PGE SA

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/

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

kom espi zdz

ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA SECURITIES:

"Wyniki PGE są dobre. Po skorygowaniu o duży pozytywny one-off związany z darmowymi pozwoleniami na emisję CO2, wynik EBITDA jest powyżej oczekiwań rynkowych i 17 proc. powyżej naszych oczekiwań.

W dużej mierze to efekt segmentu ciepła, który zaskoczył pozytywnie. Spółka podała w prezentacji, że kwiecień i maj były chodniesze niż zazwyczaj i ciepła sprzedano więcej, co widać w wynikach.

Pozytywnie zaskoczył też w porównaniu do moich prognoz segment sprzedaży. Segment energetyki odnawialnej wypadł troszkę lepiej od moich oczekiwań, dystrybucja właściwie zgodnie z oczekiwaniami.

Podsumowując, pomimo one-offów wyniki są solidne, to pozytywne zaskoczenie".

DM BDM (raport poranny):

"Powtarzalna EBITDA (1.411 mln zł) jest zgodna z naszymi oczekiwaniami i lepsza od konsensusu, choć nie wiemy, czy zawierał on jakiekolwiek zdarzenia jednorazowe. A tych jest sporo. Spółka uwzględniła dodatkowe 10,9 mln ton CO2 w PPO a nie w PPF jak szacowaliśmy w prognozach (+1.393 mln zł), co wpłynęło pozytywnie na raportowaną EBITDA. Z drugiej strony wynik ten obniżył wzrost rezerwy na rekultywację wyrobisk (-246 mln zł - szacowaliśmy -700 mln zł) czy rezerw aktuarialnych (-36 mln zł), co ma związek ze spadkiem rynkowych stóp procentowych (dyskonta). Ujemnie na wynik wpłynęła też korekta KDT (-16 mln zł). W efekcie poziom one-offs to 1.095 mln zł.

Spółka nic nie informuje o podejściu do ustawy o +cenach energii+ z 28.12.2019. Domyślamy się więc, że było podobne do tego co kwartał wcześniej, czyli rozwiązanie części rezerwy na sprzedaż w taryfie G, którą spółka zawiązała w 4Q’18 (261 mln zł, 140 mln zł rozwiązane w 1Q’19) i odwrócenie tego na konsolidacji (bez wpływu na skonsolidowany wynik). Na razie tylko Energa zdecydowała się na wstępne pokazanie wpływu ustawy na wyniki.

Dług netto w 2Q’19 spada o ok. 1 mld zł do 10.948 mln zł i stanowi 1,55x EBITDA".

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

PGE szacuje, że EBITDA grupy w I półroczu 2019 roku wyniosła ok. 4.395 mln zł wobec 3.675 mln zł rok wcześniej, a skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł ok. 1.702 mln zł wobec 1.281 mln zł przed rokiem - poinformowała grupa w komunikacie.

Według wyliczeń PAP Biznes, w samym drugim kwartale EBITDA PGE wyniosła 2.506 mln zł, a zysk netto j. d. 1.117 mln zł.

EBITDA powtarzalna, po oczyszczeniu o zdarzenia jednorazowe (w tym dodatkowe uprawnienia CO2 w wysokości prawie 1,4 mld zł) wyniosła w II kwartale 1,41 mld zł, co oznacza spadek o 12 proc. rdr. Konsensus PAP Biznes dla EBITDA wynosił 1,237 mld zł, ale mediana prognoz wyniosła 1,358 mld zł.

EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła 1.423 mln zł, EBITDA segmentu Ciepłownictwo wyniosła 367 mln zł, a EBITDA segmentu Dystrybucja wyniosła 566 mln zł. EBITDA w segmencie Obrót wyniosła w tym czasie 168 mln zł, a w segmencie Energetyka Odnawialna 145 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ asa/

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)

sar/ gor/

Według wyliczeń PAP Biznes, w samym drugim kwartale EBITDA PGE wyniosła 2.506 mln zł (1.489 mln zł przed rokiem), a zysk netto j.d. 1.117 mln zł (346 mln zł przed rokiem).

Jak podano w prezentacji, EBITDA powtarzalna spadła w drugim kwartale do 1.411 mln zł z 1.601 mln zł przed rokiem. Grupa poinformowała o zdarzeniach jednorazowych takich jak rekompensaty KDT (-16 mln zł), zmiana rezerwy rekultywacyjnej (-246 mln zł), zmiana rezerwy aktuarialnej (-36 mln zł) i dodatkowe uprawnienia do emisji EUA (+1.393 mln zł).

Grupa podała, że negatywnie na powtarzalny wynik EBITDA w drugim kwartale wpłynął niższy o 1,4 TWh wolumen produkcji (w tym wolumen z węgla brunatnego niższy o 1,3 TWh), koszt emisji CO2 wyższy o około 0,56 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 zł/MWh) oraz dłuższy sezon grzewczy (sprzedaż ciepła wyższa rdr o 2,1 PJ).

Jak podano, EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła w pierwszej połowie 2019 roku 2.106 mln zł, EBITDA segmentu Ciepłownictwo wyniosła 772 mln zł, a EBITDA segmentu Dystrybucja wyniosła 1.211 mln zł. EBITDA w segmencie Obrót wyniosła 337 mln zł, a w segmencie Energetyka Odnawialna 310 mln zł.

W samym drugim kwartale EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła 1.423 mln zł, EBITDA segmentu Ciepłownictwo wyniosła 367 mln zł, a EBITDA segmentu Dystrybucja wyniosła 566 mln zł. EBITDA w segmencie Obrót wyniosła w tym czasie 168 mln zł, a w segmencie Energetyka Odnawialna 145 mln zł.

Nakłady inwestycyjne PGE wyniosły w pierwszym półroczu 2.557 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na koniec czerwca wyniosło około 10.948 mln zł.

Grupa opublikowała także dane operacyjne za pierwsze półrocze.

Według wstępnych szacunków, produkcja energii elektrycznej netto w pierwszym półroczu 2019 roku w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 29,5 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 18,1 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 21,9 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 28,5 PJ.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w pierwszym półroczu wyniosła 243,8 PLN/MWh.

Publikacja skonsolidowanego raportu PGE za pierwsze półrocze 2019 roku nastąpi 24 września 2019 roku. (PAP Biznes)

sar/ gor/

Jak podano, EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła w pierwszej połowie 2019 roku 2.106 mln zł, EBITDA segmentu Ciepłownictwo wyniosła 772 mln zł, a EBITDA segmentu Dystrybucja wyniosła 1.211 mln zł.

EBITDA w segmencie Obrót wyniosła 337 mln zł, a w segmencie Energetyka Odnawialna 310 mln zł.

Według wyliczeń PAP Biznes, w samym drugim kwartale EBITDA PGE wyniosła 2.506 mln zł, a zysk netto j. d. 1.117 mln zł. (PAP Biznes)

sar/ gor/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") przekazuje do wiadomości publicznej wstępne wybrane skonsolidowane wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze 2019 r.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w I półroczu 2019 r. w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 29,5 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 18,1 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 21,9 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 28,5 PJ.

Skonsolidowany zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy aktualizujące (EBITDA) w I półroczu 2019 r. wyniósł około 4 395 mln zł,

w tym:

EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna: 2 106 mln zł,

EBITDA segmentu Ciepłownictwo: 772 mln zł,

EBITDA segmentu Dystrybucja: 1 211 mln zł,

EBITDA segmentu Obrót: 337 mln zł,

EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 310 mln zł.

Skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł około 1 702 mln zł (czyli 0,91 zł na akcję). Nakłady inwestycyjne wyniosły 2 557 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 czerwca 2019 r. wyniosło około 10 948 mln zł.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w I półroczu 2019 wyniosła 243,8 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 półrocze 2019 r. nastąpi 24 września 2019 r.

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

kom espi zdz

"Upowszechnianie takich źródeł jak obywatelskie mikroinstalacje OZE (prosumenci) czy źródła OZE na potrzeby własne małych i średniej wielkości przedsiębiorców oraz rolników, nie będzie możliwe bez automatyzacji sieci energetycznych" - powiedział, cytowany w komunikacie, minister energii Krzysztof Tchórzewski. (PAP Biznes)

seb/ gor/

"Upowszechnianie takich źródeł jak obywatelskie mikroinstalacje OZE (prosumenci) czy źródła OZE na potrzeby własne małych i średniej wielkości przedsiębiorców oraz rolników, nie będzie możliwe bez automatyzacji sieci energetycznych" - powiedział, cytowany w komunikacie, minister energii Krzysztof Tchórzewski. (PAP Biznes)

seb/ osz/

"Dobre rozwiązania, które pozwolą na to, żeby przyspieszyć proces udzielania koncesji, są dzisiaj bardzo, ale to bardzo mocno poszukiwane" - powiedział dziennikarzom wiceszef resortu energii, który po poniedziałkowym spotkaniu ze związkowcami w Katowicach pojechał do Bełchatowa, by rozmawiać o rozwiązaniach służących uruchomieniu wydobycia ze złoża Złoczew.

"Mamy przygotowane rozwiązanie, w które bardzo aktywnie - chcę to podkreślić - włączyli się posłowie, parlamentarzyści tego regionu" - dodał Gawęda, precyzując, że dla przyspieszenia prac koncesyjnych przygotowane zostały nowe rozwiązania legislacyjne. Nie podał szczegółów tych rozwiązań.

"Ja również to przeanalizowałem i zgłosiłem swoje spostrzeżenia i uwagi - one są w tej chwili analizowane przez senackie biuro prawne" - powiedział wiceminister, który sprawuje także mandat senatora.

Jak podało w końcu kwietnia br. Ministerstwo Środowiska, na wniosek spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna wszczęto 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. 19 sierpnia br. główny geolog kraju Piotr Dziadzio zadeklarował dołożenie wszelkich starań, aby koncesja dla złoża Złoczew mogła być uzyskana jeszcze w tym roku.

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)

mab/ je/ gor/

"Ten list ma służyć optymalizacji kosztów, wymianie doświadczeń” - powiedział prezes PKN Orlen Daniel Obajtek.

„Patrzymy, gdzie możemy osiągnąć efekty synergii” - dodał prezes PGE Henryk Baranowski.

Baranowski wskazał, że współpraca mogłaby dotyczyć np. prowadzenia badań wietrzności czy logistyki. Nie wykluczył też współpracy obu koncernów przy budowie przyłączy, gdyby ten koszt miał być po stronie inwestorów, a nie operatora.

Jak zaznaczył prezes PGE, list intencyjny nie zakłada współpracy kapitałowej.

PKN Orlen i PGE chcą budować farmy wiatrowe na Bałtyku.

PGE chce mieć co najmniej 2,5 GW mocy w morskiej energetyce wiatrowej do 2030 roku.

Grupa Orlen posiada na Bałtyku koncesję, w ramach której może zbudować morską farmę wiatrową o mocy do 1200 MW. (PAP Biznes)

pel/ pr/ ana/

„Jesteśmy na ostatnim etapie selekcji. Na krótkiej liście mamy cztery podmioty. Do końca października będziemy być może w stanie ogłosić negocjacyjną +dwójkę+” - powiedział prezes Baranowski.

Jak dodał, PGE nie otrzymała jeszcze finalnych ofert.

Prezes podtrzymał, że do końca roku możliwy jest wybór partnera.

Pod koniec stycznia PGE zamknęła pierwszy etap selekcji potencjalnych partnerów strategicznych chętnych do uczestniczenia w przygotowaniu, budowie i eksploatacji projektu offshore na Morzu Bałtyckim. Na zaproszenie do udziału w projekcie odpowiedziało trzynastu potencjalnych partnerów.

Docelowo PGE zamierza sprzedać wybranemu przez siebie partnerowi strategicznemu po 50 proc. udziałów w dwóch spółkach celowych odpowiedzialnych za projekty morskich farm wiatrowych, a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture.(PAP Biznes)

pel/ ana/

„Ten list ma służyć optymalizacji kosztów, wymianie doświadczeń” - powiedział prezes PKN Orlen Daniel Obajtek. (PAP Biznes)

pel/ pr/

„Porozumienie, które będzie dziś podpisane wprowadzi PKN Orlen i PGE na inny poziom związany z energetyką w Europie” - powiedział wiceminister na briefingu prasowym. (PAP Biznes)

pel/ pr/

Jak podały spółki, PGE chce wytypować pośród gruntów PKP działki odpowiednie pod budowę farm. Pierwsze grunty w województwach: śląskim, łódzkim i podkarpackim zostały już wstępnie wyselekcjonowane.

PKP zadeklarowały zainteresowanie zakupem energii wyprodukowanej przez instalacje PV.

W najbliższych miesiącach zespół projektowy ma dokonać pełnego przeglądu gruntów PKP i wytypować najlepsze z nich.

PKP dysponuje ok. 100 tys. ha i jest jednym z największych w kraju właścicieli nieruchomości.

Spółki zakładają, że umowa na realizację pierwszego projektu zostanie podpisana nie później niż w pierwszym kwartale przyszłego roku.

"Planujemy do końca roku przeprowadzić weryfikację gruntów PKP. Na dziś wyselekcjonowanych zostało pozytywnie ok. 130 ha. Mogłyby powstać instalacje fotowoltaiczne o mocy 60-70 megawatów" - powiedział dziennikarzom na briefingu w Krynicy p.o. prezesa PGE Energia Odnawialna Arkadiusz Sekściński.

Poinformował, że przewidywany jest udział tych projektów w systemie aukcyjnym lub w ramach umowy PPA. (PAP Biznes)

pel/ sar/ doa/ ana/

Jak podały spółki, PGE chce wytypować pośród gruntów PKP działki odpowiednie pod budowę farm. Pierwsze grunty w województwach: śląskim, łódzkim i podkarpackim zostały już wstępnie wyselekcjonowane.

PKP zadeklarowały zainteresowanie zakupem energii wyprodukowanej przez instalacje PV.

W najbliższych miesiącach zespół projektowy ma dokonać pełnego przeglądu gruntów PKP i wytypować najlepsze z nich.

PKP dysponuje ok. 100 tys. ha i jest jednym z największych w kraju właścicieli nieruchomości.

Spółki zakładają, że umowa na realizację pierwszego projektu zostanie podpisana nie później niż w pierwszym kwartale przyszłego roku. (PAP Biznes)

pel/ sar/ osz/

„KGHM zidentyfikował dotąd grunty o powierzchni 400 ha. Można tam postawić ok. 200 MW w fotowoltaice. Liczymy, że tych terenów będzie więcej. Cały projekt może mieć do 500 MW” - powiedział prezes Baranowski dziennikarzom podczas Forum Ekonomicznego w Krynicy.

Poinformował, że model współpracy będzie ustalany, ale PGE chce być liderem projektu i głównym finansującym.

„Zakładamy, że w pewnych lokalizacjach KGHM będzie chciał być współwłaścicielem, ale niekoniecznie we wszystkich” - powiedział Baranowski.

PGE szacuje, że nakłady inwestycyjne na projekty fotowoltaiczne wynoszą do 3 mln zł za 1 MW.

Grupa zakłada, że projekty fotowoltaiczne z KGHM będą realizowane w latach 2022-23. Każdy z nich może mieć od kilkunastu do kilkudziesięciu MW.

PGE chce do 2030 roku mieć ok. 2,5 GW mocy z energii słonecznej.

We wtorek, podczas Forum Ekonomicznego w Krynicy, KGHM i PGE podpisały list intencyjny w sprawie współpracy przy realizacji projektów fotowoltaicznych. Planowane inwestycje mają powstać na terenach należących do KGHM. Ostateczny kształt współpracy pomiędzy spółkami ma zostać wypracowany w ciągu najbliższych miesięcy.

Inwestycje mają uczestniczyć w systemie aukcyjnym lub w ramach umowy corporate Power Purchase Agreements (PPA) i umożliwić KGHM zakup energii bezpośrednio od grupy PGE.

Projekty fotowoltaiczne mają być realizowane przez PGE i KGHM w formule joint venture obejmującej etapy przygotowania, budowy i eksploatacji instalacji PV. Zespół projektowy ma w ciągu najbliższych miesięcy dokonać przeglądu gruntów KGHM i wytypować najlepsze spośród nich pod inwestycje.

Współpraca z PGE ma pomóc KGHM w realizacji strategicznego celu, jakim jest zapewnienie w 2030 roku 50 proc. energii elektrycznej ze źródeł własnych, w tym OZE. (PAP Biznes)

pel/ tj/

Inwestycje mają uczestniczyć w systemie aukcyjnym lub w ramach umowy corporate Power Purchase Agreements (PPA) i umożliwić KGHM zakup energii bezpośrednio od grupy PGE.

Projekty fotowoltaiczne mają być realizowane przez PGE i KGHM w formule joint venture obejmującej etapy przygotowania, budowy i eksploatacji instalacji PV. Zespół projektowy ma w ciągu najbliższych miesięcy dokonać przeglądu gruntów KGHM i wytypować najlepsze spośród nich pod inwestycje.

Cytowany w komunikacie prezes KGHM, Marcin Chludziński, podał, że współpraca z PGE pomoże KGHM w realizacji strategicznego celu, jakim jest zapewnienie w 2030 roku 50 proc. energii elektrycznej ze źródeł własnych, w tym OZE.

Jak podano w komunikacie, KGHM Polska Miedź jest jednym z największych w Polsce odbiorców energii elektrycznej - każdego roku zużywa jej ponad 2,5 TWh, ustępując pod tym względem jedynie Polskim Kolejom Państwowym. (PAP Biznes)

kuc/ pel/ ana/

Podkreślił, że ministerstwo środowiska, które nadzoruje wydawanie koncesji, jest "żywo zainteresowane tym, aby nasze zasoby, nasze surowce energetyczne były należycie wykorzystywane z perspektywy dnia dzisiejszego, ale również z perspektywy kolejnych lat i kolejnych pokoleń".

Mówiąc o koncesji dla złoża Złoczew zapewnił, że dołoży wszelkich starań, aby koncesja mogła być uzyskana jeszcze w tym roku.

Na koncesję dla złoża Złoczew czeka PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna (PGE GiEK). Zasoby tego złoża - 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.

Wiceminister energii Adam Gawęda zwrócił uwagę na związki nowoczesnej energetyki z posiadanymi zasobami węgla brunatnego i kamiennego.

"Ta ziemia jest bogata w złoża węgla brunatnego. Myślę, że decyzje związane z koncesją dla Złoczewa będą pozytywne. Zapewniam bardzo mocno, że obszar uzyskania koncesji jest niezmiernie ważny. Ze strony Ministerstwa Energii zrobimy wszystko, żeby ten proces przebiegał bardzo sprawnie" - powiedział.

Jak podkreślił, wszelkie starania ministerstwa będą skierowane na zapewnienie dostępu do rodzimych złóż, do rodzimych bogactw, które przez wiele jeszcze lat będą stabilizować bezpieczeństwo energetyczne kraju. Minister dodał również, że transformacja energetyczna musi być oparta na naszej wiedzy, kompetencjach i technologiach dostępnych w Polsce.

Prezes zarządu Polskiej Grupy Energetycznej Henryk Baranowski podkreślił m.in., że spółka podejmuje wiele inicjatyw, które prowadzą do nowoczesnej gospodarki niskoemisyjnej. Jak mówił, Grupa PGE ma "ambitne plany rozwojowe", wśród których znajdują się m.in. morskie farmy wiatrowe, instalacje fotowoltaiczne, magazyny energii i infrastruktura związana z elektromobilnością.

Poinformował, że spółka nadal inwestuje w energetykę konwencjonalną. Nakłady w ostatnich latach sięgnęły ok. 15 mld zł. "Do tego doliczyć należy jeszcze środki przeznaczane na modernizacje i dostosowanie elektrowni do unijnych wymogów środowiskowych. To namacalny dowód na to, że energetyka konwencjonalna pozostaje fundamentem polskiej energetyki i sercem Grupy PGE" – dodał.

Z kolei prezes PGE GiEK Robert Ostrowski zwrócił uwagę, że celem spółki jest utrzymanie konkurencyjności energetyki przy optymalnym wykorzystaniu rodzimych surowców i w sposób gwarantujący utrzymanie suwerenności energetycznej. Wśród kluczowych przedsięwzięć wymienił m.in. budowę dwóch bloków energetycznych o mocy 1800 MW w Elektrowni Opole, budowę bloku o mocy 496 MW w Elektrowni Turów oraz wielki projekt bloków gazowo-parowych o łącznej mocy 1400 MW w Elektrowni Dolna Odra. PGE GiEK odbuduje także elektrownię wodną na rzece Witka. Jej moc wyniesie ok. 1 MW. Z kolei w Elektrowni Bełchatów powstanie pierwszy w Polsce magazyn energii zintegrowany z blokiem konwencjonalnym o mocy 1 MW netto.

Ostrowski zaznaczył, że PGE GiEK szczególną wagę przywiązuje do redukcji emisji. "Na przestrzeni ostatnich dwóch dekad osiągnęła (spółka - PAP) znaczny postęp w obszarze ochrony środowiska" - dodał.(PAP)

jaw/ mmu/ gor/

§ 1

Na podstawie § 7 ust. 1, 2 i 5 Regulaminu Alternatywnego Systemu Obrotu oraz § 2 ust. 1 Załącznika Nr 2 do Regulaminu Alternatywnego Systemu Obrotu, Zarząd Giełdy postanawia:

1) określić dzień 21 sierpnia 2019 r. jako dzień pierwszego notowania w alternatywnym systemie obrotu na Catalyst następujących obligacji na okaziciela spółki PGE POLSKA GRUPA ENERGETYCZNA S.A., o wartości nominalnej 1.000 zł (jeden tysiąc złotych) każda:

a) 400.000 (czterysta tysięcy) obligacji serii PGE002210526, oznaczonych przez Krajowy Depozyt Papierów Wartościowych S.A. kodem "PLPGER000069",

b) 1.000.000 (jeden milion) obligacji serii PGE003210529, oznaczonych przez Krajowy Depozyt Papierów Wartościowych S.A. kodem "PLPGER000077";

2) notować obligacje, o których mowa w pkt 1) lit. a), w systemie notowań ciągłych pod nazwą skróconą "PGE0526",

3) notować obligacje, o których mowa w pkt 1) lit. b), w systemie notowań ciągłych pod nazwą skróconą "PGE0529".

§ 2

Uchwała wchodzi w życie z dniem podjęcia.

kom amp/

W związku z Uchwałą Nr 816/2019 Zarządu Giełdy z dnia 16 sierpnia 2019 r., Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. informuje, że data ostatniego notowania obligacji na okaziciela serii PGE003210529 (PGE0529) wyemitowanych przez PGE POLSKA GRUPA ENERGETYCZNA S.A., o wartości nominalnej 1.000 zł (jeden tysiąc złotych) każda i terminie wykupu 21 maja 2029 r., oznaczonych kodem "PLPGER000077", planowana jest na dzień 9 maja 2029 r.

kom amp/

W związku z Uchwałą Nr 816/2019 Zarządu Giełdy z dnia 16 sierpnia 2019 r., Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. informuje, że data ostatniego notowania obligacji na okaziciela serii PGE002210526 (PGE0526) wyemitowanych przez PGE POLSKA GRUPA ENERGETYCZNA S.A., o wartości nominalnej 1.000 zł (jeden tysiąc złotych) każda i terminie wykupu 21 maja 2026 r., oznaczonych kodem "PLPGER000069", planowana jest na dzień 11 maja 2026 r.

kom amp/

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 30 maja 2019 r. Sąd Rejonowy dla m. st. Warszawy w Warszawie, XII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego zarejestrował zmiany Statutu Spółki, dokonane na podstawie uchwał nr 24-30 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 15 maja 2019 r.

W załączeniu Zarząd PGE przekazuje treść zmienionych i nowych 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

Blok nr 5 jest częścią umowy na budowę bloków energetycznych nr 5 i 6 w Elektrowni Opole, realizowanej przez konsorcjum firm Polimex-Mostostal, Mostostal Warszawa i Rafako oraz GE Power.

PGE podtrzymało termin przekazania do eksploatacji bloku nr 6, wyznaczony na 30 września 2019 roku. (PAP Biznes)

sar/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 25/2018 oraz wcześniejszych raportów nr 5/2018 i 47/2017 Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE", "Spółka") informuje, że PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A., spółka zależna PGE, w dniu 30.05.2019 r. uzyskała koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej dla bloku energetycznego nr 5 w Elektrowni Opole oraz w dniu 31 maja 2019 roku wydała Świadectwo Zakończenia Realizacji i przejęła do użytkowania i eksploatacji ww. jednostkę wytwórczą.

Przejęcie bloku nr 5 do eksploatacji odbyło się tym samym przed terminem (wyznaczonym na 15 czerwca 2019 r.), uwzględnionym w aneksie do umowy, o którym Spółka informowała raportem nr 25/2018.

Termin przekazania do eksploatacji bloku nr 6 pozostaje bez zmian, zgodnie z zawartym aneksem do umowy, tj. 30 września 2019 r.

Blok nr 5 jest częścią umowy na budowę bloków energetycznych nr 5 i 6 w Elektrowni Opole, realizowanej przez Generalnego Wykonawcę (konsorcjum firm Polimex-Mostostal S.A., Mostostal Warszawa S.A. i Rafako S.A.) oraz GE Power, które jest generalnym projektantem oraz pełni funkcję pełnomocnika konsorcjum zarządzającego realizacją projektu.

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 PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("Spółka") przekazuje w załączeniu informacje udzielone akcjonariuszowi poza walnym zgromadzeniem w odpowiedzi na pytania zadane przez akcjonariusza podczas Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki w dniu 15 maja 2019 r.

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

"Minister Energii zawiadamia, że w dniu 14 maja 2019 r. wydał postanowienie pozytywnie uzgadniające, przekazany przez Ministra Środowiska projekt koncesji dla PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA na wydobywanie węgla brunatnego ze złoża Złoczew” - napisano w obwieszczeniu.

Niedawno minister środowiska wszczął na wniosek PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna postępowanie o wydanie koncesji na złoże Złoczew.

Złoże węgla brunatnego Złoczew położone jest na terenie województwa łódzkiego w obrębie powiatów wieluńskiego i sieradzkiego, ok. 50 km w linii prostej od Elektrowni Bełchatów. Złoże zostało uznane za perspektywiczne w projekcie Polityki energetycznej Polski do 2040 r.

Zasoby bilansowe węgla w złożu Złoczew szacowane są na 611 mln ton. (PAP Biznes)

map/ gor/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") niniejszym informuje, iż Skarb Państwa był jedynym akcjonariuszem posiadającym co najmniej 5% głosów na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki, które odbyło się w dniu 15 maja 2019 r.

Akcjonariuszowi temu przysługiwało 1 072 984 098 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 77,47% głosów na tym walnym zgromadzeniu oraz 57,39% głosów w ogólnej liczbie głosów w Spółce.

Podstawa prawna: art. 70 pkt 3 ustawy z dnia 29 lipca 2005 r. o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu oraz o spółkach publicznych (Dz. U. z 2009 r., Nr 185, poz. 1439 z późn. zm.).

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

kom espi zdz

W czwartym kwartale br. lub pierwszym kwartale 2020 r. zaplanowano rozstrzygnięcie postępowania na wybór generalnego wykonawcy. Z kolei rozpoczęcie eksploatacji nowych bloków, z których każdy będzie miał około 700 MW mocy to czwarty kwartał 2023.

Zamówienie obejmuje m.in. zaprojektowanie, dostawy, budowę i montaż oraz uruchomienie i przekazanie do eksploatacji dwóch bloków gazowo-parowych wraz z pełną infrastrukturą podziemną i naziemną – wynika z informacji służby prasowych spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna.

Spółka szacuje, że budowa nowych bloków w Elektrowni Dolna Odra będzie wiązała się z nakładami inwestycyjnymi w wysokości około 4 mld zł.

Decyzja o rozbudowie Elektrowni Dolna Odra ma na celu odtworzenie potencjału wytwórczego elektrowni, zapewnienie jej długoterminowej konkurencyjności i zgodności z wymaganiami polityki klimatyczno-energetycznej UE.

Po rozbudowie elektrowni jej moce wzrosną ponad dwukrotnie, co sprawi, że znajdzie się ona w czołówce największych polskich elektrowni. Kilka lat wcześniej przyszłość zakładu, którego nie objęły wtedy plany inwestycyjne, była niepewna.

