz przesyłanie i dystrybucja ciepła; energetyce odnawialnej, gdzie przedmiotem działalności jest wytwarzanie energii elektrycznej w źródłach odnawialnych i w elektrowniach szczytowo-pompowych oraz świadczenie usług systemowych.

Grupa działa też w segmencie obrotu, gdzie przedmiotem działalności jest hurtowy obrót energią elektryczną na rynku krajowym i zagranicznym, sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców końcowych, obrót pozwoleniami do emisji CO2, prawami majątkowymi i paliwami oraz dystrybucji gdzie przedmiotem działalności jest świadczenie usług dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych za pomocą sieci i urządzeń elektroenergetycznych wysokich, średnich i niskich napięć.(PAP Biznes)

doa/ pr/ ana/

Jak podano, podjęta przez zarząd decyzja wynika z zapowiadanego przez Wojciecha Dąbrowskiego, prezesa zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej, przeglądu projektów prowadzonych w Grupie PGE pod kątem ich zasadności, rentowności, efektywności i przydatności.

"Decyzja zarządu związana jest z wynikami analizy korzyści projektów realizowanych w grupie PGE oraz zmianami zachodzącymi w otoczeniu gospodarczym, społecznym i biznesowym branży energetycznej. Zarząd PGE kierował się przede wszystkim wynikami finansowymi i operacyjnymi grupy Kapitałowej PGE za 2019 r., w szczególności wynikiem netto, który wyniósł -3,9 mld zł, notowaniami giełdowymi akcji PGE na Giełdzie Papierów Wartościowych, a także negatywnym wpływem epidemii koronawirusa na sytuację gospodarczą w Polsce i na Świecie, ze szczególnym uwzględnieniem konsumpcji energii elektrycznej" - napisano.

"Zarząd zobowiązał wszystkie spółki z grupy PGE do niezwłocznego podjęcia działań optymalizacyjnych i racjonalizacyjnych oraz skoncentrowania się na zadaniach bezpośrednio związanych z prowadzoną działalnością w uzgodnieniu z PGE Polską Grupą Energetyczną" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Wojciech Dąbrowski.

Zarząd PGE polecił także, aby spółki z grupy dążyły do zwiększenia wysokości marż, ograniczały wydatki szkoleniowe oraz dokonały przeglądu projektów sponsorskich pod kątem ich zasadności i wartości wizerunkowej dla grupy PGE.

"Ograniczenia nie dotyczą wsparcia finansowego systemowej pomocy szpitalom i placówkom medycznym w walce z COVID-19 prowadzonej przez administrację rządową" - dodano.

Jednocześnie, zarząd podtrzymuje realizację zapowiadanych działań, czyli utrzymanie pozycji lidera w Polsce w energetyce wiatrowej na lądzie, również dzięki przejęciom, a także osiągnięcie pozycji lidera w energetyce wiatrowej na morzu. Grupa PGE chce również umacniać ciepłownictwo i rozwijać ten obszar, by utrzymać pozycję lidera na tym rynku.

Jak podano, na najbardziej zaawansowanym etapie przygotowania do realizacji jest projekt budowy nowej Elektrociepłowni Czechnica, a obecnie finalizowane są prace na budowie lądowych farm wiatrowych o łącznej mocy ponad 97 MW. Projekt pozwoli zwiększyć moc zainstalowaną farm wiatrowych PGE o 18 proc. do 647 MW.

"Równolegle realizowany jest projekt rozwoju morskich farm wiatrowych. Plany Grupy PGE to osiągnięcie mocy 2,5 GW do 2030 roku. PGE realizuje także Program PV, który zakłada wybudowanie instalacji fotowoltaicznych o łącznej mocy 2,5 GW do 2030 roku" - dodano.

Grupa PGE kontynuuje również prace związane z budową dwóch nowych bloków gazowo-parowych o łącznej mocy 1400 MW w Elektrowni Dolna Odra. Planuje także zwiększać liczbę Instalacji Termicznego Przetwarzania Odpadów, które pozwalają na produkcję energii elektrycznej i ciepła z odpadów.

Grupa stawia również na magazynowanie energii i zagospodarowanie ubocznych produktów spalania (UPS), co oznacza zintensyfikowanie działań na rzecz gospodarki obiegu zamkniętego. (PAP Biznes)

doa/ osz/

Jak podano, podjęta przez zarząd decyzja wynika z zapowiadanego przez Wojciecha Dąbrowskiego, prezesa zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej, przeglądu projektów prowadzonych w Grupie PGE pod kątem ich zasadności, rentowności, efektywności i przydatności.

"Zarząd zobowiązał wszystkie spółki z grupy PGE do niezwłocznego podjęcia działań optymalizacyjnych i racjonalizacyjnych oraz skoncentrowania się na zadaniach bezpośrednio związanych z prowadzoną działalnością w uzgodnieniu z PGE Polską Grupą Energetyczną" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Wojciech Dąbrowski.

Zarząd PGE polecił także, aby spółki z grupy dążyły do zwiększenia wysokości marż, ograniczały wydatki szkoleniowe oraz dokonały przeglądu projektów sponsorskich pod kątem ich zasadności i wartości wizerunkowej dla grupy PGE.

Jednocześnie, zarząd podtrzymuje realizację zapowiadanych działań, czyli utrzymanie pozycji lidera w Polsce w energetyce wiatrowej na lądzie, również dzięki przejęciom, a także osiągnięcie pozycji lidera w energetyce wiatrowej na morzu. Grupa PGE chce również umacniać ciepłownictwo i rozwijać ten obszar, by utrzymać pozycję lidera na tym rynku.

Grupa PGE kontynuuje również prace związane z budową dwóch nowych bloków gazowo-parowych o łącznej mocy 1400 MW w Elektrowni Dolna Odra. Planuje także zwiększać liczbę Instalacji Termicznego Przetwarzania Odpadów, które pozwalają na produkcję energii elektrycznej i ciepła z odpadów.

Grupa stawia również na magazynowanie energii i zagospodarowanie ubocznych produktów spalania (UPS), co oznacza zintensyfikowanie działań na rzecz gospodarki obiegu zamkniętego. (PAP Biznes)

doa/ osz/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna ("PGE") informuje, że skonsolidowany raport kwartalny PGE za I kwartał 2020 roku zostanie przekazany do publicznej wiadomości w dniu 26 maja 2020 roku.

Podstawa prawna sporządzenia raportu: § 80 ust. 2 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. 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).

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

kom espi zdz

Wioletta Czemiel-Grzybowska od 2007 r. była związana z gazownictwem. Do stycznia 2020 r. była członkiem zarządu ds. rozwoju i inwestycji Polskiej Spółki Gazownictwa.

Zbigniew Fałek w latach 2015-2019 był dyrektorem generalnym łódzkich oddziałów PGE Dystrybucja. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Ustanawia się Pełnomocnika do spraw funkcjonowania i rozwoju przedsiębiorstw energetycznych. Pełnomocnika powołuje i odwołuje Minister Aktywów Państwowych" - napisano.

W zarządzeniu podano, że do zadań pełnomocnika należy koordynacja działań podejmowanych w celu wzmocnienia bezpieczeństwa funkcjonowania i zapewnienia rozwoju przedsiębiorstw

energetycznych objętych nadzorem właścicielskim Ministra Aktywów Państwowych.

W szczególności do zadań Pełnomocnika należeć będzie:

- koordynacja działań w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa funkcjonowania sieci dystrybucyjnych i jednostek wytwórczych energii elektrycznej objętych nadzorem właścicielskim Ministra Aktywów Państwowych;

- koordynowanie współpracy pomiędzy podmiotami nadzorowanymi;

- analiza kierunków rozwoju przedsiębiorstw energetycznych z uwzględnieniem kierunków określonych w rządowych dokumentach strategicznych z zakresu energetyki. (PAP Biznes)

map/ asa/

"W energetyce konwencjonalnej liczymy się ze spadkiem EBITDA, a sytuacja, która ma miejsce dodatkowo dzisiaj, czyli wpływ koronawirusa i stanów związanych z epidemią negatywnie oddziałują na sektor. (...) Kluczowy będzie czas trwania ograniczeń" - powiedział wiceprezes podczas wideokonferencji.

Poinformował, że w marcu, w związku z wprowadzeniem obostrzeń związanych z epidemią koronawirusa, zużycie energii znacząco spadło.

Jak dodał, wynik segmentu OZE zależeć będzie od czynników pogodowych.

"Jeśli utrzyma się wpływ koronawirusa i spadku zużycia energii, to odbije się to też na EBITDA w OZE" - powiedział.

Spółka spodziewa się też niższej EBITDA w segmentach obrotu (przewiduje pogorszenie sytuacji odbiorców w związku z kryzysem) i ciepłownictwa.

"W dystrybucji spodziewamy się EBITDA na podobnym poziomie. Nie spodziewamy się negatywnych zdarzeń z wyjątkiem wpływu koronawirusa" - powiedział.

Raportowany wynik EBITDA grupy PGE w 2019 roku wyniósł 7,14 mld zł i był 12 proc. wyższy rdr. EBITDA powtarzalna spadła o 1 proc. rdr do 6,64 mld zł.

EBITDA segmentu Energetyki Konwencjonalnej wyniosła 2,9 mld zł i była o 37 proc. wyższa rdr. Segment Dystrybucji wypracował wynik EBITDA na poziomie 2,3 mld zł, o 6 proc. niższy rdr.

EBITDA segmentu Ciepłownictwa wzrosła o 39 proc. i osiągnęła poziom 1,2 mld zł. Energetyka Odnawialna osiągnęła 517 mln zł EBITDA, czyli 12 proc. więcej niż w 2018 r.

Wynik segmentu Obrotu był o 23 proc. wyższy w skali roku i wyniósł 280 mln zł.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"Jesteśmy zaawansowani, jeśli chodzi o przygotowania inwestycji na Bałtyku. Mamy też 550 MW mocy zainstalowanych w farmach lądowych, a już wkrótce zwiększymy je o kolejne 97 MW, i jesteśmy zainteresowani również ich akwizycjami. Jeśli pojawią się na rynku atrakcyjne propozycje nabycia aktywów wiatrowych, to jako grupa będziemy tym zainteresowani" - powiedział podczas wideokonferencji prezes Wojciech Dąbrowski.

"Dziś prowadzimy rozmowy z kilkoma podmiotami, rozpoznajemy projekty, rozglądamy się za kolejnymi atrakcyjnymi projektami. Będziemy się w tym obszarze energiczniej rozwijać niż dotychczas" - dodał.

Prezes poinformował, że spółka chce też rozwijać ciepłownictwo, jest zainteresowana akwizycjami w tym segmencie.

"Prowadzimy bardzo zaawansowane rozmowy w tym kierunku" - powiedział Dąbrowski.

Pytany, czy spółka byłaby zainteresowana aktywami CEZ, odpowiedział: "Jeśli CEZ ogłosi chęć sprzedaży, to będziemy analizować".

Poinformował, że spółka nie analizuje dalszego dokapitalizowania PGG. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Trudno mówić w tym momencie o drastycznych zmianach, jeśli chodzi o dotychczas prowadzoną polityką dywidendową" - powiedział wiceprezes.

Dodał, że rekomendacja zarządu musi brać pod uwagę głównie czynniki płynnościowe: zadłużenie, nakłady inwestycyjne i ewentualne akwizycje. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"W energetyce konwencjonalnej liczymy się ze spadkiem EBITDA, a sytuacja, która ma miejsce dodatkowo dzisiaj, czyli wpływ koronawirusa i stanów związanych z epidemią negatywnie wpływa na sektor" - powiedział wiceprezes podczas wideokonferencji.

Dodał, że spółka spodziewa się też niższej EBITDA w segmentach obrotu i ciepłownictwa.

Jak dodał, wynik segmentu OZE zależeć będzie od czynników pogodowych.

"W dystrybucji spodziewamy się EBITDA na podobnym poziomie. Nie spodziewamy się negatywnych zdarzeń z wyjątkiem wpływu koronawirusa" - powiedział. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"W I kwartale, a szczególnie w marcu, od momentu ogłoszenia stanu zagrożenia epidemicznego, a potem epidemii, borykamy się ze znaczącym spadkiem zużycia energii" - powiedział podczas wideokonferencji Paweł Strączyński, wiceprezes PGE ds. finansowych.

Zauważył, że w krajach, które opublikowały statystyki (Niemcy, Włochy, Hiszpania), od momentu ogłoszenia tam stanów zagrożenia czy wprowadzenia obostrzeń związanych z walką z koronawirusem zużycie spadło między 10 a 20 proc.

Prezes Wojciech Dąbrowski poinformował, że grupa prowadzi produkcję bez zakłóceń.

"Zapewniamy ciągłość działania" - powiedział prezes. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Jesteśmy zaawansowani, jeśli chodzi o przygotowania inwestycji na Bałtyku. Mamy też 550 MW mocy zainstalowanych w farmach lądowych, a już wkrótce zwiększymy je o kolejne 97 MW, i jesteśmy zainteresowani również ich akwizycjami. Jeśli pojawią się na rynku atrakcyjne propozycje nabycia aktywów wiatrowych, to jako grupa będziemy tym zainteresowani" - powiedział podczas wideokonferencji prezes Wojciech Dąbrowski.

"Dziś prowadzimy rozmowy z kilkoma podmiotami, rozpoznajemy projekty, rozglądamy się za kolejnymi atrakcyjnymi projektami. Będziemy się w tym obszarze energiczniej rozwijać niż dotychczas" - dodał.

Prezes poinformował, że spółka chce też rozwijać ciepłownictwo, jest zainteresowana akwizycjami w tym segmencie.

"Prowadzimy bardzo zaawansowane rozmowy w tym kierunku" - powiedział Dąbrowski. (PAP Biznes)

pel/ osz/

PGE szacowała w lutym, że jej zysk netto wyniósł 1,864 mld zł, ale w marcu poinformowała o odpisach.

Wyniki testów na utratę wartości rzeczowych aktywów trwałych przeprowadzonych przez PGE wskazały na utratę bilansowej wartości wybranych aktywów w segmencie Energetyki Konwencjonalnej w wysokości ok. 7,5 mld zł (chodzi głównie o kompleksy Bełchatów i Turów). Równocześnie wystąpiły przesłanki do odwrócenia odpisu w segmencie Energetyki Odnawialnej w wysokości ok. 400 mln zł. Zdarzenia te obniżyły wynik netto grupy PGE za 2019 rok o ok. 5,8 mld zł.

Skorygowany wynik netto wyniósł 2,1 mld zł, czyli 17 proc. więcej rdr.

"Wyniki testów na utratę wartości wskazują, jak w efekcie zmian otoczenia biznesowego zmienia się sama energetyka i jaka jest skala wyzwań stojących przed grupą PGE. Utrzymanie pozycji finansowej grupy wymaga silnej dyscypliny kosztowej oraz koncentracji na projektach inwestycyjnych o najbardziej efektywnej stopie zwrotu" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Paweł Strączyński, wiceprezes PGE ds. finansowych.

Strata operacyjna grupy PGE wyniosła w 2019 r. 4,18 mld zł wobec 2,48 mld zł zysku rok wcześniej.

Raportowany wynik EBITDA wyniósł 7,14 mld zł i był 12 proc. wyższy rdr. Na wynik wpływ miały dodatkowe uprawnienia do emisji CO2 (EUA) o wartości 1,4 mld zł, przyznane w I półroczu 2019 r.

EBITDA powtarzalna spadła o 1 proc. rdr do 6,64 mld zł.

EBITDA segmentu Energetyki Konwencjonalnej wyniosła 2,9 mld zł i była o 37 proc. wyższa rdr, co jest efektem głównie przyznanych uprawnień do emisji CO2 oraz wzrostu marży na sprzedaży energii elektrycznej.

Segment Dystrybucji wypracował wynik EBITDA na poziomie 2,3 mld zł, o 6 proc. niższy rdr, głównie ze względu na wyższe koszty operacyjne.

EBITDA segmentu Ciepłownictwa wzrosła o 39 proc. i osiągnęła poziom 1,2 mld zł, dzięki wyższym cenom sprzedaży energii elektrycznej zrealizowanym przez elektrociepłownie.

Energetyka Odnawialna osiągnęła 517 mln zł EBITDA, czyli 12 proc. więcej niż w 2018 r., na co wpłynął wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej oraz praw majątkowych.

Wynik segmentu Obrotu był o 23 proc. wyższy w skali roku i wyniósł 280 mln zł.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w 2019 roku 37,6 mld zł wobec prawie 26 mld zł rok wcześniej.

Nakłady inwestycyjne grupy wzrosły w 2019 r. o 2 proc. do 7 mld zł. Wskaźnik dług netto/EBITDA wyniósł na koniec roku 1,6x.

Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej wyniosły 6,8 mld zł, co oznacza wzrost o 34 proc. rdr.

Jak podała PGE, finalizowane są prace na budowie lądowych farm wiatrowych o łącznej mocy ponad 97 MW. Projekt, którego zakończenie planowane jest na II kwartał 2020 r., pozwoli zwiększyć moc zainstalowaną farm wiatrowych PGE o 18 proc. do 647 MW. (PAP Biznes)

pel/ osz/

PGE szacowała w lutym, że jej zysk netto wyniósł 1,864 mld zł, ale w marcu poinformowała o odpisach.

Skorygowany wynik netto wyniósł 2,1 mld zł, czyli 17 proc. więcej rdr.

Strata operacyjna grupy PGE wyniosła w 2019 r. 4,18 mld zł wobec 2,48 mld zł zysku rok wcześniej.

Raportowany wynik EBITDA wyniósł ok. 7,1 mld zł i był 12 proc. wyższy rdr.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w 2019 roku 37,6 mld zł wobec prawie 26 mld zł rok wcześniej. (PAP Biznes)

pel/ osz/

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

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

kom espi zdz

"Trwa zapowiadany przeze mnie przegląd projektów pod kątem zasadności, rentowności, efektywności i przydatności dla Grupy Kapitałowej PGE. Szukamy oszczędności, bo szanujemy pieniądze. Stawiamy na naszą podstawową działalność i będziemy ograniczać projekty niezwiązane z tym, do czego jesteśmy powołani. Strategię zastaliśmy i żeby wypracować nową musimy mieć m.in. wiedzę jakie będą założenia do Polityki Energetycznej Polski 2040. Uważam, że szczególnie dzisiaj powinniśmy szanować i doceniać wiedzę, bo dzięki niej możemy zaproponować rozwiązania w oparciu o merytoryczne dane i analizy, a to jest istotne dla nas i dla naszych akcjonariuszy" - powiedział Wojciech Dąbrowski.

"Zmiany otoczenia gospodarczego, wynikające także z pandemii koronawirusa, skłaniają nas do intensyfikacji prac nad nową strategią Grupy Kapitałowej PGE. Pokażemy wizję na kolejne lata, wizję firmy nowoczesnej, dającej inwestorom stabilne korzyści. Niewątpliwie będzie to przyspieszenie zielonego kierunku" - dodał.

Podkreślił, że realizacja zielonego kierunku będzie przebiegać z uszanowaniem konwencjonalnej podstawy i będzie realizowana ze stroną społeczną oraz z korzyścią dla polskiej gospodarki.

Prezes PGE poinformował, że spółka chce być liderem w Polsce w energetyce wiatrowej na morzu i lądzie.

"Jesteśmy zaawansowani, jeśli chodzi o przygotowania inwestycji na Bałtyku. Mamy też 550 MW mocy zainstalowanych w farmach lądowych, a już wkrótce zwiększymy je o kolejne 97 MW, i jesteśmy zainteresowani również ich akwizycjami. Jeśli pojawią się na rynku atrakcyjne propozycje nabycia aktywów wiatrowych, to jako grupa będziemy tym zainteresowani" - powiedział.

Dodał, że spółka chce też rozwijać ciepłownictwo, jest na etapie zaawansowanych rozmów w kilku projektach akwizycyjnych. Spółkę interesują również akwizycje sieci dystrybucyjnych.

Jak powiedział, jeśli koncesja na wydobycie węgla brunatnego ze złoża Złoczew zostanie wydana, rozpoczną się prace analityczne.

"Musimy uwzględnić zarówno społeczne obawy i nadzieje, jak i aspekt ekonomiczny; potencjalne straty i korzyści. Inwestycje będziemy też rozważali z punktu widzenia bezpieczeństwa i stabilności dostaw energii. To jest bardzo poważna decyzja. Generalnie musimy poczekać, jak będzie wyglądała sytuacja gospodarcza po pandemii" - powiedział.

W przypadku atomu, PGE robi analizę działań spółki celowej PGE EJ 1.

"Na finalną decyzję o kontynuowaniu tych działań wpłynie ostateczny kształt zaktualizowanego Programu Polskiej Energetyki Jądrowej, decyzje dotyczące formuły wyboru technologii, wypracowane rozwiązania ekonomiczne, organizacyjne i prawne wraz z szacunkiem kosztów wdrożenia tych rozwiązań" - powiedział.

Dąbrowski poinformował, że w czasie pandemii koncern pracuje bez żadnych zakłóceń.

"Mamy rezerwy, by produkować jeszcze więcej energii. Na pewno zużycie energii spadło, głównie z powodu ograniczenia produkcji w zakładach produkcyjnych. Ale my produkujemy energię elektryczną i ciepło bez zakłóceń" - powiedział prezes.

Wojciech Krzyczkowski (PAP)

wkr/ drag/ pel/ ana/

"Aktualnie dokonywany jest audyt projektów, a prace nad nową strategią Grupy są konsekwentnie realizowane i powinny ulec ukończeniu w perspektywie kilku miesięcy, przy czym uwzględnić należy również wyzwania związane z potencjalnymi zjawiskami spowolnienia gospodarczego wobec walki z pandemią" - napisał w odpowiedzi na interpelacje poselską Sasin.

Sasin napisał, że w przygotowaniu nowej strategii spółka kieruje się długofalowym budowaniem wartości największej grupy energetycznej w Polsce poprzez aktywną dywersyfikację portfela wytwórczego i optymalne wykorzystanie posiadanych aktywów konwencjonalnych.

"Równocześnie strategia PGE musi mieć na względzie konieczność zagwarantowania stabilności polskiego systemu elektroenergetycznego. Funkcjonowanie aktywów konwencjonalnych jest niezbędne dla zapewnienia nieprzerwanych dostaw energii dla polskich konsumentów. Będzie to możliwe dzięki uruchomieniu rynku mocy, umożliwiającego stabilną i stopniową transformację polskiej energetyki ku rozwiązaniom zero- i niskoemisyjnym" - napisał Sasin. (PAP Biznes)

map/ asa/

Rzecznika prasowa PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna Sandra Apanasionek poinformowała we wtorek PAP, że minister klimatu wydał decyzję o przedłużeniu koncesji z 27 kwietnia 1994 r. na wydobywanie węgla brunatnego ze złoża węgla brunatnego „Turów”.

Według przedłużonej koncesji kopalnia „Turów” będzie mogła prowadzić swoją działalność na zmniejszonym o ponad połowę obszarze górniczym w stosunku do obszaru określonego w koncesji z kwietnia 1994 r.

Nową koncesję przyznano na sześć lat.

„PGE GiEK równolegle prowadzi działania zmierzające do uzyskania koncesji pozwalającej zapewnić dostawy surowca do produkcji energii elektrycznej w Elektrowni Turów na kolejne 25 lat, czyli do momentu wyczerpania złoża i zakończenia eksploatacji turoszowskiej elektrowni” - napisano w komunikacie.(PAP)

pdo/ dym/ osz/

Nowe zasady miały wejść w życie 26 marca tego roku.

"W związku z zagrożeniami wynikającymi z rozprzestrzeniania się wirusa SARS-CoV-2 oraz ogłoszeniem stanu zagrożenia epidemicznego należy przesunąć okres wejścia w życie rozporządzenia Ministra Energii z dnia 28 sierpnia 2019 r. w sprawie bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach energetycznych o kolejne 6 miesięcy" - napisano.

Z wyjaśnień MAP wynika, że rozporządzenie, od 26 marca zmienia zasadniczo wymagania i zasady organizacji bezpieczeństwa i higieny wszystkich prac związanych z eksploatacją urządzeń energetycznych poprzez nałożenie szeregu obowiązków, w tym m.in. opracowanie regulacji wewnętrznych, jak instrukcja organizacji bezpiecznej pracy, instrukcje eksploatacji dla każdego urządzenia energetycznego lub grupy urządzeń, opracowanie wykazu prac pomocniczych oraz sposobu organizacji i nadzoru nad realizacją tych prac. Dodatkowo, rozporządzenie wprowadziło zmianę polegającą na przeniesieniu zadań i obowiązków prowadzącego eksploatację na pracodawcę, co spowodowało konieczność reorganizacji obowiązków właścicieli urządzeń energetycznych.

"W związku z obecną sytuacją spowodowaną pojawieniem się wirusa SARS-CoV-2 oraz przyjętymi środkami mającymi na celu zapobieganie jego rozprzestrzenianiu, nie jest możliwe przeprowadzenie planowanych czynności i skuteczne wdrożenie postanowień rozporządzenia w zakładanym terminie. Mając na względzie bezpieczeństwo pracy Krajowego Systemu Energetycznego (KSE), wejście w życie przepisów w przyjętym terminie, tj. 26 marca 2020 r., który zbiega się z trwającym aktualnie okresem epidemicznym na terytorium kraju może mieć negatywny wpływ na ciągłość działania KSE" - (PAP Biznes)

map/ asa/

Spółka podała, że inwestycja ta wiąże się z wybudowaniem ok. 63 km gazociągu i stacji gazowej.

Gazociąg połączyć ma Elektrownię Dolna Odra z istniejącą infrastrukturą gazową Gaz-System. Gaz ziemny będzie dostarczany z terminalu LNG w Świnoujściu poprzez istniejący gazociąg Szczecin - Lwówek oraz planowany odcinek Goleniów – Lwówek projektowany w ramach Projektu Baltic Pipe. (PAP Biznes)

seb/ gor/

"Wyniki testów przeprowadzonych przez PGE wskazują na utratę bilansowej wartości wybranych rzeczowych aktywów trwałych w segmencie energetyki konwencjonalnej w wysokości ok. 7,5 mld złotych. Równocześnie wystąpiły przesłanki do odwrócenia odpisu w segmencie energetyki odnawialnej w wysokości ok. 0,4 mld złotych" - napisano w komunikacie.

"Stosowne korekty aktualizujące wartość aktywów trwałych zostaną uwzględnione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym PGE za 2019 rok. Powyższe zdarzenie ma charakter niegotówkowy. Obniży ono wynik netto Grupy PGE za 2019 rok o ok. 5,8 mld złotych" - dodano.

Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Skonsolidowane sprawozdanie finansowe grupy kapitałowej PGE jest przedmiotem audytu przez biegłego rewidenta. (PAP Biznes)

pr/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 8/2020 z dnia 3 marca 2020 r., Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że zakończone zostały główne prace nad testami na utratę wartości rzeczowych aktywów trwałych zgodnie z wymogami MSR 36.

Wyniki testów przeprowadzonych przez PGE wskazują na utratę bilansowej wartości wybranych rzeczowych aktywów trwałych w segmencie Energetyki Konwencjonalnej w wysokości ok. 7,5 mld złotych. Równocześnie wystąpiły przesłanki do odwrócenia odpisu w segmencie Energetyki Odnawialnej w wysokości ok. 0,4 mld złotych.

W związku z powyższym, stosowne korekty aktualizujące wartość aktywów trwałych zostaną uwzględnione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym PGE za 2019 rok. Powyższe zdarzenie ma charakter niegotówkowy. Obniży ono wynik netto Grupy PGE za 2019 rok o ok. 5,8 mld złotych.

Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej PGE jest przedmiotem audytu przez biegłego rewidenta. Ostateczna wartość odpisu zostanie przedstawiona w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej PGE za 2019 rok.

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

kom espi zdz

Największa część mikroinstalacji prosumenckich została przyłączona do sieci PGE Dystrybucja (55,1 tys.), na drugim miejscu znalazł się Tauron Dystrybucja (45,2 tys.) Trzecie miejsce przypadło Enerdze – Operator (26,7 tys.), a czwarte Enei Operator (18,6 tys.).

Na koniec 2019 roku liczba mikroinstalacji wyniosła 6,3 tys. (wobec 4,3 tys. rok wcześniej), a łączna ilość energii elektrycznej sprzedanej sprzedawcy zobowiązanemu wyniosła 12.732,810 MWh. Łączna ilość energii wprowadzonej przez mikroinstalacje do sieci wyniosła 47.896,048 MWh.

Jak podał URE, ubiegły rok był rekordowy pod względem przyrostu mocy zainstalowanej w mikroinstalacjach fotowoltaicznych. W 2018 r. moc zainstalowana w źródłach PV wynosiła 344 MW, a na koniec 2019 r. przekroczyła już 900 MW. (PAP Biznes)

pel/ asa/

„Na rynkach, na których jesteśmy wytwórcami ciepła przyłączyliśmy budynki o zapotrzebowaniu na ciepło 199,5 MWt. Natomiast tam, gdzie oprócz wytwarzania również dostarczamy ciepło, przyłączyliśmy 40,4 MWt. Potwierdza to naszą pozycję lidera branży ciepłowniczej w Polsce, ale jednocześnie wymaga od nas ciągłego zaangażowania i dalszego rozwoju w celu zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego i poprawy jakości powietrza” – powiedział, cytowany w komunikacie, Przemysław Kołodziejak, p.o. prezesa PGE Energia Ciepła.

Na rynku pierwotnym PGE Energia Ciepła podłączyła nieruchomości o zapotrzebowaniu na moc cieplną 173,5 MWt (73 proc. wszystkich podłączeń), natomiast na rynku wtórnym, czyli w obiektach, które zamieniły zasilanie w ciepło na miejską sieć ciepłowniczą – 66,4 MWt.