"Finalizujemy właśnie dwie największe inwestycje Grupy PGE w ostatnich latach, czyli budowę dwóch nowych bloków w Opolu o łącznej mocy 1800 MW i budowę nowego bloku w Turowie o mocy 496 MW" – powiedział wiceprezes zarządu ds. operacyjnych PGE Ryszard Wasiłek. Jak dodał, "niebawem do grona tych megainwestycji dołączą dwa bloki gazowo-parowe w Elektrowni Dolna Odra o łącznej mocy około 1400 MW".

Wszystkie trzy elektrownie wchodzące w skład Zespołu Dolna Odra (ZEDO-PAP), czyli Elektrownia Dolna Odra, Elektrownia Szczecin i Elektrownia Pomorzany zostaną dostosowane do zaostrzonych wymagań środowiskowych, tzw. Konkluzji BAT, które wejdą w życie w sierpniu 2021 r. – podała spółka.

W ciągu trzech ostatnich lat w elektrowniach wchodzących w skład ZEDO na inwestycje "prośrodowiskowe" i odtworzeniowe spółka PGE GiEK wydała 384 mln zł.

Spółka poinformowała także, że na terenach ZEDO istnieje duży potencjał budowy mocy, wykorzystujących energię pochodzącą ze słońca (PV).

W ramach uruchomionego w kwietniu Programu PV GK PGE, na terenach ZEDO powstaną farmy fotowoltaiczne o łącznej mocy ok. 100 MW. Program zakłada uzyskanie 25 proc. udziału PGE w krajowym rynku PV do 2030, co w zależności od prognoz oznacza od 1,5 do nawet 2,5 GW mocy. Zgodnie ze Strategią GK PGE, do 2030 roku zakładany udział w produkcji energii z OZE osiągnięcie 25 proc. Cel ten będzie realizowany przede wszystkim przez Program Offshore, którego uzupełnieniem będzie energia wyprodukowana w panelach słonecznych. (PAP)

res/ je/ ana/

"Obligacje mogą zostać wyemitowane w jednej albo kilku seriach. Oferta obligacji zostanie przeprowadzona wyłącznie na terytorium Polski. Emisja obligacji nastąpi w trybie art. 33 pkt 2) ustawy z dnia 15 stycznia 2015 r. o obligacjach, a propozycje nabycia obligacji zostaną skierowane do nie więcej niż 149 indywidualnie określonych adresatów" - podano w komunikacie.

Jak podano, szczegółowe warunki emisji oraz ostateczna wielkość emisji mają zostać ustalone w terminie późniejszym, z uwzględnieniem m.in. wyników procesu budowania księgi popytu wśród inwestorów oraz sytuacji na krajowym rynku obligacji. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE", "Spółka") informuje, że w ramach programu obligacji krajowych do maksymalnej kwoty 5 000 000 000 PLN (słownie: pięć miliardów złotych), rozważa wyemitowanie w II kwartale 2019 roku niezabezpieczonych obligacji do kwoty 1 000 000 000 PLN (słownie: jeden miliard złotych), która może zostać podwyższona zgodnie z decyzją Zarządu Spółki. Termin zapadalności wyemitowanych obligacji będzie wynosił 7 lub 10 lat od daty emisji.

Obligacje mogą zostać wyemitowane w jednej albo kilku seriach. Oferta obligacji zostanie przeprowadzona wyłącznie na terytorium Polski. Emisja obligacji nastąpi w trybie art. 33 pkt 2) ustawy z dnia 15 stycznia 2015 r. o obligacjach, a propozycje nabycia obligacji zostaną skierowane do nie więcej niż 149 indywidualnie określonych adresatów.

Szczegółowe warunki emisji oraz ostateczna wielkość emisji obligacji zostaną ustalone w terminie późniejszym, z uwzględnieniem m.in. wyników procesu budowania księgi popytu wśród inwestorów oraz sytuacji na krajowym rynku obligacji.

Informacje dotyczące realizacji zamiarów PGE odnośnie do planowanej emisji zostaną przekazane odrębnym raportem bieżącym.

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

kom espi zdz

PGE o wstępnym zainteresowaniu nabyciem wszystkich udziałów w spółce PGE EJ1 informowała w listopadzie 2018 r.

PGE EJ1 to spółka odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Pozostałe 30 proc. udziałów w PGE EJ1 należy do Tauronu, Enei i KGHM. Grupy te mają po 10 proc. udziałów.

doa/ asa/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 37/2018 z dnia 28 listopada 2018 r. dotyczącego wstępnego zainteresowania nabyciem wszystkich udziałów w spółce PGE EJ1 sp. z o.o., Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 17 kwietnia 2019 r., PGE podjęła decyzję o odstąpieniu od procesu nabycia udziałów będących w posiadaniu pozostałych wspólników.

Tym samym PGE pozostanie posiadaczem 70% udziałów w spółce PGE EJ1 sp. z o.o.

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") w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego przekazuje treść projektów uchwał, które mają być przedmiotem obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki zwołanego na dzień 15 maja 2019 r. na godz. 13.30 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

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 15 maja 2019 r. na godz. 13.30 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 15 maja 2019 r., na godzinę 13.30 Zwyczajne 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. Rozpatrzenie "PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. Jednostkowe sprawozdanie finansowe za 2018 rok zakończony 31 grudnia 2018 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 Grupy Kapitałowej PGE za 2018 rok zakończony 31 grudnia 2018 roku zgodne z MSSF UE" (w milionach złotych) i podjęcie uchwały w przedmiocie jego zatwierdzenia.

8. Rozpatrzenie sprawozdania Zarządu z działalności PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. oraz Grupy Kapitałowej PGE za 2018 rok zakończony 31 grudnia 2018 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 2018.

10. Podjęcie uchwał w przedmiocie udzielenia absolutorium Członkom Zarządu i Rady Nadzorczej.

11. 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 29 kwietnia 2019 roku.

W celu zapewnienia udziału w Zgromadzeniu, Akcjonariusz powinien zażądać, nie wcześniej niż po ogłoszeniu zwołania Zgromadzenia, tj. nie wcześniej niż w dniu 18 kwietnia 2019 roku i nie później niż w pierwszym dniu powszednim po dniu rejestracji uczestnictwa w Zgromadzeniu, tj. nie później niż w dniu 30 kwietnia 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 10, 13 i 14 maja 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.

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. 24 kwietnia 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.

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

kom espi zdz

W czerwcowej serii kontraktów na uprawnienia do emisji 1 tony CO2 cena wynosi około 26,8 euro.

"W wyniku rozliczenia nakładów inwestycyjnych dokonanych w Grupie PGE, aktywa wytwórcze nabyte od grupy EDF w 2017 r., w tym Grupa Kogeneracja, otrzymają dodatkowo przydział uprawnień do emisji CO2 w wysokości ok. 10,9 mln uprawnień z puli niewydanych uprawnień do emisji CO2 za poprzednie lata okresu rozliczeniowego" - napisano w komunikacie.

Kurs PGE o godz. 16.30 kurs PGE rośnie o 5,62 proc.

Transakcja przejęcia przez PGE aktywów EDF w Polsce została zakończona w listopadzie 2017 roku. Wartość transakcji wyniosła ok. 4,27 mld zł. (PAP Biznes)

epo/ osz/

"W wyniku rozliczenia nakładów inwestycyjnych dokonanych w Grupie PGE, aktywa wytwórcze nabyte od grupy EDF w 2017 r., w tym Grupa Kogeneracja, otrzymają dodatkowo przydział uprawnień do emisji CO2 w wysokości ok. 10,9 mln uprawnień z puli niewydanych uprawnień do emisji CO2 za poprzednie lata okresu rozliczeniowego" - napisano w komunikacie. (PAP Biznes)

epo/ osz/

Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE", "Spółka") informuje, że na podstawie ogłoszenia Ministra Środowiska z dnia 16 kwietnia 2019 r. Spółka powzięła informację o liczbie uprawnień do emisji CO2 przyznanych instalacjom wytwarzającym energię elektryczną należącym do Grupy PGE w 2019 r.

W wyniku rozliczenia nakładów inwestycyjnych dokonanych w Grupie PGE, aktywa wytwórcze nabyte od grupy EDF w 2017 r. (w tym Grupa Kogeneracja SA) otrzymają dodatkowo przydział uprawnień do emisji CO2 w wysokości ok. 10,9 mln uprawnień z puli niewydanych uprawnień do emisji CO2 za poprzednie lata okresu rozliczeniowego.

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

kom espi zdz

Umowę realizuje konsorcjum firm Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH, Budimex oraz Tecnicas Reunidas.

PGE podało, że aneks podpisano w wyniku dostosowań technologicznych i zwiększonego zakresu prac. (PAP Biznes)

seb/ gor/

Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE", "Spółka") informuje, że w dniu 29 marca 2019 r. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A., podmiot zależny od Spółki, podpisał aneks do umowy na zaprojektowanie i budowę w formule "pod klucz" bloku energetycznego w Elektrowni Turów ("Umowa"), o której PGE informowała w raporcie bieżącym nr 36/2014 z dnia 10 lipca 2014 r., realizowanej przez konsorcjum firm Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH, Budimex S.A. oraz Tecnicas Reunidas SA.

W wyniku potrzeb dostosowań technologicznych i zwiększonego zakresu prac, wartość Umowy została podwyższona o kwotę 108,5 mln złotych netto do kwoty 3.647 mln zł netto, a termin zakończenia robót został wydłużony o 6 miesięcy, tj. do dnia 30 października 2020 r. Pozostałe warunki Umowy nie ulegają zmianie.

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

lgs/ pad/ amac/ ana/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

lgs/ pad/ amac/ ana/

"Celem PGE Polskiej Grupy Energetycznej jest restrukturyzacja operacyjna i kosztowa PGE EJ 1, integracja działalności w ramach Grupy PGE, wzmocnienie kompetencyjne programu budowy pierwszej polskiej elektrowni jądrowej oraz pełniejsze wykorzystanie synergii operacyjnych dostępnych w ramach GK PGE, a tym samym zwiększenie szans powodzenia programu" - napisał wiceminister energii Tadeusz Skobel w odpowiedzi na interpelację poselską.

Pod koniec listopada 2018 roku PGE wystąpiła do pozostałych wspólników spółki PGE EJ 1 ze wstępną propozycją nabycia wszystkich udziałów w PGE EJ 1. Wszyscy wspólnicy odpowiedzieli na to wystąpienie i wyrazili chęć sprzedaży udziałów w PGE EJ 1. Obecnie udziałowcami tej spółki, oprócz PGE, są: Tauron, KGHM i Enea.

Spółka PGE EJ 1 jest spółką celową, która powołana została do przeprowadzenia procesu przygotowania oraz realizacji inwestycji w budowę pierwszej polskiej elektrowni jądrowej oraz późniejszej jej eksploatacji.

Obecnie prace PGE EJ 1 koncentrują się na przeprowadzeniu badań lokalizacyjnych i środowiskowych do momentu przygotowania raportu z oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko i raportu lokalizacyjnego. Badania prowadzone są na terenie gmin Krokowa i Gniewino oraz Choczewo. Decyzja w sprawie wyboru danej lokalizacji dla budowy elektrowni jądrowej zostanie podjęta po przeprowadzeniu badań, przeanalizowaniu wyników, niestwierdzeniu wady zasadniczej, ocenie przydatności lokalizacji, w tym z punktu widzenia bezpieczeństwa jądrowego, sporządzeniu raportów z oceny oddziaływania na środowisko i lokalizacyjnego, a następnie uzyskaniu wymaganych prawem decyzji administracyjnych.

PGE EJ 1 nie wykazuje przychodów z działalności operacyjnej. Całość finansowania PGE EJ leży w gestii wspólników. Środki na działalność spółki wnoszone są do PGE EJ 1 w formie podwyższeń kapitału zakładowego oraz poprzez udzielenie pożyczek.

Z danych przedstawionych przez Ministerstwo Energii wynika, że łączne wydatki finansowe PGE EJ 1 w latach 2009-2018 wyniosły 447 mln zł, w tym nakłady inwestycyjne wyniosły 309 mln zł. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Celem joint-venture między PGE EC i Funduszem Inwestycji Infrastrukturalnych było zaprojektowanie, budowa i przeprowadzenie rozruchu elektrociepłowni położonej w Toruniu. Obecnie działalność PGE Gaz Toruń obejmuje wydzierżawianie instalacji przemysłowych.

PGE EC wraz ze spółkami zależnymi prowadzi działalność w zakresie wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w procesie wysokosprawnej kogeneracji. PGE EC należy do grupy kapitałowej, na czele której stoi PGE Polska Grupa Energetyczna. (PAP Biznes)

pr/ osz/

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

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

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

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

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

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

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

pel/ gor/

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

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

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

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

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

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

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

pel/ asa/

"Budowa fabryki to projekt złożony i kapitałochłonny. Stworzenie systemu logistycznego produkcji samochodu to duże wyzwanie. Grupy energetyczne powinny się skupić na tym, do czego są powołane" - powiedział dziennikarzom Baranowski.

"Partnerzy przy ElectroMobility Poland, z naszego punktu widzenia, byliby wskazani" - dodał.

Prezes poinformował, że rozmowy w sprawie podwyższenia kapitału w tej spółce trwają. Dodał, że szczegóły mogą pojawić się w "najbliższej przyszłości".

Prezes poinformował, że w ciągu dwóch miesięcy mogą pojawić się informacje w sprawie zaangażowana PGE w Autosanie.

ElectroMobility Poland powstał w październiku 2016 roku. Spółka jest kontrolowana przez cztery koncerny energetyczne - PGE, Energę, Eneę oraz Tauron. Każdy z udziałowców objął po 25 proc. kapitału akcyjnego, uzyskując tyle samo głosów na walnym zgromadzeniu akcjonariuszy.

W ubiegłym tygodniu Krzysztof Tchórzewski, szef resortu energii, które przygotowało Program Rozwoju Elektromobilności w Polsce i nadzoruje jego wdrożenie, poinformował na konferencji, że "trwa praca nad zebraniem akcjonariuszy do spółki i zgromadzeniem kapitału".

Prezes ElectroMobility Poland informował, że przed 2023 rokiem spółka ruszy z masową produkcją polskich samochodów elektrycznych.(PAP Biznes)

pel/ seb/ gor/

"Analizujemy sytuację. Zgłosiliśmy uwagi w ramach konsultacji, ale za wcześnie, by ujawniać jakie one były" - powiedział prezes dziennikarzom.

Pytany o to, czy podtrzymuje, że rekompensaty w pełni pokryją straty wynikające z zamrożenia cen energii, prezes odpowiedział: "Jeszcze chwilę potrzebujemy, by odpowiedzieć na to pytanie".

14 marca ME opublikowało projekt rozporządzenia do ustawy o cenach prądu z mechanizmem wyliczania rekompensat. Uwagi można było zgłaszać do poniedziałku.

Przekazany do konsultacji projekt przede wszystkim zawiera formuły do określenia kwot rekompensat dla sprzedawców prądu za utrzymanie zeszłorocznych cen. Ustawa z grudnia 2018 r. ustala na rok 2019 ceny dla odbiorców końcowych energii elektrycznej na poziomie ich cenników, bądź taryf z 30 czerwca 2018 r. Różnica między ceną zakupu energii a ustaloną ustawą ceną sprzedaży będzie sprzedawcom rekompensowana ze specjalnego funduszu, zasilonego m.in. pieniędzmi ze sprzedaży dodatkowej puli uprawnień do emisji CO2.

Opublikowany projekt zawiera formuły wyznaczania średnioważonej ceny energii na rynku hurtowym. Różnica między nią, a ustaloną ceną sprzedaży będzie rekompensatą dla sprzedawcy. Cena ta będzie kalkulowana oddzielnie dla wszystkich typów umówi zawieranych w 2018 i 2019 r. oraz dla transakcji samodzielnego zakupu przez odbiorcę końcowego na giełdzie. (PAP Biznes)

pel/ kuc/ asa/

"Rozmowy prawie się zakończyły, nasi partnerzy mają jeszcze swoje przemyślenia odnośnie odkupu ich udziałów. Myślę, że wszystko się skończy pozytywnie dla wszystkich zainteresowanych stron" - powiedział Baranowski dziennikarzom.

Pytany o to, kiedy może dojść do transakcji, powiedział: "To jest kwestia tego, może przyszłego miesiąca".

Polska Grupa Energetyczna podała w grudniu, że jest wstępnie zainteresowana nabyciem wszystkich udziałów w spółce PGE EJ1. Aktualnie grupa PGE jest posiadaczem 70 proc. udziałów w tej spółce. Pozostałe 30 proc. udziałów w PGE EJ1 należy do Tauronu, Enei i KGHM. Grupy te mają po 10 proc. udziałów.

PGE EJ1 to spółka odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji, polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. (PAP Biznes)

pel/ kuc/

PGE i KEZO zamierzają współpracować przy prowadzeniu wspólnych prac badawczych i rozwojowych.

„Chcemy być odbiorcą tego, co nauka jest w stanie dostarczyć, odbiorcą innowacyjnych produktów, które wspomogą nasz biznes” - powiedział na konferencji prasowej prezes PGE Henryk Baranowski.

„Interesuje nas maksymalnie szybka i efektywna komercjalizacja produktów, które wspólnie będziemy opracowywać przy wykorzystaniu infrastruktury, którą zaoferuje KEZO” - dodał.

Centrum Badawcze KEZO w Jabłonnie to zamiejscowe laboratorium Instytutu Maszyn Przepływowych PAN, którego celem jest prowadzenie badań nad czystymi technologiami energetycznymi. W budynku wykorzystywane są m.in. wszystkie dostępne lokalnie źródła energii odnawialnej, magazyny energii, ciepła i chłodu, stacje ładowania pojazdów elektrycznych.

„Jesteśmy zainteresowani współpracą z zakresu ochrony środowiska, technologii antysmogowych. Mamy też pakiet innych technologii, m.in. siłownie kogeneracyjne, energetykę małoskalową itp. Mam nadzieję, że część z nich w najbliższej przyszłości będziemy realizować” - powiedział Jan Kiciński, dyrektor Instytutu Maszyn Przepływowych PAN. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Zaremba poinformował, że partner techniczny, czyli integrator, został już wybrany.

"To firma inżynieryjna EDAG Engineering z Niemiec, która jest jednym z największych niezależnych partnerów rozwoju przemysłu motoryzacyjnego na świecie, posiada 50 lat doświadczenia w dziedzinie rozwoju produktów i rozwoju zakładów produkcyjnych, a od blisko 30 lat działa w Polsce jej oddział" - powiedział prezes EMP.

Zaremba wskazał, że wybór integratora odbył się w ramach złożonego i wieloetapowego procesu z grona ośmiu firm światowej klasy.

Zaremba poinformował też, ze ElektroMobility Poland będzie produkowało więcej niż jeden miejski model.

"W planach mamy produkcję całej gamy modelowej odpowiadającej na różne potrzeby klientów i rynku, przy jednoczesnej maksymalizacji części wspólnych w procesie produkcji" - powiedział.

Krzysztof Tchórzewski, szef resortu energii, które przygotowało Programu Rozwoju Elektromobilności w Polsce i nadzoruje jego wdrożenie, poinformował kilka dni temu na konferencji, że "trwa praca nad zebraniem akcjonariuszy do spółki i zgromadzeniem kapitału".

"To sprawa bardzo trudna, ale posuwa się do przodu. Jestem przekonany, że w tym roku powinniśmy już wejść w etap pozyskiwania i dookreślenia miejsca, gdzie ten samochód będzie budowany" - powiedział Tchórzewski.

ElectroMobility Poland powstał w październiku 2016 roku. Spółka jest kontrolowana przez cztery koncerny energetyczne - PGE, Energę, Eneę oraz Tauron. Każdy z udziałowców objął po 25 proc. kapitału akcyjnego, uzyskując tyle samo głosów na walnym zgromadzeniu akcjonariuszy. (PAP)

lgs/ skr/ pr/

W 2018 roku wskaźnik emisyjności netto wynosił 0,88 ton CO2/MWh.

W tym roku grupa zamierza oddać do eksploatacji dwa nowe bloki węglowe w Elektrowni Opole (łącznie 1.800 MW), a w przyszłym roku blok o mocy 490 MW w Elektrowni Turów oraz trzy farmy wiatrowe o łącznej mocy ok. 100 MW.

W kolejnym roku PGE chce uruchomić fotowoltaikę o mocy 100 MW, choć jak powiedział podczas telekonferencji Ryszard Wasiłek, wiceprezes PGE, możliwa jest rewizja tych planów.

"Chcemy zainstalować znacznie więcej niż 100 MW fotowoltaiki" - powiedział Wasiłek.

Na 2023 r. spółka planuje uruchomienie bloku CCGT w EC Czechnica.

Jak zapowiedział Wasiłek, w najbliższej aukcji rynku mocy z planowaną dostawą na 2024 r. powinny wziąć udział dwa planowane bloki gazowo-parowe w Elektrowni Dolna Odra o mocy 700 MW każdy. Rozpoczęcie procesu wyboru generalnego wykonawcy planowane jest na II kwartał 2019 r., a zakończenie na przełomie tego i przyszłego roku. Uruchomienie bloków zaplanowano na IV kwartał 2023 r.

Podobny blok CCGT, o mocy 700 MW, PGE planuje wybudować w Elektrowni Rybnik.

"Oprócz dwóch bloków gazowych w Dolnej Odrze planujemy podobny blok, podobnej klasy w Rybniku. Dążymy wręcz, by to były trzy bloki tej samej klasy, tego samego producenta. Być może zrobimy jeden duży przetarg na trzy bloki, zobaczymy jak to się ułoży pod względem czasowym" - powiedział wiceprezes Ryszard Wasiłek.

W grudniu 2018 r. PGE rozpoczęła 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. Docelowo PGE zamierza sprzedać po 50 proc. udziałów w dwóch spółkach celowych, w których przygotowywane są projekty morskich farm wiatrowych, a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture. W styczniu 2019 r. na zaproszenie do udziału w projekcie odpowiedziało 13 potencjalnych partnerów. Grupa zamierza zamknąć transakcję w III kwartale 2019 r. Do połowy przyszłej dekady chce wybudować w offshore pierwsze 1.000 MW.

"Trwa proces weryfikacji ofert, rozmów z potencjalnymi partnerami" - powiedział Wasiłek.

Jak poinformował wiceprezes, z drugiej strony grupa chce w najbliższych latach wyłączyć kilka bloków. Planowane jest wyłączenie jednego bloku w Elektrowni Bełchatów, dwóch bloków w Dolnej Odrze i dwóch bloków w Rybniku.

Z prezentacji PGE wynika, że w 2025 r. planowany jest przegląd portfolio wytwórczego, po tym jak skończy się wsparcie z rynku mocy dla istniejących jednostek węglowych.

Wiceprezes PGE Emil Wojtowicz, pytany o ewentualne zaangażowanie PGE w projekt budowy Ostrołęki C, odpowiedział, że "strony są wciąż przy stole".(PAP Biznes)

pel/ ana/

"Zakładamy, że otrzymamy w formie rekompensat pełen zwrot strat, które by wynikały z ustawy zamrażającej ceny energii" - powiedział Wojtowicz podczas środowej telekonferencji.

Zauważył, że rekompensaty "pewnie nie będą od razu".

Pytany, jak będzie wyglądał w segmencie obrotu pierwszy kwartał, odpowiedział: "W wynikach może nie być jeszcze taki zły, bo spółka PGE Obrót ma pewien czas na zmianę cen po wydaniu rozporządzenia. Na dzisiaj zastanawiamy się, jakie przychody powinniśmy w I kwartale rozpoznawać. Zmienia się audytor i będziemy musieli to z nim omówić. Na dzisiaj stosujemy ceny wynikające albo z cenników na dzień 30 czerwca 2018 r., albo z umów, które klienci mieli na koniec roku. Otrzymujemy różne wnioski od klientów, by ceny już obniżyć, mimo że nie ma faktycznie rozporządzenia".

Minister energii Krzysztof Tchórzewski poinformował w poniedziałek, że rozporządzenie w sprawie cen prądu będzie wydane do końca marca.

Na początku marca prezydent Andrzej Duda podpisał nowelizację ustawy o cenach prądu. Nowelizacja przywraca Prezesowi URE wyłączne prawo do ustalania opłat za przesył i dystrybucję energii elektrycznej.

Ustawa w sprawie cen energii z 28 grudnia 2018 r. zmniejszyła akcyzę na energię elektryczną z 20 do 5 zł za MWh, obniżyła też o 95 proc. opłatę przejściową płaconą przez odbiorców energii elektrycznej w rachunkach. Ustaliła też utrzymanie cen dla odbiorców końcowych w 2019 r. na poziomie z 2018 r. Różnicę między rynkową ceną zakupu a ceną dla odbiorcy końcowego ma pokrywać Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny, zasilony 80 proc. pieniędzy ze sprzedaży przez rząd w 2019 r. dodatkowych 55,8 mln uprawnień do emisji CO2.

Nowelizacja przewiduje, że ceny stosowane przez spółki obrotu (sprzedawców energii) dla odbiorców końcowych mają odpowiadać w 2019 r. albo zatwierdzonej przez Prezesa URE taryfie z 31 grudnia 2018 r., albo - jeżeli cena ustalona jest w inny niż taryfa sposób - odpowiadać obowiązującej danego odbiorcę końcowego 30 czerwca 2018 r. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Dyskusje trwają. Jeszcze nie mamy wypracowanego jednego wspólnego zdania (na temat nowej polityki dywidendowej - przyp. PAP Biznes). (...) Na razie utrzymana jest stara polityka" - powiedział Wojtowicz.

W maju 2017 roku zarząd PGE zarekomendował zawieszenie wypłaty dywidendy z zysków za lata 2016, 2017 i 2018. Podawał wtedy, że po 2018 roku zarząd chce rekomendować 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. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Według przewidywań, EBITDA w segmencie energetyki konwencjonalnej powinna wzrosnąć. Grupa zakłada zrealizowaną średnioroczną cenę hurtową energii na poziomie 240-244 zł/MWh. Przewiduje łączny wzrost kosztu węgla ok. 20 proc.

PGE planuje niższe wolumeny produkcji z węgla brunatnego, głównie ze względu na większe obciążenie remontowe w Bełchatowie (remonty BAT/BREF).

Spółka spodziewa się w 2019 r. wzrostu ogólnego kosztu uprawnień do emisji z powodu dynamicznego wzrostu notowań, a alokacja darmowych uprawnień CO2 będzie mniejsza rdr, na poziomie ok. 9 mln ton w porównaniu do ok. 12 mln ton w 2018.

PGE podała w prezentacji, że od I kwartału 2019 będzie raportować wyniki działalności kogeneracyjnej w segmencie ciepłownictwo. Spółka przewiduje, że ten obszar zanotuje wynik EBITDA niższy rok do roku. Wzrost cen węgla i uprawnień do emisji nie zostanie w pełni przeniesiony w taryfach na ciepło ze względu na charakter i formułę taryf. Spółka przewiduje też niższy poziom przychodów z tytułu wsparcia dla istniejących aktywów kogeneracyjnych.

PGE przewiduje w 2019 r. stabilny wynik EBITDA w obszarze energetyki odnawialnej. Wskazuje na średniorocznie wyższe ceny energii i wolumen produkcji zależny od warunków pogodowych.

Spadku EBITDA grupa spodziewa się w segmencie obrotu. Oczekuje wypłaty rekompensat wynikających z ustawy o cenach energii pozakończeniu procesu legislacyjnego i utrzymania trendów rynkowych.

W segmencie dystrybucji również przewidywany jest spadek EBITDA. PGE podała w prezentacji, że wpływ ustawy o cenach energii będzie neutralny. Spodziewana wartość regulacyjna aktywów (WRA) to ok. 16,7 mld zł, oraz ok. 132 mln zł z tytułu inteligentnychliczników (AMI). Średnioważony koszt kapitału (WACC) na 2019 rok spodziewany jest na porównywalnym do 2018 r. poziomie. Za 2018 rok wynosił 6,015 proc. (przed opodatkowaniem).

W 2018 r. raportowana EBITDA PGE spadła do 6,364 mld zł z 7,650 mld zł w 2017 roku.

EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna wyniosła w 2018 roku 2,94 mld zł (spadek o 28 proc. rdr), EBITDA segmentu dystrybucja 2,46 mld zł (wzrost o 6 proc.), EBITDA segmentu obrót 263 mln zł wobec 811 mln zł rok wcześniej (spółka zawiązała rezerwę na kontrakty rodzące zobowiązania w PGE Obrót, w związku z wdrożeniem ustawy ws. cen energii), a EBITDA segmentu energetyka odnawialna 463 mln zł (364 mln zł rok wcześniej).(PAP Biznes)

pel/

W 2018 r. raportowana EBITDA PGE spadła do 6,364 mld zł z 7,650 mld zł w 2017 roku.(PAP Biznes)

pel/

Dane operacyjne PGE za czwarty kwartał 2018 r. i narastająco za cały 2018 r.:

Kluczowe dane finansowe PGE:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł w 2018 r. 2,471 mld zł wobec 3,552 mld zł zysku rok wcześniej, a EBITDA spadła do 6,364 mld zł z 7,650 mld zł w 2017 roku.

PGE tłumaczy w komunikacie prasowym, że niższa raportowana EBITDA jest wynikiem wysokiej bazy, będącej efektem ujęcia w 2017 roku przychodów z tytułu korekty końcowej KDT w wysokości 1,2 mld zł.

Skorygowana EBITDA, oczyszczona ze zdarzeń jednorazowych, wyniosła 6,7 mld zł, czyli o 3 proc. więcej rdr.

Grupa podała w raporcie, że EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła w 2018 roku 2,94 mld zł (spadek o 28 proc. rdr), EBITDA segmentu Dystrybucja 2,46 mld zł (wzrost o 6 proc.), EBITDA segmentu Obrót 263 mln zł wobec 811 mln zł rok wcześniej (spółka zawiązała rezerwę na kontrakty rodzące zobowiązania w PGE Obrót, w związku z wdrożeniem ustawy ws. cen energii), a EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna 463 mln zł (364 mln zł rok wcześniej).

Marża EBITDA PGE wyniosła w 2018 roku 25 proc. wobec 33 proc. rok wcześniej. Powtarzalna marża spadła do 26 proc. z 28 proc. w 2017 r.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w 2018 roku 25,95 mld zł wobec 23,1 mld zł rok wcześniej.

"W 2018 r. wypracowaliśmy bardzo dobre wyniki operacyjne, które mimo trudnego i wymagającego otoczenia przełożyły się na dobre wyniki finansowe. Koncentrujemy się obecnie na realizowaniu kluczowych projektów rozwojowych, przede wszystkim budowie bloków zasilanych gazem oraz farm wiatrowym na morzu i lądzie, które przyczyniają się do obniżenia poziomu emisyjności, a tym samym potwierdzają, że jesteśmy również liderem transformacji energetycznej" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

Grupa PGE wydała w 2018 roku na inwestycje 6,856 mld zł wobec 6,751 mld zł rok wcześniej.

Na koniec grudnia 2018 r. wskaźnik dług netto/LTM EBITDA wyniósł 1,51x wobec 0,99x w 2017 r.

W 2018 r. produkcja energii w grupie PGE wyniosła 65,9 TWh (wzrost o 16 proc.), z czego 39 TWh pochodziło z węgla brunatnego.

Produkcja energii z węgla kamiennego wyniosła 20,7 TWh i wzrosła o 67 proc. rdr. Jak podała PGE, to efekt ujęcia w raportowanych wynikach przejętych elektrociepłowni (EC Kraków, EC Gdańsk, EC Gdynia, EC Wrocław, EC Czechnica), które łącznie wyprodukowały 2,81 TWh oraz Elektrowni Rybnik, która wyprodukowała 4,55 TWh.

Wolumen produkcji z gazu wzrósł o 44 proc. do 4,12 TWh.

Wolumen dystrybucji energii elektrycznej wzrósł o 3 proc. do 36,41 TWh.

"To pierwszy nasz pełny raport roczny po przejęciu aktywów EDF w 2017 r. i widać wyraźnie pozytywne efekty tej transakcji. Mamy za sobą rekordowy rok pod względem produkcji energii elektrycznej, którą zwiększyliśmy o 16 proc., oraz sprzedaży ciepła, którą zwiększyliśmy aż o 100 proc. Warto podkreślić, że po transakcji z 2017 r. ciepło staje się coraz ważniejszą częścią biznesu Grupy PGE – nasz udział rynkowy w kogeneracji to obecnie 25 proc., a przychody ze sprzedaży ciepła osiągnęły 2 mld złotych" – powiedział prezes Baranowski.(PAP Biznes)

pel/

"Nowe bloki gazowo-parowe powstaną m.in. w Elektrowni Dolna Odra wykorzystując tym samym potencjał płynący z dostępności paliwa dostarczanego do terminala LNG oraz planowanej trasy Baltic Pipe. Dzięki decyzji o wyborze wariantu z turbiną gazową klasy H/J, czyli jeszcze bardziej efektywnego i niskoemisyjnego, dwa nowe bloki gazowe w Dolnej Odrze będą blokami klasy około 700 MW. Rozpoczęcie procesu wyboru generalnego wykonawcy planowane jest na II kwartał 2019 r. Bloki przeszły już z powodzeniem certyfikację ogólną i powinny wziąć udział w najbliższej aukcji rynku mocy z planowaną dostawą na 2024 r." - napisano w komunikacie.

Jak podała spółka, zaawansowanie prac przy budowie dwóch bloków energetycznych w Elektrowni Opole o łącznej mocy 1.800 MW osiągnęło 96 proc. W styczniu 2019 r. blok nr 5 został zsynchronizowany z KSE, a w lutym 2019 r. blok po raz pierwszy pracował z mocą 931 MW, czyli z mocą przewyższającą jego moc znamionową. W bloku nr 6 prowadzone są końcowe prace montażowe, rozpoczęto także prace uruchomieniowe urządzeń bloku oraz przygotowywanie układów elektrycznych do podania napięcia z KSE na transformatory wyprowadzania mocy z bloku. Zakończenie inwestycji zostało zaplanowane na 15 czerwca 2019 r. w przypadku bloku nr 5 i 30 września 2019 r. w przypadku bloku nr 6.

Ogólne zaawansowanie prac na terenie budowy bloku o mocy 490 MW w Elektrowni Turów osiągnęło ok. 84 proc. Blok powinien zostać przekazany do eksploatacji w I półroczu 2020 r.

W grudniu 2018 r. komitet inwestycyjny grupy wydał pozytywną rekomendację dla kontynuacji projektu budowy Nowej Elektrociepłowni Czechnica. Jednostka zasilana gazem systemowym zastąpić ma jednostkę węglową. Całkowita moc cieplna elektrociepłowni wzrośnie z obecnych 247 do ok. 320 MWt, a moc elektryczna ze 100 do ok. 170 MWe.

Dzięki wygranej aukcji OZE grupa rozpoczęła realizację kompleksu lądowych farm wiatrowych. W ramach inwestycji Klaster do połowy 2020 roku w województwie zachodniopomorskim powstaną trzy farmy wiatrowe o łącznej mocy zainstalowanej 97,17 MW.

W grudniu 2018 r. PGE rozpoczęła 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. Docelowo PGE zamierza sprzedać po 50 proc. udziałów w dwóch spółkach celowych, w których przygotowywane są projekty morskich farm wiatrowych, a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture. W styczniu 2019 r. na zaproszenie do udziału w projekcie odpowiedziało 13 potencjalnych partnerów. Grupa zamierza zamknąć transakcję w III kwartale 2019 r.

"W obecnej fazie projektu pozyskiwane są niezbędne zgody środowiskowe, prowadzone są badania wietrzności, jak również prace w zakresie wyprowadzenia mocy oraz inne działania techniczne. Trwają również przygotowania do wstępnych badań geologicznych" - podała PGe.

Nakłady inwestycyjne grupy PGE w 2018 r. wyniosły 6,9 mld zł, co oznacza wzrost o 2 proc. rdr.(PAP Biznes)

pel/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł w 2018 r. 2,471 mld zł wobec 3,552 mld zł zysku rok wcześniej, a EBITDA spadła do 6,364 mld zł z 7,650 mld zł w 2017 roku.

Wyniki PGE są zgodne z wcześniejszymi szacunkami grupy z początku marca.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w 2018 roku 25,946 mld zł wobec 23,1 mld zł rok wcześniej. (PAP Biznes)

pel/

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

kom espi zdz

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

kom espi zdz

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

kom espi zdz

"Mam nadzieję, że inicjatywa związana z budową samochodu elektrycznego zbliża się do momentu, że będzie mogła być na plus rozstrzygnięta. Trzeba stworzyć konstrukcję finansowania, bo budowa takiej fabryki to duże przedsięwzięcie, ale uparcie do tego dążymy" - powiedział dziennikarzom Tchórzewski.

Poinformował, że trwają prace nad pozyskaniem inwestorów do spółki ElectroMobility Poland.

"Wizja samochodu już jest. Trwa praca nad zebraniem akcjonariuszy do spółki i zgromadzeniem kapitału. To sprawa bardzo trudna, ale posuwa się do przodu. Jestem przekonany, że w tym roku powinniśmy już wejść w etap pozyskiwania i dookreślenia miejsca, gdzie ten samochód będzie budowany" - powiedział.

Pytany, czy Śląsk będzie miał największe szanse na lokalizację zakładu produkcyjnego, odpowiedział, że będzie to zależeć od podstawy ekonomicznej. Pytany, czy Polska będzie się starać o fundusze na ten cel w ramach negocjowanego w UE programu dla Śląska, powiedział "Też chcemy o tym rozmawiać".

Spółka ElectroMobility Poland powstała w październiku 2016 roku. Jest kontrolowana przez cztery koncerny energetyczne - PGE, Energę, Eneę oraz Tauron. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Projekt w Siedlcach to dla nas laboratorium, w którym możemy sprawdzać różne usługi związane z elektromobilnością. Otwieramy też nasze rozwiązania na miasta średniej wielkości" - powiedział podczas briefingu prasowego Paweł Śliwa, wiceprezes PGE ds. innowacji.

Obecnie w ramach usługi dostępnych jest do wypożyczenia pięć samochodów elektrycznych.

W mieście funkcjonuje pięć stacji ładowania e-samochodów.

"Stacje są wykorzystywane nawet dość znacznie, bardziej niż wstępnie zakładaliśmy" - powiedział Tomasz Marzęda, prezes PGE Nowa Energia.

Grupa PGE posiada obecnie stacje ładowania samochodów w siedmiu miastach w Polsce (Warszawa, Łódź, Siedlce, Zakopane, Lądek Zdrój, Rzeszów i Krynica Zdrój). W najbliższym miesiącu zostaną uruchomione stacje w Bełchatowie, Nowym Sączu, Arłamowie i kolejne stacje w Rzeszowie.

Firma prowadzi zaawansowane rozmowy w sprawie kolejnych instalacji w nowych lokalizacjach.

Jak powiedział wiceprezes Śliwa, planowane są m.in. stacje w Lublinie i Kielcach.

Pytany, w jakich kolejnych miastach grupa będzie chciała uruchomić carsharing, odpowiedział: "Trwają rozmowy z samorządami w sprawie połączenia carsharingu i carpoolingu. Za wcześnie jeszcze na szczegóły". (PAP Biznes)

pel/ ana/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ osz/

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

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

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

pel/ osz/

ROBERT MAJ, ANALITYK IPOPEMA SECURITIES:

"Wyniki szacunkowe PGE i Energi są poniżej moich oczekiwań, jak i oczekiwań rynkowych.

W przypadku Energi zawiodły dwa główne segmenty działalności: dystrybucja i wytwarzanie.

W dystrybucji Energa pokazała słabszy wynik. Wolumeny były mniej więcej zgodne z oczekiwaniami, więc musiały być jakieś dodatkowe koszty. Z kolei mniejsze wolumeny wytwarzania spowodowały, że EBITDA segmentu była niższa niż się spodziewałem. Podejrzewam, że tam też mogły się pojawić jakieś dodatkowe koszty.

Sprzedaż była niska, ale spodziewałem się słabego wyniku w tym obszarze.

Wyniki PGE też są słabe. Raportowana EBITDA wyniosła 1.223 mln zł, a skorygowana 1.461 mln zł, ale to nadal poniżej moich oczekiwań i oczekiwań rynku. Właściwie oprócz dystrybucji wszystkie segmenty były mocno poniżej moich oczekiwań.

Spółka w segmencie sprzedaży zawarła rezerwę, ale nie podano jej wysokości. Szacuję, że wyniosła między 200 a 300 mln zł".

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

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

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

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

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

pel/ asa/

Dane operacyjne za czwarty kwartał i 2018 r.:

* Średnia zrealizowana cena hurtowa w ujęciu porównywalnym; Średnia zrealizowana cena hurtowa z uwzględnieniem nabytych aktywów w IV kw. 2018 wyniosła 179,5 zł/MWh, a w 2018 r. 175,9 zł/MWh.

Szacunkowy wynik EBITDA grupy PGE:

* segment obrót rozpoznał w roku 2018 rezerwę na tzw. umowy rodzące obciążenia, związaną ze skutkami tzw. ustawy o cenach energii elektryczne;

Zdarzenia jednorazowe:

Szacunkowy CAPEX, dług netto i wynik netto:

* RAT i WN - rzeczowe aktywa trwałe i wartości niematerialne

(PAP Biznes)

pel/ gor/

W 2017 roku zysk netto grupy PGE, przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej, wyniósł 2,66 mld zł. EBITDA w tym czasie wyniosła 7,65 mld zł. W samym czwartym kwartale 2017 roku EBITDA wyniosła 1,54 mld zł, a strata netto 300 mln zł.

PGE podała w piątek, że EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w 2018 roku wyniosła 2,938 mld zł, segmentu dystrybucja 2,463 mld zł, segmentu obrót 263 mln zł, a energetyka odnawialna 463 mln zł.

Dla porównania, w 2017 roku EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna wyniosła 4,099 mld zł, segmentu dystrybucja 2,333 mld zł, segmentu obrót 811 mln zł, a EBITDA segmentu energetyka odnawialna 364 mln zł.

Nakłady inwestycyjne grupy w 2018 roku wyniosły około 6,856 mld zł wobec 6,75 mld zł rok wcześniej.

Szacunkowe zadłużenie netto na 31 grudnia 2018 roku wyniosło około 9,6 mld zł.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w 2018 roku w jednostkach wytwórczych grupy PGE wyniosła 65,9 TWh (w tym 39 TWh z węgla brunatnego), wolumen dystrybucji wyniósł 36,4 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 42,6 TWh.

W 2017 r. produkcja energii w grupie PGE wyniosła 56,79 TWh, z czego 39,05 TWh pochodziło z węgla brunatnego. Wolumen dystrybucji energii elektrycznej wyniósł w 2017 roku 35,34 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych 40,43 TWh.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment energetyki konwencjonalnej w 2018 roku wyniosła (w ujęciu porównywalnym) 176,3 zł/MWh.

sar/ gor/

W samym czwartym kwartale, według wyliczeń PAP Biznes, grupa wypracowała 1,223 mld zł EBITDA i 199 mln zł straty netto.

EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w 2018 roku wyniosła 2.938 mln zł, segmentu dystrybucja 2.463 mln zł, segmentu obrót 263 mln zł, a energetyka odnawialna 463 mln zł.

Nakłady inwestycyjne grupy w 2018 roku wyniosły około 6.856 mln zł.

Szacunkowe zadłużenie netto na 31 grudnia 2018 roku wyniosło około 9.600 mln zł. (PAP Biznes)

sar/ gor/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") przekazuje do wiadomości publicznej wstępne wybrane skonsolidowane wyniki finansowe i operacyjne za rok 2018.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w 2018 roku w jednostkach wytwórczych Grupy PGE wyniosła 65,9 TWh (w tym 39,0 TWh z węgla brunatnego), wolumen dystrybucji wyniósł 36,4 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 42,6 TWh.

Skonsolidowany zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy aktualizujące (EBITDA) w 2018 roku wyniósł około 6.364 mln złotych, w tym:

EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna: 2.938 mln złotych,

EBITDA segmentu Dystrybucja: 2.463 mln złotych,

EBITDA segmentu Obrót: 263 mln złotych,

EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 463 mln złotych.

Skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł około 1.498 mln złotych (czyli 80 groszy na akcję).

Nakłady inwestycyjne wyniosły około 6.856 mln złotych.

Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 31 grudnia 2018 roku wyniosło około 9.600 mln złotych.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w 2018 roku wyniosła (w ujęciu porównywalnym) 176,3 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 2018 nastąpi 12 marca 2019 roku.

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

kom espi zdz

Projekt polityki energetycznej zakłada, że pierwsza farma wiatrowa na morzu miałaby zostać uruchomiona po 2025 r. W 2030 r. w offshore byłoby zainstalowane - według prognoz - 4,6 GW, a w 2040 r. 10,3 GW.

"Cieszymy się, że projekt (polityki energetycznej) widzi potencjał morskiej energetyki wiatrowej. (...) Ponad 10 GW do 2040 r to ambitny plan, w szczególności ze względu na wymagania sieciowe, ale myślę, że do zrealizowania, pod pewnymi warunkami. Pod warunkiem, że jako państwo będziemy w stanie wypracować taki sposób postępowania z tym tematem, który doprowadzi do wszystkich niezbędnych działań, które ten rozwój umożliwią. Tych działań jest bardzo dużo i bardzo dużo instytucji będzie musiało współdziałać" - powiedziała Morawiecka podczas posiedzenia parlamentarnych zespołów ds. morskiej energetyki wiatrowej i ds. górnictwa i energii.

Oceniła, że rozwój morskich farm wiatrowych jest korzystny dla polskiej gospodarki. Wymieniła w tym kontekście optymalizację kosztową (technologia jest już konkurencyjna do innych rodzajów energii rozpatrywanych w tym okresie), możliwość wypełnienia celów unijnych dot. rozwoju OZE, obniżenie ekspozycji na koszty CO2 i niezależność od importu paliw.

Rozwój morskich farm wiatrowych to jedna z kluczowych opcji strategicznych grupy PGE.

"Mamy sporą ambicję, by przed 2030 r. mieć ok. 2,5 GW zainstalowanej mocy" - powiedziała prezes PGE Baltica, nowej spółki celowej PGE, odpowiedzialnej za rozwój morskich farm wiatrowych.

Pod koniec stycznia PGE zamknęła pierwszy etap selekcji potencjalnych partnerów strategicznych chętnych do uczestniczenia w przygotowaniu, budowie i eksploatacji projektu offshore na Morzu Bałtyckim. Na zaproszenie do udziału w projekcie odpowiedziało trzynastu potencjalnych partnerów.

"Do końca roku chcemy wybrać partnera do realizacji tego projektu" - powiedziała Monika Morawiecka.

Docelowo PGE zamierza sprzedać wybranemu przez siebie partnerowi strategicznemu po 50 proc. udziałów w dwóch spółkach celowych odpowiedzialnych za projekty morskich farm wiatrowych, a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Stanowisko ministerstwa jest takie, że Złoczew jest widziany jako odkrywka” - powiedział Tobiszowski podczas posiedzenia parlamentarnego zespołu ds. inwestycji Złoczew, dodając, że w mocy pozostaje rządowy Program dla sektora górnictwa węgla brunatnego.

Poinformował, że inwestycja nie stałaby w sprzeczności z ewentualną budową w okolicach Bełchatowa elektrowni jądrowej.

"(…) atom nie stoi w sprzeczności z inwestycją w Złoczewie. (...) Nawet gdyby brano pod uwagę Bełchatów, (...) to nie musi to się dziać w tym samym czasie, by wypychać odkrywkę Złoczew” - powiedział Tobiszowski.

Tomasz Nowacki, dyrektor departamentu energetyki jądrowej w ministerstwie energii, poinformował, że budowa elektrowni jądrowej w okolicach Bełchatowa nie jest przesądzona.

"Z punktu widzenia ewentualnej budowy elektrowni jądrowej, którą planujemy, lokalizacja bełchatowska ma pewne plusy w postaci rozwiniętej infrastruktury i jako taka może się wydawać na pewnym etapie atrakcyjna, ale za wcześnie, by przesądzać o lokalizacji na tym terenie” - powiedział Nowacki.

Poinformował, że pierwsza elektrownia jądrowa miałaby raczej zostać zbudowana na północy, a nie w centrum kraju.

"Niezależnie od wszystkiego, nie wydaje się, by nawet lokalizacja bełchatowska konfliktowała się z odkrywką” - powiedział Nowacki.

Przedstawiciel ministerstwa środowiska poinformował, że postępowanie w zakresie udzielenia PGE koncesji na wydobycie węgla brunatnego w odkrywce Złoczew jest procedowane. Resort czeka na uzupełnienie wniosku przez przedsiębiorstwo.

"Pracujemy, nie przestajemy starać się o koncesję. Liczymy, że będzie w najbliższym czasie” - powiedział wiceprezes PGE ds. operacyjnych Ryszard Wasiłek.

Dodał, że niezależnie od starań o koncesję, prowadzone są inne prace przy projekcie, m.in. związane z transportem węgla.

"Projekt nazywa się Złoczew i nie jest w tej chwili projektem zagrożonym” - powiedział Wasiłek.

Złoże węgla brunatnego Złoczew położone jest na terenie województwa łódzkiego w obrębie powiatów wieluńskiego i sieradzkiego, ok. 50 km w linii prostej od Elektrowni Bełchatów. Złoże zostało uznane za perspektywiczne w projekcie Polityki energetycznej Polski do 2040 r.

Popyt na węgiel brunatny, ze względu na właściwości, pokrywany jest w pobliżu wydobycia. Jak wskazano w PEP2040, energetyczne wykorzystanie tego surowca jest i będzie utrudnione z uwagi na konieczność spełnienia wymogów środowiskowych oraz obciążenia kosztami polityki klimatyczno-środowiskowej. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Projekt trafił w poniedziałek do Sejmu jako poselski.

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ osz/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ gor/

Agencja podała, że podtrzymanie ratingów uwzględnia spodziewane wpływy z tytułu rynku mocy, odzwierciedlenie wyższych cen CO2 w cenach hurtowych energii, zaawansowany etap budowy bloków w Opolu i Turowie oraz rozwój grupy w segmencie ciepłownictwa.

"Ratingi zawierają również wysoki CAPEX i plany akwizycji, prawdopodobny powrót do wypłaty dywidend od 2020 r. i większy niż u zachodniej konkurencji ślad węglowy" - napisano.

Fitch zakłada, że w latach 2019-22 poziom dźwigni finansowej netto opartej na przepływach środków z działalności operacyjnej FFO wyniesie średnio 2,5x wobec 1,1x w 2017 r. Dla obecnego ratingu PGE maksymalny poziom wynosi 3,0x. (PAP Biznes)

pel/ osz/

pel/

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

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

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

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

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

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

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

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ pr/

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

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

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

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

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

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

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

RYNEK CZEKA NA ROZSTRZYGNIĘCIA WS. USTAWY DOT. CEN ENERGII

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

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

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

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

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

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

W jego ocenie kolejnym problemem jest chaotyczna polityka dotycząca sektora.

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

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

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

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

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

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

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

Jego zdaniem jest bardzo duże ryzyko co do wypłaty dywidend.

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

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ pr/

Wiceminister energii Tomasz Dąbrowski poinformował w czwartek, że resort planuje podjąć działania, które zwiększą udział OZE w zużyciu energii. Poza przeprowadzeniem w tym roku nowych aukcji OZE, przewiduje m.in. zniesienie "zasady 10H", czyli zakazu budowy turbin wiatrowych w odległości mniejszej od dziesięciokrotności ich całkowitej wysokości, przynajmniej dla inwestycji wiatrowych, na które jest zgoda społeczna. O zniesienie tej zasady lub wprowadzenie do niej ustępstw apelowała wcześniej branża wiatrowa.

"Zapowiedź zniesienia zasady 10H dla inwestycji wiatrowych jest pozytywną informacją dla sektora OZE. Bardzo dużo projektów nie mogło zostać zrealizowanych z powodu tego ograniczenia. Myślę, że nie będzie problemu z uzyskaniem zgód ze strony gmin - każdy projekt odnawialny generuje podatki, czyli wpływy dla gmin" - powiedział PAP Biznes Paweł Puchalski, analityk Santander BM.

Wskazał, że wśród giełdowych spółek projekty wiatrowe ma Polenergia.

"Dla Polenergii to jednoznacznie pozytywna informacja. Spółka ma wydewelopowane 200 MW w projektach, które są gotowe do budowy" - powiedział analityk.

Dodał, że wiceminister zapowiedział zwiększenie mocy w tegorocznych aukcjach wiatrowych do 2,5 tys. MW z ok. 1 tys. MW w 2018 roku.

"Dużo więcej projektów się zmieści, co oznacza, że implikowana cena w aukcji może być dużo wyższa, a wysoka cena oznaczałaby wysokie NPV dla projektu" - powiedział Puchalski.

"Po drugie, trzeba pamiętać, że Polenergia miała blisko 1.000 MW w pipeline i jeśli zasada 10H miałaby zostać zniesiona, to możliwe byłyby bądź to odwrócenie odpisów i realizacja tych projektów, bądź też ich sprzedaż" - dodał.

W ocenie analityka zapowiedzi zmian w OZE są negatywne dla spółek wytwórczych, posiadających stare bloki konwencjonalne.

"To jednocześnie, jednoznacznie negatywna informacja dla spółek wytwórczych starego typu (np. PGE, Enei, czy Tauronu), gdyż im więcej mocy z energii odnawialnej, tym bardziej krzywa przesuwa się niekorzystnie dla starych bloków, bo są wypychane poza merit order i implikowana cena energii elektrycznej się obniża" - powiedział Puchalski.

W projekcie Krajowego planu na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030 Ministerstwo Energii wskazało, że w 2020 r. udział OZE w zużyciu energii finalnej brutto wyniesie ok. 13,8 proc. Tymczasem cel dla Polski wynikający z dyrektywy OZE wynosi 15 proc.

Wiceminister energii Tomasz Dąbrowski poinformował w czwartek w Sejmie, że resort energii planuje podjąć działania, które zwiększą udział OZE w zużyciu energii.

Poinformował, że przewidywane są w tym roku nowe aukcje OZE, a dostępny wolumen energii oferowanej pozwoli na powstanie nawet 2,5 tys. MW nowych mocy w wietrze na lądzie i ok. 700 MW nowych mocy w fotowoltaice.

Resort przewiduje też odblokowanie zasady 10H, przynajmniej w przypadku inwestycji wiatrowych, które są możliwe do realizacji w gminach, gdzie jest zgoda społeczna oraz kontynuowanie i popularyzowanie programu prosumenckiego, poszerzonego o sektor małych i średnich przedsiębiorstw.

Resort rozważa również wprowadzenia systemu gwarancji bankowych dla wsparcia inwestycji w technologiach OZE osiągających rynkowy poziom cen +grid parity+. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Grupa PGE zamknęła właśnie pierwszy etap selekcji potencjalnych partnerów strategicznych chętnych do uczestniczenia w przygotowaniu, budowie i eksploatacji projektu offshore.

Według źródeł PAP, wśród chętnych są m.in. EDPR, Eneco, E.ON, Oersted i ScottishPower Renewables.

Docelowo PGE zamierza sprzedać wybranemu przez siebie partnerowi strategicznemu po 50 proc. udziałów w dwóch spółkach celowych odpowiedzialnych za projekty morskich farm wiatrowych, a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture.

W pierwszym etapie programu PGE przewiduje budowę morskich farm wiatrowych o maksymalnej mocy zainstalowanej do 2545 MW. Zgodnie z założeniami pierwszy prąd z wiatraków na morzu popłynie w 2025 r., a rok później nastąpi przekazanie inwestycji do fazy komercyjnej eksploatacji.

Energia elektryczna z farm wiatrowych będzie w stanie zasilić nawet 4 mln gospodarstw domowych.

"Zakończyliśmy pierwszy etap selekcji i jesteśmy zadowoleni z dużego zainteresowania współpracą z Grupą PGE przy tym projekcie. Zgłosiło się wielu stabilnych partnerów, wśród których znaleźli się także najwięksi rynkowi gracze, mający na swoim koncie tysiące megawatów zrealizowanych w tej technologii. Jest to bardzo dobra perspektywa dla rozwoju i przyszłości naszego projektu offshore" - powiedział Henryk Baranowski, prezes PGE, cytowany w komunikacie prasowym.

W grudniu 2018 roku grupa PGE zaprosiła do rozmów kilkunastu potencjalnych partnerów biznesowych. Zgodnie z wymaganiami partner PGE powinien posiadać odpowiednie doświadczenie w realizacji tego typu inwestycji na europejskim rynku, być w stanie wesprzeć projekty w aspektach technicznych i kontraktowaniu wykonawców, a także dzielić się know-how w tym zakresie z PGE.