PGE Energia Ciepła jest największym w Polsce producentem energii elektrycznej i ciepła, wytwarzanych w procesie wysokosprawnej kogeneracji. Posiada ok. 25 proc. udziału w rynku ciepła z kogeneracji, 13 elektrociepłowni (o mocy cieplnej 6,5 GWt mocy elektrycznej 2,3 GWe) i sieci ciepłownicze o długości ok. 609 km. PGE Energia Ciepła produkuje i dostarcza ciepło dla dużych miast, wśród których znajdują się: Kraków, Gdańsk, Gdynia, Wrocław, Rzeszów, Lublin, Bydgoszcz i Kielce. Spółka jest obecna także w Toruniu, Zielonej Górze, Gorzowie Wielkopolskim, Zgierzu i Siechnicach, gdzie jest również dystrybutorem ciepła do klientów końcowych. (PAP Biznes)

pel/ gor/

W środę KE przedstawiła propozycje nowe prawa klimatycznego. Jest ono elementem Europejskiego Zielonego Ładu, sztandarowego programu nowej Komisji, który ma sprawić, że do 2050 r. Unia Europejska będzie neutralna klimatycznie. Propozycja zakłada, że do września 2020 r. KE przedstawi plan w sprawie zwiększenia celu redukcji emisji CO2 do 2030 r. do 50-55 proc. w porównaniu do poziomów z 1990 r.

PGE, największa spółka energetyczna w Polsce, podkreśla, że propozycja nie zawiera żadnych istotnych szczegółów na temat planów UE ws. podziału obciążeń inwestycyjnych pomiędzy państwa członkowskie.

"Dostępna analiza pokazuje, że szczególnie zwiększenie celów na 2030 rok wymagałoby szybkiej rezygnacji z węgla i intensywnej wymiany mocy wytwórczych w polskim systemie elektroenergetycznym na źródła nieemisyjne. Proces ten musiałby przebiegać w bardzo krótkim czasie ze względu na drastyczny wzrost cen CO2. Z technicznego, ekonomicznego i społecznego punktu widzenia nie jest to po prostu możliwe" – ocenił prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej Wojciech Dąbrowski cytowany w stanowisku.

Zdaniem PGE decyzję o zwiększeniu celów redukcji emisji można podjąć dopiero po przeprowadzeniu dokładnej oceny jej wpływu nie tylko na poziomie całej UE, ale także poszczególnych państw członkowskich. Przeanalizowane powinny zostać - wskazuje koncern - całkowite koszty osiągnięcia nowych celów oraz ich wpływ na wzrost PKB na poziomie krajowym.

Do września 2020 r. KE zamierza dokonać przeglądu unijnego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych i istniejącego prawodawstwa w świetle celu neutralności klimatu, a także zbadać możliwości zwiększenia celu redukcji emisji do 2030 r. Wnioski legislacyjne dotyczące ustanowienia nowego celu na 2030 r. zostaną opublikowane do 30 czerwca 2021 r.

PGE wskazuje, że KE nie przekazała jednak żadnych szczegółów mówiących o tym, czy planuje ocenić różne opcje zwiększenia mechanizmów finansowania dla państw członkowskich o niskich dochodach wraz z ustanowieniem jeszcze ambitniejszych celów klimatycznych.

Spółka sceptycznie podchodzi też do tego, że propozycja KE przewiduje ustalanie celów pośrednich redukcji emisji na podstawie aktów delegowanych.

Zdaniem ekspertów PGE daje to Komisji Europejskiej budzący wątpliwości nadzór instytucjonalny nad decyzjami w stosunku do kluczowego dokumentu dla przyszłości UE, który ma wpływ na globalną konkurencyjność UE i miejsca pracy.

Spółka informuje, że zgodnie z art. 290 Traktatu o Funkcjonowaniu UE akty delegowane mają na celu "uzupełnienie lub zmianę niektórych, innych niż istotne, elementów aktu ustawodawczego". Cele pośrednie nie są nieistotnymi elementami polityki klimatycznej i energetycznej. W związku z tym wszelkie unijne cele w zakresie klimatu powinny być ustalane przy aktywnym udziale państw członkowskich i przy poszanowaniu kompetencji Parlamentu Europejskiego - ocenia.

PGE podkreśla, że propozycja KE jest "niefortunna" w czasach, gdy potrzebna jest większa jedność i solidarność w UE we wszystkich aspektach politycznych, a tym bardziej w walce ze zmianami klimatu.

"Grupa PGE jest gotowa aktywnie przyczyniać się do realizacji ambitnych unijnych celów klimatycznych poprzez znaczące inwestycje w niskoemisyjne technologie wytwarzania energii, o czym świadczą zarówno podejmowane już działania, jak i nasze plany. W tym procesie niezbędne jest jednak odpowiednie wsparcie. Zasada proporcjonalnego zwiększenia finansowania w ramach EU ETS dla państw członkowskich o niskim PKB w przeliczeniu na mieszkańca powinna zostać zapisana w europejskim prawie klimatycznym wraz z przepisami dotyczącymi jeszcze ambitniejszych celów" – powiedział Dąbrowski. (PAP)

luo/ akl/

W oddzielnym komunikacie PGE poinformowała, że zidentyfikowała przesłanki do przeprowadzenia testów na utratę wartości aktywów zgodnie z MSR 36. Nie podano szczegółów.

Na początku lutego PGE szacowała, że w 2019 roku EBITDA grupy wyniosła ok. 7,118 mld zł, a zysk netto jednostki dominującej ok. 1,864 mld zł. (PAP Biznes)

pel/ ana/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 38/2019 z dnia 23 grudnia 2019 roku, Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna ("PGE") informuje, że zmianie ulegają terminy publikacji rocznych raportów okresowych PGE w ten sposób, że jednostkowy raport roczny PGE za 2019 rok oraz skonsolidowany raport roczny Grupy Kapitałowej PGE za 2019 rok zostanie przekazany do publicznej wiadomości 31 marca 2020 roku.

Ponadto Zarząd PGE informuje, iż "Skonsolidowane sprawozdanie z płatności na rzecz administracji publicznej za 2019 rok" także zostanie przekazane do publicznej wiadomości 31 marca 2020 roku.

Podstawa prawna sporządzenia raportu: § 80 ust. 2 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. 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).

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

kom espi zdz

Spółka dodała, że o wyniku testów poinformuje odrębnym raportem bieżącym. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna ("PGE") informuje o identyfikacji przesłanek do przeprowadzenia testów na utratę wartości aktywów zgodnie z MSR 36.

O wyniku testów PGE poinformuje odrębnym raportem bieżącym.

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

kom espi zdz

Jest to postępowanie odwoławcze od decyzji Regionalnego Dyrektora Ochrony Środowiska w Łodzi z 2018 roku określającej środowiskowe uwarunkowania wydobycia węgla brunatnego ze złoża Złoczew.

"Przyczyną zwłoki jest skomplikowany charakter sprawy" - napisano w zawiadomieniu.

"W związku z powyższym Generalny Dyrektor Ochrony Środowiska wyznacza nowy termin załatwienia sprawy na dzień 29 maja 2020 roku" - dodano.

W kwietniu 2019 Ministerstwo Środowiska, na wniosek spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna wszczęło postępowanie w sprawie udzielenia koncesji na wydobycie węgla brunatnego ze złoża Złoczew, położonego na terenie gminy miejskiej i wiejskiej Złoczew, gminy Burzenin (pow. sieradzki), gminy Ostrówek (pow. wieluński) oraz gminy Lututów (pow. wieruszowski).

Wcześniej, pod koniec marca ub. roku, firma PGE GiEK otrzymała decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla kopalni węgla brunatnego Złoczew, która otwierała drogę do rozpoczęcia starań o uzyskanie koncesji na wydobycie.

Zasoby złoża Złoczew, rozciągające się na przestrzeni ok. 10 km na terenie kilku gmin, szacowane są na kilkaset milionów ton węgla brunatnego. W opinii władz lokalnych w kontekście wyczerpania złoża Bełchatów, którego zasoby mają być wykorzystane do 2038 roku, uruchomienie odkrywki w Złoczewie warunkuje dalszy rozwój południowo-zachodniej części regionu łódzkiego.

Przeciwko eksploatacji węgla brunatnego ze złoża Złoczew są ekolodzy. M.in. aktywiści z Greenpeace Polska domagają się od PGE odstąpienia od realizacji nowych projektów związanych z wydobyciem i spalaniem paliw kopalnych, w szczególności budowy kopalni Złoczew i Gubin-Brody oraz rozbudowy kopalni odkrywkowej w Turowie, a także do całkowitego wyeliminowania emisji dwutlenku węgla z elektrowni należących do spółki najpóźniej do 2030 r.

Inwestycja była wielokrotnie krytykowana nie tylko przez organizacje ekologiczne, ale także rolników i przedsiębiorców z obszaru planowanej odkrywki. W ub. roku Greenpeace przedstawił raport, z którego wynikało, że kopalnia doprowadzi do strat dla rolnictwa i przemysłu rolno-spożywczego sięgających ponad 35 mld zł. Przeciwni inwestycji rolnicy i przedsiębiorcy z obszaru planowanej odkrywki założyli Stowarzyszenie "Nie dla odkrywki Złoczew". Według Stowarzyszenia "XXI wiek to nie czas na odkrywki węgla brunatnego". Kopalnia zabierze ponad 6 tys. ha, 33 wioski. Wysiedlone zostaną 3 tys. osób. Zwolennikami eksploatacji złoczewskich złóż są lokalni samorządowcy, którzy założyli stowarzyszenie wspierające plany PGE.(PAP)

map/ ana/

"Dotychczas skupialiśmy się przede wszystkim na wycenie dochodowej, podkreślając perspektywę zakończenia cyklu inwestycyjnego i poprawy wyników (nowe moce, normalizacja w obrocie, rynek mocy), co miało przełożyć się na FCF i powrót do wypłaty dywidend. Wiele wskazuje na to, że nasz bazowy scenariusz dla wysokości nakładów inwestycyjnych i przepływów dla akcjonariuszy jest już nieaktualny" - napisano w raporcie.

"Do czasu opublikowania zaktualizowanych strategii spółek i ostatecznej wersji polityki energetycznej państwa (PEP40), nie jesteśmy jednak w stanie rzetelnie zrewidować naszych prognoz i modeli wyceny, a co za tym idzie odnieść się w rekomendacjach do bieżących kursów akcji w sektorze" - dodano.

Biuro Maklerskie mBanku utrzymuje bieżący monitoring spółek energetycznych i będzie publikować prognozy wyników dla poszczególnych spółek.

Jako najważniejsze determinanty wycen - których uszczegółowienia BM mBanku spodziewa się w strategiach spółek oraz polityce energetycznej państwa - broker wskazuje: kształt miksu energetycznego kraju w średnim terminie, ścieżkę planowanych wydatków inwestycyjnych (wraz z oczekiwaniami co do ich rentowności), ewentualne zaangażowanie w restrukturyzację PGG, plany konsolidacji sektora, zaadresowanie kwestii dekarbonizacji (projekt Złoczew, zgazowanie węgla, projekt Ostrołęka C) oraz politykę dywidendową (szczególnie w kontekście ostatniej wypowiedzi Ministra Aktywów Państwowych w tym temacie). (PAP Biznes)

kuc/ asa/

"Nie jestem zwolennikiem, żeby dywidendy ogałacały spółki Skarbu Państwa; chcemy, żeby one przede wszystkim inwestowały, gdyż nie ma rozwoju bez inwestycji. Jeśli jakieś spółki będą chciały wypłacić dywidendy, to tak, ale będę je zachęcał do tego, by nie było to realizowane w taki sposób, żeby dywidendy ograniczały rozwój i inwestycje" - powiedział dziennikarzom wicepremier Sasin.

"Chciałbym, by spółki posiadały środki na inwestycje, bo wyzwania są ogromne" - dodał.(PAP Biznes)

pr/ pel/ ana/

"Będziemy bardzo poważnie rozważać przyszły model energetyki. Trudno też uciec od pytania o rolę górnictwa, ponieważ mamy w dalszym ciągu znaczący udział energetyki opartej o węgiel. Nasze analizy będą zmierzały do tego, jak ten model powinien wyglądać w sytuacji, gdy wchodzi coraz mocniej energetyka odnawialna. Czy ten model organizacji rynku, w którym funkcjonują cztery podmioty energetyczne i niezależnie od niego również spółki węglowe, to model właściwy do wyzwań, które przed nami stoją" - powiedział dziennikarzom Sasin.

Poinformował, że analizy są na bardzo wczesnym etapie.

"Trudno więc mówić, jaki to będzie model" - powiedział wicepremier.

"Chciałbym do połowy roku mieć jasność, jak powinien docelowo wyglądać model polskiej energetyki" - dodał.

Powtórzył, że jest zwolennikiem konsolidacji w branży, ale zaznaczył, że jest za wcześnie na szczegóły w tej sprawie.

Pytany, czy PGE mogłoby być centrum konsolidacji sektora, odpowiedział, że za wcześnie na takie wnioski.(PAP Biznes)

pr/ pel/ ana/

"Chciałbym do połowy roku mieć jasność, jak powinien docelowo wyglądać model polskiej energetyki" - powiedział dziennikarzom Sasin.

Dodał, że cały czas trwają analizy w resorcie aktywów państwowych.

"Będziemy bardzo poważnie rozważać model energetyki i to, jak ująć rolę górnictwa w energetyce" - powiedział wicepremier.

Powtórzył, że jest zwolennikiem konsolidacji w branży, ale zaznaczył, że jest za wcześnie na szczegóły w tej sprawie.

Pytany, czy PGE mogłoby być centrum konsolidacji sektora, odpowiedział, że za wcześnie na takie wnioski. (PAP Biznes)

pr/ pel/ asa/

"Maksymalne koszty programu rekompensat wzrostu cen energii elektrycznej w 2020 r. wyniosą 2.431,8 mln zł. Poza kosztami wynikającymi z wypłacanych rekompensat mechanizm wygeneruje koszty obsługi Funduszu Wypłat Różnicy Ceny, które wniosą ok. 0,1 proc. całkowitych kosztów mechanizmu, tzn. ok. 2,5 mln zł" - napisano.

W osr podano, że na realizację celu ustawy przeznaczony zostanie dochód ze sprzedaży 25.000.000 uprawnień do emisji, które stanowią część krajowej puli aukcyjnej w ramach nowego okresu rozliczeniowego EU ETS rozpoczynającego się od dnia 1 stycznia 2021 r. Środki te zostaną zgromadzone na specjalnym subkoncie w ramach Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny.

Przygotowując projekt ustawy założono, że 15,1 mln odbiorców końcowych to gospodarstwa domowe objęte prawem do rekompensaty.

Założono średni wzrost opłat w taryfie dystrybucyjnej w stosunku do 2019 r. o 3,1 proc. oraz średni wzrost cen energii elektrycznej o 48 zł/MWh netto.

Twórcy projektu wyznaczyli kwoty rekompensat w podziale na przedziały zużycia, tak aby kwota ta rekompensowała poniesione większe koszty na zakup energii elektrycznej w 2020 r. w porównaniu do roku 2019.

"W tym celu do wyliczenia rekompensaty przyjęto największe zużycie w danym przedziale tzn. 0,5 MWh, 1,2 MWh i 2,8 MWh. Dla ostatniego przedziału, który jest przedziałem niezamkniętym, przyjęto do wyliczeń kwoty rekompensaty zużycie roczne na poziomie 4,5 MWh" - napisano.

W projekcie napisano, że rekompensata za wzrost cen energii elektrycznej będzie uzależniona od zużycia energii elektrycznej w 2020 roku.

W celu uproszczenia całego mechanizmu przyjęto cztery przedziały zużycia energii elektrycznej:

· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 zużyje od 63 kWh do 500 kWh energii elektrycznej otrzyma 34,08 zł;

· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 zużyje od 500 kWh do 1200 kWh energii elektrycznej otrzyma 82,80 zł;

· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 powyżej 1200 kWh do 2800 kWh energii elektrycznej otrzyma 190,86 zł;

· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 zużyje powyżej 2800 kWh, otrzyma 306,75 zł.

"Ponadto w celu wyeliminowania sytuacji, w której dofinasowanie otrzymają zamożni odbiorcy końcowi, rekompensata nie będzie przysługiwała odbiorcy końcowemu, którego dochód w 2019 r. przekroczy kwotę wskazaną w art. 27 ust. 1 ustawy z dnia 26 lipca 1991 r. o podatku dochodowym od osób fizycznych, tj. kwotę 85 528 zł" - napisano. (PAP Biznes)

map/ pel/ asa/

Do zarządu powołano także Pawła Śliwę na stanowisko wiceprezesa ds. innowacji, Ryszarda Wasiłka na stanowisko wiceprezesa ds. operacyjnych, Pawła Ciocha na jako wiceprezesa ds. korporacyjnych oraz Pawła Strączyńskiego jako wiceprezesa ds. finansowych. Kadencja zarządu trwa trzy lata.

Rada nadzorcza odwołała jednocześnie ze składu zarządu prezesa Henryka Baranowskiego oraz trzech wiceprezesów: Emila Wojtowicza, Marka Pastuszko i Wojciecha Kowalczyka.

"PGE Polska Grupa Energetyczna potrzebuje silnego impulsu zarządczego, aby realizować wyzwania jakie ma przed sobą. Unijna polityka klimatyczna, zielony ład, dekarbonizacja, społeczne oczekiwania to elementy, które już wpływają na sektor energetyczny i będą determinować pracę zarządu PGE. Zielony kierunek z uszanowaniem konwencjonalnej podstawy to cel, który stawiam przed sobą" - powiedział, cytowany w komunikacie, Wojciech Dąbrowski.

Jak dodano, zarząd planuje audyt projektów i pilną, w perspektywie dwóch miesięcy, prezentację działań grupy.

PGE podała, że Dąbrowski od 10 lat pełni funkcje menadżerskie w sektorze energetycznym. Od listopada 2017 r. do lutego 2020 r. był prezesem zarządu PGE Energia Ciepła.

Poprzedni prezes, Henryk Baranowski, został powołany na stanowisko w lutym 2017 roku. W poniedziałek spółka informowała, że Baranowski zrezygnował z ubiegania się o wybór w następnej kadencji zarządu. (PAP Biznes)

sar/

Do zarządu powołano także Pawła Śliwę na stanowisko wiceprezesa ds. innowacji, Ryszarda Wasiłka na stanowisko wiceprezesa ds. operacyjnych, Pawła Ciocha na jako wiceprezesa ds. korporacyjnych oraz Pawła Strączyńskiego jako wiceprezesa ds. finansowych.

Rada nadzorcza odwołała ze składu zarządu prezesa Henryka Baranowskiego oraz trzech wiceprezesów: Emila Wojtowicza, Marka Pastuszko i Wojciecha Kowalczyka. (PAP Biznes)

sar/

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

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE", "Spółka") informuje, że 19 lutego 2020 r. Rada Nadzorcza PGE podjęła uchwały o:

- powołaniu p. Wojciecha Dąbrowskiego w skład Zarządu XI kadencji od 20 lutego 2020 r. i powierzeniu mu funkcji Prezesa Zarządu;

- powołaniu p. Pawła Śliwy w skład Zarządu XI kadencji od 20 lutego 2020 r. i powierzeniu mu funkcji Wiceprezesa Zarządu ds. Innowacji;

- powołaniu p. Ryszarda Wasiłka w skład Zarządu XI kadencji od 20 lutego 2020 r. i powierzeniu mu funkcji Wiceprezesa Zarządu ds. Operacyjnych;

- powołaniu p. Pawła Ciocha w skład Zarządu XI kadencji od 24 lutego 2020 r. i powierzeniu mu funkcji Wiceprezesa Zarządu ds. Korporacyjnych;

- powołaniu p. Pawła Strączyńskiego w skład Zarządu XI kadencji od 24 lutego 2020 r. i powierzeniu mu funkcji Wiceprezesa Zarządu ds. Finansowych.

Pozostałe informacje o powołanych Członkach Zarządu PGE, wymagane zgodnie z § 10 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. 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), Spółka przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu.

Jednocześnie, Zarząd PGE informuje, iż Rada Nadzorcza 19 lutego 2020 r. podjęła uchwały o odwołaniu ze składu Zarządu z dniem 19 lutego 2020 r.:

- p. Henryka Baranowskiego, Prezesa Zarządu;

- p. Ryszarda Wasiłka, Wiceprezesa Zarządu ds. Operacyjnych;

- p. Emila Wojtowicza, Wiceprezesa Zarządu ds. Finansowych;

- p. Marka Pastuszko, Wiceprezesa Zarządu ds. Korporacyjnych;

- p. Pawła Śliwy, Wiceprezesa Zarządu ds. Innowacji;

- p. Wojciecha Kowalczyka, Wiceprezesa Zarządu ds. Inwestycji Kapitałowych.

Podstawa prawna: § 5 pkt 5 oraz § 10 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757).

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

kom espi zdz

"Kraj liberecki odwołał się od decyzji w sprawie pozwolenia na rozbudowę kopalni w Turowie i od decyzji, zezwalającej na natychmiastowe wdrożenie tych postanowień. Dotrzymaliśmy terminu apelacji, obowiązującego w Polsce, który wygasa 18 lutego" - powiedział Puta.

Apelacja została złożona do Regionalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska we Wrocławiu za pośrednictwem kancelarii adwokackiej Franka Bolda - poinformowała agencja CTK.

Kraj liberecki wcześniej złożył także skargę do Komisji Europejskiej, wskazując na naruszenia w transgranicznym postępowaniu w ocenie oddziaływania na środowisko. Podkreślono, że postępowanie Polski jest niezgodne z prawem.

Czesi sprzeciwiają się rozbudowie "Turowa", głównie ze względu na protesty mieszkańców wsi i Vaclavice, położonych w pobliżu polsko-czeskiej granicy, za którą znajduje się kopalnia. W listopadzie ub.r. złożyli oni petycję do ministra środowiska Czech Richard Brabec, w której sprzeciwiają się decyzjom polskiej strony.

Sygnatariusze petycji obawiają się, że w wyniku rozbudowy kopalni zwiększy się poziom hałasu i zanieczyszczenie pyłem oraz spadnie wartość należących do nich nieruchomości. W petycji zwrócili uwagę, że w wyniku dotychczasowej eksploatacji kopalni „wiele studni już wyschło albo woda szybko się w nich kończy”.

Kopalnia węgla brunatnego "Turów" pracuje głównie na potrzeby pobliskiej elektrowni, pokrywającej około 8 proc. zapotrzebowania na energię w Polsce. Polska Grupa Energetyczna, do której należy elektrownia i kopalnia „Turów”, planuje eksploatację złoża do 2044 roku. (PAP)

zm/ pel/

W lutym 2017 roku rada nadzorcza PGE powołała Baranowskiego na stanowisko prezesa. Kadencja zarządu spółki trwa trzy lata. (PAP Biznes)

sar/ ana/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 17 lutego 2020 r. powziął informację o decyzji p. Henryka Baranowskiego o rezygnacji z ubiegania się o wybór w następnej kadencji Zarządu. Pan Henryk Baranowski obecnie pełni w PGE funkcję Prezesa Zarządu.

Podstawa prawna: § 5 pkt 4 oraz § 9 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).

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

kom espi zdz

"Z informacji, które posiadam, wynika, że po stronie przepływów spółka w ubiegłym roku wygenerowała zysk, chociaż bardzo niewielki - 86 mln zł. Natomiast dokonano odpisu nadzwyczajnego, który spowodował księgową stratę" - powiedział wiceminister podczas poniedziałkowej konferencji prasowej w Katowicach.

Rok wcześniej Polska Grupa Górnicza wypracowała ok. 493 mln zł zysku netto.

O tym, że Polska Grupa Górnicza utworzyła odpis aktualizujący wartość posiadanych aktywów trwałych, poinformowały w piątkowych komunikatach spółki energetyczne, będące akcjonariuszami PGG: Polska Grupa Energetyczna, Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, Energa i Enea. Spółki wskazały w swoich raportach, jak odpis dokonany przez Grup odbije się na ich wynikach finansowych za miniony rok.

"Główne przesłanki odpisu aktualizacyjnego wynikają z polityki klimatycznej i dekarbonizacyjnej Unii Europejskiej. Zostały odzwierciedlone w zaprezentowanym 11 grudnia 2019 r. dokumencie pt. Europejski Zielony Ład, który ma całkowicie przeobrazić politykę klimatyczną i gospodarkę UE" - tłumaczą przedstawiciele PGG, wskazując, iż "w zderzeniu z polityką klimatyczną Komisji Europejskiej spółka taka jak PGG musi na bieżąco zarządzać ryzykiem, kiedy wdrażane są regulacje podrażające drastycznie funkcjonowanie przemysłu".

"Jeżeli cena opłat za emisję CO2 w krótkim czasie wzrosła w UE aż pięciokrotnie, z 5 do 25 euro za tonę, to znaczy, że nagle pojawiła się ogromna presja cenowa na energię wytwarzaną z węgla, co natychmiast odbija się na popycie. W gospodarczym systemie naczyń połączonych, gdy zakontraktowany wcześniej węgiel nie zostaje odebrany przez energetykę, kopalnie wpadają w poważne kłopoty" - tłumaczą przedstawiciele spółki.

Firma wskazuje, iż ponieważ podatek od śladu węglowego (którego zadaniem miało być kompensowanie niższej konkurencyjności producentów unijnych w porównaniu z np. rosyjskimi) nie został ciągle wprowadzony na granicach UE, ratunkiem może być tylko uwzględnianie przez polskie górnictwo groźnych, niepomyślnych trendów w prognozach i planach operacyjnych.

Polska Grupa Górnicza potwierdziła w poniedziałek, że w 2019 roku wypracowała zysk na poziomie 86 mln zł, a w związku z przeprowadzeniem testu na trwałą utratę wartości aktywów w grudniu dokonano odpisu aktualizacyjnego. W rezultacie wynik finansowy netto po weryfikacji sprawozdania finansowego wykaże w zapisach księgowych stratę w wysokości 427 mln zł.

Jak wynika z danych PGG, po dwunastu miesiącach 2019 r. spółka wypracowała dodatni wynik na działalności operacyjnej (tzw. EBITDA znormalizowana) w wysokości prawie 2,5 mld zł. Rekordowo wysoki był też wskaźnik inwestycyjny CAPEX na poziomie 3 mld zł, który - w ocenie zarządu firmy - w pewnym zakresie przygotował spółkę na okres dekoniunktury. Dynamika wzrostu zakupów nowych maszyn i urządzeń w PGG wyniosła w minionym roku 79 proc.

PGG podkreśla także wzrost efektywności działania. "Wydajność produkcji w kopalniach PGG w przeliczeniu na statystycznego pracownika systematycznie rośnie - w pięcioleciu od 2014 r. do 2019 r. poprawiła się o 15 proc. Pomiędzy 2018 a 2019 rokiem wydajność per capita (na jednego zatrudnionego) wzrosła w PGG o 3 proc." - podała spółka.

Za miarodajny punkt odniesienia przedstawiciele PGG uważają dynamikę kosztów jednostkowych w latach 2017–2019, wskazując, iż na tle innych spółek branży koszty jednostkowe PGG po 11 miesiącach 2019 r. były niższe o 44 proc. w zakresie usług, o 26 proc. w zakresie materiałów i 21 proc. niższe w zakresie energii.

"Dynamika wzrostu kosztów w PGG w tym okresie, w wyniku wieloletniej polityki ograniczania kosztów, wyniosła w zakresie usług 6 proc. wobec 33 proc. w pozostałych podmiotach, a w zakresie materiałów 5 proc. wobec 28 proc. w pozostałych podmiotach" - wynika z informacji spółki. Podniesienie efektywności energetycznej spowodowało ponadto obniżenie kosztów jednostkowych energii o 5 proc., wobec wzrostu w pozostałych podmiotach o 23 proc.

Przedstawiciele spółki podkreślają, że kluczem do stabilności PGG są umowy długookresowe na dostawy węgla podpisane z głównymi odbiorcami.

"Obecne kontrakty długoterminowe, które chronią PGG w dłuższej perspektywie są korzystne dla każdej ze stron" - ocenia firma.

Wśród symptomów niekorzystnych dla branży zmian w otoczeniu górnictwa przedstawiciele PGG wymieniają obserwowany w 2019 roku istotny spadek produkcji energii z węgla kamiennego w Europie, który na przestrzeni 2019 roku wyniósł ok. 32 proc., a w Polsce ponad 5 proc. "Ma to wpływ na wycenę prowadzonego biznesu" - ocenia PGG. (PAP)

mab/ mtb/ amac/ pr/

"Grupa PGE jest pierwszym w Polsce operatorem, którego stacje ładowania samochodów elektrycznych są w 100 proc. zasilane energią elektryczną pochodzącą ze źródeł odnawialnych. Rozwijana sieć stacji ładowania w ramach współpracy z Volkswagen Group Polska i Stowarzyszeniem Dealerów marek Volkswagen, Audi, Skoda i Seat to nasz kolejny krok w kierunku ograniczania niskiej emisji" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Paweł Śliwa, wiceprezes PGE ds. innowacji.

PGE Nowa Energia, spółka z grupy PGE, zajmuje się m.in. budową i zarządzaniem siecią stacji ładowania samochodów elektrycznych. Posiada obecnie 66 punktów ładowania w całej Polsce, z których korzysta około 1.500 użytkowników miesięcznie. Zgodnie z planami rozwojowymi, w 2020 roku liczba punktów ładowania ma zostać potrojona.

Grupa Volkswagen w latach 2020-2024 zainwestuje 60 mld euro w rozwój samochodów hybrydowych, elektromobilność oraz w cyfryzację, z czego około 33 mld euro w samą elektromobilność. Do 2029 roku koncern planuje wprowadzić na rynek do 75 modeli z napędem wyłącznie elektrycznym oraz około 60 modeli hybrydowych. Do 2025 r. grupa Volkswagen uruchomi w Europie 36 tys. punktów ładowania. (PAP Biznes)

pel/ asa/

„Decyzja co do koncesji jest w rękach Ministerstwa Środowiska. My jesteśmy za tym, by koncesja została udzielona. Co do realizacji inwestycji, (…) decyzję biznesową będzie podejmował zarząd PGE GiEK” - powiedział wiceminister podczas posiedzenia zespołu parlamentarnego ds. Złoczewa.

"Nie powinniśmy ograniczać dostępu do złóż strategicznych" - dodał

Wiceprezes grupy PGE Ryszard Wasiłek wskazał, że w strategii grupy opracowanej w 2016 r. Złoczew istnieje, a ta strategia się jeszcze nie zmieniła.