Morskie farmy wiatrowe są jedną ze strategicznych opcji rozwoju Grupy PGE po 2020 r. W obecnej fazie projektu pozyskiwane są niezbędne zgody środowiskowe, prowadzone są badania wietrzności, jak również prace w zakresie wyprowadzenia mocy oraz inne działania techniczne. Trwają również przygotowania do wstępnych badań geologicznych. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Jak ustaliła PAP, wybór partnera w projektach morskiej energetyki wiatrowej (offshore) PGE ma nastąpić do końca 2019 r.

PGE w ogłaszanych wcześniej planach zapowiadała w pierwszej kolejności budowę wiatraków na Bałtyku o mocy ok. 2,5 GW. Pierwsze farmy miałyby zacząć działać około roku 2025. (PAP)

wkr/ amac/ osz/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. informuje, że w raporcie nr 4/2019 został błędnie podany numer jednej z zaskarżonych uchwał. Pozew dotyczy uchwał nr 7, 9 oraz 20 a nie uchwał nr 7, 8 oraz 20 jak podano w ww. raporcie. Poniżej prawidłowa treść raportu:

"Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") informuje, że w dniu 29 stycznia 2019 r. do Spółki wpłynął odpis pozwu wniesionego przez jednego z akcjonariuszy do Sądu Okręgowego w Warszawie. Akcjonariusz w pozwie wnosi o uchylenie uchwał nr 7, 9 oraz 20 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki podjętych w dniu 19 lipca 2018 r.

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

"Szykowane bloki gazowe w Dolnej Odrze będą miały łącznie 1400 MW zamiast 1000 MW. Do czerwca ogłosimy przetarg na wykonawcę pod klucz" - napisał na Twitterze Maciej Szczepaniuk, rzecznik PGE.

Wiceprezes PGE Ryszard Wasiłek informował w październiku 2018 roku, że grupa przygotowuje m.in. inwestycje budowy dwóch bloków gazowych w Dolnej Odrze. Jak wówczas dodał, miały być to bloki o mocy 450 MW albo 500 MW. (PAP Biznes)

sar/ osz/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") informuje, że w dniu 29 stycznia 2019 r. do Spółki wpłynął odpis pozwu wniesionego przez jednego z akcjonariuszy do Sądu Okręgowego w Warszawie. Akcjonariusz w pozwie wnosi o uchylenie uchwał nr 7, 8 oraz 20 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 19 lipca 2018 r.

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

Projekt polityki energetycznej Polski do 2040 r. zakłada, że ok. 2033 r. zostanie uruchomiony pierwszy blok pierwszej elektrowni jądrowej o mocy ok. 1-1,5 GW. W sumie ma ich być sześć, oddawanych co dwa lata, o łącznej mocy 6-9 GW.

"Jest już zdeterminowana lokalizacja na terenie północy Polski. Druga lokalizacja będzie w Polsce centralnej. Będzie ona naturalną konsekwencją tego, co się dzieje w energetyce wytwórczej, czyli ograniczenia zasobów węgla brunatnego. Polska centralna byłaby idealnym miejscem ze względu na istniejącą infrastrukturę, także przesyłową" - powiedział Sobolewski na konferencji „Przyszłość energii jądrowej – raport MIT”, dodając, że obie elektrownie powstawałyby w miarę równolegle.

Z grudniowej wypowiedzi ministra energii Krzysztofa Tchórzewskiego wynikało, że resort rozważa zlokalizowanie elektrowni jądrowej w Bełchatowie.

Dyrektor Józef Sobolewski poinformował we wtorek, że w ramach programu energetyki jądrowej prowadzone są badania w dwóch lokalizacjach na północy kraju pod pierwszy blok: Lubiatowo-Kopalino i Żarnowiec. Badania lokalizacyjne trwają, a środowiskowe zostały zakończone i przygotowywany jest z nich raport.

Dyrektor poinformował, że nowelizacja programu energetyki jądrowej jest praktycznie gotowa i ma nadzieję, że zostanie opublikowana "stosunkowo niedługo".

"Przeprowadziliśmy prace analityczne nad różnymi modelami finansowania i różnymi modelami współpracy, na poziomie biznesowym i międzyrządowym" - powiedział.

Sobolewski, mówiąc o nakładach na inwestycje jądrowe, powołał się na raport OECD, z którego wynika, że wynoszą one od 1,5 mln euro/MW do ok. 4,7 mln euro/MW (bez kosztów pieniądza).

„Wiarygodne dane, ile kosztować będzie nas elektrownia jądrowa otrzymamy dopiero, gdy porozumiemy się z generalnym wykonawcą, po otrzymaniu ofert. Rozbieżność cenowa jest bardzo duża” - powiedział Sobolewski.

"Nie warto dyskutować, ile to będzie kosztować, bo tak naprawdę będzie nas na to stać. Wiarygodne dane poznamy jednak, gdy na stole będzie leżała oferta” - dodał.

Analizy ME wykazały, że odpowiednio skonstruowany system finansowy pozwala na otrzymanie kosztów wytwarzania energii elektrycznej na poziomie niższym niż w innych źródłach wytwórczych (nowych węglowych, gazowo-parowych, OZE).

W zależności od modelu finansowania koszt wytwarzania energii z elektrowni jądrowej waha się od 150 zł/MWh w modelu z niskim oprocentowaniem kapitału inwestycyjnego (z silnym udziałem gwarancji państwa) do 450 zł/MWh w przypadku modelu z komercyjnym oprocentowaniem kapitału, bez udziału państwa.

Według departamentu, koszt inwestycji w atom, przewidzianych w projekcie polityki energetycznej to 100-135 mld zł.

"Według naszych wyliczeń koszt inwestycji w energetykę jądrową o mocy 6-9 GW to 100-135 mld zł, rozłożonych w ciągu 20-25 lat” - powiedział dyrektor.

Sobolewski zapowiedział połączenie wszystkich podległych ME jądrowych instytutów badawczych w Narodowe Laboratorium Energii Jądrowej. Poinformował, że projekt ustawy powinien zostać przedstawiony do konsultacji do końca I kwartału.

Dyrektor zapowiedział też nowelizację specustawy jądrowej, która miałaby przyspieszyć procedury administracyjne związane z budową elektrowni jądrowej i ograniczyć w ten sposób koszty inwestycji. W lutym, po finalizacji prac legislacyjnych w ME, planowane jest przekazanie projektu ustawy do uzgodnień międzyresortowych. (PAP Biznes)

pel/ 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", "PGE") powziął informację, iż w dniu 11 stycznia 2019 r. Sąd Rejonowy dla m. st. Warszawy w Warszawie, XII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego zarejestrował zmianę Statutu Spółki, dokonaną na podstawie uchwały nr 4 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 14 listopada 2018 r.

Zgodnie z ww. uchwałą w § 37 Statutu PGE dodaje się ustęp 3 o następującym brzmieniu:

"3. Zgody Walnego Zgromadzenia wymaga:

1) rozporządzanie przez Spółkę akcjami/udziałami spółki, w stosunku do której dokonano rezerwacji częstotliwości z zakresów 452,5-457,5 MHz oraz 462,5-467,5 MHz zgodnie z decyzją o rezerwacji częstotliwości wydaną, po uzgodnieniu z ministrem właściwym do spraw energii, przez Prezesa Urzędu Komunikacji Elektronicznej,

2) określenie sposobu głosowania na Walnym Zgromadzeniu /Zgromadzeniu Wspólników spółki, w stosunku do której dokonano rezerwacji częstotliwości z zakresów 452,5-457,5 MHz oraz 462,5-467,5 MHz zgodnie z decyzją o rezerwacji częstotliwości wydaną, po uzgodnieniu z ministrem właściwym do spraw energii, przez Prezesa Urzędu Komunikacji Elektronicznej w sprawach dotyczących zmiany statutu/umowy.".

W załączeniu Zarząd Spółki przekazuje tekst jednolity Statutu uwzględniający zmianę.

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

"Ciepło systemowe jest jednym z najbardziej skutecznych sposobów walki z niską emisją, a w konsekwencji ze smogiem. (...) PGE Energia Ciepła ma ambicję i jest oczekiwanie, że będziemy nakreślać kierunki i trendy rozwoju branży i trendy w legislacji. (...) W ramach Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych przygotowaliśmy szereg zmian w prawie energetycznym i rozporządzeniu taryfowym, które będą miały na celu rozwój branży, będą powodować asumpt prosprzedażowy i prokliencki. (...) Chcemy zaproponować klientom pewne udogodnienia, które ich u nas zatrzymają i zachęcą do przyłączania się nowych odbiorców" - powiedział prezes Wojciech Dąbrowski podczas kongresu Powerpol.

Jak poinformował, do rozwoju kogeneracji i rynku ciepła przyczyniłyby się cztery rozwiązania: dedykowane grupy taryfowe, ceny jednoczłonowe, premie i upusty.

"Wyodrębnienie klientów do odrębnych grup taryfowych jest dziś możliwe, ale chcielibyśmy ten katalog rozszerzyć i móc grupować klientów do grup taryfowych ze względu na charakterystykę odbioru, niezależną od temperatury zewnętrznej, czy ze względu na elastyczność poboru mocy, byśmy nie musieli stawiać źródeł szczytowych. Chcielibyśmy też mieć możliwość tworzenia grup dla odbiorów technologicznych. Postulowalibyśmy nawet, by ich całkowicie wyłączyć z taryfowania" - powiedział Dąbrowski.

Drugim proponowanym rozwiązaniem mogłyby być ceny jednoczłonowe. To narzędzie funkcjonuje już dzisiaj, daje możliwość skalkulowania cen i stawek opłat jednoskładnikowych dla konkretnego odbiorcy ciepła w oparciu o ceny/stawki opłat zawarte w zatwierdzonej przez URE taryfie.

PGE Energia Ciepła proponuje stworzenie w rozporządzeniu taryfowym otwartego katalogu sytuacji, kiedy takie rozwiązanie jest możliwe np. gdy klient ma niezależne, alternatywne rezerwowanie mocy lub ma specyficzny pobór dużej ilości mocy, a przy tym niewielkiej ilości energii, tylko przez bardzo krótki lub sezonowy okres czasu.

Według Dąbrowskiego trzecim instrumentem mogłyby być premie dla dystrybutora, wypłacane przez wytwórcę (przy systemach rozdzielonych), związane z rozwojem rynku lub jego segmentu, przyznawane na podstawie dedykowanych umów wspierających rozwój rynku pomiędzy wytwórcą i dystrybutorem.

"Chcielibyśmy mieć możliwość współfinansowania przedsięwzięć biznesowych polegających na rozwoju sieci" - powiedział prezes.

Branża ocenia, że takie rozwiązanie pozwoliłoby na zrównanie szans i potencjału ekonomicznego do rozwoju sieci do poziomu, jakie mają przedsiębiorstwa zintegrowane.

Dąbrowski dodał, że premie mogłyby być płacone przez dystrybutora lub wytwórcę na rzecz klienta końcowego w określonych przypadkach, tzn. klient musiałby spełnić pewne warunki takie jak charakterystyka odbioru zapewniająca wzrost efektywności wytwarzania, inna niż tylko związana z temperaturami zewnętrznymi, stopień wykorzystania mocy cieplnej nie powodujący konieczności inwestycji w źródła szczytowe, premia jako wynagrodzenie za aktywne zarządzanie popytem na energię i moc cieplną.

Premie miałyby maksymalny czas trwania, powiązany z trwałością efektów ekonomicznych i okresem zwrotu dla dystrybutora lub wytwórcy.

Dąbrowski proponuje też w sytuacjach nadzwyczajnych upusty w opłatach przyłączeniowych. Chodziłoby o inwestycje minimalizujące niską emisję lub dla realizacji celu zwiększenia sprzedaży produktów, np. chłodu. Branża chciałaby mieć też możliwość stosowania upustów w opłatach za sprzedaż ciepła i mocy.

"Mam nadzieję, że wraz z Izbą Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie wkrótce złożymy kompleksową propozycję zmian legislacyjnych, służących branży kogeneracyjnej, która jest jednym z najbardziej efektywnych sposobów w walce o czyste powietrze" - powiedział Wojciech Dąbrowski. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Do PGE Energia Ciepła zostały przeniesione elektrociepłownie w Bydgoszczy, Rzeszowie, Gorzowie Wielkopolskim, Lublinie, Zgierzu oraz Kielcach.

"Przeprowadzone zmiany miały charakter porządkujący i optymalizujący zarządzanie aktywami w ramach grupy PGE, a ich celem była przede wszystkim szybka i skuteczna transformacja wewnętrznej organizacji i kultury spółki. Zmiana właściciela wewnątrz grupy wiąże się również ze zmianą nazwy wszystkich nowych oddziałów, czyli procesem rebrandingu. Kolejnym etapem porządkowania aktywów w ramach zdefiniowanych linii biznesowych będzie wydzielenie Elektrowni Rybnik do PGE GiEK" - napisano w komunikacie.

PGE Energia Ciepła posiada po konsolidacji ok. 25-proc. udziału w krajowej produkcji ciepła w kogeneracji i jest największym w Polsce podmiotem w tym sektorze.

Spółka od stycznia 2019 r. dysponuje czternastoma elektrociepłowniami o łącznej zainstalowanej mocy cieplnej 7,7 GW oraz 4,1 GW zainstalowanej mocy elektrycznej.

Konsolidacja aktywów ciepłowniczych jest elementem strategii ciepłownictwa PGE, ogłoszonej w grudniu 2017 r.

PGE Energia Ciepła planuje zwiększanie potencjału ciepłowniczego, wzrost udziału w zarządzaniu sieciami ciepłowniczymi i budowę do 2030 r. 1.000 MW nowych mocy kogeneracyjnych. Zgodnie ze strategią udział paliw niskoemisyjnych w produkowanej przez PGE Energia Ciepła energii powinien przekroczyć 50 proc. do roku 2030.

"Integracja aktywów ciepłowniczych w PGE Energia Ciepła przełoży się na większą efektywność zarządczą oraz nowe perspektywy rozwoju spółki. Naszą ambicją jest bycie firmą ciepłowniczą pierwszego wyboru, zorientowaną na klienta oraz dobrym, lokalnym partnerem współpracującym z samorządami" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Energia Ciepła Wojciech Dąbrowski. (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 2019 roku:

- Jednostkowy raport roczny PGE za 2018 rok oraz skonsolidowany raport roczny Grupy Kapitałowej PGE za 2018 rok - 12 marca 2019 roku,

- Skonsolidowany raport kwartalny za I kwartał 2019 roku - 14 maja 2019 roku,

- Skonsolidowany raport półroczny za pierwsze półrocze 2019 roku - 12 sierpnia 2019 roku,

- Skonsolidowany raport kwartalny za III kwartał 2019 roku - 12 listopada 2019 roku.

Ponadto Zarząd PGE informuje, iż "Skonsolidowane sprawozdanie z płatności na rzecz administracji publicznej za 2018 rok" zostanie przekazane 12 marca 2019 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 2018 roku oraz skonsolidowanego raportu kwartalnego za II kwartał 2019 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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ gor/

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

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

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

sar/ ana/

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

sar/ ana/

Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w odpowiedzi na zaproszenie od spółek Energa S.A. ("Energa") oraz ENEA S.A. ("ENEA"), w dniu 7 stycznia 2019 r. spółki rozpoczęły rozmowy mogące skutkować zaangażowaniem PGE w projekt budowy bloku 1 000 MW w Ostrołęce ("Projekt Ostrołęka"), który realizowany jest obecnie przez spółki Energa i ENEA.

Informacje o kolejnych etapach procesu w ramach Projektu Ostrołęka zostaną przekazane odrębnymi raportami bieżącymi.

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

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

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

pel/ gor/

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

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

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

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

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

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

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

pr/ asa/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

aop/ mok/ pr/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

awy/ brw/ pś/ pr/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

FIRMY ENERGETYCZNE MUSZĄ RENEGOCJOWAĆ UMOWY Z KLIENTAMI

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pr/ gor/

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

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

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

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

pr/ gor/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pr/ ana/

Spółka poinformowała, że łączny zakontraktowany przez jednostki należące do grupy PGE wolumen obowiązków mocowych na 2023 rok, z uwzględnieniem kontraktów wieloletnich zawartych w aukcji na rok 2021 wynosi 11.493 MW.

Wcześniej spółka podawała, że w wyniku aukcji rynku mocy na rok 2023 zakontraktowanych zostało łącznie nie mniej niż 6.300 MW obowiązku mocowego dla jednostek należących do grupy.

Cena zamknięcia aukcji wyniosła 202,99 zł/kW/rok. PGE poinformowała, że podana cena zamknięcia aukcji nie jest ostatecznym wynikiem aukcji mocy i do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe. (PAP Biznes)

seb/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 41/2018, Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 22 grudnia 2018 r. PSE S.A. podała do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji głównej rynku mocy na rok 2023, w tym cenę zamknięcia aukcji mocy, która wynosi 202,99 PLN/kW/rok.

Jednocześnie Zarząd PGE informuje, że ostatecznie zakontraktowane zostało łącznie 6 850 MW obowiązku mocowego dla jednostek należących do grupy PGE. Umowy mocowe zawarte zostały na jeden 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 2023, z uwzględnieniem kontraktów wieloletnich zawartych w aukcji na rok 2021 wynosi 11 493 MW.

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

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

pr/

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

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

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

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

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

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

pr/

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

pr/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ pr/ gor/

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

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

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

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

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

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

pel/ pr/ gor/

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

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

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

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

mm/ drag/ je/ pr/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ pr/ gor/

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

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

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

pel/ pr/ gor/

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

pel/ pr/ gor/

Z dniem 21 grudnia 2018 r. RN PGE GiEK powołała Norberta Grudnia na stanowisko wiceprezesa ds. inwestycji i zarządzania majątkiem, powierzając dodatkowo pełnienie obowiązków prezesa spółki do końca lutego 2019 r.

Jednocześnie ze składu zarządu z dniem 20 grudnia odwołano Radosława Rasałę.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale pomiędzy 217,06 a 189,95 PLN/kW/rok i zostanie w terminie 3 dni roboczych podana przez PSE. Ostateczne wyniki ogłosi prezes URE. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.

Łączny zakontraktowany przez jednostki należące do grupy PGE wolumen obowiązków mocowych na rok 2023, z uwzględnieniem kontraktów wieloletnich zawartych w aukcji na rok 2021, wynosi nie mniej niż 10.943 MW. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale pomiędzy 217,06 a 189,95 PLN/kW/rok i zostanie w terminie 3 dni roboczych podana przez PSE. Ostateczne wyniki ogłosi prezes URE.

Łączny zakontraktowany przez jednostki należące do grupy PGE wolumen obowiązków mocowych na rok 2023, z uwzględnieniem kontraktów wieloletnich zawartych w aukcji na rok 2021, wynosi nie mniej niż 10.943 MW. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 21 grudnia 2018 r., w wyniku aukcji rynku mocy na rok 2023 (aukcja główna), zakontraktowanych zostało łącznie nie mniej niż 6 300 MW obowiązku mocowego dla jednostek należących do grupy PGE. Umowy mocowe zawarte zostały na jeden rok. Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale pomiędzy 217,06 a 189,95 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.

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.

Łączny zakontraktowany przez jednostki należące do Grupy PGE wolumen obowiązków mocowych na rok 2023, z uwzględnieniem kontraktów wieloletnich zawartych w aukcji na rok 2021, wynosi nie mniej niż 10 943 MW.

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

doa/ asa/

Obecnie projekt jest w fazie przygotowawczej. Nowe połączenie elektroenergetyczne będzie nosić nazwę Harmony Link.

Rozpoczęcie prac nad Harmony Link to wynik przyjęcia mapy drogowej synchronizacji państw bałtyckich z siecią elektroenergetyczną Europy kontynentalnej. Dokument 28 czerwca 2018 roku podpisali przedstawiciele Komisji Europejskiej, Litwy, Łotwy, Estonii i Polski.

Przewiduje on synchronizację systemów elektroenergetycznych państw bałtyckich w 2025 roku. Posłuży do tego istniejąca linia najwyższych napięć LitPol Link oraz nowe połączenie podmorskie. (PAP Biznes)

epo/ gor/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ ana/

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

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

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

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

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

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

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

pel/ asa/

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ asa/

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/

Obecnie w cenie jednej MWh jest 20 zł akcyzy.

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

pel/ ana/

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

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

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

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

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

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

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

pel/ pr/ gor/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

map/ pr/ pel/

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

"Myślimy także o pomocy dla samorządów" - dodał.

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

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

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

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

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

map/ pr/

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

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

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

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

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

pel/

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

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

pel/ osz/

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

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

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

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

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

wkr/ je/ pel/ osz/

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

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

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

wkr/ je/ osz/

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ asa/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ asa/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

KOSZT PROGRAMU REKOMPENSAT WYNIESIE OK. 4-5 MLD ZŁ

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

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

Powołany zostanie w tym celu Fundusz Efektywności Energetycznej i Rekompensat.

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

SPÓŁKI ENERGETYCZNE MIAŁYBY ZASILIĆ FUNDUSZ KWOTĄ OK. 1 MLD ZŁ

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

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

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

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

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

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

pel/ osz/

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

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

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

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

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

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

pr/ ana/

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 2022, z uwzględnieniem kontraktów wieloletnich zawartych w aukcji na rok 2021 wynosi 12.040 MW.

Wcześniej spółka podawała, że w wyniku aukcji rynku mocy na rok 2022 zakontraktowała łącznie nie mniej niż 7.062 MW obowiązku mocowego.

Aukcja główna na rynku mocy na rok 2022 została zakończona w 7. rundzie.

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

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

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

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

doa/ asa/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 39/2018, Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 7 grudnia 2018 r. PSE S.A. podała do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji głównej rynku mocy na rok 2022, w tym cenę zamknięcia aukcji mocy, która wynosi 198,00 PLN/kW/rok.

Jednocześnie Zarząd PGE informuje, że ostatecznie zakontraktowane zostało łącznie 7 397 MW obowiązku mocowego dla jednostek należących do grupy PGE. Umowy mocowe zawarte zostały na jeden 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 2022, z uwzględnieniem kontraktów wieloletnich zawartych w aukcji na rok 2021 wynosi 12 040 MW.

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

kom espi zdz

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

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

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

pel/

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

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

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

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

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

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

pel/ gor/

Aukcja zakończyła się w rundzie 7.

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

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

pel/ gor/

"Spółka w 2004 roku otrzymała koncesję na wydobywanie złoża rudy miedzi w obszarze Głogów Głęboki – Przemysłowy i od 2006 roku realizuje Program Udostępniania Złoża, początkowo prowadzony pod nazwą +Projekt Głogów Głęboki - Przemysłowy+. Celem strategicznym Spółki jest zabezpieczenie produkcji na kolejne 30 – 40 lat. Eksploatacja złoża pozwoli KGHM utrzymać poziom wydobycia w Polsce i zapewni dalszy rozwój Zagłębia Miedziowego" - powiedział cytowany w komunikacie prasowym Radosław Stach, wiceprezes zarządu KGHM do spraw produkcji.

KGHM udostępnia kolejne części eksploatowanego złoża, które zalegają na dużych głębokościach oraz poszukuje nowych złóż w regionie. W ramach Programu Udostępniania Złoża w 2018 roku wykonano 37,8 km wyrobisk udostępniających i przygotowawczych w Zakładach Górniczych Rudna oraz Polkowice-Sieroszowice. Wraz z postępem robót chodnikowych przygotowywana jest infrastruktura techniczna.

Jak napisano, w ramach programu, na terenie Gminy Grębocice, również powstaje kompleks szybowy. Budowany jest szyb wdechowy GG-1 o funkcji materiałowo-zjazdowej oraz system klimatyzacji centralnej. Na terenie Gminy Żukowice umiejscowiony będzie szyb GG-2, także wentylacyjny o funkcji materiałowo-zjazdowej. Jego budowa jest niezbędna ze względu na doprowadzanie świeżego powietrza do nowych wyrobisk.

W informacji podano również, że KGHM m.in. wykona inwentaryzację techniczną wszystkich budynków w miejscowościach Gminy Żukowice - Słone i Kamiona. (PAP Biznes)

owi/ doa/ ana/

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

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

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

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

OSTROŁĘKA C NEGATYWNA DLA RATINGÓW ENEI I ENERGI

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

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

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

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

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

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

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

TROCHĘ WIĘCEJ PLUSÓW PO STRONIE OFFSHORE VS. ATOM

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

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

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

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

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

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

W jego ocenie atom ma również ograniczone opcje finansowania.

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

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

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

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

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

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

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

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

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/ ana/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ ana/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ ana/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

doa/ ana/

Docelowo PGE zamierza sprzedać po 50 proc. udziałów w dwóch spółkach celowych, w których przygotowywane są projekty morskich farm wiatrowych, a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture.

Spółka poinformowała, że w środę zaprosiła do rozmów kilkunastu potencjalnych partnerów biznesowych, posiadających doświadczenie w realizacji tego typu inwestycji.

"Zgodnie z wymaganiami partner PGE powinien posiadać odpowiednie doświadczenie w realizacji tego typu inwestycji na europejskim rynku, być w stanie wesprzeć projekty w aspektach technicznych i kontraktowaniu wykonawców, a także dzielić się know-how w tym zakresie z PGE" - napisano w komunikacie.

Planowany pierwszy etap programu offshore grupy zakłada budowę morskich farm wiatrowych o maksymalnej mocy zainstalowanej do 2.545 MW (1.500 MW mocy na obszarze koncesji będącej w posiadaniu spółki Elektrowni Wiatrowej Baltica-2 i 1.045 MW mocy na obszarze Elektrowni Wiatrowej Baltica-3), zlokalizowanych w odległości około 25-30 km od brzegu, na wysokości Łeby.

Spółka podała, że pierwszy prąd z wiatraków na morzu popłynie w 2025 r., a rok później nastąpi przekazanie inwestycji do fazy komercyjnej eksploatacji. Energia z pierwszego etapu programu offshore grupy miałaby zasilić nawet 4 mln gospodarstw domowych.

Morskie farmy wiatrowe stanowią jedną z opcji strategicznych rozwoju grupy PGE po 2020 r. Przedsięwzięcie jest obecnie na etapie pozyskiwania niezbędnych zgód środowiskowych, prowadzone są badania wietrzności, prace w zakresie wyprowadzenia mocy i inne działania techniczne. Trwają przygotowania do przeprowadzenia wstępnych badań geologicznych.

"Od stycznia 2018 r. trwają pomiary warunków wietrzności na Morzu Bałtyckim w rejonie planowanej inwestycji. Dotychczasowe wyniki potwierdzają bardzo dobre warunki wietrzności badanych obszarów. Szacowana obecnie prędkość wiatru w naszych lokalizacjach może przekraczać 9 m/s" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

W przyszłym roku PGE spodziewa się pozytywnej decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla farmy wiatrowej.

PGE poinformowała, że realizacja każdego 1.000 MW mocy wiatrowych na morzu oznacza zmniejszenie emisji CO2 przez polską gospodarkę o ok. 4 mln ton rocznie, czyli około 100 mln ton w całym 25-letnim okresie eksploatacji farmy wiatrowej.

Program budowy morskich farm wiatrowych wpisuje się w przedstawiony niedawno do konsultacji projekt Polityki Energetycznej Polski do 2040 r., w której offshore wskazywany jest jako jedno z głównych narzędzi osiągania celów OZE.

Grupa PGE jest największym producentem „zielonej” energii Polsce. Posiada 14 farm wiatrowych na lądzie, 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/ ana/

Docelowo PGE zamierza sprzedać po 50 proc. udziałów w dwóch spółkach celowych, w których przygotowywane są projekty morskich farm wiatrowych, a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture.

Spółka podała, że pierwszy prąd z wiatraków na morzu popłynie w 2025 r., a rok później nastąpi przekazanie inwestycji do fazy komercyjnej eksploatacji. Energia z pierwszego etapu programu offshore grupy miałaby zasilić nawet 4 mln gospodarstw domowych. (PAP Biznes)

pel/ ana/

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.

Jak podano, łączny zakontraktowany przez jednostki należące do grupy PGE wolumen obowiązków mocowych na rok 2022, z uwzględnieniem kontraktów wieloletnich zawartych w aukcji na rok 2021, wynosi nie mniej niż 11.705 MW.

Aukcja główna na rynku mocy na rok 2022 została zakończona w 7. rundzie.