"Złoczew jest nadal w kręgu naszego zainteresowania. (…) Chcemy, by Złoczew powstał. Czekamy na koncesję, potem będziemy prowadzić wszelkie analizy ekonomiczne. Unijna polityka klimatyczna nam jednak nie służy” - powiedział wiceprezes grupy PGE Ryszard Wasiłek.

Dodał, że spółka liczy na otrzymanie koncesji „w najbliższym czasie”.

Jak zaznacza PGE GiEK, uzyskanie koncesji nie jest jednoznaczne z uruchomieniem prac związanych z budową kopalni. Podjęcie finalnej decyzji dotyczącej realizacji inwestycji w złoże Złoczew możliwe będzie dopiero po wypełnieniu warunków przewidzianych w „Programie dla sektora górnictwa węgla brunatnego w Polsce”.

Do tych warunków należą przede wszystkim: podjęcie kierunkowej decyzji odnośnie roli węgla brunatnego w krajowym miksie energetycznym w perspektywie długoterminowej, wypracowanie i wdrożenie rozwiązań zapewniających przewidywalność ekonomiczną (zaakceptowanych przez UE), zapewnienia finansowania dla przedsięwzięcia.

„Naszym zdaniem spełnienie powyższych warunków zależeć będzie w dużej mierze od otoczenia regulacyjnego krajowego i zagranicznego, ale głównie kształtu polityki energetycznej Polski” - powiedział wiceprezes PGE GiEK Marek Ciapała.

Jak poinformował wiceprezes, w przypadku realizacji inwestycji, pierwszy węgiel ze Złoczewa pojawiłby się ok. 2032 roku.

„Mógłby on zacząć zastępować paliwo, które schodziłoby z dotychczasowych odkrywek” - powiedział Ciapała.

Obecnie wydobycie węgla w KWB Bełchatów wynosi blisko 40 mln ton rocznie. Odbywa się w dwóch polach: Bełchatów i Szczerców. PGE GiEK zakłada, że taki poziom wydobycia byłby możliwy do 2030-32 r., a potem musiałby się zmniejszać z powodu sczerpywania złóż.

Jak zauważył wiceprezes PGE GIEK, w scenariuszu zakładającym uruchomienie złoża Złoczew nie będzie możliwości utrzymania dzisiejszego potencjału Kompleksu Energetycznego Bełchatów. Po 2030 r., niezależnie od scenariusza, zdolności produkcyjne kompleksu zmniejszą się o co najmniej 50 proc.

Zakłada się, że wydobycie z odkrywki Złoczew miałoby wynieść ok. 18 mln ton rocznie.

Opalana węglem brunatnym elektrownia Bełchatów produkuje ok. 35 TWh energii elektrycznej brutto, co oznacza ponad 22 proc. produkcji krajowej. (PAP Biznes)

pel/ ana/

„Decyzja co do koncesji jest w rękach Ministerstwa Środowiska. My jesteśmy za tym, by koncesja została udzielona. Co do realizacji inwestycji, (…) decyzję biznesową będzie podejmował zarząd PGE GiEK” - powiedział wiceminister podczas posiedzenia zespołu parlamentarnego ds. Złoczewa.

„Nie powinniśmy ograniczać dostępu do złóż strategicznych” - dodał.

Jak zaznacza PGE GiEK, uzyskanie koncesji nie jest jednoznaczne z uruchomieniem prac związanych z budową kopalni. Podjęcie finalnej decyzji dotyczącej realizacji inwestycji w złoże Złoczew możliwe będzie dopiero po wypełnieniu warunków przewidzianych w „Programie dla sektora górnictwa węgla brunatnego w Polsce”.

Do tych warunków należą przede wszystkim: podjęcie kierunkowej decyzji odnośnie roli węgla brunatnego w krajowym miksie energetycznym w perspektywie długoterminowej, wypracowanie i wdrożenie rozwiązań zapewniających przewidywalność ekonomiczną (zaakceptowanych przez UE), zapewnienia finansowania dla przedsięwzięcia.

„Naszym zdaniem spełnienie powyższych warunków zależeć będzie w dużej mierze od otoczenia regulacyjnego krajowego i zagranicznego, ale głównie kształtu polityki energetycznej Polski” - powiedział wiceprezes PGE GiEK Marek Ciapała.

Jak poinformował wiceprezes, w przypadku realizacji inwestycji, pierwszy węgiel ze Złoczewa pojawiłby się ok. 2032 roku.

„Mógłby on zacząć zastępować paliwo, które schodziłoby z dotychczasowych odkrywek” - powiedział Ciapała.

Obecnie wydobycie węgla w KWB Bełchatów wynosi blisko 40 mln ton rocznie. Odbywa się w dwóch polach: Bełchatów i Szczerców. PGE GiEK zakłada, że taki poziom wydobycia byłby możliwy do 2030-32 r., a potem musiałby się zmniejszać z powodu sczerpywania złóż.

Jak zauważył wiceprezes PGE GIEK, w scenariuszu zakładającym uruchomienie złoża Złoczew nie będzie możliwości utrzymania dzisiejszego potencjału Kompleksu Energetycznego Bełchatów. Po 2030 r., niezależnie od scenariusza, zdolności produkcyjne kompleksu zmniejszą się o co najmniej 50 proc.

Zakłada się, że wydobycie z odkrywki Złoczew miałoby wynieść ok. 18 mln ton rocznie.

Opalana węglem brunatnym elektrownia Bełchatów produkuje ok. 35 TWh energii elektrycznej brutto, co oznacza ponad 22 proc. produkcji krajowej. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Pomiary wiatru w lokalizacji farm są niezbędne do oszacowania ich produktywności.

"Badania wietrzności to dopiero początek przygotowań do budowy, niemniej dla realizacji inwestycji są kluczowym etapem. Cieszę się, że został on zakończony, szczególnie w kontekście otrzymanej w styczniu decyzji o uwarunkowaniach środowiskowych dla elektrowni wiatrowych Baltica 2 i Baltica 3. To kolejne kroki zbliżające nas do uruchomienia przez PGE Baltica pierwszych morskich farm wiatrowych" – powiedziała, cytowana w komunikacie prasowym, Monika Morawiecka, prezes PGE Baltica.

PGE Baltica została powołana w styczniu 2019 roku, jako spółka odpowiedzialna za realizację programu offshore w grupie PGE, która koordynuje przygotowania do budowy trzech farm wiatrowych: elektrowni wiatrowej Baltica-1 (EWB1), której planowana moc to 900 MW; elektrowni Baltica-2 (EWB2), która w styczniu 2019 roku otrzymała od PSE propozycję technicznych warunków przyłączenia do KSE dla 1498 MW oraz elektrowni Baltica-3 (EWB3) z umową przyłączeniową z PSE na 1045 MW.

Właścicielem PGE Baltica i spółek celowych EWB-1-3 jest PGE Polska Grupa Energetyczna. Wszystkie trzy spółki posiadają pozwolenia lokalizacyjne umożliwiające budowę morskich farm na wyznaczonych obszarach Morza Bałtyckiego.

Docelowo PGE zamierza sprzedać wybranemu partnerowi strategicznemu po 50 procent udziałów w dwóch spółkach – Baltica 3 i Baltica 2 – a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture. Celem współpracy jest także zbudowanie kompetencji przez PGE Baltica, aby w przyszłości firma mogła sama realizować projekty offshore.

20 grudnia 2019 r. PGE podpisała wstępne porozumienie z Orsted, opisujące ramy współpracy przy transakcji nabycia przez duński koncern udziałów w dwóch projektach budowy morskich farm wiatrowych EWB2 i EWB3. Porozumienie, mające niewiążący charakter, będzie podstawą dalszych negocjacji pomiędzy PGE a Orsted, które mają doprowadzić do uzgodnienia szczegółowej dokumentacji transakcyjnej.

24 stycznia 2020 roku Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska w Gdańsku wydał decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla Baltica 2 oraz Baltica 3.

PGE Baltica planuje trzy morskie farmy wiatrowe w polskiej części Bałtyku (Baltica 3 i 2 do 2030 roku, Baltica 1 – po 2030 roku). Ich łączna maksymalna moc wyniesie do 3,5 GW. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"To jest pytanie, przed którym stoimy: czy korzystna dla gospodarki byłaby konsolidacja spółek energetycznych. Dzisiaj mamy cztery główne spółki energetyczne kontrolowane przez Skarb Państwa. W stosunku do jednej z nich, czyli Energi, zostało ogłoszone wezwanie przez Orlen. W przypadku pozostałych trzech spółek musimy sobie odpowiedzieć na pytanie, czy one powinny funkcjonować w dotychczasowej strukturze, czy być może właśnie działania konsolidacyjne byłyby uzasadnione i przyniosłyby dobre efekty dla gospodarki" - powiedział dziennikarzom Sasin.

Dodał, że również sam sektor energetyczny, w związku z polityką klimatyczną Unii Europejskiej i wynikającymi z niej wyzwaniami, muszą na nie skutecznie odpowiedzieć.

"Co do samego pomysłu konsolidowania spółek Skarbu Państwa to wielokrotnie deklarowałem przekonanie, że jest to kierunek właściwy, żeby tworzyć duże podmioty, które po skonsolidowaniu swoich budżetów inwestycyjnych byłyby w stanie nie tylko dokonywać większych inwestycji, ale i dużo skuteczniej rywalizować z innymi podmiotami działającymi w danych branżach, w tym również z podmiotami zagranicznymi, które działają na polskim rynku" - powiedział wicepremier.

"Takie duże spółki mogłyby wychodzić poza Polskę i podejmować rywalizację również na rynkach innych krajów, stawać się spółkami o wymiarze europejskim, a w przyszłości również o wymiarze globalnym" - dodał. (PAP Biznes)

pr/ ana/

"Pomysły konsolidacyjne w sektorze energetycznym mają sens. Mamy 4 duże grupy energetyczne. Jedna z tych spółek (Energa) jest obecnie przedmiotem wezwania ogłoszonego przez Orlen. Musimy się zastanowić, co zrobić z pozostałymi trzema spółkami" - powiedział dziennikarzom Sasin.

"Musimy zadać sobie pytanie, czy mają one działać w dotychczasowej strukturze. Będzie to przedmiotem analiz, za wcześnie jeszcze na decyzje" - dodał.(PAP Biznes)

pr/ ana/

Raport został sporządzony przy kursie 7,28 zł, a w czwartek na zamknięciu sesji jedna akcja spółki kosztowała 6,43 zł.

Zdaniem analityków, czwarty kwartał PGE powinna zakończyć wzrostem skorygowanej EBITDA mimo ok. 20 proc. rdr ubytku produkcji z węgla brunatnego, który wynikał m.in. z rekordowego importu energii.

"Przez zmianę polityki rachunkowości wyniki za pierwsze półrocze 2019 r. były zaniżone, a za drugie półrocze zawyżone w relacji do ubiegłorocznych rezultatów przy metodzie FIFO. Oczekujemy, iż spółka pozostanie na wzrostowej ścieżce wynikowej także w najbliższych kwartałach, a motorem wzrostu powinno być Ciepłownictwo czy Energetyka Odnawialna" - napisano w raporcie.

Autorzy raportu oczekują mniejszego obciążenia remontami w 2020-2022 na węglu brunatnym, co powinno prowadzić do lepszej produkcji. Dodali, że duże remonty mają przed sobą węglowe bloki w Opolu, Rybniku i Dolnej Odrze, które są krańcowymi blokami w systemie i nie generują marży.

"Spółka kończy duży cykl inwestycyjny 2014-2019, kiedy średnioroczny CAPEX kształtował się na poziomie 7,2 mld zł przy EBITDA 6,6 mld zł. W 2020 roku oczekujemy CAPEX zbliżonego do ok. 6 mld zł, co daje miejsce do wypłaty dywidendy. W okresie 2020-2030 spodziewamy się średniego CAPEX ok. 8 mld zł przy potencjale EBITDA ok. 10 mld zł rocznie (efekt gł. przychodów z rynku mocy, nowych bloków czy inwestycji w Ciepłownictwie)" - napisano w raporcie.

W ocenie analityków, zarząd - po zawieszeniu polityki dywidendowej w latach 2017-2019 - może wrócić do wypłaty dywidendy w 2020 r., ale zdaniem autorów raportu może być to jednorazowa wypłata.

Autorem raportu, który został udostępniony 14 stycznia, o godzinie 8.00 jest Krystian Brymora.

Depesza jest skrótem rekomendacji DM BDM. W załączniku zamieszczamy plik PDF z raportem. Jest on też dostępny na stronie www.bdm.pl. (PAP Biznes)

doa/ asa/

DM BDM (raport poranny):

"Skorygowana EBITDA okazała się 4/5 proc. wyższa od naszych oczekiwań/konsensusu mimo 23 proc. r/r spadku produkcji na węglu brunatnym (-4 proc. vs oczekiwania). Raportowana EBITDA obciążona głównie wzrostem rezerwy rekultywacyjnej (-589 mln zł, oczekiwane -322 mln zł) i aktuarialnej (-63 mln zł), co wynikało ze spadku rynkowych stóp procentowych.

Segmentowo uwagę zwraca dobry, oczyszczony wynik energetyki konwencjonalnej, energetyki odnawialnej i ciepła, słabszy w dystrybucji (nie wiemy jak alokowane są one-offs) i wysoka strata w Sprzedaży (efekt ok. 260 mln zł rezerw na G - odwrócenie efektu na konsolidacji).

Wynik netto dodatkowo obciążony odpisami w kwocie 223 mln zł, czego nie zakładaliśmy. CAPEX zgodny z oczekiwaniami, dług netto porównywalny q/q (+5 proc. vs oczekiwania)".

Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale:

"Biorąc pod uwagę warunki, wyniki PGE są nie najgorsze. Wynik dystrybucji jest dość słaby. Wynik wytwarzania konwencjonalnego też jest słaby, ale po skorygowaniu o one-offy nie jest taki zły. Wynik segmentu ciepła też nie jest taki zły, pomimo ciepłej zimy".

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

PGE szacuje, że skonsolidowana EBITDA w 2019 roku wyniosła ok. 7,118 mld zł (wzrost o 12 proc. rdr). Według szacunków, zysk netto jednostki dominującej wyniósł w ubiegłym roku ok. 1,864 mld zł (wzrost o 24 proc. rdr).

W samym IV kw. 2019 roku grupa miała 1,046 mld zł EBITDA (spadek o 15 proc. rdr).

EBITDA powtarzalna w IV kwartale wzrosła o 15 proc. rdr do 1,683 mld zł.

Strata netto jednostki dominującej wyniosła 309 mln zł wobec 199 mln zł straty rok wcześniej. Wynik był obciążony odpisami w wysokości 223 mln zł brutto.

EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna spadła o 62 proc. do 114 mln zł, a segmentu dystrybucja o 13 proc. do 496 mln zł. EBITDA segmentu ciepłownictwa wzrosła o 17 proc. do 321 mln zł, a w energetyce odnawialnej wzrosła o 16 proc. do 126 mln zł. W segmencie obrotu spółka zanotowała stratę EBITDA w wysokości 252 mln zł wobec 193 mln zł straty przed rokiem. (PAP Biznes)

pel/

"Energetyka konwencjonalna w Polsce znajduje się pod silną presją zarówno w wymiarze rynkowym, jak i regulacyjnym. Naszą odpowiedzią są jednak bardzo konkretne projekty na transformację w kierunku niskoemisyjnym" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

Wskazał, że koncern realizuje plan stopniowego odchodzenia od węgla w Elektrowni Dolna Odra.

"Właśnie podpisaliśmy kontrakt na odbudowanie jej potencjału wytwórczego w oparciu o zdecydowanie mniej emisyjne paliwo gazowe, dodatkowo planujemy wykorzystać tereny otaczające elektrownię, by zainstalować tam panele fotowoltaiczne. Multipaliwowe podejście do transformacji chcemy zrealizować również w kompleksie w Bełchatowie, gdzie także przewidujemy budowę odnawialnych źródeł energii, przede wszystkich farm fotowoltaicznych i nowych mocy wiatrowych. Odpowiadając na potrzeby społeczne regionu widzimy tu również duży potencjał do rozwoju instalacji przetwarzających odpady z odzyskiem energii, obsługujących nie tylko Bełchatów, ale i Łódź" - dodał prezes PGE.

PGE chce do 2030 r. wybudować elektrownie słoneczne o łącznej mocy 2,5 GW. Przygotowuje się też do budowy morskich farm wiatrowych na Bałtyku.

Według wstępnych szacunków raportowana EBITDA grupy PGE w 2019 r. wzrosła o 12 proc. do 7,1 mld zł, głównie w wyniku dodatkowych uprawnień do emisji CO2 (EUA) o wartości 1,4 mld zł, przyznanych w I półroczu 2019 r.

Na poziomie wyników powtarzalnych EBITDA grupy spadła o 1 proc. rok do roku do 6,6 mld zł.

"Pomimo wyższej średniej ceny energii zrealizowanej przez segment Energetyki Konwencjonalnej (cena wyższa o 69 zł/MWh) oraz wyższej marży na energii elektrycznej wyprodukowanej w segmencie Ciepłownictwa (cena wyższa o 90 zł/MWh), czynniki kosztowe oraz niższe wolumeny produkcji osiągnięte w obszarze energetyki konwencjonalnej wpłynęły na obniżenie wyniku" - podała spółka w komunikacie.

Koszty emisji CO2 w stosunku rocznym wzrosły o ok. 1,64 mld zł.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w 2019 roku w jednostkach wytwórczych grupy PGE wyniosła 58,3 TWh (spadek o 12 proc. rdr), w tym 32,2 TWh z węgla brunatnego (spadek o 17 proc.) i węgla kamiennego (spadek o 8 proc. do 18,9 TWh).

Produkcja energii w oparciu o paliwo gazowe wzrosła o 9 proc. rok do roku, do poziomu 4,5 TWh. W tym samym okresie elektrownie wiatrowe PGE wyprodukowały 20 proc. energii elektrycznej więcej rdr, osiągając 1,27 TWh. Ponadto, wzrosło wytwarzanie energii z biomasy (o 13 proc.) oraz produkcja w elektrowniach szczytowo-pompowych (o 67 proc.).

Wolumen dystrybucji wyniósł 36,4 TWh (bez zmian rdr), a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 44,0 TWh (wzrost o 3 proc.). Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 48,8 PJ (spadek o 2 proc.).

Nakłady inwestycyjne grupy PGE wzrosły w 2019 r. o 2 proc. do ponad 7 mld zł. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Dane operacyjne PGE za czwarty kwartał 2019 r. i narastająco za dwanaście miesięcy 2019 r.:

Kluczowe dane finansowe PGE:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/

Według wyliczeń PAP Biznes w samym IV kw. 2019 roku grupa miała 309 mln zł straty netto.

EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w 2019 roku wyniosła 2.880 mln zł, segmentu dystrybucja 2.306 mln zł, segmentu obrót 280 mln zł, a energetyka odnawialna 536 mln zł.

Nakłady inwestycyjne grupy w 2019 roku wyniosły około 7.009 mln zł.

Szacunkowe zadłużenie netto na 31 grudnia 2019 roku wyniosło około 11.415 mln zł.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w 2019 roku w jednostkach wytwórczych grupy PGE wyniosła 58,32 TWh (w tym 32,20 TWh z węgla brunatnego), wolumen dystrybucji wyniósł 36,38 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 44,01 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 48,76 PJ.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segmentu Energetyki konwencjonalnej w 2019 roku wyniosła 246,1 zł/MWh. (PAP Biznes)

epo/ osz/

EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w 2019 roku wyniosła 2.880 mln zł, segmentu dystrybucja 2.306 mln zł, segmentu obrót 280 mln zł, a energetyka odnawialna 536 mln zł.

Nakłady inwestycyjne grupy w 2019 roku wyniosły około 7.009 mln zł.

Szacunkowe zadłużenie netto na 31 grudnia 2019 roku wyniosło około 11.415 mln zł. (PAP Biznes)

epo/ osz/

Szacunek wybranych danych finansowych i operacyjnych za rok 2019

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE", "Spółka") przekazuje do wiadomości publicznej wstępne wybrane skonsolidowane wyniki finansowe i operacyjne za rok 2019.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w 2019 roku w jednostkach wytwórczych Grupy PGE wyniosła 58,32 TWh (w tym 32,20 TWh z węgla brunatnego), wolumen dystrybucji wyniósł 36,38 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 44,01 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 48,76 PJ.

Skonsolidowany zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy aktualizujące (EBITDA) w 2019 roku wyniósł około 7 118 mln złotych, w tym:

EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna: 2 880 mln złotych,

EBITDA segmentu Ciepłownictwo: 1 186 mln złotych,

EBITDA segmentu Dystrybucja: 2 306 mln złotych,

EBITDA segmentu Obrót: 280 mln złotych,

EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 536 mln złotych.

Skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł około 1 864 mln złotych (czyli 1,00 zł na akcję).

Nakłady inwestycyjne wyniosły około 7 009 mln złotych.

Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 31 grudnia 2019 roku wyniosło około 11 415 mln złotych.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w 2019 roku wyniosła 246,1 zł/MWh.

Zastrzeżenie: Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej PGE jest nadal przedmiotem audytu przez biegłego rewidenta. Publikacja skonsolidowanego raportu za rok 2019 nastąpi 10 marca 2020 roku.

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

kom espi zdz

Ok. godz. 14.20 kurs PGE zniżkuje ok. 1,5 proc. W tym czasie WIG 20 rośnie ok. 1,7 proc. Od początku 2020 roku kurs PGE stracił ponad 15 proc.

Wicepremier Jacek Sasin poinformował we wtorek w RMF FM, że spółki Skarbu Państwa nie będą więcej sprowadzać węgla z zagranicy. Jak powiedział, spośród państwowych spółek węgiel importowały PGE i Węglokoks. Zauważył, że węgiel sprowadzają z zagranicy firmy prywatne, bo jest konkurencyjny pod względem jakości i ceny.

"Minister przyznaje, że jakość importowanego węgla jest lepsza, a cena niższa w porównaniu z polskim węglem. Jednocześnie właściciel chce, by PGE zaprzestała zakupów węgla z zagranicy, co oceniamy jako potencjalnie negatywny czynnik dla wyceny spółki" - ocenił Paweł Puchalski, analityk Santander BM.

"Decyzja Skarbu Państwa, większościowego akcjonariusza PGE, może spowodować obniżenie wyników i wolnych przepływów pieniężnych PGE, m.in. ze względu na wyższe ceny węgla i większy wolumen wytwarzania energii elektrycznej z węgla kamiennego kosztem węgla brunatnego (negatywne dla marż PGE). Oceniamy więc tę decyzję jako negatywną dla mniejszościowych akcjonariuszy" - dodał.

Paweł Puchalski zauważył, że Ministerstwo Aktywów Państwowych sugerowało niedawno stworzenie wielosektorowych, narodowych czempionów. MAP sygnalizowało też potrzebę konsolidacji polskiego sektora wydobywczego.

"Mając to na uwadze, w świetle obecnej potencjalnie trudnej sytuacji PGG (na bazie raportu NIK) nie możemy wykluczyć ryzyk związanych dokapitalizowaniem PGG przez obecnych akcjonariuszy bądź jakiejś formy konsolidacji PGE i PGG" - powiedział analityk Santander BM.

Najwyższa Izba Kontroli opublikowała w ubiegłym tygodniu raport dotyczący Polskiej Grupy Górniczej, w którym oceniła, że restrukturyzacja spółki nie przyniosła oczekiwanych efektów, firma nie jest przygotowana do dekoniunktury i może stracić zdolność do obsługi blisko 2,5 mld zł zadłużenia z tytułu obligacji.

Od piątku w PGG trwa pogotowie strajkowe, ogłoszone przez 13 działających w tej największej górniczej spółce central związkowych. Strona społeczna domaga się m.in. podwyżek płac i korzystniejszych zasad wypłaty nagrody rocznej za ubiegły rok - tzw. czternastej pensji. Związkowcy sprzeciwiają się też - jak napisali - planom "cichej likwidacji kopalń" oraz protestują przeciwko nieodbieraniu całości zakontraktowanego węgla przez energetykę, co skutkuje zmniejszeniem przychodów PGG.

PGG zapewnia, że dąży do wzrostu sprzedaży tego surowca i zapowiada sukcesywne zmniejszanie stanu zwałów. Kluczowe jest jednak odbieranie zamówionego węgla przez elektrownie.

Zapowiedź wicepremiera, ministra aktywów państwowych Jacka Sasina o wycofaniu się spółek Skarbu Państwa z importowania węgla na potrzeby polskiej energetyki została przyjęta "z satysfakcją" przez WZZ "Sierpień 80".

"Mamy nadzieję, że wkrótce strona rządowa i strona społeczna usiądą do wspólnych rozmów, aby rozwiązać kolejne problemy polskiego górnictwa i energetyki, a przede wszystkim, aby wypracować konieczne do przeprowadzenia systemowe rozwiązania dalszego wspólnego funkcjonowania branży wydobywczej i energetyki. Jesteśmy do tych rozmów przygotowani" - napisał w oświadczeniu Bogusław Ziętek, przewodniczący WZZ "Sierpień 80". (PAP Biznes)

pel/ ana/

W projekcie ustawy znalazł się zapis o pełnym zrekompensowaniu tegorocznych 12-procentowych podwyżek rachunków za prąd do domów.

Z projektu ustawy wynika, że rekompensaty mają być wypłacane dopiero w przyszłym roku.

"Rekompensaty będą wypłacane w następnym roku, czyli wraz z pierwszym rachunkiem wystawianym za przyszły rok" - powiedział wicepremier.

Będzie to obejmowało nie tylko klientów spółek państwowych: PGE, Energa, Enea i Tauron, ale także prywatnych, jak działające w Warszawie Innogy.

Z rekompensaty skorzystają tylko ci klienci, których miesięczne zarobki nie przekraczają 7 tysięcy brutto, czyli mniej więcej 5100 złotych na rękę.

"Tak jak zapowiadałem, będzie ograniczenie polegające na tym, że rekompensaty będą skierowane do osób mieszczących się w pierwszym progu podatkowym. Oczywiście chodzi o osobę, na którą rachunek jest wystawiany" - powiedział Jacek Sasin.

Budżet państwa ma na to wydać maksymalnie około 3 mld zł. (PAP Biznes)

pr/ gor/

"Mogę zadeklarować, że spółki Skarbu Państwa nie będą więcej sprowadzać węgla z zagranicy" - powiedział Sasin w radiu RMF FM.

Wskazał, że ze spółek Skarbu Państwa węgiel importowały PGE i Węglokoks.

"Jeśli chodzi o PGE, zawarte umowy jeszcze zmuszają do przyjęcia pewnej ilości. W tym roku te dostawy zostały zamrożone. Chcemy przede wszystkim opierać się na polskim węglu" - powiedział wicepremier.

Zauważył, że węgiel sprowadzają z zagranicy firmy prywatne, bo jest konkurencyjny pod względem jakości i ceny.

"Możemy tak racjonalizować sytuację w spółkach wydobywczych, by węgiel był tańszy, by wydobywać węgiel lepszej jakości, by spróbować lepiej go sprzedawać. W tym kierunku będziemy działać" - powiedział Sasin. (PAP Biznes)

pel/ asa/

PGE Dystrybucja miała 219.123 klientów, którym dostarczyła prąd po cudzej sieci.

Energa Operator pozyskała 14.670 klientów i obsługuje 197.222 klientów TPA.

Tauron Dystrybucja pozyskał 14.325 klientów i obsługuje 238.220 klientów TPA.

Enea Operator pozyskała 2.278 klientów i obsługuje 115.972 klientów TPA.

URE podało, że liczba odbiorców TPA w gospodarstwach domowych wg stanu na koniec 2019 r. (grupa taryfowa G), wyniosła 657.223, a więc zwiększyła się od końca XII 2018 r. o 52.611, co stanowi wzrost o 8,7 proc. (PAP Biznes)

map/ osz/

"Wydaje się, że zniżkujący kurs akcji PGE jest wynikiem dyskontowania przez inwestorów oczekiwań, że rok 2020 będzie trudny, jeśli chodzi o wyniki finansowe spółki. Już po III kwartale 2019 r. spółka podawała, że w tym roku będą one pod presją. Największe znaczenie ma tutaj cena CO2 i wpływ tego kosztu na obniżenie rentowności wytwarzania energii elektrycznej. Spółka zakontraktowała na ten rok ceny emisji wyższe niż rok wcześniej, a dodatkowo w 2020 r. nie będzie już miała darmowych certyfikatów, którymi cieszyła się w latach ubiegłych" - powiedział PAP Biznes analityk Ipopema Securities Robert Maj.

Analityk wyjaśnił, że w latach 2013 - 2019 spółki energetyczne otrzymały darmowe kontrakty na emisję CO2 w ramach planu odejścia od energetyki opartej na węglu.

"Spółka podała również swoje plany inwestycyjne. Powstaje zatem pytanie, czy dla ich realizacji nie będzie musiało bardziej wzrosnąć zadłużenie" - dodał.

Analityk zwrócił także uwagę na trudną sytuację w Polskiej Grupie Górniczej, której PGE jest akcjonariuszem, rosnące wynagrodzenia oraz duże zwały węgla.

"W prasie pojawiają się również nieoficjalne informacje o możliwości zmuszenia elektrowni do odbierania węgla z kopalń, co wiązałoby się z dużymi i niepotrzebnymi wydatkami" - powiedział.

Najwyższa Izba Kontroli oceniła w piątkowym raporcie, że mimo dokapitalizowania przez inwestorów i wzrostu cen węgla restrukturyzacja Polskiej Grupy Górniczej (PGG) nie przyniosła oczekiwanych efektów. NIK dodała, że utrzymywanie nieefektywnego systemu wynagradzania oraz wysoki stan zatrudnienia rodzi ryzyko braku możliwości dostosowania kosztów w okresie dekoniunktury. (PAP Biznes)

kk/ osz/

"Wprawdzie po nabyciu przez PGG majątku produkcyjnego Kompanii Węglowej i Katowickiego Holdingu Węglowego udało się kontynuować działalność większości ich kopalń, jednak nie zmniejszono wysokich kosztów stałych produkcji, a wydajność pogarszała się. Mimo spadku wydajności wydobycia węgla (o 2 proc.), rosły średnie wynagrodzenia (o 13 proc.). Polska Grupa Górnicza (PGG) nie wykorzystała dogodnego momentu na stworzenie warunków dla prowadzenia rentownej, także w czasach gorszej koniunktury, działalności wydobywczej" - napisała NIK w komunikacie prasowym.

Polska Grupa Górnicza w 2016 r. kupiła majątek produkcyjny Kompanii Węglowej, a w 2017 r. Katowickiego Holdingu Węglowego, rozpoczynając w ten sposób działalność wydobywczą w 15 przejętych kopalniach.

"Powyższe zmiany własnościowe i działania organizacyjne stanowiły podstawę do restrukturyzacji nabytych kopalń. Sprzyjające okoliczności - znaczące dokapitalizowanie PGG przez inwestorów, a także wzrost cen węgla, wynikający z dobrej koniunktury gospodarczej w latach 2016-2018, dawały szanse na dokonanie głębokiej restrukturyzacji, przygotowującej spółkę na powtarzające się okresy dekoniunktury i ryzyka utraty płynności finansowej, jakie wielokrotnie dotykały górnictwo w latach 1990-2015" - napisano.

"NIK zaznacza, że przekształcenia związane z powstaniem Polskiej Grupy Górniczej, w oparciu o nabyty przez nią majątek produkcyjny Kompanii Węglowej i Katowickiego Holdingu Węglowego umożliwiły wprawdzie kontynuowanie działalności większości ich kopalń, jednak wysokie koszty stałe produkcji oraz pogarszająca się wydajność w spółce wskazuje, że cel w jakim powołano ten podmiot nie został osiągnięty" - dodano.

Izba zwraca uwagę, że PGG niewłaściwie wyceniła znaczną część nabytych aktywów KW i KHW, co zniekształcało obraz sytuacji majątkowej i finansowej spółki. Jak podano, wartość tych aktywów na poziomie całej spółki była niższa ok. 40 proc. w stosunku do wycen sporządzonych przez niezależnych rzeczoznawców majątkowych. W jednych kopalniach wyceny aktywów dokonane przez PGG były obniżone w stosunku do wycen rzeczoznawców, a w innych były zawyżone.

"Takie zaksięgowanie nabytych aktywów prowadziło do wypaczenia wysokości kosztów operacyjnych (amortyzacji). Powodowało to zawyżenie wyników finansowych netto spółki, w tym podwyższenie wyników finansowych netto kopalń potencjalnie słabszych oraz obniżenie wyników netto kopalń potencjalnie lepszych" - napisano.

NIK zauważa, że sytuację ekonomiczno-finansową PGG w latach 2016-2018 kształtowały głównie korzystna koniunktura i rosnące ceny zbytu węgla (w 2018 r. były one o ok. 50 proc. wyższe od cen w II kwartale 2016 r.) oraz kolejne wysokie dokapitalizowania spółki przez inwestorów (łącznie ponad 3,4 mld zł). Na wynik firmy wpływ miał także przyjęty sposób wyceny nabytego majątku oraz pozytywne efekty realizowanej restrukturyzacji.

Jednocześnie - jak zauważono - koszty stałe pozostawały wysokie i wzrastały, a dominującą ich część stanowiły wynagrodzenia, których wysokość nie była uzależniona od osiąganych wyników PGG.

W latach 2016-2018 wzrostowi średniego wynagrodzenia (o 13 proc.) towarzyszył spadek rocznej wydajności wydobycia na jednego zatrudnionego w spółce (o 2 proc.).

"Utrzymywanie nieefektywnego systemu wynagradzania oraz wysoki stan zatrudnienia własnych pracowników rodzi ryzyko braku możliwości dostosowania kosztów spółki do spadków cen węgla i przychodów w okresie dekoniunktury - w celu zachowania rentowności spółki oraz jej kopalń. Okoliczności te stwarzają także ryzyko utraty przez PGG zdolności do obsługi zadłużenia (spółka wyemitowała obligacje o wartości prawie 2,4 mld zł, których termin wykupu kończy się w 2028 r.), w sytuacji pogorszenia się koniunktury na rynku węgla - tak jak to miało miejsce w przeszłości w odniesieniu do innych podmiotów górniczych" - oceniła Najwyższa Izba Kontroli. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Przedmiotem umowy jest budowa w formule "pod klucz" dwóch bloków gazowo-parowych o mocy elektrycznej brutto 683 MWe każdy w Zespole Elektrowni Dolna Odra należącym do PGE. Konsorcjum wykonawców zobowiązało się do zakończenia prac do 11 grudnia 2023 roku.

Wartość umowy dotyczącej budowy bloków z tzw. opcją samostartu to 3,7 mld zł, z czego na Polimex Mostostal przypada 1,52 mld zł. Wartość dwunastoletniej umowy serwisowej bloków to 1,03 mld zł - będzie ona realizowana przez spółki z grupy GE.

Wykonawcy mają udzielić zamawiającemu gwarancji obejmującej okres 24 miesięcy oraz gwarancji przedłużonej na roboty budowlane, wynoszącej 60 miesięcy. Okresy gwarancyjne mogą zostać wydłużone w przypadkach określonych w umowie.

Wykonawcy mają ponadto wnieść zabezpieczenie należytego wykonania umowy w wysokości 10 proc. wynagrodzenia brutto.

W umowie przewidziano kary m.in. za niedotrzymanie terminu przyjęcia bloku do eksploatacji i za odstępstwa od poziomu gwarantowanego parametrów bloku. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 30 stycznia 2020 roku PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. ("PGE GiEK S.A."), spółka zależna od PGE, zawarła umowę ("Umowa") z konsorcjum firm w składzie: General Electric Global Services GmbH, Polimex Mostostal S.A. oraz General Electric International Inc. (zwanymi dalej "Wykonawcą").

Przedmiotem Umowy jest realizacja przez Wykonawcę w formule "pod klucz" budowy dwóch bloków gazowo-parowych o znamionowej mocy elektrycznej brutto 683 MWe każdy w PGE GiEK S.A. Oddział Zespół Elektrowni Dolna Odra (Blok 9 oraz Blok 10). Technologia ww. bloków będzie w układzie CCGT.

Zgodnie z zapisami Umowy, przekazanie do eksploatacji obu bloków ma nastąpić do dnia 11 grudnia 2023 r.

Wartość Umowy na budowę bloków wraz z opcją samostartu wynosi 3 701 092 633,13 zł netto. W powiązaniu z Umową zawarta została ponadto umowa o świadczenie usług serwisowych dla dwóch turbin gazowych przez okres 12 lat od dnia przekazania bloków do eksploatacji. Wartość umowy serwisowej wynosi 1 030 053 269,69 zł netto. Łączna wartość wszystkich zawartych umów wynosi 4 731 145 902,82 zł netto (5 819 309 460,47 zł brutto).

Umowa przewiduje kary umowne dla Wykonawcy związane m.in. z niedotrzymaniem terminu przekazania bloków do eksploatacji, niedotrzymaniem gwarantowanej mocy znamionowej, niedotrzymaniem gwarantowanego poziomu dyspozycyjności oraz niedotrzymaniem gwarantowanej średniej sprawności bloku netto. Łączna suma kar umownych, wynikających ze wszystkich tytułów przewidzianych Umową nie przekroczy 25 % wartości netto Umowy.

W przypadku odstąpienia od Umowy w całości lub w zakresie niewykonanej części z przyczyn, za które jedna ze stron ponosi odpowiedzialność zgodnie z Umową, druga strona jest uprawniona do obciążenia odpowiedzialnej strony karą umowną w wysokości 10 % wartości Umowy.

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

kom espi zdz

Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska we Wrocławiu na wniosek PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna 21 stycznia wydał decyzję "o środowiskowych uwarunkowaniach dla przedsięwzięcia polegającego na kontynuacji eksploatacji złoża węgła brunatnego +Turów+".

Władze czeskiego kraju (województwa) libereckiego zapowiedziały odwołanie od polskiej decyzji otwierającej drogę do rozbudowy kopalni „Turów”. Minister środowiska Czech Richard Brabec powiedział PAP, że strona polska niewystarczająco komunikuje się z partnerami.

Rzeczniczka PGE GiEK Sandra Apanasionek powiedziała w środę PAP, że koncern nie planuje powiększania odkrywki w kopalni „Turów”, lecz chce kontynuować wydobycie w obszarze, który został ustalony 25 lat temu. „Czesi wiedzą zatem od co najmniej 25 lat, że na terenie przygranicznym chcemy prowadzić prace górnicze” - powiedziała rzeczniczka.

Dodała, że prowadzone były szerokie konsultacje zarówno ze stroną czeską, jak i niemiecką. „Trwały one kilka lat. Bardzo obszernie został też przygotowany raport oddziaływania na środowisko. Zawiera on wszystkie oddziaływania, które kopalnia może powodować u naszych południowych i zachodnich sąsiadów; w tym bardzo obszerny fragment dotyczący kwestii wody, która jest najbardziej newralgiczna” - powiedziała Apanasionek.

Rzeczniczka podkreśliła, że poziom wód podziemnych w aspekcie oddziaływania odkrywki „Turów” jest od wielu lat monitorowany przez polsko-czeskie i polsko-niemieckie zespoły specjalistów.

„Sieć obejmuje ok. 550 otworów monitoringowych, a wyniki badań potwierdzają, że kopalnia nie powoduje odwodnienia w ujęciach wody pitnej wskazywanych jako zagrożone. W celu ochrony jedynego ujęcia wody pitnej w Uhelnej, na które KWB Turów może mieć oddziaływanie i które znajduje się w strefie brzeżnej Niecki Żytawskiej, podjęto działania nad opracowaniem i wdrożeniem technicznych sposobów ograniczenia wpływu odkrywki na to ujęcie wody” - podkreśliła Apanasionek.

Komentując decyzję Regionalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska we Wrocławiu, hetman (odpowiednik wojewody) kraju libereckiego Martin Puta zapowiedział: „Odwołamy się i zobaczymy, czy urząd we Wrocławiu uzna nas za uczestnika postępowania. Jeżeli nie, odwołamy się także od takiego kroku”. Dodał, że jego urząd jest gotowy do ewentualnego wstąpienia na drogę sądową. Uznał też, że decyzja o natychmiastowej wykonalności wydanej zgody środowiskowej, narusza prawodawstwo europejskie.

Kraj liberecki złożył już skargę do Komisji Europejskiej, wskazując na naruszenia w transgranicznym postępowaniu w ocenie oddziaływania na środowisko. Podkreślono, że postępowanie Polski jest niezgodne z prawem. Przedstawiciele rządu Czech i samorządu kraju libereckiego planują kolejne kroki prawne po uzyskaniu czeskich tłumaczeń dokumentów wydanych przez Regionalną Dyrekcji Ochrony Środowiska we Wrocławiu.

Rzeczniczka PGE GiEK podkreśliła, że przedmiotem postępowań transgranicznych, zgodnie z przepisami prawa wspólnotowego i krajowego, jest wyłącznie tzw. znaczące oddziaływanie na środowisko, jakie ma miejsce w obszarze kraju narażonego na to oddziaływanie. „Każdy rodzaj takiego oddziaływania był przedmiotem szczegółowej analizy na konsultacjach transgranicznych prowadzonych z ogromnym poziomem transparentności” - mówiła Apanasionek.

Kopalnia węgla brunatnego "Turów" pracuje głównie na potrzeby pobliskiej elektrowni, pokrywającej około 8 proc. zapotrzebowania na energię w Polsce. Polska Grupa Energetyczna, do której należy elektrownia i kopalnia „Turów”, planuje eksploatację złoża do 2044 r.

PGE GiEK podkreśla, że kontynuacja eksploatacji Kopalni „Turów” jest w chwili obecnej kluczowa z punktu widzenia zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski. Znajdujące się w niej pokłady węgla brunatnego są gotowe do wydobycia i zasilenia pobliskiej elektrowni, która jest w stanie dostarczyć energię elektryczną do około 2,3 mln gospodarstw - wskazuje koncern. Po zakończonej budowie nowego bloku energetycznego o mocy 500 MW w Elektrowni Turów, turoszowski kompleks energetyczny będzie mógł zasilić w prąd dodatkowy milion gospodarstw.(PAP)

pdo/ ptg/ drag/ asa/

Wydanie decyzji daje PGE zielone światło do rozpoczęcia prac nad projektem technicznym dla obu farm: Baltica 2 z umową przyłączeniową z PSE na 1498 MW oraz Baltica 3 z umową na 1045 MW.

Farmy zlokalizowane są w odległości ok. 30 km na północ od linii brzegowej na wysokości Ustki i Łeby w województwie pomorskim. Moc pojedynczej turbiny, która zostanie zainstalowana na etapie realizacji projektów, może wahać się między 10 a 13 MW w zależności od rozwoju technologii i wybranego wariantu.

20 grudnia 2019 roku PGE i duński koncern Orsted podpisały wstępne porozumienie opisujące ramy współpracy przy transakcji nabycia przez duński koncern 50 proc. udziałów w projektach budowy morskich farm wiatrowych Baltica 3 i Baltica 2 na Bałtyku.

Docelowo PGE zamierza sprzedać wybranemu partnerowi strategicznemu po 50 proc. udziałów w dwóch spółkach – Baltica 3 i Baltica 2 – a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture. Celem współpracy jest także zbudowanie kompetencji przez PGE Baltica, aby w przyszłości firma mogła sama realizować projekty offshore.

Harmonogram działań przewiduje kilkuletni okres na przygotowanie projektu technicznego oraz uzyskanie pozwolenia na budowę. Energia z pierwszej wybudowanej farmy wiatrowej – Baltica 3 – może popłynąć do sieci około 2026 roku.

Okres eksploatacji Morskiej Farmy Wiatrowej Baltica 2 i 3 przewidywany jest co najmniej na 25 lat. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Dla okresu letniego, obejmującego okres od 1 kwietnia do 30 września 2020 r. pozyskano łącznie od 683,7 do 764,5 MW mocy gwarantowanej. Natomiast na okres zimowy, obejmujący okres od 1 lutego do 31 marca oraz od 1 października do 30 listopada 2020 r., zakontraktowano 612 MW mocy gwarantowanej. To oznacza, że o tyle będzie można zredukować pobór z sieci na polecenie operatora systemu przesyłowego.

PSE zawarły umowy dla obydwu okresów z sześcioma firmami:

- ArcelorMittal Warszawa

- CMC Poland

- Enel X Polska

- Enspirion

- PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna

- Tauron Polska Energia

Jak podano, Program Gwarantowany w okresie letnim będzie realizowany na terenie całego kraju, z wyłączeniem pięciu niewielkich obszarów, dla których umowy zostały podpisane wcześniej. Program Gwarantowany w okresie zimowym obejmuje całą Polskę.

Usługi DSR to usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP polegające na zmniejszeniu poboru mocy przez odbiorców energii elektrycznej w wybranych godzinach. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Potwierdzamy, że Komisja Europejska otrzymała skargę z regionu Liberec" - poinformowała PAP Ana Crespo Parrondo ze służb prasowych KE. Służby KE analizują obecnie skargę i zamierzają odpowiedzieć Czechom. Unijne regulacje nie wyznaczają terminu udzielenia odpowiedzi.

O sprawie poinformowała agencja CTK. Jak wskazała, Czesi zdecydowali się na skargę, uznając polskie działania za "nielegalne".

"Obecnie Polska nie współpracuje z władzami czeskimi, próbując ominąć spór między Republiką Czeską a społeczeństwem w związku z rozbudową górnictwa" - powiedział w środę dziennikarzom rzecznik władz kraju libereckiego Filip Trdla.

Wyraził nadzieję, że KE będzie aktywnie wspierać wysiłki Republiki Czeskiej na rzecz ochrony źródeł wody pitnej po czeskiej stronie granicy.

Mieszkańcy kraju libereckiego z miast i wsi w strefie przygranicznej zbierają podpisy pod petycją, w której sprzeciwiają się rozbudowie kopalni Turów. Ma ona zostać wysłana do Parlamentu Europejskiego.

„Uważam, że do końca stycznia uda nam się zebrać co najmniej 5000 podpisów” - powiedział hetman (odpowiednik wojewody) kraju libereckiego Martin Puta, cytowany przez CTK.

W listopadzie ministerstwo środowiska Czech poinformowało na swoich stronach internetowych o negatywnym stanowisku wobec poszerzenia kopalni Turów.

Kopalnia węgla brunatnego Turów pracuje głównie na potrzeby pobliskiej elektrowni, pokrywającej około 8 proc. zapotrzebowania na energię w Polsce. PGE, do której należy i elektrownia, i kopalnia, planuje eksploatację złoża do 2044 r. (PAP)

luo/ kar/ mhr/

Konkurs dotyczy stanowiska prezesa spółki i pięciu wiceprezesów: ds. finansowych, operacyjnych, handlowych, korporacyjnych i innowacji.

Termin przyjmowania zgłoszeń mija 31 stycznia 2020 r. o godz. 15.00. Otwarcie kopert nastąpi 4 lutego. Rozmowy kwalifikacyjne odbędą się w dniach 11–12 lutego 2020 r. (PAP Biznes)

pel/ map/ asa/

Oznacza to wzrost o 175,7 proc. rok do roku i o 9,6 proc. w porównaniu do początku grudnia.(PAP Biznes)

pel/ ana/

PGE podała, że inwestycja obejmuje trzy farmy wiatrowe: Starza, Rybice i Karnice II (tworzących wspólnie projekt Klaster) o łącznej mocy zainstalowanej do 97 MW.

Umowa obejmuje współfinansowanie projektu budowy farm wiatrowych na lądzie realizowanego przez PGE Energia Odnawialna – spółkę odpowiedzialną za rozwój odnawialnych źródeł energii w ramach grupy PGE. EBI udostępni PGE celową linię kredytową na okres do 17 lat na kwotę stanowiącą ok. 50 proc. wartości projektu. Kredyt pozyskany został jako finansowanie projektów, które są w 100 proc. kwalifikowalne w ramach celu EBI dotyczącego działań na rzecz ochrony klimatu (takich jak np. trzy farmy wiatrowe na lądzie).

"Przy wsparciu EBI zmierzamy do zakończenia inwestycji w nowe moce wiatrowe na lądzie. Naszą ambicją jest osiągnięcie 25 proc. udziału w krajowej produkcji energii elektrycznej z odnawialnych źródeł w 2030 r. Zamierzamy osiągnąć ten cel m. in. dzięki realizacji kolejnych zielonych inwestycji. Do 2026 r. ma powstać nasza pierwsza farma wiatrowa na Morzu Bałtyckim o mocy 1 GW, a do 2030 r. w ramach naszego morskiego projektu zamierzamy uruchomić kolejne 1,5 GW mocy. Do tego czasu planujemy również wybudowanie do 2,5 GW mocy w fotowoltaice" - powiedział cytowany w komunikacie Henryk Baranowski, prezes PGE Polskiej Grupy Energetycznej.

Nakłady inwestycyjne na projekt budowy kompleksu farm wiatrowych Klaster szacowane są na 545 mln zł. Realizacja inwestycji pozwoli zwiększyć łączną moc zainstalowaną farm wiatrowych PGE o 18 proc. do blisko 650 MW. (PAP Biznes)

seb/ ana/

"Z pewnością kwestia udzielenia koncesji dla spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, zarówno dla złoża Złoczew jak i dla Turowa, jest bardzo ważna i będą podejmowane naprawdę bardzo intensywne działania, by ta koncesja została udzielona" - powiedział w piątek wiceminister dziennikarzom w Katowicach.

Dodał, że w minionym tygodniu odbyło się spotkanie z udziałem zarządu spółki PGE GiEK, na którym - jak relacjonował Gawęda - "omówiono główne cele i działania, które zmierzają do tego, żeby pozyskać koncesję zarówno dla Złoczewa, jak i dla Turowa". Wiceminister nie podał szczegółów planowanych działań.

"To jest proces, który jest w biegu. W przypadku Turowa strona czeska zgłosiła pewne swoje zastrzeżenia - one są w tej chwili poddane analizie prawnej, W związku z tym trudno mówić na tym etapie o wyniku" - powiedział Gawęda, podkreślając determinację swojego resortu w dążeniu do eksploatacji obu złóż.

Zasoby złoża Złoczew, rozciągające się na przestrzeni ok. 10 km na terenie kilku gmin, szacowane są na kilkaset milionów ton węgla brunatnego. W opinii władz lokalnych w kontekście wyczerpania złoża Bełchatów, którego zasoby mają być wykorzystane do 2038 roku, uruchomienie odkrywki w Złoczewie warunkuje dalszy rozwój południowo-zachodniej części regionu łódzkiego.

Przeciwko eksploatacji węgla brunatnego ze złoża Złoczew są ekolodzy, którzy sprzeciwiają się także rozbudowie kopalni odkrywkowej w Turowie. Trwa procedura środowiskowa i konsultacje społeczne (także transgraniczne) dotyczące tego drugiego przedsięwzięcia.(PAP)

mab/ skr/ gor/

W piątek prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla spółki PGE Obrót na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Taryfa G będzie obowiązywała od 18 stycznia do 31 marca 2020 r.

Jak podał URE, łączne rachunki odbiorców energii w gospodarstwach domowych (grupa G11), dla klienta PGE Obrót w sieci PGE Dystrybucja, będą wyższe średnio o 10,5 - 11 proc.

"W związku z powyższym, na podstawie MSR 37 Rezerwy, zobowiązania warunkowe i aktywa warunkowe, w segmencie Obrót zidentyfikowana została konieczność zawiązania rezerwy na umowy rodzące obciążenia. Wartość rezerwy, oszacowana dla całego roku 2020, zostanie ujęta w IV kwartale 2019 r. i wyniesie ok. 220-260 mln zł" - napisano w komunikacie.

Jednocześnie PGE zastrzegła, że wysokość rezerwy może ulec zmianie, a jej ostateczna wartość zostanie zaprezentowana w raporcie grupy za 2019 rok.

Spółka, wraz z audytorem, będzie analizowała wpływ piątkowej decyzji na skonsolidowane wyniki Grupy PGE zgodnie z Międzynarodowymi Standardami Rachunkowości. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE", "Spółka") informuje, że w dniu 3 stycznia 2020 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla spółki PGE Obrót S.A. (spółka zależna od PGE) na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Taryfa G będzie obowiązywała od 18 stycznia do 31 marca 2020 r.

W związku z powyższym, na podstawie MSR 37 Rezerwy, zobowiązania warunkowe i aktywa warunkowe, w segmencie Obrót zidentyfikowana została konieczność zawiązania rezerwy na umowy rodzące obciążenia. Wartość rezerwy, oszacowana dla całego roku 2020, zostanie ujęta w IV kwartale 2019 r. i wyniesie ok. 220-260 mln zł. Jednocześnie PGE zastrzega, że wysokość rezerwy może ulec zmianie, a jej ostateczna wartość zostanie zaprezentowana w raporcie okresowym Grupy Kapitałowej PGE za 2019 rok.

Spółka, wraz z audytorem, będzie analizowała wpływ na skonsolidowane wyniki Grupy PGE zgodnie z Międzynarodowymi Standardami Rachunkowości.

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

kom espi zdz

Zawarcie kontraktu na budowę bloków planowane jest do końca lutego 2020 r.

PGE podała, że termin rozpoczęcia prac projektowych zostanie określony po zawarciu kontraktu i po opracowaniu szczegółowego harmonogramu realizacji zadania.

Zgodnie z warunkami określonymi w Specyfikacji Istotnych Warunków Zamówienia, PGE GiEK oczekuje, że przekazanie nowych jednostek do eksploatacji nastąpi w grudniu 2023 roku.

Zarząd PGE wskazał, że planowane bloki gazowo-parowe w Elektrowni Dolna Odra znalazły się wśród jednostek wytwórczych, które uzyskały 17-letni kontrakt w aukcji głównej rynku mocy na rok dostaw 2024. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 3 stycznia 2020 r. zarząd PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. ("PGE GiEK", spółka zależna od PGE) podjął decyzję o akceptacji wyboru oferty konsorcjum w składzie General Electric Global Services GmbH (Lider konsorcjum), Polimex Mostostal S.A. oraz General Electric International Inc. złożonej w postępowaniu pn. "Budowa dwóch bloków gazowo-parowych w PGE GiEK S.A. Oddział Zespół Elektrowni Dolna Odra". Wartość oferty na budowę bloków wynosi ok. 3,70 mld zł netto, a wartość powiązanej 12-letniej umowy serwisowej wynosi ok. 1,03 mld zł netto.

Zawarcie kontraktu na budowę bloków planowane jest do końca lutego 2020 r. Termin rozpoczęcia prac projektowych zostanie określony po zawarciu kontraktu i po opracowaniu szczegółowego harmonogramu realizacji zadania. Zgodnie z warunkami określonymi w Specyfikacji Istotnych Warunków Zamówienia, PGE GiEK S.A. oczekuje, że przekazanie nowych jednostek do eksploatacji nastąpi w grudniu 2023 roku. Zarząd PGE wskazuje, że planowane bloki gazowo-parowe w Elektrowni Dolna Odra znalazły się wśród jednostek wytwórczych, które uzyskały 17-letni kontrakt w aukcji głównej rynku mocy na rok dostaw 2024.

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

kom espi zdz

"Prezes Urzędu Regulacji energetyki zakończył ostatnie postępowanie w sprawie taryf na sprzedaż energii elektrycznej dla odbiorców w gospodarstwach domowych w 2020 roku i zatwierdził taryfę PGE Obrót. Tym samym zatwierdzone zostały już taryfy wszystkich czterech przedsiębiorców pełniących funkcję tzw. sprzedawców z urzędu" - napisano w komunikacie.

"W wyniku wnioskowanych przez przedsiębiorców, a zatwierdzonych w grudniu 2019 i styczniu br. przez prezesa URE nowych taryf, w 2020 roku rachunki odbiorców energii w gospodarstwach domowych (grupa G11) będą wyższe o ok. 9 złotych miesięcznie. Dla odbiorców w grupach taryfowych G12, zużywających znacznie więcej energii elektrycznej niż przeciętny odbiorca, nominalny wzrost opłat za energię będzie odpowiednio wyższy. Średni wzrost płatności dla wszystkich grup taryfowych w gospodarstwach domowych wyniesie 11,6 proc." - dodano.

W połowie grudnia prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził taryfę Operatora Systemu Przesyłowego (PSE), pięciu największych dystrybutorów energii elektrycznej (tj. PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja, Enea Operator, Energa Operator, innogy Stoen Operator) oraz taryfę na sprzedaż energii sprzedawcy z urzędu – Tauron Sprzedaż. 30 grudnia zakończyły się postępowania w sprawie taryf dla spółek Enea i Energa Obrót.

Każdy z czterech sprzedawców może wprowadzić nowe stawki opłat za energię elektryczną dla gospodarstw domowych, w stosunku do których będzie stosował taryfę zatwierdzaną przez prezesa URE, najwcześniej po 14 dniach od ich opublikowania przez regulatora.

Oznacza to, że Tauron Sprzedaż mógł wprowadzić podwyżki od 1 stycznia br., Energa Obrót i Enea od 14 stycznia br., a PGE Obrót od 18 stycznia. Jednocześnie, nowe taryfy będą obowiązywały w terminach wnioskowanych przez przedsiębiorstwa: dla Enei i PGE Obrót - do 31 marca 2020 r., natomiast taryfy Energa Obrót i Tauron Sprzedaż – do końca 2020 roku.

Zestawienia zmiany płatności dla odbiorców w gospodarstwach domowych w 2020 r.:

* Dla Tauron i PGE łączne skutki dla obiorców podano w przedziałach ze względu na istniejące jeszcze zróżnicowanie stawek opłat w poszczególnych obszarach.

"Warto przypomnieć, że zgodnie z obowiązującymi przepisami, przedsiębiorstwa energetyczne (dystrybutorzy i sprzedawcy) mogą wnioskować o zmianę obowiązującej w danym okresie taryfy zawsze wtedy, gdy uznają to za uzasadnione warunkami rynkowymi i zmianą kosztów prowadzenia działalności. W takich sytuacjach Prezes URE prowadzi postępowanie taryfowe dokładnie tak samo jak pod koniec każdego roku, analizując zasadność wnioskowanych przez spółki zmian. W przypadku odmowy zatwierdzenia taryfy skutkującej jej wzrostem, spółka powinna stosować w rozliczeniach z odbiorcami ostatnią zatwierdzoną taryfę" - podał URE.

W Polsce energia elektryczna sprzedawana jest do ponad 15 milionów gospodarstw domowych.

Czterej sprzedawcy z urzędu, którym taryfy zatwierdza Prezes URE – tj. Enea, Energa Obrót, PGE Obrót i Tauron Sprzedaż - dostarczają prąd do ponad 13 milionów gospodarstw domowych, z czego ponad 75 proc. (9,7 mln) korzysta z cen taryfowych zatwierdzonych przez prezesa URE, a 3,4 mln korzysta z innych wolnorynkowych cenników tych sprzedawców prądu.

Pozostałe 2 miliony gospodarstw domowych to klienci innych spółek (np. innogy Polska, Tauron Sprzedaż GZE), dla których prezes URE nie zatwierdza taryf. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Prezes Urzędu Regulacji energetyki zakończył ostatnie postępowanie w sprawie taryf na sprzedaż energii elektrycznej dla odbiorców w gospodarstwach domowych w 2020 roku i zatwierdził taryfę PGE Obrót. Tym samym zatwierdzone zostały już taryfy wszystkich czterech przedsiębiorców pełniących funkcję tzw. sprzedawców z urzędu" - napisano w komunikacie.

"W wyniku wnioskowanych przez przedsiębiorców, a zatwierdzonych w grudniu 2019 i styczniu br. przez prezesa URE nowych taryf, w 2020 roku rachunki odbiorców energii w gospodarstwach domowych (grupa G11) będą wyższe o ok. 9 złotych miesięcznie. Dla odbiorców w grupach taryfowych G12, zużywających znacznie więcej energii elektrycznej niż przeciętny odbiorca, nominalny wzrost opłat za energię będzie odpowiednio wyższy. Średni wzrost płatności dla wszystkich grup taryfowych w gospodarstwach domowych wyniesie 11,6 proc." - dodano. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka", "PGE") niniejszym podaje do publicznej wiadomości daty przekazywania raportów okresowych Spółki w 2020 roku:

- Jednostkowy raport roczny PGE za 2019 rok oraz skonsolidowany raport roczny Grupy Kapitałowej PGE za 2019 rok - 10 marca 2020 roku,

- Skonsolidowany raport kwartalny za I kwartał 2020 roku - 12 maja 2020 roku,

- Skonsolidowany raport półroczny za pierwsze półrocze 2020 roku - 11 sierpnia 2020 roku,

- Skonsolidowany raport kwartalny za III kwartał 2020 roku - 9 listopada 2020 roku.