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

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

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

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

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

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

sar/ osz/

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 5 grudnia 2018 r., w wyniku aukcji rynku mocy na rok 2022 (aukcja główna), zakontraktowanych zostało łącznie nie mniej niż 7.062 MW obowiązku mocowego dla jednostek należących do grupy PGE. Umowy mocowe zawarte zostały na jeden rok. Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 195,28 do 219,66 PLN/kW/rok i - zgodnie z art. 38 ust.1 ustawy o rynku mocy z dnia 8 grudnia 2017 r. - zostanie w terminie 3 dni roboczych podana do publicznej wiadomości przez PSE S.A.

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.

Łączny zakontraktowany przez jednostki należące do Grupy PGE wolumen obowiązków mocowych na rok 2022, z uwzględnieniem kontraktów wieloletnich zawartych w aukcji na rok 2021, wynosi nie mniej niż 11 705MW.

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

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

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

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

doa/ pel/

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

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

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

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

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

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

pel/ ana/

Enea posiada 10 proc. udziałów w spółce PGE EJ1.

Polska Grupa Energetyczna podała w zeszłym tygodniu, że jest wstępnie zainteresowana nabyciem wszystkich udziałów w spółce PGE EJ1. Aktualnie grupa PGE jest posiadaczem 70 proc. udziałów w tej spółce. Pozostałe 30 proc. udziałów w PGE EJ1 należy do Tauronu, Enei i KGHM. Grupy te mają po 10 proc. udziałów.

PGE EJ1 to spółka odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji, polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. (PAP Biznes)

pr/

"Mamy pewne wiarygodne przesłanki, że to się uda zrobić, tak to zostało opublikowane i poddane konsultacjom" - powiedział Naimski.

W projekcie Polityki Energetycznej do 2040 r. ME zaplanowało, że w 2033 r. ruszy w Polsce pierwszy blok jądrowy, a potem, co dwa lata - aż do roku 2043 - uruchamiane będą kolejne. Każdy ma mieć orientacyjną moc rzędu 1-1,5 GW, w sumie mają mieć 6-9 GW. W projekcie zapisano, że będą to reaktory generacji III lub III+, ale nie typu HTR czy SMR, bo te technologie są jeszcze za mało zaawansowane. Minister energii Krzysztof Tchórzewski podkreślał, że chociaż koszty energetyki jądrowej na początku są bardzo wysokie, to sama energia jest bardzo tania. Zastrzegł, że nie ma jeszcze ostatecznej decyzji całego rządu w kwestii atomu.

Jak mówił we wtorek pełnomocnik, został zapoczątkowany cykl konsultacji, rozmów w sprawach energetycznych z Amerykanami - tzw. dialog strategiczny ws. energii.

Chodzi o podpisany na początku listopada dokument, który dotyczy regularnego dialogu z udziałem administracji i ekspertów obu państw. Wśród tematów wspólnych rozmów mają być między innymi cyberbezpieczeństwo, energia atomowa, paliwa kopalne oraz infrastruktura energetyczna. Ze strony polskiej dokument podpisał właśnie Piotr Naimski, że strony USA sekretarz ds. energii USA Rick Perry.

Naimski zwrócił też uwagę na "unikalne" na tle innych krajów poparcie społeczne dla budowy elektrowni atomowej. "Mamy taką sytuację, gdzie projekt przez większość z nas jest akceptowany" - wskazał. Na pytanie, czy jest konsensus z opozycją ws. prowadzenia projektu atomowego Naimski odparł, że tego rodzaju projekty jak projekt atomowy, Baltic Pipe czy Rewitalizacja Śląska "muszą być komunikowane opinii publicznej, zatem także opozycji".

"To są programy, których nie da się zrealizować w czasie jednej kadencji i w tym sensie - mogę powiedzieć z pewną satysfakcją i ulgą, że np. Baltic Pipe jest projektem konsensualnym. Oby te pozostałe projekty podążały tym śladem" - powiedział. (PAP)

drag/ je/ asa/

"Pokazujemy, że zależność od węgla będzie malała. Do 2021-22 roku planujemy wyłączyć ponad 4 GW mocy, głównie bloków energetycznych o mocy 200 MW. Jedynie częściowo będzie to zastąpione nowo budowanymi blokami" - powiedział Morawiecki na konferencji prasowej podczas Szczytu Klimatycznego COP24 w Katowicach.

Wskazał, że zapotrzebowanie na energię będzie rosnąć - według szacunków resortu energii - o 2,5 proc. rocznie.

"Stawiamy na nowe źródła: energetyka wiatrowa na morzu, fotowltaika, energetyka atomowa. To są źródła zeroemisyjne. Widzimy, że w miksie energetycznym nasza zależność od źródeł najbardziej emisyjnych będzie malała w najbliższym czasie" - powiedział premier.

Dodał, że tempo zmian będzie zależeć również od zmian technologicznych.

"Zaproponowaliśmy miks, poddaliśmy go konsultacjom. W ramach konsultacji być może będziemy modyfikować pewne parametry" - powiedział Morawiecki.

Z projektu Polityki Energetycznej Państwa (PEP) do 2040 r. zaprezentowanego w Ministerstwie Energii wynika, że w 2030 roku udział węgla w wytwarzaniu energii miałby spaść do 60 proc. W miksie coraz większą rolę miałyby grać źródła odnawialne. W 2030 r. udział OZE w produkcji energii elektrycznej netto miałby wynieść ok. 27 proc. W 2033 r. pojawić ma się atom (pierwszy blok o mocy ok. 1-1,5 GW). Planowany jest m.in. rozwój fotowoltaiki (zwłaszcza od 2022 r.) oraz morskich farm wiatrowych (pierwsza farma wiatrowa na morzu miałaby zostać uruchomiona po 2025 r.).

Konsultacje projektu Polityki energetycznej do 2040 r. potrwają do 15 stycznia.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Tauron posiada 10 proc. udziałów w spółce PGE EJ1.

Polska Grupa Energetyczna podała w środę, że jest wstępnie zainteresowana nabyciem wszystkich udziałów w spółce PGE EJ1. Aktualnie grupa PGE jest posiadaczem 70 proc. udziałów w tej spółce. Pozostałe 30 proc. udziałów w PGE EJ1 należy do Tauronu, Enei i KGHM. Grupy te mają po 10 proc. udziałów.

W czwartek KGHM wyraził wstępne zainteresowanie sprzedażą swoich udziałów w PGE EJ1.

PGE EJ1 to spółka odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji, polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. (PAP Biznes)

kuc/ gor/

"W ramach porozumienia strony dostosowały zapisy do aktualnych wymagań formalno-prawnych oraz odstąpiły od wyznaczania ceny węgla w oparciu o wskaźniki dotyczące średnich cen energii elektrycznej, średnich rynkowych cen węgla oraz średnich kosztów uprawnień do emisji CO2. Strony ustaliły cenę węgla kamiennego do dnia 31 grudnia 2022 r., natomiast ceny węgla na kolejne poszczególne okresy dostaw będą ustalane w drodze negocjacji" - napisano.

Szacowana wartość porozumienia w okresie od dnia rozpoczęcia dostaw przez 20 kolejnych rocznych okresów dostaw wynosi ok. 16 mld zł. (PAP Biznes)

pel/ asa/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 82/2013 Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 30 listopada 2018 r. spółka powzięła informację o podpisaniu przez Polską Grupę Górniczą porozumienia do umowy zawartej w dniu 13 sierpnia 2013 r. na dostawy węgla kamiennego na potrzeby bloków 5 i 6 Elektrowni Opole ("porozumienie").

W ramach porozumienia strony dostosowały zapisy do aktualnych wymagań formalno-prawnych oraz odstąpiły od wyznaczania ceny węgla w oparciu o wskaźniki dotyczące średnich cen energii elektrycznej, średnich rynkowych cen węgla oraz średnich kosztów uprawnień do emisji CO2. Strony ustaliły cenę węgla kamiennego do dnia 31 grudnia 2022 r., natomiast ceny węgla na kolejne poszczególne okresy dostaw będą ustalane w drodze negocjacji.

Szacowana wartość porozumienia w okresie od dnia rozpoczęcia dostaw przez 20 kolejnych rocznych okresów dostaw wynosi ok. 16 mld zł.

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

kom espi zdz

KGHM Polska Miedź posiada 10 proc. udziałów w spółce PGE EJ1.

Polska Grupa Energetyczna podała w środę, że jest wstępnie zainteresowana nabyciem wszystkich udziałów w spółce PGE EJ1. Aktualnie grupa PGE jest posiadaczem 70 proc. udziałów w tej spółce. Pozostałe 30 proc. udziałów w PGE EJ1 należy do Tauronu, Enei i KGHM. Grupy te mają po 10 proc. udziałów.

PGE EJ1 to spółka odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji, polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. (PAP Biznes)

sar/ osz/

Jak przypomniała, tak jak w poprzednich latach Urząd wezwał czterech tzw. sprzedawców z urzędu - PGE, Tauron, Enea, Energa - do przedłożenia wniosków taryfowych na 2019 r. Wnioski taryfowe na sprzedaż energii wpłynęły do URE 15 listopada.

"Przedsiębiorstwa wnioskują o duże podwyżki, bo średnio rzędu ponad 30 proc. Prowadzimy teraz postępowania taryfowe" - poinformowała rzecznik Urzędu. Jak zaznaczyła Agnieszka Głośniewska o poziomie, na jakim będą kształtowały się opłaty za energię elektryczną w 2019 r. w gospodarstwach domowych, będzie wiadomo dopiero po zakończeniu procesu taryfowego.

Obowiązujące taryfy na sprzedaż energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych obowiązują do 31 grudnia br. Aby nowe taryfy mogły wejść w życie z początkiem roku prezes URE musiałby zakończyć postępowania do połowy grudnia.(PAP)

wkr/ skr/ pel/ ana/

PGE EJ1 to spółka odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji, polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. Pozostałe 30 proc. udziałów w PGE EJ1 należy do Tauronu, Enei i KGHM. Grupy te mają po 10 proc. udziałów.

Około godz. 14.05 kurs PGE spada o 5,1 proc. Notowania Tauronu rosną o 0,9 proc., Enei idą w dół o 0,9 proc., a kurs KGHM rośnie o 2,3 proc.

Celem PGE, jak podano w komunikacie, jest "restrukturyzacja operacyjna i kosztowa spółki oraz integracja działalności" w ramach grupy PGE.

"Realizacja transakcji będzie możliwa po przeprowadzeniu wyceny przez niezależnego doradcę oraz uzyskaniu zgód korporacyjnych przez wszystkie zaangażowane podmioty" - poinformowała energetyczna grupa w komunikacie.

Opublikowany 23 listopada projekt Polityki Energetycznej Państwa zakłada, że począwszy od 2033 roku w Polsce powstawać będzie co dwa lata nowy blok jądrowy. W sumie ma powstać 6 bloków o mocy 6-9 GW.

Analitycy sceptycznie ocenili projekt polityki energetycznej i prawdopodobieństwo jej realizacji w zaproponowanym kształcie, wskazując m.in. na brak szczegółów w sprawie modelu finansowania elektrowni jądrowej. (PAP Biznes)

sar/ ana/

PGE EJ1 to spółka odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej.

Celem PGE, jak podano, jest restrukturyzacja operacyjna i kosztowa spółki oraz integracja działalności w ramach grupy PGE.

"Realizacja transakcji będzie możliwa po przeprowadzeniu wyceny przez niezależnego doradcę oraz uzyskaniu zgód korporacyjnych przez wszystkie zaangażowane podmioty" - poinformowała energetyczna grupa w komunikacie. (PAP Biznes)

sar/ osz/

Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 28 listopada 2018 r. wyraził wstępne zainteresowanie nabyciem wszystkich udziałów w spółce PGE EJ1 sp. z o.o.

PGE EJ1 sp. z o.o. to spółka odpowiedzialna za przygotowanie i realizację inwestycji polegającej na budowie i eksploatacji pierwszej polskiej elektrowni jądrowej.

Celem PGE jest restrukturyzacja operacyjna i kosztowa spółki oraz integracja działalności w ramach Grupy PGE.

Realizacja transakcji będzie możliwa po przeprowadzeniu wyceny przez niezależnego doradcę oraz uzyskaniu zgód korporacyjnych przez wszystkie zaangażowane podmioty.

Aktualnie PGE jest posiadaczem 70% udziałów w spółce PGE EJ1 sp. z o.o..

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

doa/ maf/ kd/ gor/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ asa/

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

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

Wskazał, że proponowany w projekcie miks oznacza olbrzymie koszty.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ asa/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ gor/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Wskazał na niespójności w dokumencie.

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

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

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

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

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

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

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

pel/ ana/

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

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

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

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

60 PROC. WĘGLA W WYTWARZANIU ENERGII W 2030 R.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

GAZ PALIWEM PRZEJŚCIOWYM

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Pozytywnie projekt PEP ocenia Polska Grupa Energetyczna.

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

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

pel/ gor/

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

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

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

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

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

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

pel/ asa/ gor/

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

pel/ asa/

W ramach inwestycji o nazwie Klaster do połowy 2020 roku powstaną trzy farmy wiatrowe: Starza, Rybice i Karnice II wraz z infrastrukturą towarzyszącą i wyprowadzeniem mocy. Instalacje staną w północno-zachodniej części województwa zachodniopomorskiego na obszarze powiatów Kamień Pomorski i Gryfice w odległości od 3 do 13 km od linii brzegowej Morza Bałtyckiego. W sumie wybudowane zostaną 33 wiatraki o mocy 2 MW i 10 wiatraków o mocy 2,2 MW.

Na potrzeby projektu powstanie też linia wysokiego napięcia pomiędzy Kamieniem Pomorskim i Skrobotowem o długości prawie 30 km, która poprawi bezpieczeństwo energetyczne oraz parametry pracy sieci dystrybucyjnej w całym regionie.

PGE podała, że realizacja projektu będzie możliwa dzięki zwycięstwu Klastra w aukcji na sprzedaż energii elektrycznej w instalacjach OZE.

"Grupa PGE weszła na drogę dywersyfikowania źródeł wytwórczych, którego celem jest zmniejszenie emisyjności CO2. Dzięki inwestycjom w nowe farmy wiatrowe na lądzie, a także na morzu Bałtyckim oraz w fotowoltaikę chcemy umocnić się na pozycji lidera rynku OZE w Polsce. Nasz cel to posiadanie 25 proc. rynku w 2030 r." – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

Według szacunków, średnioroczna produkcja „zielonej energii” w grupie PGE wzrosnąć ma dzięki projektowi z ok. 1841 GWh do 2119 GWh. Zwiększy się też moc zainstalowana w należących do niej farmach wiatrowych z 549,98 MW do 647,16 MW.

Wprowadzenie w połowie 2016 roku systemu wsparcia opartego o aukcje miało przyczynić się do obniżenia kosztów wsparcia OZE dla odbiorców końcowych, zapewniając jednocześnie stabilne przychody dla inwestorów. Zwycięzcami aukcji są podmioty, które zaoferowały najniższą cenę sprzedaży energii elektrycznej, otrzymując w zamian gwarancję, że nie zmieni się ona w całym piętnastoletnim okresie wsparcia. W przypadku projektu Klaster obejmie on lata 2021-2035.

PGE Energia Odnawialna jest największym producentem „zielonej” energii Polsce. Spółka 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/

W ramach mowy strony określiły również szacunkowe wolumeny dostaw węgla kamiennego na lata 2019-2022 dla PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, ZEW Kogeneracja i PGE Energia Ciepła. (PAP Biznes)

owi/ osz/

Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. informuje, że w dniu 20 listopada 2018 r. została podpisana umowa na dostawy węgla kamiennego ("Umowa") z Polską Grupą Górniczą S.A.

W ramach Umowy strony określiły szacunkowe wolumeny dostaw węgla kamiennego na lata 2019-2022 dla PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A., ZEW KOGENERACJA S.A. i PGE Energia Ciepła S.A. Szacowana łączna wartość dostaw węgla kamiennego na lata 2019-2022 wynosi 5,25 mld zł.

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

kom espi zdz

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 33/2018, Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 20 listopada 2018 r. PSE S.A. podała do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji głównej rynku mocy na rok 2021, w tym cenę zamknięcia aukcji mocy, która wynosi 240,32 PLN/kW/rok. 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 11 652 MW obowiązku mocowego dla jednostek należących do grupy PGE, w tym:

- 1 944 MW dla jednostek nowych (z umową mocową na 15 lat)

- 2 698 MW dla jednostek modernizowanych (2 419 MW z umową mocową na 5 lat oraz 280 MW z umową mocową na 7 lat)

- 7 009 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.

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

kom espi zdz

Minister energii Krzysztof Tchórzewski powiedział na konferencji World Nuclear Spotlight Poland, że ME „wewnętrznie podjęło decyzję że w ramach polityki energetycznej i planu dla energii i klimatu chcemy w miksie widzieć energię jądrową”.

Dodał, że rzeczywiście sama budowa elektrowni jądrowych jest bardzo droga, ale biorąc pod uwagę długi czas ich eksploatacji, koszty paliwa i koszty emisji CO2, to „ta energia, powstała w efekcie wydania dużych pieniędzy, jest najtańsza”. Jak mówił, w perspektywie 2040 r. widzi w Polsce miejsce nawet dla 10 GW mocy jądrowych.

Największym problemem dla atomu są właśnie bardzo wysokie koszty, jakie trzeba ponieść na początku, dodatkowo budowa trwa wiele lat, co znacząco podnosi koszty zdobycia dużej ilości kapitału. "Koszty kapitału mogą być kolosalne. Według analiz KE, dla 10-letniego projektu przy stopie dyskonta 10 proc. koszt kapitału to 80 proc. całości kosztów" - wskazał w rozmowie z PAP Yves Desbazeille - dyrektor generalny Foratom, organizacji lobby przemysłu jądrowego w Brukseli. Ale dla stopy rzędu 3 proc., co jest typową wielkością dla finansowania rządowego, i czasie budowy 5 lat koszty kapitału spadają do 20 proc. całości - podkreślił, dodając, że końcowa różnica w cenie produkcji energii także jest bardzo duża.

Kirsty Gogan z firmy konsultingowej Lucid Catalyst analizowała, czy konkurencyjność atomu wobec paliw kopalnych i OZE w Azji czy w krajach, takich jak Rosja można przenieść do UE czy USA. Okazało się, że decydujące znaczenie nie mają wcale koszty technologii, tylko koszt kapitału, na koszty pracy oraz pośrednie koszty, związane z przygotowaniem budowy i zarządzaniem nią. "Zwłaszcza zarządzanie budową stwarza olbrzymie pole do oszczędności" - powiedziała PAP Gogan. "Trudno sobie to wyobrazić, jak takie projekty mogą być źle przygotowane i zarządzane. A to jak najbardziej się zdarzyło i w Europie, i w USA "- podkreśliła. Jak przykład podała budowę bloków 3 i 4 w amerykańskiej elektrowni Vogtle. "Przy bloku 3 popełniono wszystkie możliwe błędy, chyba już gorzej się nie dało. A blok 4 okazał się o połowę tańszy, bo tych pomysłem nie powielono" - zaznaczyła.

Sama Bilbao y Leon z NEA (OECD Nuclear Energy Agency), obok odpowiednio realnego harmonogramu budowy wskazywała na fakt, że dzisiejszy rynek energii w UE działa poprawnie, ale nie daje podstaw do sfinansowania elektrowni jądrowej. Potrzebne są albo gwarancje ceny energii, w postaci taryf gwarantowanych czy kontraktów różnicowych (CfD), albo obniżenie kosztów kapitału poprzez rządowe pożyczki lub gwarancje. "Ale to musi być mechanizm podziału ryzyka skłaniający inwestora wyłożenia pieniędzy" - podkreśliła.

Inny przykład znaczenia kosztów kapitału podał Bohdan Zronek z czeskiego CEZ. Jak podkreślił, czeska strategia energetyczna przewiduje zastąpienie w przyszłości starzejącej się elektrowni Dukovany, a potem i Temelina, a jeżeli nowa elektrownia jądrowa ma być realizacją polityki państwa, to państwo musi albo samo zainwestować, albo zapewnić jasne warunki realizacji projektu i określić podział ryzyk między państwo, a inwestora.

Jak tłumaczył PAP Zronek, w czeskich przymiarkach do CfD - tzw. strike price, czyli cena gwarantowana, waha się od 40 euro za MWh - co jest dziś w Europie ceną porównywalną z rynkową - do 140 euro. Dla 40 euro kapitał jest pożyczony na 2-3 proc., czyli albo przez państwo, albo z państwowymi gwarancjami. Ale przy komercyjnym kredycie na 11 proc. strike price skacze do 140 euro - podkreślił.

"Inwestor prywatny liczy na zysk w perspektywie maksimum 20 lat, a tu mówimy o znacznie dłuższej perspektywie i trzeba dać jakąś gwarancję, że osiągnie swój cel" - wskazał Desbazeille. Należy też pamiętać o określeniu i spieniężeniu wartości innych korzyści atomu takich jak pewność dostaw, wysoka dyspozycyjność, brak emisji czy bezpieczeństwo całego systemu elektroenergetycznego - podkreślił dyrektor Foratomu.(PAP)

wkr/ drag/ gor/

kuc/

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ sar/ osz/

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

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

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

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

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

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

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

pel/ sar/ osz/

Kurs PGE spada około godziny 16.05 o 6,8 proc. Obroty na akcjach spółki wynoszą 33,5 mln zł.

W opinii analityków inwestorzy prawdopodobnie są zaniepokojeni przyszłymi wydatkami na budowę elektrowni jądrowej, której głównym inwestorem ma być PGE.

Według analityków DM Trigon, cytowanych przez agencję Bloomberg, jest to "bardzo ryzykowna i zdecydowanie za droga inwestycja".

Zdaniem Kamila Kliszcza z DM mBanku wypowiedź ministra Tchórzewskiego dotycząca elektrowni atomowej mogła wpłynąć na notowania spółek energetycznych, w tym PGE. Nie wyklucza on, że była ona pretekstem do realizacji zysków po sześciu poprzednich wzrostowych sesjach.

"Jest to jakaś realizacja zysków po ostatnich wzrostach. Zobaczymy jak sytuacja dalej się rozwinie. Na pewno nie jest to przyjemny akcent dla sektora" - powiedział PAP Biznes Kamil Kliszcz, dyrektor departamentu analiz DM mBanku.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski podczas kongresu World Nuclear Spotlight Poland powiedział, że Ministerstwo Energii "ostro walczy w ramach polskiej polityki" o zgodę na włączenie do miksu energetycznego energetyki jądrowej.

"Patrząc z takiego punktu widzenia wszystko wskazuje na to, że jako Polska powinniśmy iść w tym kierunku. Jako minister energii ten kierunek popieram, a nawet ostro walczę w ramach polskiej polityki, żeby energetyka jądrowa znalazła swoje miejsce w Polsce" - powiedział Tchórzewski.

Minister energii poinformował, że w perspektywie do 2040 roku energetyka jądrowa może mieć wielkość nawet do 10 GW.

"Jak praktycznie to wyjdzie, to zobaczymy, będę zadowolony nawet, jeśli to będzie tylko 6 GW" - powiedział Tchórzewski. (PAP Biznes)

mat/ osz/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") niniejszym przekazuje informacje o akcjonariuszach posiadających co najmniej 5% głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki, które odbyło się w dniu 14 listopada 2018 r.:

1. Skarb Państwa - 1.072.984.098 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 76,37% głosów na tym walnym zgromadzeniu oraz 57,39% głosów w ogólnej liczbie głosów w Spółce

2. Nationale-Nederlanden Otwarty Fundusz Emerytalny - 81.200.000 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 5,78% głosów na tym walnym zgromadzeniu oraz 4,34% głosów w ogólnej liczbie głosów w Spółce

Podstawa prawna: art. 70 pkt 3 ustawy z dnia 29 lipca 2005 r. o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu oraz o spółkach publicznych (Dz. U. z 2009 r., Nr 185, poz. 1439 z późn. zm.).

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

kom espi zdz

„Nieformalna decyzja o budowie elektrowni atomowej zapadła, formalna – jeszcze nie” – poinformował PAP Biznes minister energii Krzysztof Tchórzewski w kuluarach Kongresu 590 w Jasionce koło Rzeszowa.

Tchórzewski informował wcześniej, że w założeniach do polityki energetycznej energetyka atomowa jest uwzględniona i będzie dążył do tego, by znalazła się w dokumencie, który miałby zostać przyjęty przez rząd i opublikowany do końca roku.

"Mam nadzieję, że uda się przekonać Radę Ministrów" - powiedział w piątek podczas Kongresu minister.

Minister zapowiadał też wcześniej, że do końca roku zostanie przedłożona Radzie Ministrów nowelizacja programu polskiej energetyki jądrowej. Wskazywał, że niskoemisyjny atom pomoże obniżyć średni poziom emisji CO2 krajowego sektora energetycznego.

Tydzień temu Polska i USA podpisały porozumienie o strategicznym dialogu w obszarze energii. Współpraca dotyczyć ma bezpieczeństwa energetycznego, w tym m.in. energetyki jądrowej. W Polsce przebywał Rick Perry, sekretarz USA ds. energii.

Minister Tchórzewski powiedział w piątek w rozmowie z portalem WNP, że amerykańska delegacja zadeklarowała chęć zaangażowania się USA kapitałowo w budowę elektrowni jądrowej w Polsce.

"Ze strony amerykańskiej jest deklaracja spełnienia głównego warunku, o którym mówimy, czyli nie tylko sprzedaży technologii i budowy, ale i wejścia kapitałowego, uczestniczenia w kosztach" - powiedział Tchórzewski.

Z opublikowanego w czwartek stanowiska Ministerstwa Energii na grudniową konferencję COP 24 wynika, że minister energii chce ewolucyjnej transformacji elektroenergetyki, zamiast "drastycznych ograniczeń" w wykorzystaniu paliw kopalnych. Popiera rozwój energetyki jądrowej i uznanie gazu ziemnego za źródło niskoemisyjne. (PAP Biznes)

pr/ tj/ pel/ ana/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

pel/ ana/

„Nieformalna decyzja o budowie elektrowni atomowej zapadła, formalna – jeszcze nie” – poinformował PAP Biznes minister energii Krzysztof Tchórzewski w kuluarach Kongresu 590 w Jasionce koło Rzeszowa.

Tchórzewski informował wcześniej, że w założeniach do polityki energetycznej energetyka atomowa jest uwzględniona i będzie dążył do tego, by znalazła się w dokumencie, który miałaby zostać przyjęty przez rząd i opublikowany do końca roku.

"Mam nadzieję, że uda się przekonać Radę Ministrów" - powiedział w piątek podczas Kongresu minister.

Minister zapowiadał też, że do końca roku zostanie przedłożona Radzie Ministrów nowelizacja programu polskiej energetyki jądrowej. Wskazywał, że niskoemisyjny atom pomoże obniżyć średni poziom emisji CO2 krajowego sektora energetycznego.

Z opublikowanego w czwartek stanowiska Ministerstwa Energii na grudniową konferencję COP 24 wynika, że minister energii chce ewolucyjnej transformacji elektroenergetyki, zamiast "drastycznych ograniczeń" w wykorzystaniu paliw kopalnych. Popiera rozwój energetyki jądrowej i uznanie gazu ziemnego za źródło niskoemisyjne. (PAP Biznes)

pr/ tj/ pel/ ana/

„Nieformalna decyzja o budowie elektrowni atomowej zapadła, formalna – jeszcze nie” – poinformował PAP Biznes minister energii Krzysztof Tchórzewski w kuluarach Kongresu 590 w Jasionce koło Rzeszowa.

Tchórzewski informował wcześniej, że w założeniach do polityki energetycznej energetyka atomowa jest uwzględniona i będzie dążył do tego, by znalazła się w dokumencie, który miałaby zostać przyjęty przez rząd i opublikowany do końca roku.

Minister zapowiadał też, że do końca roku zostanie przedłożona Radzie Ministrów nowelizacja programu polskiej energetyki jądrowej. Wskazywał, że niskoemisyjny atom pomoże obniżyć średni poziom emisji CO2 krajowego sektora energetycznego.

Z opublikowanego w czwartek stanowiska Ministerstwa Energii na grudniową konferencję COP 24 wynika, że minister energii chce ewolucyjnej transformacji elektroenergetyki, zamiast "drastycznych ograniczeń" w wykorzystaniu paliw kopalnych. Popiera rozwój energetyki jądrowej i uznanie gazu ziemnego za źródło niskoemisyjne. (PAP Biznes)

tj/ pel/ asa/

„Dziś upływa termin dla sprzedawców z urzędu do złożenia wniosków taryfowych na rok przyszły. Otrzymaliśmy wszystkie cztery wnioski” - poinformowała PAP Biznes Głośniewska.