Ponadto Zarząd PGE informuje, iż "Skonsolidowane sprawozdanie z płatności na rzecz administracji publicznej za 2019 rok" zostanie przekazane 10 marca 2020 roku.

Jednocześnie Zarząd Spółki 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 PGE będą zawierały kwartalną informację finansową zawierającą informacje określone w § 66 ust. 1-4, ust. 5 zdanie pierwsze oraz ust. 9 Rozporządzenia.

Ponadto Zarząd Spółki informuje, że Spółka nie będzie publikować skonsolidowanego raportu kwartalnego za IV kwartał 2019 roku oraz skonsolidowanego raportu kwartalnego za II kwartał 2020 roku zgodnie z regulacją § 79 ust. 2 Rozporządzenia. Spółka nie będzie publikować również odrębnego raportu półrocznego zgodnie z § 62 ust. 3 Rozporządzenia.

Podstawa prawna: § 80 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).

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

kom espi zdz

Porozumienie, mające niewiążący charakter, będzie podstawą dalszych negocjacji pomiędzy PGE a Orsted, które mają doprowadzić do uzgodnienia szczegółowej dokumentacji transakcyjnej, obejmującej m.in. zakres współpracy przy realizacji projektów na etapie budowy, eksploatacji i utrzymania farm wiatrowych Baltica 3 i Baltica 2, zasady funkcjonowania wspólnego zespołu projektowego złożonego z przedstawicieli obu firm oraz podział ich kompetencji oraz ramy transakcji sprzedaży 50 proc. udziałów w dwóch spółkach: Elektrowni Wiatrowej Baltica-3 oraz Elektrowni Wiatrowej Baltica-2.

"Strony zasiądą teraz do negocjacji szczegółów potencjalnej transakcji. Ich przebieg i czas trwania będzie zarazem uzależniony od procesu tworzenia ram prawnych dla morskiej energetyki wiatrowej w Polsce" - napisano w komunikacie PGE.

PGE, poprzez spółkę celową PGE Baltica, realizuje program budowy trzech morskich farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim. Pierwsza to elektrownia wiatrowa Baltica-3 z umową przyłączeniową z PSE na 1045 MW, druga elektrownia Baltica-2, która w styczniu 2019 roku otrzymała od PSE propozycję technicznych warunków przyłączenia do KSE dla 1498 MW, a trzecia to Baltica-1 o planowanej mocy do 900 MW.

Docelowo PGE zamierza sprzedać wybranemu partnerowi strategicznemu po 50 procent udziałów w dwóch spółkach – EWB3 i EWB2 – a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture. Celem współpracy jest także zbudowanie kompetencji przez PGE Baltica, aby w przyszłości firma mogła sama realizować projekty offshore.

W grudniu 2018 roku PGE Baltica zaprosiła do rozmów potencjalnych partnerów biznesowych. Pod koniec stycznia 2019 roku zamknięto pierwszy etap wyboru, w którym zgłosiło się kilkanaście chętnych do negocjacji firm ze światowej branży offshore.

We wrześniu podczas Forum Ekonomicznego w Krynicy prezes PGE Henryk Baranowski potwierdził, że trwa kolejny etap wyboru partnera dla inwestycji w offshore – na liście negocjacyjnej były wówczas cztery firmy.

22 października zarząd PGE rozpoczął rozmowy z jednym podmiotem – firmą Orsted – dotyczące sprzedaży 50 proc. udziałów w dwóch projektach o łącznej mocy do 2,5 GW oraz określenia warunków współpracy przy ich realizacji. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"To kwestia indywidualnego podejścia, ale jeśli chcielibyśmy uśrednić i powiedzieć coś o skali podwyżek, to gdyby wniosek oscylował wokół 12 proc. łącznego rachunku, to prawdopodobnie byśmy go zaakceptowali" - powiedział prezes Gawin w radiu Tok FM.

Pytany, czy to oznacza, że podwyżka rachunku o 12 proc. byłaby uzasadniona, odpowiedział: "Tak oceniliśmy w przypadku Tauronu Sprzedaż".

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla jednego sprzedawcy z urzędu – Tauron Sprzedaż, na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc.

W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. URE nie zdecydowało jednak o zatwierdzeniu ich taryf. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż nie dostosowały się do wezwań regulatora i przedstawiły w kalkulacji taryfy koszty, które - w ocenie URE - nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i koszty zakupu energii.

Brak pozytywnej oceny wniosków taryfowych oznacza, że PGE, Enea oraz Energa nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki z taryfy na rok 2018.

Spółki mają teraz prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą np. skorygować swój wniosek taryfowy lub przedstawić nowy.

"Dialog jest otwarty i czekam na reakcje spółek" - powiedział prezes Gawin.

Pytany, czy zmiana taryf jest możliwa od lutego, odpowiedział: "Jeśli spółki przyjdą z wnioskami i będziemy w stanie skończyć postępowanie choćby do połowy stycznia, to przedsiębiorcy będą mieć prawo wprowadzić nowe taryfy choćby od 1 lutego".

Prezes URE poinformował, że jak dotąd nie był konsultowany w sprawie ewentualnego programu rekompensat dla odbiorców energii.(PAP Biznes)

pel/ ana/

PAWEŁ PUCHALSKI, ANALITYK SANTANDER BM:

"Tauron poinformował o konieczności zawiązania rezerwy w związku z zatwierdzeniem taryfy na 2020 rok. W mojej ocenie Spółka tym samym sama się przyznaje, że zawnioskowała o zbyt mało. Wpływ decyzji URE jest więc negatywny dla Tauronu, ale mogłem sobie wyobrazić dużo gorsze scenariusze, bo pojawiały się informacje, że nie będzie wzrostu cen, potem że wzrost wyniesie 5-10 proc.

Zakładam, że pozostałe spółki za tydzień-dwa skorygują swoje wnioski, by być tam, gdzie Tauron i wówczas należy mieć nadzieję, że wnioski zostaną zaakceptowane. Gdyby spółki miały stosować taryfę z 2018 roku przez cały przyszły rok, to straty na poziomie EBITDA wyniosłyby wiele setek milionów złotych. Zakładam więc, że stosowanie maksymalnie niekorzystnej taryfy z 2018 roku potrwa maksymalnie przez styczeń"

DM BDM (raport poranny):

"Ceny energii elektrycznej w jedynej zatwierdzonej taryfie Taurona wzrosną o ok. 20 proc. r/r, a ceny dystrybucji (średnio dla wszystkich OSD) wzrosną średnio o 3,1 proc. r/r. Cały rachunek w G podniesie się o ok. 12 proc. r/r. Oczywiście wzrost cen e.e. nawet na takim poziomie nie zrekompensuje wszystkich kosztów spółek obrotu, wynikających głównie ze wzrostu kosztów tzw. czarnej energii elektrycznej na TGE. Niemniej, po wypowiedziach ministra Sasina (brak wzrostu cen) czy Emilewicz (najpierw 5-7 proc., potem 7-10 proc. r/r) rynek mógł mieć obawy przed głębszym zamrożeniem cen.

Tylko Tauron uzyskał akceptację taryfy na sprzedaż energii elektrycznej. Pozostałe trzy spółki mają 14 dni na skorygowanie wniosków, a taryfa wejdzie w życie po kolejnych 14 dniach. Niemniej nawet 20 proc. r/r wzrost taryfy na sprzedaż energii nie zrekompensuje kosztów spółek obrotu, co Tauron potwierdził w ESPI z 17.12.2019 zawiązując 230-280 mln zł rezerw na +umowy rodzące obciążenia+ w 4Q’19. Efektywnie strata wyniesie więc ok. 48 zł/MWh.

Pozostałe spółki będą od stycznia stosować taryfy z 2018 roku (strata ok. 95 zł/MWh). W relacji do EBITDA czy kapitalizacji najwięcej straci oczywiście Energa (17 proc. EBITDA, 12 proc. kapitalizacji), a najmniej PGE (10 proc. EBITDA, 4 proc. kapitalizacji)"

MICHAŁ KOZAK, ANALITYK TRIGON DM:

"Spółki oczekiwały wyższych podwyżek, nie zgodziły się na propozycje URE i prawdopodobnie będą składać nowy wniosek taryfowy. Zakładają, że uda im się coś więcej zyskać niż to co zaproponował URE, a na co zgodził się Tauron. Pytanie, jak rynek to dyskontował, było wiele wypowiedzi polityków w ostatnim czasie"

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

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla jednego sprzedawcy z urzędu – Tauron Sprzedaż, na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc.

W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. URE nie zdecydowało jednak o zatwierdzeniu ich taryf. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż nie dostosowały się do wezwań regulatora i przedstawiły w kalkulacji taryfy koszty, które - w ocenie URE - nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i koszty zakupu energii.

Brak pozytywnej oceny wniosków taryfowych oznacza, że PGE, Enea oraz Energa nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki, które Prezes URE zatwierdził w ostatnim postępowaniu – tj. w taryfie na rok 2018.

Spółki mają teraz prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą np. skorygować swój wniosek taryfowy lub przedstawić nowy.

Prezes URE zatwierdził także taryfę Operatora Systemu Przesyłowego (PSE) oraz pięciu dystrybutorów energii elektrycznej. Jak podał URE, wzrost stawek dystrybucji dla grup G wyniósł średnio 3,1 proc. Oznacza to, że rachunki gospodarstw domowych (grupa G11) mogą wzrosnąć od 56 gr do 1,82 zł miesięcznie.

Od 1 stycznia 2020 roku łączny średni wzrost na rachunku klientów detalicznych obsługiwanych kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja) przez Tauron wyniesie ok. 12 proc. w stosunku do roku 2019, czyli nie więcej niż 9 zł miesięcznie.

Po sesji Tauron podał w komunikacie, że biorąc pod uwagę zatwierdzoną taryfę zidentyfikował konieczność utworzenia w czwartym kwartale 2019 r. rezerwy na umowy rodzące obciążenia w segmencie sprzedaży, która została wstępnie oszacowana na poziomie od 230 mln zł do 280 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ osz/

DM BDM (raport poranny):

"Ceny energii elektrycznej w jedynej zatwierdzonej taryfie Taurona wzrosną o ok. 20 proc. r/r, a ceny dystrybucji (średnio dla wszystkich OSD) wzrosną średnio o 3,1 proc. r/r. Cały rachunek w G podniesie się o ok. 12 proc. r/r. Oczywiście wzrost cen e.e. nawet na takim poziomie nie zrekompensuje wszystkich kosztów spółek obrotu, wynikających głównie ze wzrostu kosztów tzw. czarnej energii elektrycznej na TGE. Niemniej, po wypowiedziach ministra Sasina (brak wzrostu cen) czy Emilewicz (najpierw 5-7 proc., potem 7-10 proc. r/r) rynek mógł mieć obawy przed głębszym zamrożeniem cen.

Tylko Tauron uzyskał akceptację taryfy na sprzedaż energii elektrycznej. Pozostałe trzy spółki mają 14 dni na skorygowanie wniosków, a taryfa wejdzie w życie po kolejnych 14 dniach. Niemniej nawet 20 proc. r/r wzrost taryfy na sprzedaż energii nie zrekompensuje kosztów spółek obrotu, co Tauron potwierdził w ESPI z 17.12.2019 zawiązując 230-280 mln zł rezerw na +umowy rodzące obciążenia+ w 4Q’19. Efektywnie strata wyniesie więc ok. 48 zł/MWh.

Pozostałe spółki będą od stycznia stosować taryfy z 2018 roku (strata ok. 95 zł/MWh). W relacji do EBITDA czy kapitalizacji najwięcej straci oczywiście Energa (17 proc. EBITDA, 12 proc. kapitalizacji), a najmniej PGE (10 proc. EBITDA, 4 proc. kapitalizacji)"

MICHAŁ KOZAK, ANALITYK TRIGON DM:

"Spółki oczekiwały wyższych podwyżek, nie zgodziły się na propozycje URE i prawdopodobnie będą składać nowy wniosek taryfowy. Zakładają, że uda im się coś więcej zyskać niż to co zaproponował URE, a na co zgodził się Tauron. Pytanie, jak rynek to dyskontował, było wiele wypowiedzi polityków w ostatnim czasie"

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

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla jednego sprzedawcy z urzędu – Tauron Sprzedaż, na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc.

W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. URE nie zdecydowało jednak o zatwierdzeniu ich taryf. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż nie dostosowały się do wezwań regulatora i przedstawiły w kalkulacji taryfy koszty, które - w ocenie URE - nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i koszty zakupu energii.

Brak pozytywnej oceny wniosków taryfowych oznacza, że PGE, Enea oraz Energa nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki, które Prezes URE zatwierdził w ostatnim postępowaniu – tj. w taryfie na rok 2018.

Spółki mają teraz prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą np. skorygować swój wniosek taryfowy lub przedstawić nowy.

Prezes URE zatwierdził także taryfę Operatora Systemu Przesyłowego (PSE) oraz pięciu dystrybutorów energii elektrycznej. Jak podał URE, wzrost stawek dystrybucji dla grup G wyniósł średnio 3,1 proc. Oznacza to, że rachunki gospodarstw domowych (grupa G11) mogą wzrosnąć od 56 gr do 1,82 zł miesięcznie.

Od 1 stycznia 2020 roku łączny średni wzrost na rachunku klientów detalicznych obsługiwanych kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja) przez Tauron wyniesie ok. 12 proc. w stosunku do roku 2019, czyli nie więcej niż 9 zł miesięcznie.

Po sesji Tauron podał w komunikacie, że biorąc pod uwagę zatwierdzoną taryfę zidentyfikował konieczność utworzenia w czwartym kwartale 2019 r. rezerwy na umowy rodzące obciążenia w segmencie sprzedaży, która została wstępnie oszacowana na poziomie od 230 mln zł do 280 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc. - wynika ze słów Adama Dobrowolskiego, dyrektora departamentu rynków energii elektrycznej i ciepła Urzędu Regulacji Energetyki.

W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż przedstawiły w kalkulacji taryfy koszty, które - w ocenie URE - nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i ceny energii.

Niedostosowanie się do wezwań regulatora w toku prowadzonych postępowań administracyjnych powoduje brak pozytywnej oceny wniosku przedsiębiorstwa przez Prezesa URE, a w konsekwencji brak decyzji zatwierdzającej taryfę.

"W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (PGE, Enea, Energa) nie wydaliśmy jeszcze ostatecznej decyzji, decyzji odmownej. Poinformowaliśmy przedsiębiorstwa o zakończeniu postępowań dowodowych. Przedsiębiorcy mają prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą skorygować swój wniosek taryfowy, przedstawić nowy. Nie mogłem przychylić się do wniosków przedsiębiorstw, które pomimo kilku rund negocjacji nie zdecydowały się przystać na poziom taryf akceptowalny z punktu widzenia nadrzędnych celów regulacji" – powiedział prezes URE Rafał Gawin.

"Przekazane przez sprzedawców informacje oraz porównanie warunków funkcjonowania rynku energii elektrycznej w roku 2019 z przewidywaniami na rok 2020, nie uzasadniają, w naszej ocenie, oczekiwanego przez przedsiębiorstwa wzrostu przychodu" – dodał.

Prezes nie chciał powiedzieć, jakiej skali wzrostu taryfy sprzedażowej spółki oczekiwały. Poinformował, że oczekiwania były wyższe niż zatwierdzony w przypadku Tauronu Sprzedaż wzrost o 20 proc., a sam Tauron w trakcie postępowania skorygował swój wniosek, obniżając oczekiwania.

Brak pozytywnej oceny wniosków taryfowych oznacza, że PGE, Enea oraz Energa nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki, które Prezes URE zatwierdził w ostatnim postępowaniu – tj. w taryfie na rok 2018 (na 2019 nie było zatwierdzanych taryf z uwagi na decyzję rządu o zamrożeniu cen tzw. ustawą prądową). Zmiany w rozliczeniach od 1 stycznia 2020 r. mogą zatem wynikać jedynie ze zmiany taryfy dystrybutora energii elektrycznej.

"Analizując konsekwencje niezatwierdzenia taryf dla trzech z czterech sprzedawców, uważam, że skoro to przedsiębiorca – a więc profesjonalny uczestnik rynku, który najlepiej zna realia prowadzenia działalności gospodarczej – podejmuje decyzję o de facto zamrożeniu cen dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych i funkcjonowaniu w warunkach zwiększonego ryzyka, to pozostaje mi bacznie obserwować konsekwencje takiej decyzji dla przedsiębiorcy i funkcjonowania rynku" - powiedział prezes Rafał Gawin.

Pytany, czy jeśli spółki zdecydują się na korektę wniosków, jaki może być w ich przypadku wzrost taryf, odpowiedział: "Jeśli chodzi o wnioski taryfowe, to staramy się traktować wszystkich w taki sam sposób. Mogą być indywidualne uwarunkowania, ale w zasadzie nie powinny one mieć wpływu na wysokość taryfy. Nie spodziewałbym się tu specjalnych różnic, jeśli chodzi o poziom kosztów uzasadnionych. W konsekwencji taryfa powinna być na zbliżonym poziomie".

Zaznaczył, że decyzja o korekcie wniosku, czy złożeniu nowego należy do spółek.

"Jeśli sytuacja będzie się przedłużać, będziemy obserwować sytuację ekonomiczną przedsiębiorstw i może się zdarzyć, że wezwiemy do zatwierdzenia taryfy, ale to przede wszystkim decyzja przedsiębiorstw" - powiedział prezes Gawin.

Wskazał, że ewentualny wniosek URE będzie oceniać w świetle sytuacji na czas procedowania.

"Na dzień dzisiejszy nasza ocena jest taka, jak wynika z taryfy zatwierdzonej dla Tauron Sprzedaż. Jeśli będziemy analizować wnioski za miesiąc, czy dwa, ocena może być inna. Będziemy patrzeć na sytuację rynkową" - powiedział prezes URE.

Na całkowity koszt energii elektrycznej składają się koszty sprzedaży oraz koszty dystrybucji (transportu). Prezes URE akceptuje taryfy zarówno dla sprzedaży (tylko do odbiorców w gospodarstwach domowych korzystających z taryfy tzw. sprzedawcy z urzędu), jak i dystrybucji energii elektrycznej (dla wszystkich grup odbiorców).

W wyniku zmiany taryfy na obrót energią elektryczną odbiorcy energii w tzw. grupach G, dla których sprzedawcą z urzędu jest Tauron Sprzedaż, zapłacą za energię ok. 7 zł miesięcznie więcej (grupa G11).

Natomiast, jak podał URE, wzrost stawek dystrybucji dla grup G wyniósł średnio 3,1 proc. Oznacza to, że rachunki gospodarstw domowych (grupa G11) mogą wzrosnąć od 56 gr do 1,82 zł miesięcznie.

Natomiast w przypadku odbiorców w grupach taryfowych G12, zużywających średnio znacznie więcej energii elektrycznej niż przeciętny odbiorca, nominalny wzrost opłat za energię elektryczną będzie odpowiednio wyższy.

Oznacza to, że od 1 stycznia 2020 roku łączny średni wzrost na rachunku klientów detalicznych obsługiwanych kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja) przez Tauron wyniesie ok. 12 proc. w stosunku do roku 2019, czyli nie więcej niż 9 zł miesięcznie.

* Dla PGE i Tauron łączne skutki dla odbiorców podano w przedziałach ze względu na istniejące jeszcze zróżnicowanie stawek opłat w poszczególnych obszarach.

(PAP Biznes)

pel/ pr/ gor/

Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc. - wynika ze słów Adama Dobrowolskiego, dyrektora departamentu rynków energii elektrycznej i ciepła Urzędu Regulacji Energetyki.

W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż przedstawiły koszty, które nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i koszty energii.

Niedostosowanie się do wezwań regulatora w toku prowadzonych postępowań administracyjnych powoduje brak pozytywnej oceny wniosku przedsiębiorstwa przez Prezesa URE, a w konsekwencji brak decyzji zatwierdzającej taryfę.

"W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (PGE, Enea, Energa) nie wydaliśmy jeszcze ostatecznej decyzji, decyzji odmownej. Poinformowaliśmy przedsiębiorstwa o zakończeniu postępowań dowodowych. Przedsiębiorcy mają prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą skorygować swój wniosek taryfowy, przedstawić nowy. Nie mogłem przychylić się do wniosków przedsiębiorstw, które pomimo kilku rund negocjacji nie zdecydowały się przystać na poziom taryf akceptowalny z punktu widzenia nadrzędnych celów regulacji" – powiedział prezes URE Rafał Gawin.

"Przekazane przez sprzedawców informacje oraz porównanie warunków funkcjonowania rynku energii elektrycznej w roku 2019 z przewidywaniami na rok 2020, nie uzasadniają, w naszej ocenie, oczekiwanego przez przedsiębiorstwa wzrostu przychodu" – dodał.

Prezes nie chciał powiedzieć, jakiej skali wzrostu taryfy sprzedażowej spółki oczekiwały. Poinformował, że oczekiwania były wyższe niż zatwierdzony w przypadku Tauronu Sprzedaż wzrost o 20 proc.

Oznacza to, że przedsiębiorcy ci nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki, które Prezes URE zatwierdził w ostatnim postępowaniu – tj. w taryfie na rok 2018 (na 2019 nie było zatwierdzanych taryf z uwagi na decyzję rządu o zamrożeniu cen tzw. ustawą prądową). Zmiany w rozliczeniach od 1 stycznia 2020 r. mogą zatem wynikać jedynie ze zmiany taryfy dystrybutora energii elektrycznej.

Na całkowity koszt energii elektrycznej składają się koszty sprzedaży oraz koszty dystrybucji (transportu). Prezes URE akceptuje taryfy zarówno dla sprzedaży (tylko do odbiorców w gospodarstwach domowych korzystających z taryfy tzw. sprzedawcy z urzędu), jak i dystrybucji energii elektrycznej (dla wszystkich grup odbiorców).

W wyniku zmiany taryfy na obrót energią elektryczną odbiorcy energii w tzw. grupach G, dla których sprzedawcą z urzędu jest Tauron Sprzedaż, zapłacą za energię ok. 7 zł miesięcznie więcej (grupa G11).

Natomiast wzrost stawek dystrybucji dla grup G wyniósł średnio 3,1 proc. Oznacza to, że rachunki gospodarstw domowych (grupa G11) mogą wzrosnąć od 56 gr do 1,82 zł miesięcznie.

Natomiast w przypadku odbiorców w grupach taryfowych G12, zużywających średnio znacznie więcej energii elektrycznej niż przeciętny odbiorca, nominalny wzrost opłat za energię elektryczną będzie odpowiednio wyższy.

Oznacza to, że od 1 stycznia 2020 roku łączny średni wzrost na rachunku klientów detalicznych obsługiwanych kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja) przez Tauron wyniesie ok. 12 proc. w stosunku do roku 2019, czyli nie więcej niż 9 zł miesięcznie.

* Dla PGE i Tauron łączne skutki dla odbiorców podano w przedziałach ze względu na istniejące jeszcze zróżnicowanie stawek opłat w poszczególnych obszarach.

(PAP Biznes)

pel/ pr/ gor/

PGE podała, że zakontraktowane zostało łącznie 5.070 MW obowiązku mocowego dla jednostek należących do grupy PGE, w tym 1.335 MW dla jednostek nowych (z umową mocową na 17 lat), 3.695 MW dla jednostek modernizowanych (w tym 3.330 MW z umową mocową na 5 lat oraz 365 MW z umową mocową na 7 lat) oraz 40 MW dla niepotwierdzonej 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.

Jak podano, łączny zakontraktowany przez jednostki należące do grupy PGE wolumen obowiązków mocowych na rok 2024, z uwzględnieniem kontraktów wieloletnich zawartych w aukcji na rok 2021 wynosi 9.713 MW.

Wcześniej spółka podawała, że w wyniku aukcji rynku mocy na rok 2024 zakontraktowała łącznie nie mniej niż 4.332 MW obowiązku mocowego.

Aukcja główna na rynku mocy na rok 2024 zakończyła się w rundzie piątej.

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2024 wynosi 8.671,154 MW. (PAP Biznes)

doa/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 36/2019, Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 10 grudnia 2019 r. PSE S.A. podała do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji głównej rynku mocy na rok 2024, w tym cenę zamknięcia aukcji mocy, która wynosi 259,87 PLN/kW/rok. Cena obowiązku mocowego dla wieloletnich umów mocowych podlegać będzie corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych.

Jednocześnie Zarząd PGE informuje, że ostatecznie zakontraktowane zostało łącznie 5 070 MW obowiązku mocowego dla jednostek należących do grupy PGE, w tym:

- 1 335 MW dla jednostek nowych (z umową mocową na 17 lat)

- 3 695 MW dla jednostek modernizowanych (w tym 3 330 MW z umową mocową na 5 lat oraz 365 MW z umową mocową na 7 lat)

- 40 MW dla niepotwierdzonej 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. PGE zaktualizuje niniejszy raport jedynie w przypadku, gdy ostateczne wyniki aukcji mocy będą istotnie różnić się od wyników wstępnych.

Łączny zakontraktowany przez jednostki należące do Grupy PGE wolumen obowiązków mocowych na rok 2024, z uwzględnieniem kontraktów wieloletnich zawartych w aukcji na rok 2021 wynosi 9 713 MW.

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

kom espi zdz

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2024 wynosi 8 671,154 MW. (PAP Biznes)

epo/ ana/

W komunikacie podano, że zakończenie prac ustalono na 29 kwietnia 2022 r. (PAP Biznes)

doa/ ana/

Analitycy Santander BM Paweł Puchalski i Michał Sopiel są zdania, że pomysł "narodowych wielosektorowych czempionów", jak określił je minister aktywów państwowych Jacek Sasin, może być rozszerzony i wezwanie na akcje Energi może być dopiero pierwszym krokiem w jego realizacji.

"Uważamy, że następnym celem akwizycyjnym może być zadłużony Tauron i widzimy trzech kandydatów do takiego przejęcia - Enea, KGHM i PGNiG" - napisali analitycy Santander BM w raporcie.

W ich opinii najbardziej prawdopodobnym scenariuszem mogłoby być przejęcie Tauronu przez PGNiG.

"Uważamy, że wezwanie ze strony Enei nie gwarantowałoby długoterminowego bezpieczeństwa, gdyż nowa grupa byłaby nadal narażona na te same czynniki ryzyka segmentu energetycznego. Wezwanie na Tauron ze strony KGHM, choć realistyczne w związku ze wspólnym dla obu spółek celem rozwoju segmentu OZE, oznaczałoby powstanie nowej grupy ze wskaźnikiem dług netto/EBITDA na poziomie niewiele niższym niż 3,0x" - napisali.

"W tej sytuacji Ministerstwo Aktywów Państwowych może próbować rozwiązać problem wysokiego zadłużenia Tauronu przez przejęcie go przez PGNiG" - dodali.

Do zalet ewentualnego przejęcia Tauronu przez PGNiG Paweł Puchalski i Michał Sopiel zaliczają znaczącą redukcję wskaźnika dług netto/EBITDA w nowej grupie (wobec obecnych wskaźników Tauronu), co rozwiązałoby problem kowenantów Tauronu w krótkim i długim terminie oraz pozytywny wpływ akwizycji na wskaźniki P/E i EV/EBITDA dla PGNIG po transakcji.

Z kolei wśród wad analitycy Santander BM wyróżniają znaczną zmianę strategii PGNiG i odejście od podstawowego biznesu dla gazowej spółki w momencie ważnych zmian w strukturze geograficznej dostaw surowca.

W czwartek po sesji PKN Orlen niespodziewanie ogłosił wezwanie do sprzedaży 100 proc. akcji gdańskiego koncernu energetycznego Energa. Za jedną akcję spółki zaoferował 7 zł.

Prezes PKN Orlen Daniel Obajtek poinformował, że planowana transakcja przejęcia Energi wpisuje się w obowiązującą strategię Orlenu, zakładającą budowę silnego multienergetycznego koncernu. Dodał, że Orlen może rozważyć w przyszłości kolejne akwizycje po Grupie Lotos i Enerdze, ale zapewnił, że jakiekolwiek plany fuzji nie zmienią polityki dywidendowej płockiej grupy.

Akcjonariusze mniejszościowi negatywnie odebrali zamiar przejęcia Energi, gdyż obawiają się zaangażowania Orlenu w sektor górniczy, a także w budowę opalanego węglem bloku energetycznego w Ostrołęce. Co prawda przedstawiciele Orlenu przekonywali w piątek, że strategia koncernu nie zakłada wejścia w sektor górniczy, a technologia węglowa nie jest ich ulubiona, ale akcje płockiej spółki straciły w piątek ponad 6 proc.

Wicepremier i minister aktywów państowych Jacek Sasin ocenia, że tworzenie wielosektorowych, narodowych czempionów wpisuje się w politykę gospodarczą rządu. Wskazał, że jednym z celów powstania Ministerstwa Aktywów Państwowych było pełne wykorzystanie potencjału spółek Skarbu Państwa, między innymi poprzez stworzenie warunków do ich komplementarnej konsolidacji. Jacek Sasin zapowiedział, że MAP przeanalizuje wezwanie PKN Orlen na akcje Energi pod kątem korzyści dla Skarbu Państwa.

Zamiary konsolidacji aktywów państowowych zaskoczyły giełdowych inwestorów. Podczas piątkowej sesji mocno zniżkowały akcje większości największych koncernów z udziałem Skarbu Państwa. Po kilka procent wartości straciły m.in. PGE, PGNiG i KGHM. Zyskiwały na wartości koncerny energetyczne Energa, Enea i Tauron, a także Grupa Azoty. (PAP Biznes)

pr/

"Budowa nowych kogeneracyjnych urządzeń, wykorzystujących technologię gazową, pozytywnie wpłynie nie tylko na efektywność energetyczną wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w naszej elektrociepłowni, ale też odegra ważną rolę w walce o czyste powietrze w Zgierzu" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Grzegorz Dolecki, dyrektor PGE Energia Ciepła Oddział Elektrociepłownia w Zgierzu.

W Zgierzu planowana jest budowa bloku kogeneracyjnego w oparciu o silniki gazowe o mocy ok. 19 MWe i 16 MWt. Układ kogeneracyjny będzie uzupełniony instalacją kolektorów słonecznych. Powstanie także kocioł wodny gazowo – olejowy.

PGE Energia Ciepła, spółka grupy PGE, jest największym w Polsce producentem energii elektrycznej i ciepła, wytwarzanych w procesie wysokosprawnej kogeneracji. Posiada ok. 25 proc. udziału w rynku ciepła z kogeneracji, 14 elektrociepłowni (o mocy cieplnej 7,4 GWt mocy elektrycznej 4,2 GWe) i sieci ciepłownicze o długości 592 km. PGE Energia Ciepła produkuje i dostarcza ciepło dla dużych polskich miast, wśród których znajdują się: Kraków, Gdańsk, Gdynia, Wrocław, Rzeszów, Lublin, Bydgoszcz i Kielce, spółka jest obecna także w Toruniu, Zielonej Górze, Gorzowie Wielkopolskim, Zgierzu i Siechnicach, gdzie jest również dystrybutorem ciepła do klientów końcowych. PGE Energia Ciepła jest ponadto właścicielem elektrowni systemowej w Rybniku. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Cena zamknięcia aukcji, która zakończyła się w 5. rundzie, mieści się w przedziale od 235,91zł/kW/rok do 269,58 zł/kW/rok.

Łączny obowiązek mocowy obejmuje m.in. 1.335 MW dla jednostek nowych (z umową mocową na 17 lat). Jak powiedział PAP Biznes Maciej Szczepaniuk, rzecznik prasowy PGE, zakontraktowane zostały dwa nowe bloki gazowe w Elektrowni Dolna Odra.

Obowiązek mocowy obejmuje też nie mniej niż 2.957 MW dla jednostek modernizowanych (w tym nie mniej niż 2.598 MW z umową mocową na 5 lat oraz 359 MW z umową mocową na 7 lat) oraz 40 MW dla jednostek istniejących (z umową mocową na 1 rok).

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

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.

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)

epo/ pel/ /ana

Cena zamknięcia aukcji, która zakończyła się w 5. rundzie, mieści się w przedziale od 235,91zł/kW/rok do 269,58 zł/kW/rok.

Łączny obowiązek mocowy obejmuje: 1 335 MW dla jednostek nowych (z umową mocową na 17 lat), nie mniej niż 2 957 MW dla jednostek modernizowanych (w tym nie mniej niż 2 598 MW z umową mocową na 5 lat oraz 359 MW z umową mocową na 7 lat) oraz 40 MW dla jednostek istniejących (z umową mocową na 1 rok).

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

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. (PAP Biznes)

epo/ ana/

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 6 grudnia 2019 r., w wyniku aukcji rynku mocy na rok 2024 (aukcja główna), zakontraktowanych zostało łącznie nie mniej niż 4 332 MW obowiązków mocowych dla jednostek należących do grupy PGE.

Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 235,91 do 269,58 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..

Łączny obowiązek mocowy obejmuje:

- 1 335 MW dla jednostek nowych (z umową mocową na 17 lat)

- nie mniej niż 2 957 MW dla jednostek modernizowanych (w tym nie mniej niż 2 598 MW z umową mocową na 5 lat oraz 359 MW z umową mocową na 7 lat)

- 40 MW dla jednostek istniejących (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.

Z harmonogramu aukcji wynika, że w 5. rundzie cena wywoławcza wynosiła 269,58 zł/kW/rok, a cena minimalna 235,91 zł/kW/rok. Łączna wielkość oferowanych obowiązków mocowych wyniosła 10.000 MW.

PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 12.000 MW.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2024 wynosiło 9.088 MW.

Cena maksymalna aukcji wynosiła 404,30 zł/kW/rok.

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

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

doa/ pel/ asa/

Z harmonogramu aukcji wynika, że w 5 rundzie cena wywoławcza wynosiła 269,58 zł/kW/rok, a cena minimalna 235,91 zł/kW/rok.

PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 12.000 MW.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2024 wynosiło 9.088 MW.

Cena maksymalna aukcji wynosiła 404,30 zł/kW/rok. (PAP Biznes)

doa/ ana/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") niniejszym informuje, iż Skarb Państwa był jedynym akcjonariuszem posiadającym co najmniej 5% głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki, które odbyło się w dniu 2 grudnia 2019 r.

Akcjonariuszowi temu przysługiwało 1 072 984 098 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 80,67% głosów na tym walnym zgromadzeniu oraz 57,39% głosów w ogólnej liczbie głosów w Spółce.

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

kom espi zdz

"Tylko te trzy projekty, które wyraźnie wspierają unijny cel dekarbonizacji, będą nas kosztowały około 13 mld euro" - powiedział cytowany w komunikacie prasowym wiceprezes PGE ds. finansowych Emil Wojtowicz.

PGE podało, że eksperci szacują wydatki całego polskiego sektora energetycznego związane z transformacją energetyczną nawet na 210 mld euro do 2050 roku. (PAP Binzes)

seb/ gor/

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

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki w dniu 2 grudnia 2019 r.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 6 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).

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/

Tegoroczną Barbórkę – przypadający 4 grudnia Dzień Górnika – pracownicy kopalń obchodzą już od kilku dni. Uroczyste akademie zorganizowały m.in. Wyższy Urząd Górniczy, Centralna Stacja Ratownictwa Górniczego i Główny Instytut Górnictwa. W sobotę, ze spodziewanym udziałem przedstawicieli władz państwowych, świętowała Polska Grupa Górnicza (PGG).

Zatrudniająca blisko 42 tys. osób PGG to największy w UE producent węgla kamiennego. Powołana 3,5 roku temu spółka, która przejęła aktywa dawnej Kompanii Węglowej, a później także Katowickiego Holdingu Węglowego, ma do spłacenia warte 2,2 mld zł obligacje. W tym roku spółka inwestuje w nowe fronty wydobywcze i sprzęt rekordowe ok. 3 mld zł, ale też zmniejsza zyski – z 493 mln zł przed rokiem do – według nieoficjalnych prognoz – ok. 100-200 mln zł obecnie. Udział w zyskach chce mieć załoga – związkowcy z PGG domagają się 12-proc. wzrostu płac w przyszłym roku.

Tegoroczne wydobycie węgla w PGG ma być zbliżone do ubiegłorocznego, poniżej 30 mln ton. Spółka zapewnia, że dzięki długoterminowym kontraktom z odbiorcami zachowuje stabilną sprzedaż oraz ceny węgla – niezależnie od rynkowych cen międzynarodowych, które w ciągu ostatniego roku systematycznie spadały – z ponad 100 dol. za tonę węgla energetycznego w europejskich portach w połowie ub. roku do niespełna 60 dol. za tonę obecnie.

W Polsce po trzech kwartałach średnia cena sprzedaży węgla (uwzględniająca zarówno węgiel energetyczny jak i znacznie droższy, koksowy) to ponad 360 zł za tonę (ponad 90 dol.).

Natomiast polskie wrześniowe indeksy cenowe samego węgla energetycznego w przeliczeniu na warunki portów ARA (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpia) wyniosły 76,89 dol. za tonę dla węgla przeznaczonego do energetyki oraz 81,81 dol. za tonę dla węgla na rynek ciepłowniczy – a więc znacząco więcej od obecnych cen międzynarodowych. We wrześniu br. polski węgiel dla energetyki był o 7,3 proc. droższy niż w tym samym miesiącu rok wcześniej, a węgiel dla ciepłownictwa - o 0,4 proc. tańszy niż przed rokiem.

Płynące z międzynarodowego rynku sygnały spowolnienia na rynku węgla, stali i koksu odbiera Jastrzębska Spółka Węglowa, wyspecjalizowana w produkcji osiągającego z reguły wysokie ceny węgla koksowego. Zysk grupy JSW po trzech kwartałach tego roku przekroczył 700 mln zł i był ponad dwukrotnie niższy niż w porównywalnym okresie przed rokiem. Spółka zgromadziła ponad 1,8 mld zł w specjalnym funduszu stabilizacyjnym na wypadek dekoniunktury. JSW koncentruje się na strategicznych inwestycjach – jedną z nich jest budowa nowej kopalni węgla koksowego Bzie-Dębina. W sumie spółka wydaje w tym roku na inwestycje blisko 2 mld zł.

W niepewnej sytuacji jest trzecia ze śląskich spółek węglowych – Tauron Wydobycie, należąca do grupy energetycznej Tauron. W połowie roku przedstawiciele grupy oraz ówczesnego resortu energii potwierdzili, że firma jest w nienajlepszej kondycji – ma problemy z wydobyciem oraz finansowaniem kluczowych inwestycji; rozważano sprzedaż kopalni Janina – jednego z trzech zakładów spółki. W listopadzie kopalnie Tauron Wydobycie uruchomiły trzy nowe ściany wydobywcze, przygotowywany jest też plan naprawczy.

Jak wynika z danych monitorującego rynek węgla i sytuację w górnictwie katowickiego oddziału Agencji Rozwoju Przemysłu, w ciągu trzech kwartałów tego roku polskie kopalnie wydobyły ponad 1,1 mln ton węgla kamiennego mniej niż w tym samym okresie przed rokiem. Wielkość sprzedaży węgla spadła w tym czasie o ponad 3,4 mln ton.

Tegoroczna produkcja węgla od stycznia do września o ponad 2,6 mln ton przekroczyła wielkość sprzedaży wydobytego surowca w tym okresie. W efekcie stan zapasów węgla wzrósł w końcu września br. do ponad 4,7 mln ton wobec niespełna 2 mln ton rok wcześniej. Zapasy węgla są wyższe, choć spada nie tylko krajowe wydobycie tego surowca, ale też jego import. Z danych katowickiego Węglokoksu wynika, iż po trzech kwartałach tego roku było on o ok. 2 mln ton mniejszy niż rok wcześniej. W całym 2018 r. do Polski napłynęła rekordowa ilość węgla - 19,7 mln ton, głównie z Rosji.

Od początku tego roku do końca września kopalnie wydobyły ponad 46,1 mln ton węgla wobec niespełna 47,3 mln ton wobec porównywalnego okresu 2018 r. (spadek o ponad 1,1 mln ton) oraz ok. 48,8 mln ton w ciągu trzech kwartałów 2017. Wielkość sprzedaży węgla między styczniem a wrześniem br. przekroczyła 43,4 mln ton wobec ponad 46,9 mln ton w trzech kwartałach 2018 r. (spadek o ponad 3,4 mln ton) oraz ok. 49,2 mln ton w ciągu dziewięciu miesięcy 2017.

W tym roku, od marca do sierpnia, kopalnie wydobywały miesięcznie więcej węgla niż znajdowało w tym czasie nabywców. Rekordowy pod tym względem był maj, kiedy nadwyżka produkcji nad sprzedażą sięgnęła prawie 1 mln ton. Wrzesień przyniósł odwrócenie tej tendencji (sprzedaż była wyższa od wydobycia o ok. 100 tys. ton), co wynika m.in. z przygotowań do sezonu grzewczego. Jednak łącznie w ciągu trzech kwartałów br. sprzedaż była niższa od wielkości wydobycia o ponad 2,6 mln ton.

Dane po trzech kwartałach wskazują, że 2019 r. będzie kolejnym rokiem spadku wydobycia i sprzedaży węgla kamiennego. Spodziewane jest także pogorszenie wyników finansowych sektora węglowego. Ubiegłoroczny zysk górnictwa węgla kamiennego wyniósł 881,9 mln zł wobec prawie 2,9 mld zł rok wcześniej. ARP nie opublikowała danych finansowych górnictwa po trzech kwartałach tego roku.

Pod względem bezpieczeństwa w górnictwie kończący się rok był podobny do poprzedniego. Od początku roku praca górnicza pochłonęła 22 ofiary śmiertelne, wobec 21 w całym zeszłym roku. W kopalniach węgla kamiennego zginęło dotąd 16 osób - również o jedną więcej niż w całym roku 2018. Najwięcej, pięciu górników, zginęło w katowickiej kopalni Murcki-Staszic – trzech w wyniku silnego wstrząsu, dwóch w efekcie wejścia do wyrobiska z atmosferą niezdatną do oddychania.

Górnicy zginęli również w kopalniach PGG: Rydułtowy, Piast, Bielszowice i Mysłowice-Wesoła, a także w należących do Jastrzębskiej Spółki Węglowej kopalniach Pniówek i Knurów-Szczygłowice, kopalniach Janina i Sobieski należących do Tauronu Wydobycie oraz w prywatnej kopalni Silesia. W kopalniach KGHM: Lubin, Rudna i Polkowice-Sieroszowice w zagłębiu miedziowym zginęło w sumie czterech pracowników. Dwie osoby straciły życie w odkrywkowych kopalniach kruszyw.

Ogółem od początku tego roku do końca października w polskim górnictwie doszło do 1920 rozmaitych wypadków, z czego 1570 w kopalniach węgla kamiennego. 10 górników odniosło poważne obrażenia, w tym ośmiu w kopalniach węgla.

Marek Błoński (PAP)

mab/ amac/ drag/ pr/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

mab/ kon/ skr/ pr/

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

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 29/2019 z dnia 23 października 2019 r., Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu projekty uchwał otrzymane od akcjonariusza w związku z punktami 6 i 7 porządku obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki, zwołanego na dzień 2 grudnia 2019 r.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt. 4 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).

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

kom espi zdz

"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/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 4/2019 z 29 stycznia 2019 r., Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") informuje, że powziął wiadomość, iż na rozprawie w dniu 27 listopada 2019 r. powód wycofał pozew o uchylenie uchwał nr 7, 9 oraz 20 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 19 lipca 2018 r., w wyniku czego Sąd Okręgowy w Warszawie umorzył postępowanie w przedmiotowej sprawie.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 10 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. 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).

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

kom espi zdz

"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/

Na mocy umowy, PGE Energia Odnawialna wydzierżawi od PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna grunty o łącznej powierzchni 94,21 ha, na których zbuduje instalację fotowoltaiczną. Pod inwestycję trafią tereny położone w pobliżu składowiska odpadów paleniskowych Elektrowni Bełchatów.

Jak podano w komunikacie, wyprodukowana na nowej farmie PV energia wystarczy na pokrycie potrzeb energetycznych ok. 100 tys. gospodarstw domowych.

Przy bełchatowskim kompleksie energetycznym PGE GiEK dysponuje czterema lokalizacjami, które mogą zostać przeznaczone pod budowę instalacji fotowoltaicznych. Oprócz obecnie wydzierżawionych przez PGE Energia Odnawialna gruntów jest to teren zwałowiska wewnętrznego Pola Bełchatów o powierzchni ok. 11 ha gruntów, teren składowania surowców towarzyszących o powierzchni ok. 31 ha oraz teren zwałowiska zewnętrznego Pola Szczerców – „Bliźniaczej Góry Kamieńsk” o powierzchni ok. 47 ha.

"Oprócz budowy kilku farm fotowoltaicznych w pobliżu bełchatowskiego kompleksu energetycznego, planujemy budowę instalacji PV o mocy nawet 125 MW na terenie Elektrowni Dolna Odra oraz odbudujemy zaporę wodną na rzece Witka przy Elektrowni Turów, która dostarczy do systemu ok. 1 MW energii elektrycznej wyprodukowanej z odnawialnych źródeł" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Norbert Grudzień, wiceprezes ds. inwestycji i zarządzania majątkiem PGE GiEK.

Arkadiusz Sekściński, p.o. prezesa PGE Energia Odnawialna, poinformował, że jest duża szansa, iż podpisanie umowy jest początkiem szerszej współpracy z PGE GiEK w obszarze OZE.

Grupa PGE chce do 2030 r. osiągnąć ok. 2,5 GW mocy z energii słonecznej.

W tym roku PGE EO podpisała listy intencyjne w sprawie współpracy przy realizacji projektów fotowoltaicznych z Grupą Azoty i Zakłady Chemiczne „Siarkopol”, KGHM Polska Miedź oraz Polskimi Kolejami Państwowymi.

PGE Energia Odnawialna jest największym producentem zielonej energii Polsce. Posiada 14 farm wiatrowych, 29 elektrowni wodnych, 4 elektrownie szczytowo-pompowe oraz jedną farmę fotowoltaiczną na Górze Żar. Łączna moc zainstalowana wszystkich obiektów wynosi 2188,9 MW. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"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 nawiązaniu do raportu bieżącego nr 1/2019 z 7 stycznia 2019 r. Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że 19 listopada 2019 r. odstąpiono od rozmów mogących skutkować zaangażowaniem PGE w projekt budowy bloku 1 000 MW w Ostrołęce.

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A., 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.

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

kom espi zdz

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

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

epo/ ana/

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

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

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

pel/ ana/

"Pieniędzy na świecie jest dużo, są inwestorzy, którzy czekają, żeby zainwestować. Polska jest dla inwestorów z zewnątrz z wielu powodów lepszym krajem do inwestowania niż projekty na innych kontynentach. Jesteśmy w Unii Europejskiej i NATO, jesteśmy w bardzo stabilnym miejscu na świecie, które sprzyja długoterminowemu zaangażowaniu" - powiedział dziennikarzom Piotr Naimski.

"Szukamy partnera, który wejdzie w projekt na zasadzie pełnego partnerstwa od początku do końca. Szukamy partnera, który dysponuje technologią, która jest sprawdzona, działa, spełnia wszystkie warunki standardów bezpieczeństwa. Nie chcemy eksperymentować" - dodał.

Naimski poinformował, że "w nieodległym czasie, równolegle z rozmowami o pozyskaniu finansowania" ma powstać nowa spółka, która będzie inwestować i będzie właścicielem elektrowni jądrowej.

"Powstanie wspólne przedsiębiorstwo, spółka z udziałem strony polskiej i partnera na czas budowy, a później eksploatacji" - powiedział.

Naimski nie podał, która ze spółek Skarbu Państwa mogłaby być udziałowcem tej spółki, ale dopytywany wskazał, że "to może być PGE".

"51 proc. tej spółki będzie należało do podmiotów kontrolowanych przez Skarb Państwa. 49 proc. udziałów będzie w rękach partnera" - powiedział.

Zgodnie z programem jądrowym, w 2033 roku ma powstać pierwszy blok jądrowy w Polsce o mocy ok. 1-1,15 gigawatów. Docelowo, do 2043 roku - ma być 6 reaktorów o mocy 6-9 GW.

"Harmonogram jest realny, ale wbrew pozorom to nie jest dużo czasu. Najważniejsze, żeby założony harmonogram został dotrzymany, bo najdrożej jest, gdy zaczyna się on przesuwać. Warunkiem realizacji harmonogramu jest, żeby w 2020 roku zostały podjęte ostateczne decyzje w sprawie finansowania projektu" - powiedział pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej.

"Gdy rozmawiamy o możliwym partnerstwie, to chodzi nam o to, żeby 6 reaktorów było budowanych w jednej technologii, z jednym partnerem, to jest racjonalne, bowiem za każdym krokiem będzie łatwiej, szybciej i taniej" - dodał Piotr Naimski. (PAP Biznes)

pr/ asa/

PGE poinformowała w prezentacji, że w 2020 roku spodziewa się w segmencie energetyki konwencjonalnej spadku raportowanego wyniku EBITDA w porównaniu z 2019 r. W tym roku wynik uwzględnia jednak ok. 1 mld zł z tytułu dodatkowych uprawnień do emisji CO2.

"Wyniki energetyki konwencjonalnej są najbardziej wrażliwe na to co się będzie działo w systemie energetycznym w przyszłym roku, jak duży będzie import i które elektrownie będzie redukował operator, a które bardziej obciążał. Patrząc na rynek spodziewamy się niższych marż niż w 2019 r., choćby z powodu oczekiwań wysokiego poziomu importu. (...) Spodziewamy się raczej utrzymania wyższych wartości importu jak w III kwartale przez cały 2020 rok" - powiedział podczas telekonferencji wiceprezes PGE Emil Wojtowicz.

"Nasze jednostki będą dostępne do produkcji: będą przez cały rok dostępne oba nowe bloki w Opolu; w Turowie i w Bełchatowie będziemy mieć niższe obciążenie remontowe. Dalsze wyniki sporo zależeć będą od sytuacji w systemie i na granicach" - dodał.

Jak zauważył, na wyniki wpływ będzie mieć brak darmowych uprawnień CO2 dla energii elektrycznej od roku 2020, co oznacza ubytek ok. 8,5 mln ton CO2.

Pytany, czy w 2020 roku grupa przewiduje spadek EBITDA w wytwarzaniu konwencjonalnym po wyłączeniu zdarzenia jednorazowego w postaci 1 mld zł z tytułu dodatkowych uprawnień do emisji CO2, odpowiedział: "To trudny rok do prognozowania. Jeśli wolumeny będą takie jak w tym roku, nie wzrosną, będzie wysoki import, nie wrośnie zużycie - oby nie spadło bardziej, to marże, które widzimy w tym roku (cena minus koszt CO2) wskazują na spadek wyników. Jeśli natomiast wolumeny wróciłyby do poziomów jak w poprzednim roku, to podejrzewam, że wzrost wolumenów mógłby skompensować spadek marż".

Jak zauważył prezes Henryk Baranowski, aktywa PGE na węglu brunatnym były w tym roku ograniczane w wytwarzaniu przez PSE.

"Nie jesteśmy w stanie przewidzieć, czy te ograniczenia będą w 2020 roku. Część związana była z przebudową sieci i traktujemy to jako zdarzenie jednorazowe, ale wzrastający import energii będzie działał niekorzystnie dla segmentu" - powiedział Baranowski.

PGE podała w prezentacji, że spodziewa się też w 2020 roku spadku raportowanej EBITDA w segmencie ciepłownictwa.

Wiceprezes Wojtowicz wyjaśnił, że EBITDA powtarzalna segmentu może być bliska wynikowi z 2019 roku.

Jak dodał, w segmencie OZE spółka zakłada również spadek raportowanej EBITDA rdr, ale nieduży, "na granicy strzałki w bok". Wyjaśnił, że spółka założyła spadek wyniku z powodu bazy.

"W tym roku jest wyższa wietrzność i produkcja od średniej. Nie zakładamy, że zawsze będziemy powyżej średniej. Na aktualnych aktywach będzie nieco niższa produkcja, ale pewnie od II kwartału dojdzie nowa farma wiatrowa" - powiedział.

Pytany o możliwą wysokość proponowanej dywidendy za 2019 roku, wiceprezes odpowiedział: "Do dzisiaj nie prowadziliśmy jeszcze w ramach zarządu szczegółowych rozmów na temat konkretnej wartości dywidendy za 2019 rok. Polityka dywidendowa wciąż obowiązuje". (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Nie planujemy rezerw w naszym outlooku na 2020 rok. Nie przewidujemy potrzeby tworzenia rezerw w obrocie" - powiedział wiceprezes Emil Wojtowicz podczas telekonferencji. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Chciałbym, by status +ready to build+ dla projektu offshore był na przełomie 2023/24 roku" - powiedział prezes Henryk Baranowski podczas telekonferencji.

PGE kontynuuje poszukiwania strategicznego partnera do przygotowania, budowy i eksploatacji farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim o łącznej mocy do 2.545 MW, stanowiących pierwszy etap programu offshore grupy.

Niedawno grupa PGE do kolejnego etapu, czyli negocjacji dokumentów transakcyjnych umowy sprzedaży udziałów i umowy inwestycyjnej, zaprosiła firmę Orsted. Docelowo PGE zamierza sprzedać po 50 proc. udziałów w dwóch spółkach celowych tj. Baltica 2 i Baltica 3, w ramach których przygotowywane są projekty morskich farm wiatrowych, a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture.

"Jesteśmy w procesie negocjacji z Orsted warunków ich zaangażowania. Niezależnie od tego prowadzimy badania środowiskowe, będziemy zlecać badania dna morskiego" - powiedział prezes Baranowski.

PGE podała, że trwają też prace na budowie inwestycji Klaster, na którą składają się trzy lądowe farmy wiatrowe (Starza, Rybice i Karnice II) o łącznej mocy zainstalowanej 97,17 MW i rocznej produkcji na poziomie ok. 277 GWh.

Jak poinformowano, projekt wygrał aukcję OZE, a łączna wartość inwestycji wynosi ok. 540 mln zł i zdecydowana większość tej kwoty nie została jeszcze wydana.

Przedstawiciele spółki poinformowali, że PGE nie będzie brała udziału w tegorocznej aukcji OZE dla wiatru. Może wziąć udział w aukcji dla farm fotowoltaicznych. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Dane operacyjne PGE za trzeci kwartał 2019 r. i narastająco za 9 miesięcy 2019 r.:

Kluczowe dane finansowe PGE:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/

PGE poinformowała, że przewiduje średnioroczną cenę hurtową energii na poziomie ok. 275-280 zł/MWh.

Jak podała spółka, wytwarzanie będzie w 2020 roku pod presją spadających marż jednostkowych wobec potencjalnie wyższego poziomu importu oraz uruchamiania mocy wytwórczych o niższym koszcie zmiennym.

Przewidywana jest wyższa dyspozycyjność elektrowni Bełchatów i Turów wobec niższego obciążenia remontowego, wyższy wolumen produkcji z węgla kamiennego w wyniku pracy bloków 5 i 6 w elektrowni Opole i stabilny poziom średniej ceny węgla kamiennego.

Spółka poinformowała, że na wyniki wpływ będzie mieć brak darmowych uprawnień CO2 dla energii elektrycznej od roku 2020 (ubytek ok. 8,5 mln ton). Jak wyjaśniono, wynik roku bazowego uwzględnia ok. 1 mld zł z tytułu dodatkowych uprawnień do emisji CO2.

W segmencie ciepłownictwa PGE spodziewa się w 2020 r. wzrostu ogólnego kosztu uprawnień CO2 z tytułu niższej darmowej alokacji na rok 2020 (ubytek ok. 1 mln ton). Jak podano, wynik roku bazowego uwzględnia ok. 0,3 mld zł z tytułu dodatkowych uprawnień do emisji CO2.

Słabszego wyniku EBITDA rdr grupa spodziewa się też w energetyce odnawialnej. Jak podano, wolumen produkcji zależeć będzie od warunków pogodowych, a 2019 r. jest rokiem o relatywnie wysokiej wietrzności. Spółka zakłada kontrybucję nowych farm wiatrowych na poziomie ok. 200 GWh i wzrost kosztów operacyjnych m.in. w związku z rozwojem morskiej energetyki wiatrowej.

Spółka podała, że w segmencie obrotu, obejmującym obrót hurtowy i detaliczny, warunki rynkowe wpływają na poziom uzyskiwanych marż. Z kolei wynik roku bazowego uwzględnia efekt rozwiązania rezerw dot. ustawy o cenach prądu, co jest neutralne dla wyniku grupy.

Jak podano w prezentacji, EBITDA segmentu dystrybucji powinna być w 2020 r. stabilna rdr.

PGE przewiduje wartość regulacyjna aktywów (WRA) wyższą o ok. 0,7 mld zł do ok. 17,5 mld zł oraz ok. 113 mln zł z tytułu inteligentnych liczników (AMI). Średnioważony koszt kapitału (WACC) powinien spaść o ok. 50 pkt, do 5,5 proc. (przed opodatkowaniem) w wyniku znacznego spadku stopy wolnej od ryzyka.

Po trzech kwartałach 2019 r. PGE wypracowała 6,1 mld zł EBITDA, co oznacza wzrost o 18 proc. rdr. EBITDA powtarzalna spadła o 6 proc. rdr do 4,93 mld zł. (PAP Biznes)

pel/

Spółka poinformowała, że niższe nakłady na rozwój w energetyce konwencjonalnej wynikać będą z zakończenia budowy bloków 5 i 6 w Elektrowni Opole i końcowego etapu budowy bloku nr 7 w Elektrowni Turów.

W obszarze OZE grupa przewiduje nakłady związane z budową farm wiatrowych w ramach projektu Klaster o mocy zainstalowanej ok. 97 MW i początkową fazą programu budowy mocy fotowoltaicznych do 2,5 GW.

W segmencie dystrybucji PGE planuje realizację programu kablowania sieci prowadzącą do wzrostu WRA i poprawy niezawodności.

PGE zakłada, że nakłady w ciepłownictwie będą w 2020 roku stabilne rdr. Planowana jest kontynuacja realizacji modernizacji pod kątem BAT/BREF.

Z kolei w obrocie spółka planuje w przyszłym roku bieżące projekty rozwojowe i utrzymaniowe. Nakłady w tym segmencie też mają być porównywalne rdr.

Po trzech kwartałach 2019 roku nakłady na inwestycje wyniosły w grupie PGE 4,5 mld zł i były o 19 proc. większe rdr. (PAP Biznes)

pel/

pel/

"Jesteśmy liderem transformacji energetycznej w Polsce i potwierdzają to realizowane przez nas inwestycje. Trwają intensywne prace w związku z wyborem partnera do realizacji programu farm wiatrowych na Bałtyku, nawiązujemy również współpracę z największymi polskimi właścicielami gruntów, takimi jak PKP czy KGHM Polska Miedź, przy realizacji naszego ambitnego programu PV. W najbliższym czasie podpisana zostanie również umowa pomiędzy PGE Energia Odnawialna i PGE GiEK dotycząca instalacji paneli fotowoltaicznych na gruntach wykorzystywanych do tej pory jako składowisko odpadów paleniskowych, powstałych w Elektrowni Bełchatów. Moc farmy może sięgnąć nawet 60 MW. Konsekwentnie wzmacniamy tym samym naszą pozycję lidera w sektorze odnawialnych źródeł energii" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

Celem PGE jest osiągnięcie 2,5 GW mocy fotowoltaicznych w perspektywie 2030 r.