Chodzi o spółki PGE Obrót, Energa Obrót, Tauron Sprzedaż i Enea.

Kilka dni temu wiceprezes grupy PGE Emil Wojtowicz oceniał, że przy podejmowaniu decyzji w sprawie taryfy G (dla gospodarstw domowych) na 2019 rok Urząd Regulacji Energetyki zrównoważy interesy spółek obrotu i konsumentów.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski nie wykluczał kilka tygodni temu, że w 2019 r. będzie podwyżka rachunku za energię elektryczną dla gospodarstw domowych, ale - jak mówił - nie przekroczy ona 5 proc. Zapowiadał, że w przypadku, gdyby rachunek miał wzrosnąć powyżej 5 proc., resort energii przedstawi projekt ustawy łagodzącej skutki społeczne polityki klimatycznej Unii Europejskiej.

Prezes URE Maciej Bando informował wcześniej, że Urząd Regulacji Energetyki w sytuacji rosnących cen energii może być zmuszony zadbać o interesy przedsiębiorstw energetycznych przy ustalaniu wysokości taryfy G. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Cena zamknięcia aukcji zostanie w terminie 3 dni roboczych podana do publicznej wiadomości przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne.

PGE podała, że łączny obowiązek mocowy obejmuje 1.944 MW dla jednostek nowych (z umową mocową na 15 lat), nie mniej niż 2.698 MW dla jednostek modernizowanych (w tym 2.419 MW z umową mocową na 5 lat oraz 280 MW z umową mocową na 7 lat), 7.009 MW dla jednostek istniejących (z umową mocową na 1 rok).

Grupa poinformowała, że powyższe obowiązki mocowe nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy. Ostateczne wyniki ogłasza prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.

PSE poinformowały w czwartek, że aukcja główna na rynku mocy na rok dostaw 2021 została zakończona w 5. rundzie, a wstępne wyniki aukcji zostaną opublikowane w terminie 3 dni roboczych od dnia jej zakończenia.

PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 26.000 MW.

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

Z harmonogramu aukcji wynika, że w piątej rundzie cena wywoławcza wynosiła 240,4 zł, a cena minimalna 218,56 zł.

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

pel/ asa/

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 15 listopada 2018 r., w wyniku aukcji rynku mocy na rok 2021 (aukcja główna), zakontraktowanych zostało łącznie nie mniej niż 11 652 MW obowiązku mocowego dla jednostek należących do grupy PGE. Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 218,56 do 240,40 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 obowiązek mocowy obejmuje:

- 1 944 MW dla jednostek nowych (z umową mocową na 15 lat)

- nie mniej niż 2 698 MW dla jednostek modernizowanych (w tym 2 419 MW z umową mocową na 5 lat oraz 280 MW z umową mocową na 7 lat)

- 7 009 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.

W czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. Rozpoczęła się o godz. 8.00.

PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 26.000 MW.

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

Z harmonogramu aukcji wynika, że w piątej rundzie cena wywoławcza wynosiła 240,4 zł, a cena minimalna 218,56 zł.

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

pel/ osz/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") informuje , iż Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki w dniu 14 listopada 2018 r. odwołało ze składu Rady Nadzorczej p. Artura Bartoszewicza, członka Rady Nadzorczej. Jednocześnie, do składu Rady Nadzorczej z dniem 14 listopada 2018 r. powołany został p. Radosław Winiarski.

Pan Radosław Winiarski jest absolwentem Wydziału Zarządzania Uniwersytetu Warszawskiego (UW). Od 2001 roku jest pracownikiem naukowym UW, Wydziału Zarządzania (Katedra Systemów Finansowych Gospodarki, Zakład Bankowości i Rynków Pieniężnych). W 2007 roku uzyskał stopień doktora nauk ekonomicznych w zakresie nauk o zarządzaniu na Wydziale Zarządzania UW.

Od 2016 roku związany z Ministerstwem Energii, gdzie sprawuje funkcję naczelnika Wydziału w Departamencie Nadzoru i Polityki Właścicielskiej. W latach 2007-2016 zatrudniony w Ministerstwie Skarbu Państwa. Pan Radosław Winiarski od września 2017 roku zasiada również w radzie nadzorczej spółki Lotos Upstream sp. z o.o. W poprzednich latach zasiadał w radach nadzorczych m.in. Enea S.A., H. Cegielski S.A. oraz Polfa Tarchomin S.A.

Pan Radosław Winiarski 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 Radosław Winiarski 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. z 2007 r. Nr 168, poz. 1186 z późn. zm.).

Podstawa prawna: § 5 pkt 5 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych 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") przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki w dniu 14 listopada 2018 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

"Takie ryzyko widzimy, zwłaszcza dla SAIFI, które już dzisiaj jest na poziomie bliskim tego, które jest limitem na cały rok" - powiedział Wojtowicz podczas telekonferencji.

PGE podała w prezentacji, że po 9 miesiącach 2018 roku SAIDI (wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej, wyrażony w minutach na odbiorcę na rok) spadł o 26 proc. rdr (do 144 min dla przerw nieplanowanych i 59 min dla przerw planowanych). Wykonanie wskaźnika SAIDI jest powyżej 75 proc. celu rocznego.

Z kolei SAIFI (wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich) spadł o 16 proc. rdr (do 2,64 dla przerw nieplanowanych i 0,33 dla planowanych). Wykonanie wskaźnika SAIFI jest na poziomie rocznego limitu URE. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Prace dotyczące offshore są prowadzone, trwają badania wietrzności. Za chwilę będą badania dna morskiego. Chcielibyśmy zakończyć prace jak najszybciej, ale zdajemy sobie sprawę, że możemy na dnie morskim znaleźć coś, czego byśmy nie chcieli, co może spowolnić nasze działania" - powiedział Baranowski podczas telekonferencji.

"Zakładamy, że status +ready to build+ osiągniemy pod koniec 2021 r., by pierwsze farmy wiatrowe, instalacje funkcjonowały około trzy lata po tej dacie" - dodał, zaznaczając, że to ambitny plan.

Prezes PGE powtórzył, że szacowany CAPEX dla morskiej farmy wiatrowej o mocy 1 tys. MW to ok. 12 mld zł, z czego 30 proc. to koszt przyłącza.

Wskazał, że technologia tanieje, a spółka będzie chciała zmaksymalizować udział firm polskich w budowie i eksploatacji farm.

PGE informowała wcześniej, że w perspektywie połowy przyszłej dekady może zrealizować projekt morskich farm wiatrowych o mocy ok. 1 tys. MW, a do 2030 r. ma ambicję zbudować w offshore 2,5 tys. MW. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Wiceprezes pytany, czy spółka wróci do wypłaty dywidendy począwszy od zysku za 2019 rok, odpowiedział: "Aktualną politykę dywidendową znamy. Na dzisiaj taka jest. Można przyjąć, że będzie podtrzymana, w tym sensie, że spółka stanie się spółką dywidendową".

Wskazał jednocześnie, że przy podejmowaniu decyzji co do podziału zysków spółka będzie patrzeć na planowane nakłady inwestycyjne, możliwe transakcje przejęć i na poziom zadłużenia.

"Trzeba brać te czynniki pod uwagę w swoich analizach" - powiedział Wojtowicz.

W maju 2017 roku zarząd PGE zarekomendował zawieszenie wypłaty dywidendy z zysków za lata 2016, 2017 i 2018. Podawał wtedy, że po 2018 roku zarząd chce rekomendować 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. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Jesteśmy blisko momentu złożenia wniosku o taryfę G. (...) Widzimy czynniki, jak wzrost cen energii, które wskazują na konieczność, by je w taryfie uwzględnić. Widzimy też postulat ochrony interesów konsumentów. Sądzimy, że regulator te różne czynniki weźmie pod uwagę i podejmie decyzję, która zrównoważy interesy nasze i innych spółek obrotu i konsumentów" - powiedział wiceprezes PGE Emil Wojtowicz podczas telekonferencji.

Poinformował, że taryfa G nie jest taryfą, na której PGE Obrót zarabia najwięcej.

"W planach nie zakładamy znacznego spadku ani wzrostu wyników spółki obrotowej z tytułu taryfy G" - powiedział wiceprezes.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Dane operacyjne PGE za trzeci kwartał 2018 r. i narastająco od początku roku:

* Po wyeliminowaniu sprzedaży wewnątrz grupy PGE

** Z doszacowaniem

Kluczowe dane finansowe PGE:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/ osz/

"W procesie transformacji Grupa PGE zamierza sukcesywnie zmniejszać swoją emisyjność poprzez znaczącą poprawę efektywności istniejących aktywów, polegającą m.in. na uruchomieniu nowych, wysokosprawnych bloków, ograniczaniu strat sieciowych w procesie dystrybucji energii elektrycznej i ciepła, sukcesywnej modernizacji aktywów wytwórczych oraz zmniejszeniu zużycia energii na własne potrzeby. Celem PGE jest uniknięcie emisji CO2 na poziomie 60 mln ton w latach 2016-2026" - napisano w komunikacie PGE.

"Konsekwentnej redukcji średniej emisyjności po 2025 r. sprzyjać będzie dalszy rozwój morskiej energetyki wiatrowej sięgający 2,5 GW w perspektywie 2030 r. oraz budowa kolejnych nisko- i zeroemisyjnych jednostek kogeneracyjnych. Działania PGE mają być realnym wsparciem podejmowanych na szczeblu krajowym działań na rzecz zmniejszenia emisyjności polskiej gospodarki" - dodano.

Z prezentacji PGE wynika, że w 2020 roku średnia emisyjność grupy PGE miałaby spaść do 0,85 t CO2/MWh z 0,93 t CO2/MWh w 2017 roku oraz do 0,78 t CO2/MWh w 2025 roku.

Spółka podała, że szacowane średnie emisyjności dla lat 2020 i 2025 wynikają ze wstępnych harmonogramów planowanych projektów inwestycyjnych (kontrybucja dwóch bloków gazowo-parowych oraz częściowa kontrybucja farmy morskiej).

PGE poinformowała m.in., że nowe bloki 5 i 6 w Elektrowni Opole mogą rocznie obniżyć emisję CO2 o 2,6 mln ton. Według szacunków spółki projekty wiatrowe na morzu o mocy 1.040 MW mogą dać roczny efekt redukcji emisji CO2 na poziomie 4 mln ton, a bloki gazowo-parowe o mocy 1.500 MW na poziomie 3 mln ton rocznie.

PGE poinformowała w komunikacie prasowym, że analizuje mniejsze projekty zasilane gazem o łącznej mocy do 300 MW. Grupa PGE analizuje także budowę akumulatora ciepła w Lublinie.

PGE podała, że zaawansowanie prac przy budowie dwóch bloków w Elektrowni Opole o łącznej mocy 1.800 MW osiągnęło 94 proc., a ogólne zaawansowanie prac na terenie budowy bloku o mocy 490 MW w Elektrowni Turów osiągnęło ok. 75 proc. Finalizowana jest budowa Instalacji Termicznego Przetwarzania z Odzyskiem Energii w Rzeszowie, która przetwarzać będzie 100 tys. ton odpadów rocznie.

Grupa, w ramach rozwoju elektromobilności, do końca roku planuje 50 punktów ładowania oraz nawet 1.500 punktów ładowania do 2022 r. w zależności od poziomu środków pozyskanych z Funduszu Niskoemisyjnego Transportu. (PAP Biznes)

pel/ osz/

PGE podała w prezentacji, że wynik EBITDA w segmencie Energetyki Konwencjonalnej może być w 2019 roku stabilny rdr.

Grupa zakłada zrealizowaną średnioroczną cenę hurtową energii na poziomie 238-242 zł/MWh i ceny węgla w kontrakcie na 2019 rok wyższe o ok. 10 proc. rdr oraz wyższe koszty transportu węgla.

PGE planuje niższe wolumeny produkcji z węgla brunatnego, głównie ze względu na większe obciążenie remontowe w Bełchatowie (remonty BAT/BREF).

Spółka spodziewa się w 2019 r. wzrostu ogólnego kosztu uprawnień do emisji z powodu dynamicznego wzrostu notowań, a alokacja darmowych uprawnień CO2 będzie mniejsza rdr, na poziomie ok. 10 mln ton w porównaniu do ok. 12 mln ton w 2018. PGE zakłada też niższy poziom przychodów z tytułu wsparcia dla istniejących aktywów kogeneracyjnych w przypadku przyjęcia nowego systemu. Zamierza kontynuować programy optymalizacyjnych w obszarze energetyki konwencjonalnej.

W przypadku nabytych aktywów PGE spodziewa się w 2019 r. spadku EBITDA rok do roku. Wśród czynników wpływających na wyniki tego obszaru wskazuje na wzrost cen węgla i uprawnień do emisji nie w pełni przeniesiony w taryfach na ciepło ze względu na charakter i formułę taryf oraz niższy poziom przychodów z tytułu wsparcia dla istniejących aktywów kogeneracyjnych w przypadku przyjęcia nowego systemu.

PGE przewiduje w 2019 r. umiarkowany wzrost EBITDA rdr w obszarze Energetyki Odnawialnej. Wskazuje na średniorocznie wyższe ceny energii i wolumen produkcji zależny od warunków pogodowych.

Umiarkowanego wzrostu EBITDA grupa spodziewa się również w segmencie Dystrybucji. PGE podała w prezentacji, że spodziewana wartość regulacyjna aktywów (WRA) to ok. 16,7 mld zł w taryfie na 2019 rok oraz ok. 132 mln zł z tytułu inteligentnych liczników (AMI). Z kolei średnioważony koszt kapitału (WACC) na 2019 rok spodziewany jest na porównywalnym do 2018 r. poziomie. Za 2018 rok wynosił on 6,015 proc. (przed opodatkowaniem).

W segmencie Obrotu spółka przewiduje stabilne wyniki rdr. Zakłada, że trendy rynkowe się utrzymają.

Po trzech kwartałach 2018 r. PGE ma 5,14 mld zł EBITDA, co oznacza spadek o 16 proc. rdr. EBITDA powtarzalna wzrosła z kolei o 8 proc. rdr do 5,22 mld zł.

Największy udział w zysku EBITDA grupy PGE po trzech kwartałach miał segment Energetyki Konwencjonalnej, który wyniósł 2,37 mld zł (spadek o 30 proc. rdr). Segment Dystrybucji zakończył raportowany okres z wynikiem 1,89 mld zł (wzrost o 5 proc. rdr). Segment Obrotu wygenerował 459 mln zł EBITDA (spadek o 25 proc. rdr), a segment Energetyki Odnawialnej 354 mln zł (wzrost o 48 proc. rdr). (PAP Biznes)

pel/ osz/

Po trzech kwartałach 2018 r. PGE ma ponad 5,1 mld zł EBITDA. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"W portfelu analizowanych lub będących w przygotowaniu inwestycji znajduje się budowa kogeneracyjnych źródeł gazowych w EC Kielce, EC Bydgoszcz, EC Zielona Góra, EC Zgierz i EC Czechnica, uciepłownienie Elektrowni Rybnik, a także budowa produkujących ciepło kotłów rezerwowo-szczytowych zasilanych gazem w EC Gorzów, EC Lublin, EC Rzeszów, EC Kielce i EC Bydgoszcz. Łączna moc wszystkich mniejszych, analizowanych projektów zasilanych gazem, wyniesie do 300 MW" - napisano w komunikacie.

Dodano, że grupa analizuje także budowę akumulatora ciepła w Lublinie. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 532 mln zł wobec 1.883 mln zł zysku rok wcześniej, a EBITDA spadła do 1.466 mln zł z 2.663 mln zł przed rokiem.

Wyniki PGE są zgodne z ostatnimi szacunkami grupy. 30 października spółka szacowała, że jej EBITDA w III kwartale wyniosła 1.466 mln zł, a zysk netto jednostki dominującej 416 mln zł.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w III kwartale 6.091 mln zł wobec 6.073 mln zł rok wcześniej.

Po trzech kwartałach 2018 roku grupa PGE miała 18.962 mln zł przychodów, 5.141 mln zł EBITDA i 1.697 mln zł zysku netto jednostki dominującej. (PAP Biznes)

pel/ osz/

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

kom espi zdz

Spółka podała, że rating Moody’s uwzględnia silną pozycję PGE jako największej firmy energetycznej w Polsce, rosnący udział przychodów z regulowanej działalności będący efektem nabycia aktywów ciepłowniczych od EDF w 2017 r., a także dobry bilans i stosunkowo niski współczynnik zadłużenia netto w stosunku do EBITDA.(PAP Biznes)

pel/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 26/2018 (ogłoszenie o zwołaniu Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.), Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("Spółka") informuje o zmianie terminu wyłożenia listy akcjonariuszy uprawnionych do uczestnictwa w Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki zwołanym na dzień 14 listopada 2018 r., który został określony w ww. raporcie. Lista zostanie wyłożona w dniach 8, 9 oraz 13 listopada 2018 r.

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

kom espi zdz

Szacunkowy zysk EBITDA PGE w trzecim kwartale wyniósł 1,47 mld zł i był zgodny z oczekiwaniami analityków biur maklerskich ankietowanych przez PAP Biznes.

"Oceniamy, że wstępne wyniki będą wsparciem dla notowań akcji PGE. Mocne zyski to prawdopodobnie efekt lepszych wyników z działalności finansowej lub konsolidowanych wyników Polskiej Grupy Górniczej" - napisał Robert Maj w porannym raporcie Ipopema Securities.

"Przychody i segment energetyki odnawialnej miały mocniejszy wpływ na kwartalną EBITDĘ spółki niż zakładaliśmy to w naszych prognozach" - dodał.

Ipopema Securities prognozowała, że EBITDA PGE w trzecim kwartale wyniesie 1378 mln zł, tymczasem sięgnęła ona 1466 mln zł i była zbieżna z konsensusem PAP Biznes na poziomie 1477 mln zł.

W trzecim kwartale wynik EBITDA segmentu energetyki konwencjonalnej wyniósł 527 mln zł i był o 70,5 proc. niższy niż przed rokiem. Zysk w segmencie dystrybucji wyniósł 622 mln zł i był o 6 proc. wyższy niż rok wcześniej, a zysk w segmencie obrotu spadł o 18 proc. do 157 mln zł. Wynik EBITDA segmentu energetyki odnawialnej wzrósł o 89 proc. do 132 mln zł.

Kamil Kliszcz, analityk DM mBanku, zwraca uwagę, że negatywną niespodzianką okazały się wyniki w segmencie wytwarzania, głównie z powodu mniejszej kontrybucji ze strony spółek należących wcześniej do EDF (12 mln zł vs około 100 mln zł rok wcześniej) oraz wysokich kosztów emisji CO2.

PGE podała, że w ciągu dziewięciu miesięcy 2018 roku wypracowała 5,141 mld zł zysku EBITDA w tym: 2,366 mld zł w segmencie energetyki konwencjonalnej, 1,892 mld zł w segmencie dystrybucji, 459 mln zł w segmencie obrotu oraz 354 mln zł w dziale energetyka odnawialna.

"Wyniki po dziewięciu miesiącach stanowią 68 proc. naszej całorocznej prognozy, widzimy potencjał po obniżki naszej prognozy o około 5 proc." - napisał Kamil Kliszcz w porannym raporcie DM mBanku.

Skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej PGE wyniósł po trzech kwartałach około 1,697 mld zł wobec 2,96 mld zł rok wcześniej. W trzecim kwartale wyniósł 416 mln zł. Średnia oczekiwań ośmiu biur maklerskich ankietowanych przez PAP Biznes wynosiła natomiast 393,3 mln zł. Wynik był o 72 proc. niższy niż rok wcześniej.

W prezentacji spółki dla inwestorów, spadek wyniku był pochodną 1,2 mld zł dodatkowego przychodu z tytułu rekompensat KDT, które spółka odnotowała w trzecim kwartale 2017 roku. W trzecim kwartale 2018 roku przychody te wyniosły ok. 1 mln zł.

Grupa podała, że nakłady inwestycyjne w okresie I-III kw. wyniosły 3,76 mld zł. W samym trzecim kwartale wydatki inwestycyjne wyniosły ok. 1,52 mld zł i były o 5 proc. niższe niż rok wcześniej. Szacunkowe zadłużenie netto na koniec września 2018 roku wyniosło około 9,628 mld złotych.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w ciągu dziewięciu miesięcy 2018 roku w PGE wyniosła 49,1 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 27,1 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 31,5 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 32,4 PJ.

W trzecim kwartale produkcja energii elektrycznej grupy wyniosła 16,2 TWh i była o 19,2 proc. wyższa niż przed rokiem. Wolumen dystrybucji wyniósł 9,1 TWh i był o 4 proc. wyższy niż rok wcześniej, a wolumen sprzedaży energii do odbiorców finalnych wyniósł 10,8 TWh, czyli wzrósł o 9 proc. rok do roku. Wolumen sprzedaży ciepła wzrósł rok do roku o 152 proc. do 3,36 PJ.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment energetyki konwencjonalnej w dziewięciu miesiącach 2018 roku wyniosła 176,3 zł/MWh (w ujęciu porównywalnym - tj. bez aktywów nabytych w listopadzie 2017 roku). Rok wcześniej było to 165 zł/MWh. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Jako podano w prezentacji spółki dla inwestorów, spadek wyniku był pochodną 1,2 mld zł dodatkowego przychodu z tytułu

rekompensat KDT, które spółka odnotowała w trzecim kwartale 2017 roku. W trzecim kwartale 2018 roku przychody te wyniosły ok. 1 mln zł.

PGE podała, że w ciągu dziewięciu miesięcy 2018 roku wypracowała 5,141 mld zł zysku EBITDA w tym: 2,366 mld zł w segmencie energetyki konwencjonalnej, 1,892 mld zł w segmencie dystrybucji, 459 mln zł w segmencie obrotu oraz 354 mln zł w dziale energetyka odnawialna.

Spółka podała w prezentacji dla inwestorów, że w trzecim kwartale wynik EBITDA segmentu energetyki konwencjonalnej wyniósł 527 mln zł i był o 70,5 proc. niższy niż przed rokiem. Zysk w segmencie dystrybucji wyniósł 622 mln zł i był o 6 proc. wyższy niż rok wcześniej, a zysk w segmencie obrotu spadł o 18 proc. do 157 mln zł. Wynik EBITDA segmentu energetyki odnawialnej wzrósł o 89 proc. do 132 mln zł.

Skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej PGE wyniósł po trzech kwartałach około 1,697 mld zł wobec 2,96 mld zł rok wcześniej. W trzecim kwartale wyniósł 416 mln zł. Średnia oczekiwań ośmiu biur maklerskich ankietowanych przez PAP Biznes wynosiła natomiast 393,3 mln zł. Wynik był o 72 proc. niższy niż rok wcześniej.

Grupa podała, że nakłady inwestycyjne w okresie I-III kw. wyniosły 3,76 mld zł. W samym trzecim kwartale wydatki inwestycyjne wyniosły ok. 1,52 mld zł i były o 5 proc. niższe niż rok wcześniej. Szacunkowe zadłużenie netto na koniec września 2018 roku wyniosło około 9,628 mld złotych.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w ciągu dziewięciu miesięcy 2018 roku w PGE wyniosła 49,1 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 27,1 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 31,5 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 32,4 PJ.

W trzecim kwartale produkcja energii elektrycznej grupy wyniosła 16,2 TWh i była o 19,2 proc. wyższa niż przed rokiem. Wolumen dystrybucji wyniósł 9,1 TWh i był o 4 proc. wyższy niż rok wcześniej, a wolumen sprzedaży energii do odbiorców finalnych wyniósł 10,8 TWh, czyli wzrósł o 9 proc. rok do roku. Wolumen sprzedaży ciepła wzrósł rok do roku o 152 proc. do 3,36 PJ.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment energetyki konwencjonalnej w dziewięciu miesiącach 2018 roku wyniosła 176,3 zł/MWh (w ujęciu porównywalnym - tj. bez aktywów nabytych w listopadzie 2017 roku). Rok wcześniej było to 165 zł/MWh. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

PGE podała, że w ciągu dziewięciu miesięcy 2018 roku wypracowała 5,141 mld zł zysku EBITDA w tym: 2,366 mld zł w segmencie energetyki konwencjonalnej, 1,892 mld zł w segmencie dystrybucji, 459 mln zł w segmencie obrotu oraz 354 mln zł w dziale energetyka odnawialna.

Skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej PGE wyniósł po trzech kwartałach około 1,697 mld zł wobec 2,96 mld zł rok wcześniej. Według wyliczeń PAP Biznes zysk netto w samym trzecim kwartale wyniósł 416 mln zł. Średnia oczekiwań ośmiu biur maklerskich ankietowanych przez PAP Biznes wynosiła natomiast 393,3 mln zł. Wynik był o 71,6 proc. niższy niż rok wcześniej.

Grupa podała, że nakłady inwestycyjne w okresie I-III kw. wyniosły 3,76 mld zł. Szacunkowe zadłużenie netto na koniec września 2018 roku wyniosło około 9,628 mld złotych.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w ciągu dziewięciu miesięcy 2018 roku w PGE wyniosła 49,1 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 27,1 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 31,5 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 32,4 PJ.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment energetyki konwencjonalnej w dziewięciu miesiącach 2018 roku wyniosła 176,3 zł/MWh (w ujęciu porównywalnym - tj. bez aktywów nabytych w listopadzie 2017 roku). (PAP Biznes)

kuc/ osz/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") przekazuje do wiadomości publicznej wstępne wybrane skonsolidowane wyniki finansowe i operacyjne za 9 miesięcy 2018 roku.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w 9 miesiącach 2018 roku w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 49,1 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 27,1 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 31,5 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 32,4 PJ.

Skonsolidowany zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy aktualizujące (EBITDA) w 9 miesiącach 2018 roku wyniósł około 5.141 mln złotych, w tym:

EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna (w tym Ciepłownictwo): 2.366 mln złotych,

EBITDA segmentu Dystrybucja: 1.892 mln złotych,

EBITDA segmentu Obrót: 459 mln złotych,

EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 354 mln złotych.

Skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł około 1.697 mln złotych (czyli 91 groszy na akcję).

Nakłady inwestycyjne wyniosły 3.759 mln złotych. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 września 2018 roku wyniosło około 9.628 mln złotych.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w 9 miesiącach 2018 roku wyniosła 176,3 PLN/MWh (w ujęciu porównywalnym - tj. bez aktywów nabytych w listopadzie 2017 roku).

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 2018 roku nastąpi 13 listopada 2018 roku.

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

kom espi zdz

Minister Tchórzewski ocenił, że atom może być ratunkiem dla branży węglowej.

"Aby utrzymać w systemie wytwórczym stanowiące podstawę naszego bezpieczeństwa energetycznego elektrownie węglowe, musimy wprowadzić nowe źródło energii, które obniży średni poziom emisji CO2 przy jej wytwarzaniu. Energia jądrowa jest takim źródłem, które może pracować w podstawie naszego systemu energetycznego, nie generując żadnych kosztów związanych z emisjami" - napisał minister.

"Atom może być więc ratunkiem dla rodzimej branży węglowej i pomocą w utrzymaniu dziesiątek tysięcy miejsc pracy w górnictwie. Ma to zasadnicze znaczenie dla naszej niezależności energetycznej" - dodał.

Tchórzewski wskazał, że odnawialne źródła energii są równie bezemisyjne jak energia z atomu, ale produkcja energii z OZE jest uzależniona od pogody, a tej energii nie da się magazynować na dużą skalę.

"W promieniu 300 km od naszego kraju pracują 23 reaktory energetyczne – w samej Grupie Wyszehradzkiej jest ich 14. Polska jest jedynym krajem z V4, który nie posiada tego rodzaju energetyki. Węgry, Czechy i Słowacja rozbudowują swoje moce wytwórcze w tym zakresie. Następuje renesans atomu. Na świecie pracuje 455 bloków jądrowych, a 55 kolejnych jest w budowie" - napisał minister.

Dodał, że w ciągu ostatnich kilku miesięcy uruchomiono pierwsze reaktory jądrowe najnowszej generacji III/III+.

Minister przyznał, że na etapie inwestycyjnym energetyka jądrowa jest droga.