PGE nawiązała już współpracę z wiodącymi właścicielami gruntów w Polsce. Grupa podpisała listy intencyjne z Grupą Azoty i Zakładami Chemicznymi Siarki „Siarkopol”, PKP Polskimi Kolejami Państwowymi oraz KGHM Polska Miedź, zakładające wykorzystanie gruntów tych firm pod kolejne inwestycje w panele fotowoltaiczne.

Pod koniec września PGE informowała, że zidentyfikowała tereny pozwalające na budowę mocy fotowoltaicznych na poziomie ok. 750 MW. Zapowiadała wtedy, że planuje pierwszy istotny przyrost mocy PV w 2021 r.

PGE poinformowała we wtorkowym komunikacie prasowym, że kontynuuje poszukiwania strategicznego partnera do przygotowania, budowy i eksploatacji farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim o łącznej mocy do 2.545 MW, stanowiących pierwszy etap programu offshore grupy.

Niedawno grupa PGE do kolejnego etapu, czyli negocjacji dokumentów transakcyjnych umowy sprzedaży udziałów i umowy inwestycyjnej, zaprosiła firmę Orsted. Docelowo PGE zamierza sprzedać po 50 proc. udziałów w dwóch spółkach celowych tj. Baltica 2 i Baltica 3, w ramach których przygotowywane są projekty morskich farm wiatrowych, a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture.

"Jednocześnie kontynuowane są prace w obszarze technicznym projektów Baltica 2 i Baltica 3, między innymi: pomiary wietrzności, działania w obszarze planistyki, uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach oraz pozyskania danych geofizycznych. Ogłoszono także postępowanie przetargowe na wybór wykonawcy wstępnego badania dna morskiego. Równolegle podpisany został list intencyjny z PKN Orlen o współpracy przy rozwoju morskiej energetyki wiatrowej" - napisano.

PGE podała, że trwają też prace na budowie inwestycji Klaster, na którą składają się trzy lądowe farmy wiatrowe (Starza, Rybice i Karnice II) o łącznej mocy zainstalowanej 97,17 MW i rocznej produkcji na poziomie ok. 277 GWh.

Na farmie Karnice II we wrześniu zakończył się już montaż wszystkich 10 turbin. Aktualnie trwają prace związane z instalacją wewnętrznego wyposażenia. Zgodnie z harmonogramem turbiny te przejdą testy w grudniu tego roku. Na dwóch pozostałych farmach – Rybice i Starza – trwają dostawy i montaż kolejnych turbin. Uzyskanie pozwolenia na użytkowanie (PnU) dla wszystkich farm planowane jest na koniec I kwartału 2020 r. Realizacja projektu pozwoli zwiększyć moc zainstalowaną farm wiatrowych grupy PGE o 18 proc. do blisko 650 MW.(PAP Biznes)

pel/ osz/

Termin składania ofert zakończył się 31 października 2019 r.

Jak podała PGE, podpisanie umowy z generalnym wykonawcą uzależnione jest od wyników aukcji rynku mocy, która odbędzie się 6 grudnia 2019 r. Projekt będzie się ubiegać o 17-letnią umowę mocową.

"Realizacja projektu pozwoliłaby na odtworzenie potencjału wytwórczego Elektrowni Dolna Odra i docelowo zastąpienie wszystkich istniejących bloków węglowych w tej lokalizacji. Wpłynęłaby także na obniżenie wskaźnika emisyjności całej floty wytwórczej grupy PGE, tym samym obniżenie ekspozycji na ryzyko rosnących cen uprawnień do emisji CO2" - napisano w komunikacie prasowym.

"Nowe bloki gazowo-parowe to także odpowiedź na rosnące zapotrzebowanie na elastyczne moce w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, szczególnie na północy kraju, gdzie zlokalizowanych jest wiele lądowych farm wiatrowych i docelowo powstaną również farmy wiatrowe na Morzu Bałtyckim" - dodano. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 621 mln zł wobec 507 mln zł zysku rok wcześniej, a EBITDA wzrosła do 1.677 mln zł z 1.441 mln zł w III kwartale 2018 roku.

Wyniki PGE są zgodne z ostatnimi szacunkami grupy. 30 października spółka szacowała, że jej EBITDA w III kwartale wyniosła 1.677 mln zł, a zysk netto jednostki dominującej 471 mln zł.

Wynik EBITDA skorygowany o zdarzenia jednorazowe wyniósł 1.634 mln zł, czyli o 13 proc. więcej niż rok temu.

Spółka podała, że EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła 659 mln zł (wzrost o 24 proc. rdr), a segmentu Dystrybucja 599 mln zł (spadek o 4 proc. rdr). Zysk EBITDA w Obrocie wyniósł w III kwartale 59 mln zł (spadek o 61 proc. rdr), w segmencie Energetyka Odnawialna 100 mln zł (spadek o 24 proc. rdr), a w segmencie Ciepłownictwo 93 mln zł wobec 26 mln zł straty rok wcześniej.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w III kwartale 2019 roku 9.696 mln zł wobec 6.091 mln zł rok wcześniej.

Po trzech kwartałach 2019 roku zysk netto PGE, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 2.173 mln zł wobec 1.697 mln zł zysku rok wcześniej. EBITDA wzrosła o 18 proc. rdr do 6,07 mld zł.

Spółka poinformowała, że największy wpływ na wynik miało pozytywne saldo zdarzeń jednorazowych, czyli przede wszystkim przydział dodatkowych darmowych uprawnień do emisji CO2 wycenianych na ok. 1,4 mld zł.

EBITDA powtarzalna spadła o 6 proc. rdr do 4,93 mld zł.

Nakłady na inwestycje w III kwartale wyniosły w grupie 1,91 mld zł i były o 26 proc. większe rdr. Po trzech kwartałach CAPEX wyniósł 4,47 mld zł, co oznacza wzrost o 19 proc. rdr.

Operacyjny cash flow po trzech kwartałach 2019 r. wyniósł 4,8 mld zł, czyli o 79 proc. więcej rdr.

Na koniec września wskaźnik zadłużenia netto/LTM EBITDA wynosił 1,6x wobec 1,51x na koniec grudnia 2018 r.

PGE poinformowała w komunikacie prasowym, że ukończona została flagowa inwestycja grupy, czyli budowa bloków 5 i 6 w Elektrowni Opole, a prace na budowie bloku nr 7 w Turowie na koniec III kwartału osiągnęły 93 proc. zaawansowania. Trwają także prace na budowie trzech nowych farm wiatrowych pod nazwą Klaster o łącznej mocy ponad 97 MW. Projekt, którego zakończenie planowane jest na I kwartał 2020 r., zwiększy moc zainstalowaną farm wiatrowych PGE o 18 proc. do blisko 650 MW.

W ciągu 9 miesięcy 2019 r. grupa PGE wyprodukowała 43,44 TWh energii elektrycznej, z czego 24,82 TWh (o 16 proc. mniej niż w ubiegłym roku) pochodziło z węgla brunatnego. Spadek wynika z mniejszego obciążenia Elektrowni Bełchatów i Elektrowni Turów, a także modernizacji prowadzonych w obu elektrowniach.

Produkcja energii elektrycznej z węgla kamiennego wyniosła 13,54 TWh, co oznacza spadek o 12 proc. rdr. To efekt mniejszego obciążenia i remontu w Elektrowni Opole, a także postoju w rezerwie Elektrowni Dolna Odra i Elektrowni Rybnik.

O 9 proc. wzrósł wolumen produkcji z gazu, który po trzech kwartałach 2019 r. wyniósł 3,12 TWh. Jak podała spółka, na wzrost wpłynęła większa produkcja energii elektrycznej w kogeneracji w Elektrociepłowni Lublin Wrotków.

Ze względu na korzystne warunki atmosferyczne grupa PGE odnotowała po trzech kwartałach wzrost o 23 proc. produkcji energii z wiatru. Większe wolumeny produkcji PGE osiągnęła także w przypadku produkcji z biomasy, gdzie zanotowano wzrost o 39 proc. Zwiększona produkcja ze źródeł niesterowalnych przełożyła się na 67-proc. wzrost produkcji w wodnych elektrowniach szczytowo-pompowych.

Wolumen dystrybucji energii elektrycznej wyniósł w tym okresie 27,1 TWh, co oznacza utrzymanie na tym samym poziomie rdr, mimo krajowego spadku zużycia energii. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Jesteśmy liderem transformacji energetycznej w Polsce i potwierdzają to realizowane przez nas inwestycje. Trwają intensywne prace w związku z wyborem partnera do realizacji programu farm wiatrowych na Bałtyku, nawiązujemy również współpracę z największymi polskimi właścicielami gruntów, takimi jak PKP czy KGHM Polska Miedź, przy realizacji naszego ambitnego programu PV. W najbliższym czasie podpisana zostanie również umowa pomiędzy PGE Energia Odnawialna i PGE GiEK dotycząca instalacji paneli fotowoltaicznych na gruntach wykorzystywanych do tej pory jako składowisko odpadów paleniskowych, powstałych w Elektrowni Bełchatów. Moc farmy może sięgnąć nawet 60 MW. Konsekwentnie wzmacniamy tym samym naszą pozycję lidera w sektorze odnawialnych źródeł energii" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

Celem PGE jest osiągnięcie 2,5 GW mocy fotowoltaicznych w perspektywie 2030 r.

PGE nawiązała już współpracę z wiodącymi właścicielami gruntów w Polsce. We wrześniu podpisała listy intencyjne w tej sprawie z PKP i KGHM Polska Miedź.

Pod koniec września PGE informowała, że zidentyfikowała tereny pozwalające na budowę mocy fotowoltaicznych na poziomie ok. 750 MW. Zapowiadała wtedy, że planuje pierwszy istotny przyrost mocy PV w 2021 r. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 621 mln zł wobec 507 mln zł zysku rok wcześniej, a EBITDA wzrosła do 1.677 mln zł z 1.441 mln zł w III kwartale 2018 roku.

Wyniki PGE są zgodne z ostatnimi szacunkami grupy. 30 października spółka szacowała, że jej EBITDA w III kwartale wyniosła 1.677 mln zł, a zysk netto jednostki dominującej 471 mln zł.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w III kwartale 2019 roku 9.696 mln zł wobec 6.091 mln zł rok wcześniej. (PAP Biznes)

pel/ osz/

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

kom espi zdz

PGE Dystrybucja miała 217.673 klientów, którym dostarczyła prąd po cudzej sieci.

Energa Operator pozyskała 12.310 klientów i obsługuje 194.862 klientów TPA.

Tauron Dystrybucja pozyskał 12.603 klientów i obsługuje 236.498 klientów TPA.

Enea Operator pozyskała 846 klientów i obsługuje 114.540 klientów TPA.

URE podało, że liczba odbiorców TPA w gospodarstwach domowych wg stanu na koniec września 2019 r. (grupa taryfowa G), wyniosła 645.190, a więc zwiększyła się od końca XII 2018 r. o 40.578, co stanowi wzrost o 6,7 proc. (PAP Biznes)

map/ gor/

W środę na zamknięciu sesji jedna akcja PGE kosztowała 8,8 zł.

Z danych Bloomberga wynika, że PGE miało do tej pory 6 rekomendacji "kupuj", 4 "trzymaj" i 3 "sprzedaj". (PAP Biznes)

sar/ ana/

„Aby realizować program budowy energetyki jądrowej, trzeba stworzyć solidne podwaliny finansowe. Cały czas jest poszukiwanie nie tylko technologii, ale i uczestników w realizacji tego zadania. W moim przekonaniu jesteśmy bardzo blisko rozstrzygnięć w tej dziedzinie” - powiedział dziennikarzom Tchórzewski w kuluarach konferencji Europower.

Dopytywany o termin, odpowiedział: „Na pewno w ciągu roku ta sprawa się zamknie. Mówimy o inwestycjach w Polsce na poziomie ok. 200 mld zł. Jesteśmy na finiszu i w ciągu najbliższych miesięcy te rozstrzygnięcia będą, bo zainteresowanie współpracą z nami, także kapitałową, się znalazło”.

"Chodzi o dopięcie umów, znalezienie tych, którzy zechcą zostawić w Polsce pieniądze i razem z nami oczekiwać przychodów, tych, którzy chcą uczestniczyć w wydatkach na poziomie dziesiątków mld zł" - powiedział mnister.

Poinformował, że w planach są 3-4 bloki jądrowe do 2040 roku, a sumarycznie 6 bloków.

Pytany, kiedy będą decyzje w sprawie cen energii elektrycznej w 2020 roku, odpowiedział, że to kwestia najbliższej przyszłości.

„Nowy rząd będzie decydował, bo w grę wchodzą wydatki” - powiedział minister.

Pytany, czy w strukturze nowego rządu będzie Ministerstwo Energii, odpowiedział, że trwają ustalenia „w zaciszu gabinetów” i w najbliższych dniach opinia publiczna je pozna. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Po otwarciu notowań kurs PGE rośnie 2 proc.

BARTŁOMIEJ KUBICKI, ANALITYK SOCIETE GENERALE:

"Wyniki PGE są bardzo dobre, przede wszystkim na wytwarzaniu. Nastąpił wzrost marży na 1MWh produkowanej energii, co - zakładam - jest być może efektem wejścia Opola, przynajmniej pierwszego bloku, lepszych przychodów z usług systemowych, lepszego tradingu. Trzeba też spojrzeć jak PGE księgowało CO2: w I i II kwartale ubiegłego roku poniżej ceny średniorocznej, a powyżej w drugim półroczu, tymczasem w tym roku jest to księgowane po równo.

Bardzo dobrze wypadł segment ciepła.

Wynik dystrybucji jest zgodny z prognozami, zakładającymi delikatny spadek.

Wynik segmentu sprzedaży może być trochę rozczarowujący, ale pewnie jest to efekt zamieszania na rynku.

Podsumowując, oceniłbym te wyniki jako dobre"

DM BDM (raport poranny):

"Wyniki 6 proc. wyższe od naszych oczekiwań i 3 proc. od konsensusu. W one-off uwzględnione +42 mln zł dodatkowych uprawnień CO2 i 1 mln KDT. Spółka nic nie pisze o wpływie ustawy o cenach energii elektrycznej z 13.06.19. Zakładaliśmy w tym obszarze 37 mln zł rozwiązanej rezerwy na G (pozostałość po rezerwie 261 mln zł z 4Q’18).

Kolejna ciekawostka to wysoki wynik pozostałych/korekt. W poprzednich kwartałach obszar ten korespondował z rozliczeniami Obrotu. Teraz mogło być inaczej (od 2Q’19 spółka zmieniła rachunkowość rozliczeń kontraktów na CO2 z działalności finansowej do operacyjnej).

Również pozytywnie zaskakuje segment Ciepło. Wysoka produkcja ciepła (+14 proc. rdr) w połączeniu z energią elektryczną (+37 proc. rdr) wraz z lepszymi cenami prowadzi do blisko 100 mln zł i dobrze wróży sezonowo najlepszemu 4Q’19-1Q’20.

CAPEX w 3Q’19 1,9 mld zł (nieco wyżej od oczekiwań). Spółka oddawała w tym okresie drugi blok w Opolu. W rezultacie dług netto rośnie do 11,7 mld zł (+4 proc. vs oczekiwań)"

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

Szacunkowa EBITDA grupy PGE w trzecim kwartale 2019 r., według wyliczeń PAP Biznes, wyniosła 1.677 mln zł, a skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 471 mln zł - wynika z komunikatu grupy. Konsensus PAP Biznes zakładał wynik EBITDA na poziomie 1.624 mln zł oraz zysk netto j.d. na poziomie 443 mln zł.

EBITDA grupy po dziewięciu miesiącach 2019 r. wyniosła ok. 6.072 mln zł, a skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 2.173 mln zł.

Jak podano, EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła po dziewięciu miesiącach 2019 roku 2.765 mln zł, EBITDA segmentu Ciepłownictwo wyniosła 865 mln zł, a EBITDA segmentu Dystrybucja wyniosła 1.810 mln zł.

EBITDA w segmencie Obrót wyniosła 532 mln zł, a w segmencie Energetyka Odnawialna 410 mln zł.

Nakłady inwestycyjne wyniosły 4.468 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 września 2019 r. wyniosło około 11.703 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Dane operacyjne PGE za trzeci kwartał 2019 r. i narastająco za dziewięć miesięcy 2019 r.:

Kluczowe dane finansowe PGE:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

doa/ asa/

EBITDA grupy po dziewięciu miesiącach 2019 r. wyniosła ok. 6.072 mln zł, a skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 2.173 mln zł.

Jak podano, EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła po dziewięciu miesiącach 2019 roku 2.765 mln zł, EBITDA segmentu Ciepłownictwo wyniosła 865 mln zł, a EBITDA segmentu Dystrybucja wyniosła 1.810 mln zł.

EBITDA w segmencie Obrót wyniosła 532 mln zł, a w segmencie Energetyka Odnawialna 410 mln zł.

Nakłady inwestycyjne wyniosły 4.468 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 września 2019 r. wyniosło około 11.703 mln zł.

Jak podano w prezentacji, EBITDA powtarzalna wzrosła w trzecim kwartale do 1.634 mln zł z 1.440 mln zł przed rokiem.

Grupa podała, że negatywnie na powtarzalny wynik EBITDA w trzecim kwartale wpłynął niższy o 2,2 TWh wolumen produkcji, (w tym wolumen z węgla brunatnego niższy o 2,3 TWh), koszt emisji CO2 wyższy o około 0,35 mld zł rdr, a także brak wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji.

Pozytywny wpływ na wynik EBITDA w tym okresie miała - jak podano - średnia zrealizowana cena energii przez segment Energetyki Konwencjonalnej wyższa o 68 PLN/MWh, wyższa marża na energii elektrycznej wyprodukowanej w segmencie Ciepłownictwa (głównie wpływ wyższej ceny) oraz sprzedaż ciepła wyższa o 0,5 PJ.

Według wstępnych szacunków grupy, produkcja energii elektrycznej netto w dziewięciu miesiącach 2019 r. w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 43,4 TWh (13,94 TWh w samym trzecim kwartale), wolumen dystrybucji wyniósł 27,1 TWh (8,99 TWh w trzecim kwartale), a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 32,8 TWh (10,89 TWh). Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 32,5 PJ (3,88 PJ w trzecim kwartale).

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w dziewięciu miesiącach 2019 wyniosła 244,7 PLN/MWh, a w samym trzecim kwartale wyniosła 246,3 PLN/MWh.

Publikacja skonsolidowanego raportu za dziewięć miesięcy 2019 r. nastąpi 12 listopada 2019 r. (PAP Biznes)

doa/ asa/

EBITDA grupy po dziewięciu miesiącach 2019 r. wyniosła ok. 6.072 mln zł, a skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 2.173 mln zł.

Jak podano, EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła po dziewięciu miesiącach 2019 roku 2.765 mln zł, EBITDA segmentu Ciepłownictwo wyniosła 865 mln zł, a EBITDA segmentu Dystrybucja wyniosła 1.810 mln zł.

EBITDA w segmencie Obrót wyniosła 532 mln zł, a w segmencie Energetyka Odnawialna 410 mln zł.

Nakłady inwestycyjne wyniosły 4.468 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 września 2019 r. wyniosło około 11.703 mln zł. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE", "Spółka") przekazuje do wiadomości publicznej wstępne wybrane skonsolidowane wyniki finansowe i operacyjne za 9 miesięcy 2019 r.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w 9 miesiącach 2019 r. w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 43,4 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 27,1 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 32,8 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 32,5 PJ.

Skonsolidowany zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy aktualizujące (EBITDA) w 9 miesiącach 2019 r. wyniósł około 6 072 mln zł, w tym:

EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna: 2 765 mln zł,

EBITDA segmentu Ciepłownictwo: 865 mln zł,

EBITDA segmentu Dystrybucja: 1 810 mln zł,

EBITDA segmentu Obrót: 532 mln zł,

EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 410 mln zł.

Skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł około 2 173 mln zł (czyli 1,16 zł na akcję). Nakłady inwestycyjne wyniosły 4 468 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 września 2019 r. wyniosło około 11 703 mln zł.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w 9 miesiącach 2019 wyniosła 244,7 PLN/MWh.

Zastrzeżenie: Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej PGE jest nadal w trakcie przygotowywania. Publikacja skonsolidowanego raportu za 9 miesięcy 2019 r. nastąpi 12 listopada 2019 r.

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

kom espi zdz

Raport sporządzono przy kursie 8,42 zł, a w środę o godz. 16.24 jedna akcja PGE kosztuje 8,18 zł.

"Podtrzymujemy naszą rekomendację kupuj, obniżając jednocześnie cenę docelową o 8 proc. do 12,20 zł z uwagi na nieco bardziej konserwatywne założenia cen energii oraz WACC w dystrybucji od 2021 roku" - napisano w raporcie.

"Kurs PGE nadal nie może się podnieść po mocnej przecenie z pierwszego półrocza mimo, że główne czynniki obciążające notowania albo zostały zneutralizowane (rekompensaty za zamrożenie cen energii pokryły straty w obrocie) albo okazały się znacznie mniej groźne (wyhamowanie wzrostów na CO2, CDS-y wciąż na wysokich poziomach)" - dodano.

Zdaniem analityków, w drugim półroczu spółka powinna odzyskać "pozytywne momentum wyników", a koncern po czterech latach inwestycji wchodzi w okres wysokich dodatnich przepływów pieniężnych.

W ocenie autorów raportu, warto także zwrócić uwagę na zmianę struktury capexu grupy - w latach 2020-26 OZE, gaz i dystrybucja będą stanowić 60 proc. nakładów, w porównaniu do 30 proc. w latach 2015-19.

Autorem raportu jest Kamil Kliszcz. Pierwsze udostępnienie rekomendacji do dystrybucji miało miejsce 24 października o godzinie 08:26.

Depesza stanowi skrót rekomendacji. W załączniku zamieszczamy plik PDF z raportem. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Oferta PGE okazała się najkorzystniejsza w przetargu nieograniczonym zorganizowanym przez PSE. (PAP Biznes)

pel/ asa/

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

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego przekazuje treść projektów uchwał, które mają być przedmiotem obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki zwołanego na dzień 2 grudnia 2019 r. na godz. 12.00 w Warszawie, w budynku Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie S.A., ul. Książęca 4, 00-498 Warszawa.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt. 2 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).

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

kom espi zdz

Zarząd spółki "PGE Polska Grupa Energetyczna Spółka Akcyjna" z siedzibą w Warszawie ("Spółka"), działając na podstawie art. 399 § 1, w związku z art. 402(1) i 402(2) ustawy z dnia 15 września 2000 roku Kodeksu spółek handlowych (tj. Dz. U. z 2019 roku, poz. 505, ze zmianami) oraz § 28 ust. 1 pkt 3 i 4 Statutu Spółki, zwołuje na dzień 2 grudnia 2019 r., na godzinę 12.00, Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki ("Zgromadzenie"). Zgromadzenie odbędzie się w Warszawie w budynku Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie S.A., ul. Książęca 4, 00-498 Warszawa.

Porządek obrad:

1. Otwarcie Zgromadzenia.

2. Wybór Przewodniczącego Zgromadzenia.

3. Stwierdzenie prawidłowości zwołania Zgromadzenia oraz jego zdolności do powzięcia wiążących uchwał.

4. Przyjęcie porządku obrad.

5. Odstąpienie od wyboru Komisji Skrutacyjnej.

6. Podjęcie uchwały w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu oraz uchylenia uchwały nr 4 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia "PGE Polska Grupa Energetyczna S.A." z dnia 14 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu oraz uchylenia uchwały nr 37 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia "PGE Polska Grupa Energetyczna S.A." z dnia 27 czerwca 2017 r. w przedmiocie zmiany uchwały nr 4 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia "PGE Polska Grupa Energetyczna S.A." z dnia 14 grudnia 2016 r.

7. Podjęcie uchwały w sprawie zmiany uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia "PGE Polska Grupa Energetyczna S.A." z dnia 14 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Rady Nadzorczej.

8. Podjęcie uchwały w sprawie poniesienia kosztów zwołania i odbycia Zgromadzenia.

9. Zamknięcie Zgromadzenia.

Opis procedur dotyczących uczestniczenia w Zgromadzeniu i wykonywania prawa głosu

Zgodnie z art. 406(1) § 1 Kodeksu spółek handlowych prawo uczestniczenia w Zgromadzeniu mają osoby będące akcjonariuszami Spółki na szesnaście dni przed datą Zgromadzenia (dzień rejestracji uczestnictwa w walnym zgromadzeniu), tj. na dzień 16 listopada 2019 roku.

W celu zapewnienia udziału w Zgromadzeniu, Akcjonariusz powinien zażądać, nie wcześniej niż po ogłoszeniu zwołania Zgromadzenia, tj. nie wcześniej niż w dniu 23 października 2019 roku i nie później niż w pierwszym dniu powszednim po dniu rejestracji uczestnictwa w Zgromadzeniu, tj. nie później niż w dniu 18 listopada 2019 roku, od podmiotu prowadzącego rachunek papierów wartościowych wystawienia imiennego zaświadczenia o prawie uczestnictwa w Zgromadzeniu.

Zarząd Spółki wyłoży listę Akcjonariuszy uprawnionych do uczestnictwa w Zgromadzeniu w siedzibie Spółki w Warszawie, ul. Mysia 2, 00-496 Warszawa na trzy dni powszednie przed dniem odbycia Zgromadzenia, tj. w dniach 27, 28 i 29 listopada 2019 roku w godzinach od 9:00 do 15:00 w Departamencie Zarządu (2 piętro).

Zarząd Spółki informuje, że Akcjonariusz może żądać przesłania mu listy Akcjonariuszy nieodpłatnie pocztą elektroniczną. Akcjonariusz żądając przesłania mu listy Akcjonariuszy powinien wskazać adres poczty elektronicznej, na który lista powinna mu zostać przesłana. Żądanie można przesłać w postaci elektronicznej na adres e-mailowy Spółki: wza@gkpge.pl.

Zarząd Spółki informuje, że Akcjonariuszowi służy prawo uczestniczenia w Zgromadzeniu oraz wykonywania prawa głosu osobiście lub przez pełnomocnika. Pełnomocnik Akcjonariusza wykonuje wszystkie uprawnienia Akcjonariusza chyba, że z treści pełnomocnictwa wynika inaczej. Pełnomocnik może udzielać dalszych pełnomocnictw, jeżeli wynika to z treści pełnomocnictwa. Jeden pełnomocnik może reprezentować więcej niż jednego Akcjonariusza. W takim wypadku pełnomocnik może głosować odmiennie z akcji każdego Akcjonariusza. Jeżeli Akcjonariusz posiada akcje zapisane na więcej niż jednym rachunku papierów wartościowych, może on ustanowić pełnomocnika do wykonywania praw z akcji zapisanych na każdym z rachunków. Akcjonariusz posiadający akcje zapisane na rachunku zbiorczym, może ustanowić oddzielnych pełnomocników do wykonywania praw z akcji zapisanych na tym rachunku. Akcjonariusz posiadający akcje zapisane na więcej niż jednym rachunku papierów wartościowych może ustanowić oddzielnych pełnomocników do wykonywania praw z akcji zapisanych na każdym z rachunków.

Pełnomocnictwo do uczestniczenia w Zgromadzeniu i wykonywania prawa głosu wymaga udzielenia go na piśmie lub w postaci elektronicznej.

W celu dokonania identyfikacji Akcjonariusza udzielającego pełnomocnictwa oraz reprezentującego go Pełnomocnika, do dokumentu potwierdzającego udzielenie pełnomocnictwa powinny być dołączone:

a) w przypadku Akcjonariusza będącego osobą fizyczną - kopia dowodu osobistego, stron paszportu umożliwiających identyfikację lub innego urzędowego dokumentu potwierdzającego tożsamość Akcjonariusza;

b) w przypadku Akcjonariusza niebędącego osobą fizyczną - kopia aktualnego odpisu z właściwego rejestru lub innego dokumentu potwierdzającego istnienie takiego Akcjonariusza oraz prawo jego przedstawiciela lub przedstawicieli do jego reprezentowania, wraz z kopiami dowodu osobistego, stron paszportu umożliwiających identyfikację lub innego urzędowego dokumentu potwierdzającego tożsamość przedstawiciela lub przedstawicieli upoważnionych do reprezentowania Akcjonariusza;

c) w przypadku Pełnomocnika będącego osobą fizyczną - kopia dowodu osobistego, stron paszportu umożliwiających identyfikację lub innego urzędowego dokumentu potwierdzającego tożsamość Pełnomocnika;

d) w przypadku Pełnomocnika niebędącego osobą fizyczną - kopia aktualnego odpisu z właściwego rejestru lub innego dokumentu potwierdzającego istnienie takiego Pełnomocnika oraz prawo jego przedstawiciela lub przedstawicieli do jego reprezentowania, wraz z kopiami dowodu osobistego, stron paszportu umożliwiających identyfikację lub innego urzędowego dokumentu potwierdzającego tożsamość przedstawiciela lub przedstawicieli upoważnionych do reprezentowania Pełnomocnika.

W przypadku podmiotów zagranicznych, w których państwie siedziby nie są prowadzone odpowiednie rejestry, zamiast kopii aktualnego odpisu z rejestru, o których mowa w pkt ‎b) i d) powyżej, należy dołączyć kopię dokumentu potwierdzającego istnienie danego podmiotu oraz prawo jego przedstawiciela lub przedstawicieli do jego reprezentowania.

W przypadku wątpliwości co do prawdziwości kopii dokumentów, o których mowa powyżej, Zarząd Spółki zastrzega, iż może zażądać przed rozpoczęciem obrad Zgromadzenia, okazania oryginałów przedmiotowych dokumentów lub ich odpisów poświadczonych przez notariusza, radcę prawnego lub inny podmiot uprawniony do poświadczania za zgodność z oryginałem. W razie ich nie przedstawienia, Pełnomocnik Akcjonariusza może nie zostać dopuszczony do uczestnictwa w Zgromadzeniu.

Do wszelkich dokumentów, o których mowa powyżej, sporządzonych w języku obcym, powinno być dołączone odpowiednie tłumaczenie poświadczone na język polski sporządzone przez tłumacza przysięgłego.

Jeżeli pełnomocnictwo do uczestniczenia w obradach i wykonywania prawa głosu na Zgromadzeniu udzielone przez Akcjonariusza jest warunkowe, należy również dołączyć dowód, że dany warunek został spełniony.

Udzielenie pełnomocnictwa w postaci elektronicznej nie wymaga opatrzenia kwalifikowanym podpisem elektronicznym. Fakt udzielenia pełnomocnictwa w postaci elektronicznej należy zgłosić Spółce przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej. Zawiadomienie należy przesłać pocztą elektroniczną na adres e-mailowy Spółki: wza@gkpge.pl. wraz z zawiadomieniem należy przesłać skan udzielonego pełnomocnictwa oraz skan dokumentów, o których mowa w punktach a), b), c) i d) powyżej. W zawiadomieniu należy wskazać również adres poczty elektronicznej, za pomocą którego Spółka będzie mogła kontaktować się z Akcjonariuszem oraz Pełnomocnikiem. Zarząd ma prawo do weryfikacji przesłanych zawiadomień oraz do podejmowania działań służących identyfikacji Akcjonariusza i Pełnomocnika oraz potwierdzenia właściwego umocowania. Weryfikacja może polegać w szczególności na zwrotnym pytaniu zadanym w formie telefonicznej lub elektronicznej Akcjonariuszowi lub Pełnomocnikowi. Powyższe zasady stosuje się odpowiednio do zmiany lub odwołania udzielonego pełnomocnictwa. Zawiadomienia nie spełniające wyżej wymienionych wymogów nie wywołują skutków prawnych wobec Spółki. Spółka nie ponosi odpowiedzialności za błędy w wypełnieniu formularza pełnomocnictwa i działania osób posługujących się pełnomocnictwami. Pełnomocnik stawiający się na Zgromadzeniu obowiązany jest przedstawić na żądanie Spółki lub osoby (osób) wyznaczonej do rejestracji Akcjonariuszy dokumenty, dołączone do zawiadomienia, o których mowa powyżej.

W przypadku podmiotów zagranicznych, w których państwie siedziby nie są prowadzone odpowiednie rejestry, zamiast skanu aktualnego odpisu z rejestru, należy dołączyć skan dokumentu potwierdzającego istnienie danego podmiotu oraz prawo jego przedstawiciela lub przedstawicieli do jego reprezentowania.

W przypadku wątpliwości co do prawdziwości dokumentów, o których mowa powyżej, Zarząd Spółki zastrzega, iż może zażądać przed rozpoczęciem obrad Zgromadzenia, okazania oryginałów przedmiotowych dokumentów lub ich odpisów poświadczonych przez notariusza, radcę prawnego lub inny podmiot uprawniony do poświadczania za zgodność z oryginałem. W razie ich nie przedstawienia, Pełnomocnik Akcjonariusza może nie zostać dopuszczony do uczestnictwa w Zgromadzeniu.

Do wszelkich dokumentów, o których mowa powyżej, sporządzonych w języku obcym, powinno być dołączone odpowiednie tłumaczenie poświadczone na język polski sporządzone przez tłumacza przysięgłego.

Zarząd Spółki informuje ponadto, iż w przypadku udzielenia przez Akcjonariusza pełnomocnictwa wraz z instrukcją do głosowania, Spółka nie będzie weryfikowała czy Pełnomocnicy wykonują prawo głosu zgodnie z instrukcjami, które otrzymali od Akcjonariuszy. W związku z tym, instrukcja do głosowania powinna być przekazana jedynie Pełnomocnikowi.

Wybrane uprawnienia Akcjonariuszy

Zarząd Spółki informuje, że Akcjonariusz lub Akcjonariusze reprezentujący, co najmniej jedną dwudziestą kapitału zakładowego mogą żądać umieszczenia określonych spraw w porządku obrad Zgromadzenia. Prawo to wykonuje się poprzez zgłoszenie żądania zawierającego uzasadnienie lub projekt uchwały lub uchwał dotyczących proponowanego punktu porządku obrad. Żądanie składa się Zarządowi Spółki, nie później niż na 21 dni przed wyznaczonym terminem odbycia Zgromadzenia, tj. 11 listopada 2019 roku. Żądanie należy złożyć Zarządowi Spółki na adres: Zarząd "PGE Polska Grupa Energetyczna Spółka Akcyjna", ul. Mysia 2, 00-496 Warszawa, lub przesłać pocztą elektroniczną na adres e-mailowy Spółki: wza@gkpge.pl. Do żądania należy dołączyć kopie dokumentów potwierdzających uprawnienie osoby (osób) występujących z żądaniem do działania w imieniu Akcjonariusza.

Zarząd Spółki informuje, że Akcjonariusz lub Akcjonariusze reprezentujący, co najmniej jedną dwudziestą kapitału zakładowego mogą przed terminem odbycia Zgromadzenia zgłaszać projekty uchwał dotyczących spraw wprowadzonych do porządku obrad Zgromadzenia lub spraw, które mają być wprowadzone do porządku obrad. Zgłoszenie należy złożyć Zarządowi Spółki na adres: Zarząd "PGE Polska Grupa Energetyczna Spółka Akcyjna", ul. Mysia 2, 00-496 Warszawa, lub przesłać pocztą elektroniczną na adres e-mailowy Spółki: wza@gkpge.pl. Do zgłoszenia należy dołączyć kopie dokumentów potwierdzających uprawnienie osoby (osób) dokonującej zgłoszenia do działania w imieniu Akcjonariusza.

Zarząd Spółki informuje, że każdy Akcjonariusz może podczas obrad Zgromadzenia zgłaszać projekty uchwał dotyczących spraw wprowadzonych do porządku obrad. Projekty powinny być przedstawione w języku polskim.

Wykorzystanie środków komunikacji elektronicznej

Zarząd Spółki informuje, iż z uwagi na treść Statutu Spółki oraz Regulaminu Walnego Zgromadzenia, nie jest możliwe uczestniczenie ani wypowiadanie się w trakcie Zgromadzenia przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej, ani oddawanie głosu drogą korespondencyjną lub przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej.

Rejestracja obecności na Zgromadzeniu

Osoby uprawnione do uczestniczenia w Zgromadzeniu, powinny się zarejestrować i pobrać karty do głosowania bezpośrednio przed salą obrad na 30 minut przed rozpoczęciem obrad Zgromadzenia.

Wgląd do dokumentacji

Zarząd Spółki informuje, że pełny tekst dokumentacji, która ma być przedstawiona Zgromadzeniu wraz z projektami uchwał będzie dostępny na stronie internetowej Spółki od dnia zwołania Zgromadzenia. Inne dokumenty, dotyczące spraw wprowadzonych lub mających być wprowadzonymi do porządku obrad Zgromadzenia przed terminem jego odbycia, będą dostępne na stronie internetowej Spółki niezwłocznie po ich sporządzeniu lub otrzymaniu przez Spółkę od uprawnionych Akcjonariuszy.

Miejsce udostępnienia informacji

Wszelkie informacje związane ze Zgromadzeniem dostępne są na stronie internetowej Spółki www.gkpge.pl.

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

kom espi zdz

"Przedmiotem rozmów będzie sprzedaż 50 proc. udziałów w spółkach Elektrownia Wiatrowa Baltica-3, realizującej projekt o planowanej mocy ok. 1 GW w perspektywie 2026 roku, oraz Elektrownia Wiatrowa Baltica-2, realizującej projekt o planowanej mocy ok. 1,5 GW w perspektywie 2030 roku." - napisano.

Wymienione spółki posiadają pozwolenia na wznoszenie sztucznych wysp umożliwiające budowę morskich farm na wyznaczonych obszarach Morza Bałtyckiego. (PAP Biznes)

tj/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") informuje, że 22 października 2019

r. podjął decyzję o rozpoczęciu rozmów z Ørsted dotyczących sprzedaży 50% udziałów w dwóch

projektach o łącznej mocy do 2,5 GW oraz określenia warunków współpracy przy ich realizacji.

Przedmiotem rozmów będzie sprzedaż 50% udziałów w spółkach Elektrownia Wiatrowa Baltica-3 sp. z

o.o., realizującej projekt o planowanej mocy ok. 1 GW w perspektywie 2026 roku, oraz

Elektrownia Wiatrowa Baltica-2 sp z o.o., realizującej projekt o planowanej mocy ok. 1,5 GW w

perspektywie 2030 roku.

O kolejnych istotnych etapach procesu Spółka poinformuje w odrębnych raportach bieżących.

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

kom espi zdz

PGE podała, że 30 września - zgodnie z harmonogramem - zakończyła się budowa bloków energetycznych nr 5 i 6 w Elektrowni Opole.

Jak podano, po przeprowadzonej inwestycji Elektrownia Opole zaspokaja 8 proc. krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną. Nowe bloki docelowo mają produkować 12,5 TWh energii elektrycznej rocznie, a ich sprawność w produkcji jest na poziomie ok. 46 proc.

"Bloki 5 i 6, po pozytywnie zakończonej synchronizacji, przeszły proces prowadzenia ruchu regulacyjnego układów technologicznych oraz ich optymalizację. Przed oddaniem jednostek do eksploatacji, przeprowadzona została optymalizacja pracy bloku, próby odbiorcze, pomiary gwarancyjne oraz 30-dniowy test nieprzerwanej pracy" - podano w komunikacie.

Nowe bloki zaprojektowane zostały na 35 lat pracy z czasem wykorzystania mocy zainstalowanej do 8 tys. godzin/rok. Przystosowane zostały także do produkcji ciepła w kogeneracji na poziomie 300 MWt/h.

W komunikacie podano, że bloki nr 5 i 6 są niskoemisyjne i spełniają normy środowiskowe Unii Europejskiej.

"Na każdą kilowatogodzinę wyprodukowanej energii elektrycznej w opolskich blokach zostanie wyemitowane od dwóch do czterech razy mniej tlenków siarki i azotu, a jednostkowa emisja dwutlenku węgla jest mniejsza o ok. 25 proc." - podano w komunikacie.

Opolska inwestycja realizowana była w formule EPC (engineering, procurement, construction), czyli obejmowała projektowanie, dostawę i budowę bloków energetycznych „pod klucz”. Projekt został zrealizowany przez konsorcjum w składzie: Rafako, Polimex-Mostostal, Mostostal Warszawa oraz GE Power, który był generalnym projektantem. (PAP Biznes)

sar/ ana/

W 2011 roku przyjęta została ustawa o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących, zwana dalej „ustawą inwestycyjną”, która wprowadziła rozwiązania usprawniające proces inwestycyjny.

"Dotychczasowy proces stosowania tej ustawy w ramach realizacji inwestycji związanej z budową pierwszej polskiej elektrowni jądrowej pokazał jednak, że ww. ustawa tylko częściowo spełniła cele, dla których była przyjęta" - napisano.

"Dzięki odpowiedniej nowelizacji przepisów możliwe będzie znaczące przyśpieszenie długotrwałego procesu licencjonowania elektrowni jądrowej oraz w konsekwencji ograniczenie ryzyk inwestycyjnych i zmniejszenie kosztów procesu inwestycyjnego związanego z jej budową" - dodano.

Rząd twierdzi, że obecnie istniejące przepisy nie pozwolą lub znacznie utrudnią wybudowanie elektrowni jądrowych w Polsce zgodnie z harmonogramem zakładanym przez rząd. (PAP Biznes)

map/ ana/

Planowany projekt miałby zwiększyć wydajność zakładu ze 100 tys. ton do 180 tys. ton rocznie.

Instalacja została wybudowana w październiku 2018 roku kosztem około 300 mln zł.

Wojciech Dąbrowski, prezes PGE Energia Ciepła, poinformował w kuluarach Kongresu 590, że koszt budowy drugiej linii powinien być niższy.

„Budując kubaturę dla dwóch nitek bardzo dużo kosztów już ponieśliśmy; powstały budynki. Teraz dołożylibyśmy nieco inną technologię niż w pierwszej nitce. Chcemy spalać RDF, a nie odpady zmieszane. Odpady RDF są wyższej kaloryczności, co pozwoli otrzymać lepsze parametry cieplne i produkcji energii” - dodał w rozmowie z dziennikarzami wiceprezes PGE Ryszard Wasiłek.

Jak podała PGE, przed przystąpieniem do projektu niezbędne jest wykonanie analiz technicznych i ekonomicznych, uwzględniających sytuację na rynku odpadów.

„Aby nowa instalacja funkcjonowała i przynosiła zwrot na kapitale, musi przetwarzać odpowiednią ilość paliwa” - powiedział Dąbrowski.

Nowelizacja przepisów zniosła rejonizację dla termicznych instalacji utylizacji odpadów i zobligowała do ogłoszenia przetargów na dostawy paliwa. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Jak podano, porozumienie dotyczy produkcji przez spółkę Autosan samochodów na rzecz wymiany floty pojazdów specjalnych wykorzystywanych m.in. przez służby monterskie, pogotowia energetyczne i inne zespoły dla tzw. Operatorów Sieci Dystrybucyjnych (OSD) lub spółek z grup PGE, Enei i Tauron.

"Docelowo może być to nawet po 100 samochodów w ciągu roku dla każdej z firm, które zawarły porozumienie. Całkowity potencjał współpracy operacyjnej oszacowano na 1.500 sztuk pojazdów elektrycznych" - napisano w komunikacie.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Partnerzy planują wspólnie koordynować proces produkcyjny realizowany przez polskie firmy z branży, m.in. Autosan.

Jak podano, strony planują współpracę o charakterze strategicznym oraz wspólne zaangażowanie finansowe.

"Grupa PGE konsekwentnie inwestuje w niskoemisyjny transport, kompleksowo rozwijając obszar elektromobilności. To przede wszystkim infrastruktura ładowania, czyli już prawie 60 punktów PGE w kilkunastu miastach w całym kraju, zasilanych od września wyłącznie z odnawialnych źródeł energii, a także e-carsharing, m.in. w Siedlcach. Teraz, poprzez inwestycje naszego funduszu, możemy wejść w nowy, perspektywiczny obszar biznesu, jakim jest elektryczny transport publiczny. Jestem przekonany, że zainicjowana dzisiaj współpraca z ARP przyniesie wymierne korzyści wszystkim ze stron, a ponadto przyczyni się do poprawy jakości powietrza w Polsce" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

FIZAN Eko-inwestycje jest nowo utworzonym funduszem grupy PGE ukierunkowanym na realizacje projektów z zakresu m.in. elektromobilności, OZE, efektywności energetycznej oraz ograniczenia emisyjności energetyki, poprawy jej sprawności, niezawodności i elastyczności wytwarzania. Jak podano w komunikacie, koncepcja ulokowania w FIZAN Eko-inwestycje środków pieniężnych w docelowej kwocie 1,5 mld zł jest istotnym krokiem grupy w kierunku dalszej dywersyfikacji działalności z nastawieniem na cele proekologiczne. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Wierzę, że podpisanie listu z ZUS, gdzie jest szereg korzystnych lokalizacji, pozwoli w krótkim czasie postawić jak największą liczbę stacji" - powiedział Paweł Śliwa podczas konferencji prasowej w Siedlcach.

Budową stacji zajmie się PGE Nowa Energia, spółka z grupy PGE, a w pierwszym etapie ma powstać od pięciu do ośmiu stacji ładowania aut elektrycznych, w największych miastach Polski. Tworzone stacje będą zarówno stacjami standardowymi, jak i stacjami szybkiego ładowania.

Przedstawiciele PGE i ZUS poinformowali, że jak dotąd operacyjnie wyselekcjonowanych zostało dziesięć lokalizacji w m.in. Kielcach, Tarnowie, Ostrołęce i Nowym Sączu.

"Liczymy, że co najmniej sto punktów do ładowania zostanie wskazanych w ramach współpracy z ZUS" - dodał Śliwa.

Wiceprezes poinformował, że PGE jest największym dostawcą stacji do ładowania aut elektrycznych w Polsce i ma ich obecnie ponad sześćdziesiąt. (PAP Biznes)

pel/ doa/ osz/

Jak poinformowała w czwartek fundacja, pozew trafił do Sądu Okręgowego w Łodzi i został oparty na przepisach ustawy Prawo ochrony środowiska, które pozwalają organizacji ekologicznej wystąpić z roszczeniem o zaprzestanie działalności powodującej szkodę w środowisku lub stan zagrożenia szkodą w środowisku.

W pozwie ClientEarth domaga się, by skąd nakazał właścicielowi Bełchatowa - PGE GiEK - należącej do Grupy Kapitałowej PGE - "zaprzestania działalności powodującej zagrożenie dla środowiska jako dobra wspólnego poprzez odejście od spalania węgla w Elektrowni Bełchatów najpóźniej do 2035 r., lub zainstalowanie w elektrowni urządzeń redukujących emisję CO2 do zera w tym samym terminie". Spółka poinformowała PAP, że czeka na oficjalną informację o pozwie.

"Pozew jest bezprecedensowy o tyle, że do tej pory nikt nie używał tej podstawy prawnej wobec tak dużej instalacji. Jednak podstawa prawna Prawie ochrony środowiska jest bardzo wyraźna" - powiedział PAP prezes ClientEarth Marcin Stoczkiewicz, dodając, że po raz pierwszy użyto tych paragrafów w kwestii ochrony klimatu. "Nie jest naszą rolą, by wskazywać jakie technologie zastosować" - zaznaczył Stoczkiewicz, podkreślając, że są analizy, wskazujące technologiczne rozwiązania dla Bełchatowa. To np. hybrydyzacja, czyli modernizacja bloków w kierunku jednostek wielopaliwowych (węglowo-gazowo-biomasowych); budowa nowych bloków gazowo-parowych i modernizacja istniejących lub budowa nowych bloków na węgiel brunatny z uwzględnieniem technologii wychwytu i składowania CO2.

ClientEarth przytacza dane Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarzadzania Emisjami, z których wynika, że emisja CO2 z Elektrowni Bełchatów w 2016 r. wyniosła ok. 35 mln ton, w 2017 r. - ok. 37 mln ton, a w 2018 r. - ponad 38 mln ton, co odpowiada ok. 10 proc. całej emisji Polski.

Fundacja podkreśla, że właściciel nie przedstawił żadnego oficjalnego planu zmniejszenia wpływu elektrowni na klimat. Przypomina też, że pod petycją o bezzwłoczne wdrożenie planu redukcji emisji CO2 z elektrowni przez PGE GiEK podpisało się 10 tys. osób.

Bełchatów to największa elektrownia w Polsce. Łączna moc zainstalowana bloków na węgiel brunatny wynosi 5298 MW, a moc osiągalna 5472 MW. Produkuje ok. 20 proc. energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym i zużywa ok. 40 mln ton węgla brunatnego rocznie.

Fundacja ClientEarth Prawnicy dla Ziemi jest niezależną organizacją prawniczą, działającą na rzecz ochrony środowiska. W ostatnich latach m.in. składała w sądach administracyjnych w Szwecji i Finlandii skargi na zgody na budowę gazociągu Nord Stream 2. Kilka dni temu skierowała do komitetu ds. przestrzegania Konwencji z Aarhus skargę na odmówienie ClientEarth legitymacji do skarżenia budowy Nord Stream 2 w Szwecji.(PAP)

wkr/ drag/

"Nasza polityka dywidendowa jest wciąż ważna i obowiązuje. Zgodnie z nią, w planie jest wypłata dywidendy z tegorocznego zysku w przyszłym roku. W polityce jest zapis, że zależy to od planów inwestycyjnych i akwizycyjnych" - powiedział wiceprezes podczas telekonferencji.

Pytany, czy grupa ma w planach duże akwizycje na rynku polskim lub za granicą, które mogłyby zaburzyć plan wypłaty dywidendy, odpowiedział: "Nie mamy na dziś planów, o których byśmy nie komunikowali".

Polityka dywidendowa PGE zakłada przeznaczanie na dywidendę 40-50 proc. skonsolidowanego zysku netto przypadającego dla akcjonariuszy jednostki dominującej. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Dane operacyjne PGE za drugi kwartał 2019 r. i narastająco za I półrocze 2019 r.:

Kluczowe dane finansowe PGE:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/

"Konsekwentnie umacniamy naszą pozycję lidera transformacji energetycznej inwestując w nieemisyjne źródła wytwórcze, do których zaliczamy przede wszystkim wiatraki na morzu i program rozwoju paneli fotowoltaicznych. W programie offshore jesteśmy obecnie na etapie wyboru partnera spośród podmiotów, które złożyły wiążące oferty zakupu udziałów, natomiast w przypadku programu PV nawiązaliśmy już współpracę z wiodącymi właścicielami gruntów w Polsce, wśród których znajdują się m.in. Polskie Koleje Państwowe i KGHM Polska Miedź. Już teraz, spośród terenów własnych i partnerów, zidentyfikowaliśmy zasoby pozwalające na wybudowanie mocy fotowoltaicznych na poziomie ok. 750 MW – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

PGE w 2021 roku planuje pierwszy istotny przyrost mocy słonecznych. Jak podała spółka w prezentacji, do końca 2020 r. planuje przygotować 30 projektów do udziału w aukcji.

Celem PGE jest osiągnięcie 2,5 GW mocy fotowoltaicznych w perspektywie 2030 r. Grupa szacuje, że w 2025 r. jej moc w źródłach PV mogłaby wynieść minimum 1,3 GW.

Grupa poinformowała w prezentacji, że jej celem jest osiągnięcie 25 proc. udziału elektrowni fotowoltaicznych w Polsce. Podstawą programu jest rozwój organiczny własnych projektów, ale spółka nie wyklucza akwizycji projektów i elektrowni fotowoltaicznych.

Szacowane nakłady inwestycyjne programu to 6-8 mld zł.

PGE poinformowała też w komunikacie, że trwają prace na budowie inwestycji Klaster, czyli trzech lądowych farm wiatrowych (Starza, Rybice i Karnice II) o łącznej mocy zainstalowanej 97,17 MW i rocznej produkcji na poziomie ok. 277 GWh. Przewidziany okres eksploatacji farm to 25 lat, a okres wsparcia dzięki wygranej aukcji OZE – 15 lat. Jak podano, prace prowadzone są zgodnie z harmonogramem, a uzyskanie pozwolenia na użytkowanie dla wszystkich farm planowane jest na koniec I kwartału 2020 r. Realizacja projektu ma pozwolić zwiększyć moc zainstalowaną farm wiatrowych grupy PGE o 18 proc. do blisko 650 MW.

Jak podała spółka, 30 września tego roku przekazany zostanie do eksploatacji blok energetyczny nr 6 w Elektrowni Opole. Z kolei zaawansowanie realizacji prac objętych kontraktem na budowie bloku o mocy 490 MW w Elektrowni Turów wynosi ok. 92 proc. Zgodnie z obowiązującym obecnie harmonogramem inwestycja zostanie zakończona do 30 października 2020 r.

Na przełomie 2019/2020 r. grupa zamierza rozstrzygnąć przetarg na budowę dwóch bloków gazowo-parowych o łącznej mocy ok. 1400 MW w Elektrowni Dolna Odra. Wartość inwestycji może wynieść ok. 4 mld zł. Inwestycja przygotowywana jest do startu w aukcji mocy w 2019 r., co przekłada się na rozpoczęcie komercyjnej eksploatacji 1 stycznia 2024 r.

W celu poprawy jakości dostaw PGE Dystrybucja realizuje program kablowania sieci. Uruchomiony w lutym 2019 r. program pozwoli na osiągnięcie udziału linii kablowych na poziomie 30 proc. w 2030 r. wobec 25 proc., który zostałby osiągnięty bez uruchomienia programu. CAPEX netto na realizację projektu to 3,46 mld zł, przy czym nadwyżka pochodząca z programu wynosi ok. 1,9 mld zł.(PAP Biznes)

pel/ ana/

W maju spółka spodziewała się na ten rok spadku raportowanego wyniku EBITDA w segmencie ciepłownictwa i stabilnego wyniku w obrocie.

Spółka podtrzymała jednocześnie w prezentacji, że spodziewa się w tym roku spadku rdr wyniku EBITDA w segmencie dystrybucji oraz wzrostu wyników w segmencie energetyki konwencjonalnej i energetyki odnawialnej.

W 2018 r. raportowana EBITDA PGE spadła do 6,364 mld zł z 7,650 mld zł w 2017 roku.

W segmencie energetyki konwencjonalnej EBITDA grupy wyniosła w 2018 roku 2,1 mld zł, w ciepłownictwie 0,85 mld zł, w energetyce odnawialnej 0,46 mld zł. EBITDA segmentu obrót wyniosła 0,26 mld zł, a dystrybucji 2,46 mld zł. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Konsekwentnie umacniamy naszą pozycję lidera transformacji energetycznej inwestując w nieemisyjne źródła wytwórcze, do których zaliczamy przede wszystkim wiatraki na morzu i program rozwoju paneli fotowoltaicznych. W programie offshore jesteśmy obecnie na etapie wyboru partnera spośród podmiotów, które złożyły wiążące oferty zakupu udziałów, natomiast w przypadku programu PV nawiązaliśmy już współpracę z wiodącymi właścicielami gruntów w Polsce, wśród których znajdują się m.in. Polskie Koleje Państwowe i KGHM Polska Miedź. Już teraz, spośród terenów własnych i partnerów, zidentyfikowaliśmy zasoby pozwalające na wybudowanie mocy fotowoltaicznych na poziomie ok. 750 MW – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

PGE w 2021 roku planuje pierwszy istotny przyrost mocy słonecznych. Celem PGE jest osiągnięcie 2,5 GW mocy fotowoltaicznych w perspektywie 2030 r.

PGE poinformowała też w komunikacie, że trwają prace na budowie inwestycji Klaster, czyli trzech lądowych farm wiatrowych (Starza, Rybice i Karnice II) o łącznej mocy zainstalowanej 97,17 MW i rocznej produkcji na poziomie ok. 277 GWh. Przewidziany okres eksploatacji farm to 25 lat, a okres wsparcia dzięki wygranej aukcji OZE – 15 lat. Jak podano, prace prowadzone są zgodnie z harmonogramem, a uzyskanie pozwolenia na użytkowanie dla wszystkich farm planowane jest na koniec I kwartału 2020 r. Realizacja projektu ma pozwolić zwiększyć moc zainstalowaną farm wiatrowych grupy PGE o 18 proc. do blisko 650 MW.

Jak podała spółka, 30 września tego roku przekazany zostanie do eksploatacji blok energetyczny nr 6 w Elektrowni Opole. Z kolei zaawansowanie realizacji prac objętych kontraktem na budowie bloku o mocy 490 MW w Elektrowni Turów wynosi ok. 92 proc. Zgodnie z obowiązującym obecnie harmonogramem inwestycja zostanie zakończona do 30 października 2020 r.

Na przełomie 2019/2020 r. grupa zamierza rozstrzygnąć przetarg na budowę dwóch bloków gazowo-parowych o łącznej mocy ok. 1400 MW w Elektrowni Dolna Odra. Wartość inwestycji może wynieść ok. 4 mld zł. Inwestycja przygotowywana jest do startu w aukcji mocy w 2019 r., co przekłada się na rozpoczęcie komercyjnej eksploatacji 1 stycznia 2024 r.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 2.446 mln zł wobec 1.859 mln zł zysku rok wcześniej (wzrost o 32 proc. rdr).

EBITDA wzrosła do 4.395 mln zł z 3.703 mln zł w I połowie 2018 roku (wzrost o 19 proc. rdr). Największy wpływ na wynik miało pozytywne saldo zdarzeń jednorazowych, czyli przede wszystkim przydział dodatkowych darmowych uprawnień do emisji CO2 wycenianych na ok. 1,4 mld zł.

Wynik EBITDA skorygowany o zdarzenia jednorazowe wyniósł 3,3 mld zł, czyli o 13 proc. mniej niż rok temu.

Spółka podała, że EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła 2.106 mln zł, a segmentu Dystrybucja 1.211 mln zł. Zysk EBITDA w Obrocie wyniósł w I półroczu 473 mln zł, w segmencie Energetyka Odnawialna 310 mln zł, a w segmencie Ciepłownictwo 772 mln zł.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w I półroczu 2019 roku 18.236 mln zł wobec 12.871 mln zł rok wcześniej.

W samym II kwartale 2019 roku zysk netto PGE, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 1.117 mln zł, co oznacza wzrost o 223 proc. rdr. EBITDA wzrosła o 68 proc. rdr do 2,5 mld zł, a EBITDA powtarzalna spadła o 12 proc. rdr do 1,41 mld zł.

W I półroczu 2019 r. grupa PGE wyprodukowała 29,5 TWh energii elektrycznej, z czego 17,06 TWh (o 12 proc. mniej niż w ubiegłym roku) pochodziło z węgla brunatnego. Spadek wynika z mniejszego obciążenia i modernizacji Elektrowni Bełchatów i Elektrowni Turów.

Produkcja energii elektrycznej z węgla kamiennego wyniosła 8,72 TWh, co oznacza spadek o 15 proc. rdr. To efekt mniejszego obciążenia i remontu w Elektrowni Opole, a także postoju w rezerwie Elektrowni Dolna Odra i Elektrowni Rybnik.

O 1 proc. wzrósł wolumen produkcji z gazu, który w I półroczu 2019 r. wyniósł 2,26 TWh. Produkcja energii z wiatru wzrosła o 28 proc. Większe wolumeny produkcji PGE osiągnęła także w przypadku produkcji z biomasy (wzrost o 14 proc.) oraz w elektrowniach wodnych (wzrost o 8 proc.). Zwiększona produkcja ze źródeł niesterowalnych przełożyła się na 65 proc. wzrost produkcji w elektrowniach szczytowo-pompowych.

Wolumen dystrybucji energii elektrycznej wyniósł pierwszym półroczu 18,13 TWh, co oznacza wzrost o 1 proc. rdr.

Nakłady na inwestycje w I półroczu wyniosły w grupie 2,5 mld zł i były o 13 proc. większe rdr.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 2.446 mln zł wobec 1.859 mln zł zysku rok wcześniej, a EBITDA wzrosła do 4.395 mln zł z 3.703 mln zł w I połowie 2018 roku.

Wyniki PGE są zgodne z ostatnimi szacunkami grupy. 13 września spółka szacowała, że jej EBITDA w I półroczu wyniosła 4.395 mln zł, a zysk netto jednostki dominującej 1.702 mln zł.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w I półroczu 2019 roku 18.236 mln zł wobec 12.871 mln zł rok wcześniej. (PAP Biznes)

pel/ ana/