"Jednak produkcja energii w siłowni jądrowej jest najtańsza – ze względu na niskie koszty paliwa, długi czas eksploatacji (nawet 80 lat) i bezemisyjność. Koszty paliwa i emisji CO2 stanowią aż 70 – 80 proc. kosztów wytwarzania prądu w elektrowni gazowej, podczas gdy w jądrowej jest to zaledwie 10 proc. Rosnące w ostatnim czasie ceny uprawnień do emisji CO2 jeszcze bardziej tę różnicę podkreślają na korzyść atomu" - ocenił Krzysztof Tchórzewski.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Zgłoszone projekty uchwał dotyczą odwołania jednego z członków rady nadzorczej i powołanie w jego miejsce innej osoby.

Skarb Państwa posiada 57,4 proc. akcji PGE. (PAP Biznes)

kuc/ 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 o zmianie porządku obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ("NWZ") Spółki zwołanego na dzień 14 listopada 2018 r. Zmiana polega na dodaniu do przyjętego porządku obrad NWZ punktu o treści "Podjęcie uchwał w sprawie zmian w składzie Rady Nadzorczej PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.". Zmiana porządku obrad dokonana została na żądanie akcjonariusza Skarbu Państwa, który wskazał na korzystanie z uprawnień przysługujących mu jako akcjonariuszowi w Statucie Spółki oraz w Kodeksie spółek handlowych.

W związku z powyższym, Zarząd Spółki przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu zmieniony porządek obrad NWZ oraz projekty uchwał NWZ w sprawie zmian w Radzie Nadzorczej Spółki.

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

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 Nadwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki zwołanego na dzień 14 listopada 2018 r., na godzinę 12.00 w Warszawie, w budynku Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie S.A., ul. Książęca 4, 00-498 Warszawa.

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 Spółka Akcyjna" z siedzibą w Warszawie ("Spółka"), działając na podstawie art. 399 § 1, art. 402(1) i 402(2) Kodeksu spółek handlowych w związku z wnioskiem Skarbu Państwa akcjonariusza Spółki złożonym na podstawie art. 400 § 1 ustawy z dnia 15 września 2000 roku Kodeksu spółek handlowych (tj. Dz. U. z 2017 roku, poz. 1577, ze zmianami) oraz § 28 Statutu Spółki, zwołuje na dzień 14 listopada 2018 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 zmiany "Statutu Spółki PGE Polska Grupa Energetyczna Spółka Akcyjna".

7. Podjęcie uchwały w sprawie upoważnienia Rady Nadzorczej Spółki do ustalenia tekstu jednolitego "Statutu Spółki PGE Polska Grupa Energetyczna Spółka Akcyjna".

8. Powzięcie uchwały w sprawie poniesienia kosztów zwołania i odbycia Zgromadzenia.

9. 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 29 października 2018 roku.

W celu zapewnienia udziału w Zgromadzeniu, Akcjonariusz powinien zażądać, nie wcześniej niż po ogłoszeniu zwołania Zgromadzenia, tj. nie wcześniej niż w dniu 10 października 2018 roku i nie później niż w pierwszym dniu powszednim po dniu rejestracji uczestnictwa w Zgromadzeniu, tj. nie później niż w dniu 30 października 2018 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 9, 12 oraz 13 listopada 2018 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.

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. 24 października 2018 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.

Planowane zmiany Statutu Spółki

W związku z wnioskiem Ministra Energii z dnia 5 października 2018 roku, działającego jako reprezentant akcjonariusza Skarbu Państwa, który został złożony na podstawie art. 400 § 1 Kodeksu spółek handlowych, o zwołanie Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z porządkiem obrad zawierającym między innymi punkt dotyczący zmian Statutu Spółki, Zarząd Spółki dodatkowo załącza do niniejszego ogłoszenia informację przedstawiającą zestawienie proponowanych zmian do Statutu Spółki (Załącznik nr 1) oraz projekt tekstu jednolitego Statutu Spółki uwzględniający proponowane przez Ministra Energii zmiany Statutu Spółki (Załącznik nr 2).

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

kom espi zdz

PGE poinformowała, że aneks przewiduje między innymi: zmianę terminu przekazania bloku nr 5 do eksploatacji na 15 czerwca 2019 r. z 31 maja 2019 r. Termin przekazania do eksploatacji bloku nr 6 pozostaje bez zmian, tj. 30 września 2019 r.

PGE podała, że aneks zawiera też inne korzystne dla zamawiającego zmiany technologiczne i umowne.

"W wyniku negocjacji prowadzonych z generalnym wykonawcą uwzględniono zaistniałe w trakcie ponad 4 lat budowy wydarzenia o charakterze siły wyższej oraz dodatkowe świadczenia po stronie generalnego wykonawcy na rzecz zamawiającego" - napisano w komunikacie.

Strony potwierdziły wysokość wynagrodzenia należnego generalnemu wykonawcy, pod warunkiem dotrzymania uzgodnionych w aneksie terminów przekazania bloków do eksploatacji.

"Uzgodnienia objęte aneksem wyczerpują roszczenia stron względem siebie, jakie nastąpiły i zostały zgłoszone w okresie realizacji umowy do daty zawarcia aneksu. Zamawiający nie będzie podnosił wobec generalnego wykonawcy roszczeń z tytułu niedochowania terminu realizacji przewidzianego umową w wersji sprzed zawarcia aneksu" - napisano w komunikacie PGE.

Polimex-Mostostal poinformował w oddzielnym komunikacie, że generalny wykonawca wraz z GE Power, które jest generalnym projektantem oraz pełni funkcję lidera konsorcjum zarządzającego realizacją projektu, uzgodnili wewnętrzne porozumienie, które m.in. potwierdza zapisy aneksu oraz reguluje kwestie wzajemnych roszczeń.

"W opinii spółki zawarcie aneksu oraz porozumienia nie ma istotnego wpływu na budżet projektu oraz wynik EBITDA spółki" - napisano. (PAP Biznes)

pel/ ana/

W nawiązaniu do raportów nr 5/2018 oraz 47/2017 Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE", "Spółka") informuje, że PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. ("Zamawiający"), spółka zależna PGE, zawarła z konsorcjum firm Polimex-Mostostal S.A., Mostostal Warszawa S.A. i Rafako S.A. ("Generalny Wykonawca") w dniu 10 października 2018 r. aneks ("Aneks") do umowy na budowę bloków energetycznych nr 5 i 6 w Elektrowni Opole ("Umowa"), realizowanej przez Generalnego Wykonawcę oraz GE Power, które jest generalnym projektantem oraz pełni funkcję lidera konsorcjum zarządzającego realizacją kontraktu.

Aneks przewiduje między innymi:

1. Zmianę terminu przekazania bloku nr 5 do eksploatacji na 15 czerwca 2019 r. z 31 maja 2019 r. względem wcześniejszych szacunków, o których PGE informowała raportem nr 5/2018. Termin przekazania do eksploatacji bloku nr 6 pozostaje bez zmian względem wcześniejszych szacunków, tj. 30 września 2019 r.

2. Inne korzystne dla Zamawiającego zmiany technologiczne i umowne.

W wyniku negocjacji prowadzonych z Generalnym Wykonawcą uwzględniono zaistniałe w trakcie ponad 4 lat budowy wydarzenia o charakterze siły wyższej oraz dodatkowe świadczenia po stronie Generalnego Wykonawcy na rzecz Zamawiającego.

Strony potwierdziły wysokość wynagrodzenia należnego Generalnemu Wykonawcy, pod warunkiem dotrzymania uzgodnionych w Aneksie terminów przekazania bloków do eksploatacji.

Uzgodnienia objęte Aneksem wyczerpują roszczenia stron względem siebie, jakie nastąpiły i zostały zgłoszone w okresie realizacji Umowy do daty zawarcia Aneksu. Zamawiający nie będzie podnosił wobec Generalnego Wykonawcy roszczeń z tytułu niedochowania terminu realizacji przewidzianego Umową w wersji sprzed zawarcia Aneksu.

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

kom espi zdz

Pytany przez dziennikarzy, czy PGE i Polenergia będą same musiały inwestować w przyłącze, odpowiedział: „Nie jest to jeszcze rozstrzygnięte, ale prawdopodobnie tak”.

Dodał, że w takim przypadku wsparcie dla tych projektów będzie obejmować całość inwestycji, łącznie z przyłączem.

Podtrzymał, że w przypadku pierwszych dwóch projektów potrzebne byłoby indywidualne wsparcie projektów w formie umów bilateralnych.

"Nie ma możliwości zorganizowania procedury konkurencyjnej przy takiej liczbie podmiotów” - powiedział dyrektor w kuluarach Areopagu Energetyki Odnawialnej.

PGE i Polenergia są najbardziej zaawansowane w przygotowaniu inwestycji offshore. PGE informowała, że w perspektywie połowy przyszłej dekady może zrealizować projekt morskich farm wiatrowych o mocy ok. 1 tys. MW, a do 2030 r. ma ambicję zbudować w offshore 2,5 tys. MW. Prezes PGE Henryk Baranowski szacował w marcu koszt projektu o mocy 1 tys. MW, razem z przyłączeniami, na 12-14 mld zł, z czego jedną trzecią stanowić miałyby koszty przyłącza.

Polenergia prowadzi projekty budowy morskich farm wiatrowych na Bałtyku o mocy 1,2 tys. MW. W maju zawarła ze Statoil Holding Netherlands umowę przyrzeczoną przenoszącą na Statoil własność 50 proc. udziałów w dwóch spółkach zależnych: Polenergia Bałtyk II i Polenergia Bałtyk III (SPV).

Dyrektor Andrzej Kaźmierski poinformował w środę, że w przypadku projektów kolejnych inwestorów koszt przyłączenia byłby raczej po stronie PSE.

Jak powiedział, ostateczna decyzja o tym, kto będzie ponosił koszty przyłączenia będzie prawdopodobnie w ustawie o morskiej energetyce wiatrowej, czyli pod koniec przyszłego roku. Na początku 2019 r. powinny być znane jej założenia.

Ze słów dyrektora wynika, że model wsparcia mógłby się opierać o kontrakt różnicowy. Resort energii myśli o wsparciu na 20 lat.

"Według niezależnych analiz zewnętrznych dla Bałtyku polski obszar w całym okresie 20 lat raczej jest zyskowny dla inwestora, ekstrapolując ceny energii. Teoretycznie opłacalne dla inwestora byłoby zainwestowanie swoich pieniędzy. Nikt jednak takich nie ma, musi iść do banków, musi mieć więc wsparcie, czyli zagwarantowany kontrakt. Być może przy kontrakcie różnicowym będzie zwracał nadpłatę, albo jeśli to nastąpi wcześniej, będzie mu się opłacało w porozumieniu z bankiem zrezygnować ze wsparcia i przejść na wolny rynek" - powiedział Kaźmierski.

Pytany, czy jest możliwe, że nie będzie wsparcia dla offshore, odpowiedział: "To zależy, jakie będą koszty technologii, cena energii. Natomiast z punktu widzenia bankowalności przedsięwzięć racjonalne jest zagwarantowanie chociażby minimalnego poziomu energii. Są różne rozwiązania".

Wiceminister energii Grzegorz Tobiszowski mówił podczas Areopagu Energetyki Odnawialnej, że intensywny rozwój morskich farm wiatrowych będzie kluczowy dla polskiej energetyki zeroemisyjnej w kolejnych dekadach. Ocenił, że farmy offshore powinny wpłynąć na stabilizowanie pracy sieci elektroenergetycznej, zapewniając wyższe stabilności generacji energii w porównaniu z innymi typami instalacji OZE: fotowoltaiką, czy lądowymi farmami wiatrowymi. Poinformował, że potencjał zainstalowanych mocy w offshore przewidywany jest na 8 GW do 2035 r.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Pytany przez dziennikarzy, czy PGE i Polenergia będą same musiały inwestować w przyłącze, odpowiedział: „Nie jest to jeszcze rozstrzygnięte, ale prawdopodobnie tak”.

Dodał, że w takim przypadku wsparcie dla tych projektów będzie obejmować całość inwestycji, łącznie z przyłączem.

Podtrzymał, że w przypadku pierwszych dwóch projektów potrzebne byłyby umowy bilateralne.

„Nie ma możliwości zorganizowania procedury konkurencyjnej przy takiej ilości podmiotów” - powiedział dyrektor w kuluarach Areopagu Energetyki Odnawialnej. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Zamierzamy w najbliższych latach przeznaczyć 3 mld zł na kablowanie naszych sieci dystrybucyjnych. To wynika z wymagań związanych z dostosowaniem taryfy jakościowej SAIDI i SAIFI" - powiedział na posiedzeniu komisji wiceprezes PGE Ryszard Wasiłek.

Z prezentacji PGE wynika, że jej nakłady w segmencie dystrybucji wynosić mogą w kolejnych latach średnio ok. 1,85 mld zł rocznie, co da łącznie w horyzoncie do 2030 r. ok. 22,2 mld zł (bez uwzględnienia programu kablowania). (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Przygotowujemy się do inwestycji w offshore, w pierwszym etapie o mocy ok. 1,5-1,8 GW, a w drugim etapie 0,5-1 GW" - powiedział na posiedzeniu wiceprezes PGE Ryszard Wasiłek.

Poinformował, że PGE przygotowuje też m.in. inwestycje budowy dwóch bloków gazowych w Dolnej Odrze.

"W zależności od tego jaką otrzymamy ofertę, będą to bloki 450 MW albo 500 MW. Jesteśmy mocno zaawansowani w przygotowaniu tej inwestycji" - powiedział Wasiłek.

Wiceprezes PGE przypomniał, że w ramach aktualnie prowadzonych inwestycji w nowe moce wytwórcze PGE realizuje budowę dwóch bloków energetycznych w Opolu oraz bloku w Turowie. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Spółka podała w prezentacji, że jej plany inwestycyjne w zakresie modernizacji i kapitalizowanych remontów mocy wytwórczych w latach 2019-23 wynoszą ok. 7,1 mld zł, z czego 2,2 mld zł PGE zamierza przeznaczyć na dostosowanie do wymagań środowiskowych do konkluzji BAT bloków w elektrowniach Bełchatów, Opole, Turów, Dolna Odra, Rybnik oraz elektrociepłowni.

"Założyliśmy w strategii, że będziemy wszystkie aktywa dostosowywać do BAT. Planowaliśmy, że będzie to koszt ok. 1,6-1,8 mld zł. W tej chwili przetargi pokazują, że wysiłek finansowy będzie większy, na poziomie ok. 2,2 mld zł" - powiedział podczas posiedzenia komisji wiceprezes PGE Ryszard Wasiłek.

Pozostałe zadania dotyczą modernizacji zapewniających utrzymanie zdolności wytwórczych w głównych liniach biznesowych wytwarzających energię elektryczną i ciepło ze źródeł konwencjonalnych i odnawialnych. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Odnosząc się do kwestii dotyczących spadających cen akcji spółek z udziałem Skarbu Państwa z sektora elektroenergetyki uprzejmie informuję, że zachowanie się cen jest monitorowane przez Ministerstwo Energii. Z przeprowadzonych analiz wynika, że ceny akcji spółek z sektora, w których swój udział posiada Skarb Państwa (PGE, Tauron, Enea, Energa) znajdują się obecnie na historycznych minimach" - napisał wiceminister.

Dodał, że jednocześnie rekomendacje analityków branżowych nie pozostawiają wątpliwości, że w ocenie rynku obecne ceny akcji są znacząco niedoszacowane. Średnie prognozowane w perspektywie kolejnych 12 miesięcy ceny akcji wymienionych czterech spółek mają w ocenie analityków potencjał wzrostu od 40 proc. (PGE) do blisko 60 proc. (Energa). Wśród wydanych w tym roku rekomendacji dla inwestorów zdecydowana większość to rekomendacje „kupuj” oraz „trzymaj”, przy marginalnym udziale rekomendacji „sprzedaj”.

"Spadek wartości rynkowej spółek z sektora, wg analityków branżowych, mógł być związany z obniżeniem się zdolności do wypłacania przez nie wysokich dywidend, co było publicznie komunikowane i jest związane z wysokimi kosztami ponoszonymi przez te spółki w związku z realizacją strategii inwestycyjnych, mających na celu modernizację polskiego systemu elektroenergetycznego" - napisał Skobel.

Spółki elektroenergetyczne z udziałem Skarbu Państwa mają w swoich statutach zapisy, zgodnie z którymi realizują zadania związane z zapewnieniem bezpieczeństwa energetycznego Polski.

"Niepewność związana z rentownością nowych inwestycji, których zwrot z zaangażowanego kapitału rozłożony jest na wiele lat, może skutkować niechęcią do podejmowania ryzyka i poszukiwaniem innych opcji inwestycyjnych przez akcjonariuszy" - ocenia.

Wiceminister energii nie zgadza się z zarzutami inwestorów, iż burzę na rynku, zwłaszcza w kontekście inwestycji w branży energetycznej, wywoływały komunikaty płynące z Ministerstwa Energii, w tym również bezpośrednie wypowiedzi ministra energii Krzysztofa Tchórzewskiego.

"Nie uważam, by jakiekolwiek wypowiedzi Ministra Energii lub komunikaty Ministerstwa mogły powodować burzę na rynku kapitałowym. Krótkoterminowe zachowanie się inwestorów rynku kapitałowego często nie ma związku z analizą fundamentalną wartości notowanych na giełdzie podmiotów. Ewentualne spadki notowań skorelowane chronologicznie z komunikatami Ministerstwa Energii mogły być związane z niezrozumieniem potencjalnych efektów proponowanych przez Ministerstwo Energii działań lub rozwiązań" - napisał Skobel.

"Ministerstwo Energii w swoich działaniach realizuje działania mające za zadanie zapewnić bezpieczeństwo energetyczne, w tym bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej, co ściśle wiąże się również z działalności spółek sektora elektroenergetycznego z udziałem Skarbu Państwa" - dodał.

Wiceminister odrzuca również zarzuty o pogorszeniu wyników spółek z branży energetycznej.

"(...)Mimo zauważalnego obniżenia się w ostatnich latach poziomu przychodów i wyniku operacyjnego jednej spośród tych spółek (PGE), wskaźniki rentowności operacyjnej wszystkich wymienionych pozostają na poziomach zbliżonych do poziomów odnotowywanych w latach wcześniejszych. Zmienność wyników jest rzeczą naturalną, a przyczyny tych wahań są pochodną ogólnej kondycji gospodarki oraz wielu uwarunkowań makroekonomicznych, na które same spółki nie mają wpływu, jak np. rosnące ceny surowców energetycznych" - napisał Tadeusz Skobel w odpowiedzi na poselską interpelację. (PAP Biznes)

pr/ map/ ana/

"Nie ma planów, by PGE przejmowało innogy Polska. W tych sprawach nie działaliśmy i nie działamy. Dotychczas tą sprawą się nie zajmowaliśmy" - powiedział Tchórzewski dziennikarzom.

"Dziennik Gazeta Prawna" informował w tym tygodniu, że rząd jest zainteresowany przejęciem dostawcy energii, firmy Innogy, a akwizycją miałaby być zainteresowana Polska Grupa Energetyczna. (PAP Biznes)

pr/ pel/ osz/

Łączna wartość kontraktu wynosi 199,3 mln zł netto.

"Wynagrodzenie za realizację zadania przypadającego na PxE i PxM wyniesie łącznie nie mniej niż 41 mln złotych i nie więcej niż 75 mln złotych netto i zostanie ustalone pomiędzy Wykonawcami po finalnym potwierdzeniu zakresu prac w ramach konsorcjum" - napisano w komunikacie.

Termin zakończenia prac planowany jest na IV kwartał 2021 roku

Inwestycja ma powstać na blokach energetycznych nr 5, 6, 7 i 8 i pozwolić na dostosowanie Elektrowni Dolna Odra do zaostrzonych wymogów środowiskowych, które zaczną obowiązywać od 2021 roku. (PAP Biznes)

seb/ ana/

"Ceny uprawnień do emisji CO2 poszybowały w górę w ostatnim czasie. Wczoraj minister Tchórzewski spotykał się z komisarzem ds. energii i zmian klimatycznych Miguelem Arias Canete i komisarz ds. pomocy publicznej Margrethe Vestager i zwracał uwagę na to zjawisko, prosząc jednocześnie pisemnie, by przyjrzeli się temu zjawisku ze strony ewentualnego uruchomienia mechanizmów przewidzianych w momencie, gdy w okresie określonego czasu następuje nagły wzrost, jak również prosił, by Komisja przy pomocy służb przyjrzała się, czy na rynku nie dochodziło do praktyk uzgodnionych, które miały na celu podwyższenie ceny w sposób bardziej znaczny, niż by to wynikało z fundamentalnych przesłanek” - powiedział Dąbrowski podczas kongresu energetycznego DISE.

Dodał, że na odpowiedź Komisji trzeba będzie chwilę poczekać.

Zauważył, że duży wzrost cen CO2 zaniepokoił nie tylko polski rząd, najprawdopodobniej do tego stanowiska przyłączą się także Rumunia, Grecja i Hiszpania.

"Zjawisko zostało zauważone, nie zostało zignorowane, został zasygnalizowany problem i miejmy nadzieję, że sytuacja wróci do normy” - powiedział wiceminister.

Dodał, że wszyscy się spodziewali, że cena uprawnień może rosnąć, ale tempo wzrostu przekroczyło oczekiwania.

W popołudniowym komunikacie prasowym resort energii poinformował, że podczas spotkania z komisarz Margrethe Vestager minister Krzysztof Tchórzewski poruszył aktualnie prowadzone przez Ministerstwo Energii sprawy w zakresie pomocy publicznej. Rozmowa dotyczyła w szczególności elementów wymaganych do uzyskania pozytywnej decyzji notyfikacyjnej dla ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji oraz kwestii procesu notyfikacji pakietu na rzecz czystego transportu.

Natomiast w rozmowie z komisarzem Miguelem Canete zostały omówione przede wszystkim kwestie stanu prac przygotowawczych nad Krajowym Planem na rzecz energii i klimatu. Poruszone zostały również możliwości zapewnienia środków finansowych w negocjowanej obecnie na forum Unii Europejskiej Nowej Perspektywie Finansowej po 2021 r., na potrzeby sektora energetyki, a także transformacji strukturalnej regionów węglowych w kontekście Śląska.

"Ministerstwo Energii przywiązuje dużą wagę do aktywnej i konsekwentnej współpracy oraz dialogu z Komisją Europejską. Jesteśmy w stałym kontakcie i staramy się na bieżąco uzgadniać wyzwania związane z polskim sektorem energetycznym. Cieszymy się, że nasz głos jest uwzględniany przez partnerów europejskich" – powiedział cytowany w komunikacie minister Tchórzewski, podsumowując przeprowadzone konsultacje z Komisją Europejską.

"Z niepokojem patrzę jednak na bardzo szybki wzrost cen uprawnień do emisji CO2. Wydaje się, że taka sytuacja w krótkim okresie może być skutkiem zamierzonych działań rynkowych, co wpływa niekorzystnie na ceny energii elektrycznej w Polsce. Przekazałem na ręce komisarzy Margrethe Vestager i Miguela Canete pismo z prośbą o zbadanie tej sprawy" - dodał minister energii.

Ceny uprawnień do emisji CO2 gwałtownie rosną na giełdzie w Londynie od kilku miesięcy. Jeszcze na początku roku kosztowały kilka euro, a we wrześniu ceny CO2 wzrosły do 25 euro i są tym samym najwyższe od dekady. W opinii wielu ekspertów ceny CO2 w dalszym ciągu mogą rosnąć.

O zamiarze podjęcia rozmów z Komisją Europejską na temat sytuacji na rynku CO2 minister Tchórzewski poinformował po raz pierwszy tydzień temu w rozmowie z PAP Biznes. Zauważył on wtedy, że w niektórych państwach unijnych są duże firmy, które mogą skupować uprawnienia do emisji CO2 z wyprzedzeniem i dyktować ceny. Dodał, że to, iż świadectwa są handlowane bezpośrednio na terenie całej UE stawia Polskę w trudniejszej sytuacji, bo nasza siła nabywcza jest mniejsza.

Rosnące ceny CO2 negatywnie wpływają na wyniki finansowe m.in. polskich koncernów energetycznych. Minister Tchórzewski zapewnił w czwartkowym komunikacie, że gospodarstwom domowym nie grożą jednak podwyżki cen energii.

Tymczasem w środę prezes Urzędu Regulacji Energetyki Maciej Bando, który wkrótce ma zatwierdzić taryfy na 2019 roku, zasygnalizował, że w sytuacji rosnących cen energii może być zmuszony zadbać o interesy przedsiębiorstw energetycznych przy ustalaniu wysokości taryfy G (dla gospodarstw domowych) na 2019 rok.

Prezes URE pytany przez dziennikarzy w kuluarach Kongresu Energetycznego DISE we Wrocławiu, jaka będzie decyzja Urzędu w sprawie wysokości taryfy G dla gospodarstw domowych w sytuacji rosnących cen energii odpowiedział: "Chodzi nie tylko o dbałość o grupę G. Dzisiaj też trzeba zadbać o przedsiębiorstwa, które mogą być zmuszane, by nie przynosić wniosków o podwyżki taryf, co jest absurdalne, ale są takie sygnały. Regulator równoważy interesy. Może zajść taka sytuacja, że trzeba będzie szalę przechylić w stronę przedsiębiorstwa". (PAP Biznes)

pel/ pr/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 10/2018 z dnia 22 maja 2018 r. w sprawie ogłoszenia wezwania do zapisywania się na sprzedaż akcji Polenergia S.A. ("Spółka"), które zostało zmienione w dniu 9 lipca 2018 r. ("Wezwanie"), Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Wzywający"), informuje, że do końca okresu przyjmowania zapisów w odpowiedzi na Wezwanie, tj. do dnia 20 września 2018 r., spośród warunków zastrzeżonych w punkcie 30 treści Wezwania:

i) ziścił się warunek w postaci spełnienia warunku prawnego wydania przez Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów decyzji o udzieleniu bezwarunkowej zgody na koncentrację przedsiębiorstw polegającą na przejęciu kontroli nad Spółką w drodze nabycia przez Wzywającego akcji Spółki ("Akcje").

ii) nie ziścił się warunek złożenia w ramach Wezwania zapisów na sprzedaż co najmniej 29.992.741 Akcji, tj. co najmniej 66% ogólnej liczby Akcji, uprawniających do co najmniej 29.992.741 głosów na walnym zgromadzeniu Spółki, stanowiących co najmniej 66% ogólnej liczby głosów na walnym zgromadzeniu Spółki.

iii) nie ziścił się warunek podjęcia przez walne zgromadzenie Spółki uchwały w sprawie zmiany składu rady nadzorczej Spółki, powołującej w skład rady nadzorczej Spółki pięciu (5) kandydatów wskazanych przez Wzywającego, ze skutkiem od dnia nabycia co najmniej 50% łącznej liczby Akcji zwiększonej o jedną (1) Akcję przez Wzywającego w ramach Wezwania.

iv) nie ziścił się warunek podjęcia przez walne zgromadzenie Spółki uchwały w sprawie niżej wymienionych zmian w statucie Spółki, ze skutkiem od dnia nabycia co najmniej 50% łącznej liczby Akcji zwiększonej o jedną (1) Akcję przez Wzywającego w ramach Wezwania:

a) Artykuł 10 ust. 2 pkt a) Statutu zostaje zmieniony i otrzymuje następujące brzmienie:

"Członkowie Rady Nadzorczej są powoływani i odwoływani w następujący sposób:

Jeżeli Rada Nadzorcza składa się z:

(i) sześciu (6) albo siedmiu (7) członków, PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. powołuje i odwołuje czterech (4) członków Rady Nadzorczej

(ii) ośmiu (8) albo dziewięciu (9) członków, PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. powołuje i odwołuje pięciu (5) członków Rady Nadzorczej.

Powyższe uprawnienie wykonuje się poprzez złożenie Spółce pisemnego oświadczenia.";

b) Artykuł 10 ust. 2 pkt d) Statutu zostaje usunięty.

v) nie ziścił się warunek zawarcia przez Wzywającego i Spółkę umowy o współpracy strategicznej i integracji Spółki w ramach grupy kapitałowej Wzywającego.

Wzywający podjął decyzję o nienabywaniu akcji Spółki w związku z nieziszczeniem się niektórych warunków zastrzeżonych w treści Wezwania wskazanych powyżej.

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

kom espi zdz

Wśród warunków, które nie zostały spełnione, znalazły się m.in. zgoda prezesa UOKiK na przejęcie Polenergii przez PGE, zmiany w radzie nadzorczej Polenergii, a także zmiany w statucie tej spółki. Nie został spełniony też warunek złożenia zapisów w wezwaniu na co najmniej 66 proc. akcji.

Wezwanie na akcje Polenergii ogłoszone przez PGE zakończyło się w czwartek, 20 września.

Pod koniec maja PGE wezwało do sprzedaży 45.443.547 akcji Polenergii, stanowiących 100 proc. kapitału i głosów na WZ, po 16,29 zł za papier.

Pod koniec sierpnia Dominika Kulczyk i Mansa Investments ogłosili kontrwezwanie do sprzedaży 22.631.790 akcji Polenergii po 20,5 zł za akcję. (PAP Biznes)

pr/ osz/

„Presja regulacyjna ze strony Unii Europejskiej na pewno będzie, nie możemy nic z tym zrobić” - powiedziała Morawiecka podczas kongresu energetycznego DISE.

„Z drugiej strony jest presja ekonomiczna wywołana przez dwa czynniki, obydwa poza naszą kontrolą. Po pierwsze, wzrastające ceny CO2 sprawiają, że energetyka konwencjonalna jest coraz droższa. Krytykujemy to, bo to zabieranie nam środków na inwestycje, ale z tym się musimy mierzyć” - dodała.

Wskazała, że drugi czynnik ekonomiczny, wspierający rozwój OZE, to spadające koszty technologii odnawialnych.

„Parę lat temu ten czynnik nie był dla nas tak oczywisty. Nie możemy już mówić, że OZE jest złe, bo jest drogie. (…) Nie jest już drogie” - powiedziała dyrektor PGE.

„Presja ekonomiczna wpływa na to, że w przyszłości miks oparty - w większym stopniu niż teraz - o źródła odnawialne, będzie miksem tańszym niż miks oparty na źródłach konwencjonalnych” - dodała.

W ocenie Morawieckiej, jest też presja społeczna na rozwój OZE. Poinformowała, że są firmy, które są gotowe zapłacić więcej za energię, ale zieloną.

Dyrektor wskazała też na znaczenie odnawialnych źródeł w kontekście bezpieczeństwa energetycznego. Jak powiedziała, OZE nie zużywają paliw, a ich rozproszenie jest ważne z powodu cyberterroryzmu.

„Plusów jest coraz więcej” - powiedziała Monika Morawiecka. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Aspiracją PGE jest uzyskanie ok. 25 proc. udziału w krajowej produkcji energii z OZE w 2030 roku" - powiedział Śliwa.

Z prezentacji PGE wynika, że w 2015 roku ten udział wynosił 11 proc.

Wiceprezes dodał, że cel może być osiągnięty m.in. poprzez budowę morskiej farmy wiatrowej o mocy ok. 1 tys. MW. Tempo realizacji oraz wybór technologii będą uzależnione od systemu wsparcia.

PGE szacuje, że potencjał morskiej energetyki wiatrowej w Polsce w perspektywie 2030 roku wynosi do 8 GW.

"To może oznaczać, że morskie farmy wiatrowe będą mogły zaspokoić ok. 20 proc. krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną" - powiedział Śliwa.

Spółka podała w prezentacji, że budowa pierwszej morskiej farmy wiatrowej w Polsce, o mocy ok. 1 tys. MW, może się rozpocząć ok. 2023 r.

Wiceprezes Śliwa poinformował, że PGE chce też rozwijać się w obszarze farm wiatrowych na lądzie i w obszarze energetyki rozproszonej. Dodał, że spółka prowadzi prace badawczo-rozwojowe w zakresie magazynowania energii.

Obecnie PGE EO zarządza 29 elektrowniami wodnymi przepływowymi, 4 elektrowniami szczytowo-pompowymi, 14 farmami wiatrowymi i jedną elektrownią słoneczną. Całkowita moc zainstalowana PGE w OZE wynosi 646 MW. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Rekomendacja została wydana przy kursie PGE wynoszącym 8,69 zł na zamknięciu 12 września.

"Kurs PGE jest na historycznym minimum, a sentyment fundamentalny wydaje się być tak zły, że kolejne złe informacje nie wydają się już mieć większego znaczenia dla kursu. Cena CO2 zbliża się do konsensusowej wartości docelowej 25-30 euro. Minister energii promuje projekt 5GW el. atomowej za 80 mld zł oraz proponuje nie przenosić wzrostu cen energii na klientów. Z tej perspektywy sądzimy, że właściwie wszystkie negatywne scenariusze są już rozpoznane przez rynek. Mogą się zrealizować lub zmienić na lepsze. Można również mieć wątpliwości, czy pozostała podaż akcji z zagranicy (po zakupach w 1H17) jest wciąż znacząca (po roku spadków)" - napisano.

"Porównując czas rozstrzygania np. zakupu EDF można odnieść wrażenie, że istnieje jakiś problem z uruchomieniem opcji jądrowej przez ministra energii. Sądzimy, że istnieje ku temu bardzo silny argument w postaci alternatywnej o 60 mld tańszej opcji gazowej. Wydaje nam się ona lepsza pod właściwie każdym względem poza tym, że trzeba zaakceptować wyższy import gazu z Rosji lub LNG. Świadczy o tym również sam fakt coraz częściej pojawiającej się na poziomie ministerialnym dyskusji o Baltic Pipe i coraz rzadziej o atomie. W październiku do konsultacji społecznych trafi projekt polityki energetycznej" - dodano.

Analitycy wskazują, że "jedynie zakup po cenie nieprzekraczającej 9 zł uznajemy za inwestycję o optymalnym risk / reward."

Pierwsze rozpowszechnienie rekomendacji, której autorem jest Krzysztof Kubiszewski, nastąpiło 12 września o godz. 8.25.

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

epo/ gor/

"Aspiracją PGE jest uzyskanie ok. 25 proc. udziału w krajowej produkcji energii z OZE w 2030 roku "- powiedział Śliwa.

Dodał, że cel może być osiągnięty m.in. poprzez budowę morskiej farmy wiatrowej o mocy ok. 1 tys. MW. (PAP Biznes)

pel/ gor/

W środę indeks WIG Energia poszedł w górę o 4,55 proc. i znalazł się najwyżej od 4 września. Był to najwyższy dzienny wzrost od 7 grudnia 2017 roku.

Prezes URE Maciej Bando poinformował w środę, że Urząd Regulacji Energetyki w sytuacji rosnących cen energii może być zmuszony zadbać o interesy przedsiębiorstw energetycznych przy ustalaniu wysokości taryfy G (dla gospodarstw domowych).

Po tej informacji PGE poszła w górę o 5,1 proc., Energa zwyżkowała o 6,7 proc., Tauron zyskał 5,4 proc., a Enea wzrosła o 2,7 proc.

"Jest to kolejny sygnał wysyłany przez regulatora, że prawdopodobnie zaakceptuje podwyżki cen energii elektrycznej dla klientów taryfy G. Szacujemy, że cena musiałaby wzrosnąć średnio o co najmniej 15-20 proc., aby przenieść podwyżki cen energii elektrycznej na klientów detalicznych. Może to być trudne do osiągnięcia, zwłaszcza, że znajdujemy się przed serią wyborów politycznych" - ocenili analitycy Ipopema Securities w raporcie porannym.

"Obawiamy się, że zamiast tego szef URE może zostać odwołany. Miało to już miejsce w 2007 roku, kiedy ówczesny szef URE zaproponował zniesienie regulacji dla klientów detalicznych" - dodali.

Analitycy szacują, że w przypadku braku podwyżek cen dla taryfy G w 2019 roku, PGE dotknęłaby strata z tego tytułu w wysokości 273 mln zł (0,15 zł na akcję), Tauron 290 mln zł (0,17 zł na akcję), Eneę 134 mln zł (0,30 zł za akcję), a Energę 161 mln zł (0,39 zł za akcję). (PAP Biznes)

sar/ gor/

Prezes URE pytany przez dziennikarzy w kuluarach Kongresu Energetycznego DISE we Wrocławiu, jaka będzie decyzja Urzędu w sprawie wysokości taryfy G dla gospodarstw domowych w sytuacji rosnących cen energii odpowiedział: "Chodzi nie tylko o dbałość o grupę G. Dzisiaj też trzeba zadbać o przedsiębiorstwa, które mogą być zmuszane, by nie przynosić wniosków o podwyżki taryf, co jest absurdalne, ale są takie sygnały. Regulator równoważy interesy. Może zajść taka sytuacja, że trzeba będzie szalę przechylić w stronę przedsiębiorstwa".

"Zobaczymy, co spółki przyniosą we wnioskach taryfowych" - dodał.

Od dłuższego czasu ceny energii rosną, również z powodu wzrostu cen CO2, a zdaniem ekspertów wzrosty cen nie są zjawiskiem chwilowym. Ich zdaniem ceny prawdopodobnie będą rosły z powodu konieczności realizacji inwestycji w sektorze.

"Nie wydaje się niestety, by (wzrosty cen energii – przyp. PAP Biznes) były chwilowe” - powiedział Jarosław Dybowski, dyrektor wykonawczy PKN Orlen ds. energetyki podczas debaty na Kongresie Energetycznym DISE.

"Jeśli chodzi o wyzwania stojące przed energetyką, nakłady, jakie trzeba ponieść, to w długim okresie czasu, niezależnie od wzrostu cen CO2, ale ze względu na przeniesienie koniecznych nakładów inwestycyjnych, prawdopodobnie ceny będą tylko i wyłącznie rosły” - dodał.

Prezes URE Maciej Bando zauważył, że wzrosty cen energii najbardziej dotykają sektor małych i średnich przedsiębiorstw.

„Drobni i średni przedsiębiorcy są najbardziej dotknięci wszelkimi zmianami na rynku. To ta grupa docelowa, która miała tworzyć i rozwijać polską gospodarkę, a w rzeczywistości to jest ta grupa, którą najbardziej dotykają wzrosty cen, to ta grupa, która w najbliższych miesiącach może czuć się kolejny raz rozczarowana i zawiedziona” - powiedział Bando podczas panelu.

Prezes zaapelował do przedsiębiorstw energetycznych: „Pamiętajcie, że nie można obciążać grupy C kosztem innych, bo to trzon rozwoju gospodarczego”.

Bando ocenił podczas kongresu DISE, że polski model rynku energetycznego jest przestarzały i wymaga zmian.

„Zacznijmy wreszcie rozmawiać o modelu rynku. Obecnie obowiązujący model rynku jest modelem przestarzałym. (...) Miejmy odwagę powiedzieć, że należy go zmienić, należy wejść z bilansowaniem zdecydowanie niżej, na sektor dystrybucji, należy przebudować zupełnie usługi systemowe” - powiedział prezes URE. (PAP Biznes)

pel/ pr/ asa/

Prezes URE pytany przez dziennikarzy w kuluarach Kongresu Energetycznego DISE we Wrocławiu, jaka będzie decyzja Urzędu w sprawie wysokości taryfy G dla gospodarstw domowych w sytuacji rosnących cen energii odpowiedział:

"Chodzi nie tylko o dbałość o grupę G. Dzisiaj też trzeba zadbać o przedsiębiorstwa, które mogą być zmuszane, by nie przynosić wniosków o podwyżki taryf, co jest absurdalne, ale są takie sygnały. Regulator równoważy interesy. Może zajść taka sytuacja, że trzeba będzie szalę przechylić w stronę przedsiębiorstwa".

"Zobaczymy, co spółki przyniosą we wnioskach taryfowych" - dodał.

Od dłuższego czasu ceny energii rosną, również z powodu wzrostu cen CO2, a zdaniem ekspertów wzrosty cen nie są zjawiskiem chwilowym. Ich zdaniem ceny prawdopodobnie będą rosły z powodu konieczności realizacji inwestycji w sektorze.

"Nie wydaje się niestety, by (wzrosty cen energii – przyp. PAP Biznes) były chwilowe” - powiedział Jarosław Dybowski, dyrektor wykonawczy PKN Orlen ds. energetyki podczas debaty na Kongresie Energetycznym DISE.

"Jeśli chodzi o wyzwania stojące przed energetyką, nakłady, jakie trzeba ponieść, to w długim okresie czasu, niezależnie od wzrostu cen CO2, ale ze względu na przeniesienie koniecznych nakładów inwestycyjnych, prawdopodobnie ceny będą tylko i wyłącznie rosły” - dodał. (PAP Biznes)

pel/ pr/ gor/

"W tym roku jest to jedyna umowa kredytowa tej skali. Wiele zależy od tego, jak będą nam szły inwestycje, ale na dzisiaj wydaje się, że również przyszłoroczne potrzeby pożyczkowe mamy zabezpieczone" - powiedział dziennikarzom wiceprezes Wojtowicz.

Pytany, czy środki z kredytu mogą posłużyć do sfinansowania wykupu euroobligacji PGE o wartości 500 mln euro w czerwcu 2019 roku, odpowiedział:

"Środki z umowy kredytowej będą mogły być użyte do spłaty euroobligacji, natomiast czy wyjdziemy z kolejną emisją będziemy analizowali bliżej terminu wykupu".

Kredyt został podpisany z międzynarodowym konsorcjum banków: PKO BP, Santander Bank Polska, Intesa Sanpaolo i MUFG Bank Europe. Udział PKO BP w konsorcjum wynosi 1 mld zł, a udział Santander Bank Polska - 1,2 mld zł.

Kredyt zostanie udostępniony do wykorzystania od 90 dnia od daty podpisania umowy. Umowa przewiduje okresy odsetkowe nie dłuższe niż 6 miesięcy. Ostateczny dzień spłaty kredytu przypada na dzień 16 grudnia 2022 roku. Oprocentowanie kredytu oparte będzie na zmiennej stopie procentowej opartej na odpowiedniej stopie WIBOR stawka referencyjna powiększonej o marżę.

Jak poinformowano, środki z kredytu trafią m.in. na finansowanie programu inwestycyjnego grupy PGE zaplanowanego na lata 2016-2020, obejmującego rozwój i modernizację aktywów wytwórczych, ciepłowniczych oraz dystrybucyjnych. Zostaną one również wykorzystane do refinansowania zobowiązań finansowych PGE i spółek z grupy. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Analizujemy różne warianty, czy będziemy to robili samodzielnie, czy z partnerem. Jeśli zdecydowalibyśmy się na partnera, to byłoby dobrze, gdyby pojawił się on w ciągu roku" - powiedział w poniedziałek dziennikarzom wiceprezes Wojtowicz. (PAP Biznes)

pr/ asa/

Jak poinformowano, środki z kredytu trafią m.in. na finansowanie programu inwestycyjnego grupy PGE zaplanowanego na lata 2016-2020, obejmującego rozwój i modernizację aktywów wytwórczych, ciepłowniczych oraz dystrybucyjnych. Zostaną one również wykorzystane do refinansowania zobowiązań finansowych PGE i spółek z grupy.

"Grupę PGE nadal stać na finansowanie swoich wydatków w istotnej części z działalności bieżącej. Aktualnie realizowany program inwestycyjny na lata 2016-2020 o wartości 34 mld zł wymagał jednak również zewnętrznego finansowania" - powiedział dziennikarzom prezes PGE Henryk Baranowski.

"Naszym celem jest budowanie i utrzymanie zadłużenia o zróżnicowanej strukturze pozwalającej na elastyczne zarzadzanie kosztem finansowania. Pozyskujemy finansowanie w postaci kredytów w bankach komercyjnych oraz programów obligacyjnych, kredytów z BGK, kredytów z instytucji multilateralnych, takich jak EBOIR czy EBI, jak również w formie finansowania preferencyjnego" - dodał wiceprezes PGE Emil Wojtowicz.

Kredyt zostanie udostępniony do wykorzystania od 90 dnia od daty podpisania umowy. Umowa przewiduje okresy odsetkowe nie dłuższe niż 6 miesięcy. Ostateczny dzień spłaty kredytu przypada na dzień 16 grudnia 2022 roku. Oprocentowanie kredytu oparte będzie na zmiennej stopie procentowej opartej na odpowiedniej stopie WIBOR stawka referencyjna powiększonej o marżę.

Zgodnie z warunkami umowy, PGE zobowiązuje się do utrzymania wskaźnika skonsolidowanego zadłużenia netto do skonsolidowanego zysku EBITDA "Wskaźnik Pokrycia" na poziomie nie wyższym niż 4:1 w przypadku posiadania przez PGE oceny ratingowej na poziomie inwestycyjnym tzn. na poziomie BBB- lub wyższym przyznanej przez S&P; lub Fitch bądź Baa3 lub wyższym przyznanej przez Moody’s lub nie wyższym niż 3,5:1 w przypadku, gdy PGE nie będzie posiadało oceny ratingowej na poziomie inwestycyjnym.

Ponadto PGE poinformowało, że kredyt nie jest zabezpieczony na żadnym składniku majątku PGE ani grupy kapitałowej PGE. (PAP Biznes)

pr/ epo/ asa/

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 17 września 2018 r. PGE podpisała umowę kredytu odnawialnego ("Umowa") z konsorcjum banków: Powszechną Kasą Oszczędności Bank Polski S.A. z siedzibą w Warszawie, Intesa Sanpaolo S.p.A. z siedzibą w Turynie, działający przez swój oddział Intesa Sanpaolo S.p.A. Spółka Akcyjna Oddział w Polsce z siedzibą w Warszawie, MUFG Bank (Europe) N.V. z siedzibą w Amsterdamie oraz Santander Bank Polska S.A. z siedzibą w Warszawie ("Banki").

Przedmiot Umowy obejmuje udzielenie przez Banki kredytu odnawialnego do kwoty 4.100 mln PLN ("Kredyt"). Kredyt może zostać przeznaczony na:

- finansowanie bieżącej działalności PGE oraz Grupy PGE,

- finansowanie wydatków inwestycyjnych i kapitałowych związanych z działalnością PGE oraz Grupy PGE, oraz

- refinansowanie zobowiązań finansowych PGE oraz Grupy PGE.

Kredyt zostanie udostępniony do wykorzystania od 90 dnia od daty podpisania Umowy. Umowa przewiduje okresy odsetkowe nie dłuższe niż 6 miesięcy. Ostateczny dzień spłaty Kredytu przypada na dzień 16 grudnia 2022 r. Oprocentowanie Kredytu oparte będzie na zmiennej stopie procentowej opartej na odpowiedniej stopie WIBOR (stawka referencyjna) powiększonej o marżę.

Zgodnie z warunkami Umowy, PGE zobowiązuje się do utrzymania wskaźnika skonsolidowanego zadłużenia netto do skonsolidowanego zysku EBITDA ("Wskaźnik Pokrycia") na poziomie nie wyższym niż 4:1 w przypadku posiadania przez PGE oceny ratingowej na poziomie inwestycyjnym (tzn. na poziomie BBB- lub wyższym przyznanej przez S&P; lub Fitch bądź Baa3 lub wyższym przyznanej przez Moody's) lub nie wyższym niż 3,5:1 w przypadku, gdy PGE nie będzie posiadało oceny ratingowej na poziomie inwestycyjnym.

Ponadto, Zarząd PGE informuje, że Kredyt nie jest zabezpieczony na żadnym składniku majątku PGE ani grupy kapitałowej PGE.

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

kom espi zdz

PGE podało, że jego oferta była najkorzystniejsza w przetargu nieograniczonym zorganizowanym przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne. (PAP Biznes)

seb/ 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", "PGE") informuje, iż w dniu 13 września 2018 r. Sąd Rejonowy dla m. st. Warszawy w Warszawie, XII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego zarejestrował zmianę Statutu Spółki, dokonaną na podstawie uchwały nr 4 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki z dnia 26 czerwca 2018 r.

Zgodnie z ww. uchwałą w § 16 ust. 4 Statutu PGE wykreśla się punkt 5, stanowiący, że termin przyjmowania zgłoszeń od kandydatów nie może być krótszy niż 14 dni od dnia publikacji ogłoszenia o postępowaniu kwalifikacyjnym na członków Zarządu PGE, a dotychczasowy punkt 6 otrzymuje oznaczenie punkt 5. W załączeniu Zarząd Spółki przekazuje tekst jednolity Statutu uwzględniający zmianę.

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

Ministerstwo Energii zaproponowało projekt zmian legislacyjnych wprowadzających 100 proc. obliga giełdowego dla energii elektrycznej, z wyłączeniem kogeneracji i energii ze źródeł odnawialnych.

"Wyjaśniono, że warunki utrzymywania zabezpieczeń finansowych i uczestnictwa w giełdzie, są obecnie dyskutowane pomiędzy IRGIT, TGE oraz wytwórcami energii elektrycznej. Zaznaczono, że przedmiotowa dyskusja uwzględnia projektowany wzrost obliga. ME uczestniczy w rozmowach z wyżej wskazanymi podmiotami" - napisano.

Jak podał resort energii główne kwestie problemowe zgłaszane w ramach konsultacji przez branżę polegały m.in na wprowadzeniu rozwiązań zapewniających, by stawki opłat giełdowych ustalane były na poziomie odpowiadającym pokryciu wyłącznie uzasadnionych kosztów działalności TGE oraz IRGiT oraz zapewniającym ochronę uczestników obrotu przed bezzasadnie wysokim poziomem stawek tych opłat.

Branża chciała też, aby umieszczono w uzasadnieniu projektu oraz w Ocenie Skutków Regulacji informacji o potrzebie zmian systemu gwarantowania przez IRGiT rozliczeń zawieranych na TGE, transakcji na energię elektryczną, proponując powrót do dyskusji nad funkcjonującym w przeszłości rozwiązaniem, polegającym na przyznaniu przez IRGIT wytwórcom energii współczynnika obniżenia zabezpieczenia do 50 proc. (PAP Biznes)

map/ ana/

Celem nowego funduszu corporate Ventures capital (CVC) są inwestycje w start-upy w zaawansowanej fazie wzrostu. Fundusz miałby być zainteresowany projektami m.in. z obszaru digitalizacji, magazynowania energii, elektromobilności, czy big data.

Docelowo kapitalizacja nowego funduszu ma wynieść 100 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"PGE nie jest inwestorem FIZAN Energia" - powiedział PAP Biznes Szczepaniuk.

Energa i Enea podpisały we wtorek porozumienie z FIZAN Energia w sprawie jego potencjalnego zaangażowania kapitałowego w projekt budowy elektrowni Ostrołęka C w wysokości do 1 mld zł - poinformowały spółki w komunikatach.

FIZAN Energia to fundusz zarządzany przez TFI Energia, którego jedynym akcjonariuszem jest PGE.

"To nie byłyby środki PGE" - powiedziała PAP Biznes osoba zbliżona do PGE.

W komunikacie podano, że w treści porozumienia określono wstępną strukturę finansowania projektu, gdzie łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energa SA i Enea SA (po 1 mld zł), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez Energa SA i Enea SA przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej z funduszem, oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez fundusz, a pozostała kwota przypadać będzie na pozostałe formy finansowania.

Enea i Energa podały w komunikatach, że zaangażowanie się tego funduszu w projekt jest uzależnione od spełnienia się szeregu warunków o charakterze prawnym, korporacyjnym i finansowym, w tym od sytuacji rynkowej.

Mirosław Kowalik, prezes Enei poinformował we wtorek, że ta decyzja dywersyfikuje ryzyko i przybliża do zamknięcia finansowania projektu.

Dodał, że prace nad przygotowaniem modelu finansowania inwestycji są kontynuowane, a na pytanie, kiedy powinien on być gotowy, odpowiedział, że do końca roku.

Prezes pytany o wymienione w komunikacie "pozostałe formy finansowania" poinformował, że prowadzone są rozmowy z bankami.

Zgodnie z wtorkowym komunikatem porozumienie obowiązuje do 30 listopada 2018 roku. Spółki podały, że zostało ono zawarte w związku z postępowaniem o uzyskanie certyfikatu warunkowego uprawniającego do udziału w aukcji głównej w ramach rynku mocy.

"Porozumienie stanowi wyłącznie zobowiązanie do prowadzenia negocjacji w dobrej wierze dotyczących zawarcia przez Fundusz z Energa SA, Enea SA oraz spółką umowy inwestycyjnej, bądź przystąpienia funduszu do obecnie obowiązującej umowy inwestycyjnej (...)" - napisano w komunikatach.

Na początku września walne zgromadzenie Energi wyraziło kierunkową zgodę na przystąpienie wraz z Eneą do realizacji projektu Ostrołęka C, polegającego na przygotowaniu, budowie i eksploatacji bloku energetycznego o mocy brutto około 1000 MWe. Walne zgromadzenie Enei w tym samym celu zwołane jest na 24 września.

12 lipca Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea, podpisała umowę z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW. (PAP Biznes)

pel/ mj/

"W treści Porozumienia określono wstępną strukturę finansowania Projektu, gdzie łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energa SA i Enea SA (po 1 mld zł), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez Energa SA i Enea SA przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej z funduszem, oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez fundusz, a pozostała kwota przypadać będzie na pozostałe formy finansowania" - napisano w komunikatach Energi i Enei.

FIZAN Energia to fundusz zarządzany przez TFI Energia, którego jedynym akcjonariuszem jest PGE.

"To nie byłyby środki PGE" - powiedziała PAP Biznes osoba zbliżona do PGE.

Spółki podały w komunikatach, że zaangażowanie się tego funduszu w projekt jest uzależnione od spełnienia się szeregu warunków o charakterze prawnym, korporacyjnym i finansowym, w tym od sytuacji rynkowej.

"To dobra wiadomość, bo dywersyfikuje ryzyko i przybliża nas do zamknięcia finansowania projektu” - powiedział we wtorek dziennikarzom w Krynicy Mirosław Kowalik, prezes Enei.

Dodał, że prace nad przygotowaniem modelu finansowania inwestycji są kontynuowane, a na pytanie, kiedy powinien on być gotowy, odpowiedział, że do końca roku.

Prezes pytany o wymienione w komunikacie "pozostałe formy finansowania" poinformował, że prowadzone są rozmowy z bankami.

Zgodnie z wtorkowym komunikatem porozumienie obowiązuje do 30 listopada 2018 roku. Spółki podały, że zostało ono zawarte w związku z postępowaniem o uzyskanie certyfikatu warunkowego uprawniającego do udziału w aukcji głównej w ramach rynku mocy.

"Porozumienie stanowi wyłącznie zobowiązanie do prowadzenia negocjacji w dobrej wierze dotyczących zawarcia przez Fundusz z Energa SA, Enea SA oraz spółką umowy inwestycyjnej, bądź przystąpienia funduszu do obecnie obowiązującej umowy inwestycyjnej (...)" - napisano w komunikatach.

Na początku września walne zgromadzenie Energi wyraziło kierunkową zgodę na przystąpienie wraz z Eneą do realizacji projektu Ostrołęka C, polegającego na przygotowaniu, budowie i eksploatacji bloku energetycznego o mocy brutto około 1000 MWe. Walne zgromadzenie Enei w tym samym celu zwołane jest na 24 września.

12 lipca Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea, podpisała umowę z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW. (PAP Biznes)

seb/ pel/ osz/

FIZAN Energia to fundusz zarządzany przez TFI Energia, którego jedynym akcjonariuszem jest PGE.

"W treści Porozumienia określono wstępną strukturę finansowania Projektu, gdzie łącznie 2 mld zł obejmuje kapitał wnoszony do spółki przez Energa SA i Enea SA (po 1 mld zł), uwzględniając w tej kwocie środki wnoszone przez Energa SA i Enea SA przed dniem zawarcia ewentualnej umowy inwestycyjnej z funduszem, oraz maksymalnie 1 mld zł kapitał wnoszony do spółki przez fundusz, a pozostała kwota przypadać będzie na pozostałe formy finansowania" - napisano w komunikatach Energi i Enei.

Zaangażowanie się funduszu w projekt jest uzależnione od spełnienia się szeregu warunków o charakterze prawnym, korporacyjnym i finansowym, w tym od sytuacji rynkowej.

"To dobra wiadomość, bo dywersyfikuje ryzyko i przybliża nas do zamknięcia finansowania projektu” - powiedział we wtorek dziennikarzom w Krynicy Mirosław Kowalik, prezes Enei.

Dodał, że prace nad przygotowaniem modelu finansowania inwestycji są kontynuowane, a na pytanie, kiedy powinien on być gotowy, odpowiedział, że do końca roku.

Prezes pytany o wymienione w komunikacie "pozostałe formy finansowania" poinformował, że prowadzone są rozmowy z bankami.

Zgodnie z wtorkowym komunikatem porozumienie obowiązuje do 30 listopada 2018 roku. Spółki podały, że zostało ono zawarte w związku z postępowaniem o uzyskanie certyfikatu warunkowego uprawniającego do udziału w aukcji głównej w ramach rynku mocy.

"Porozumienie stanowi wyłącznie zobowiązanie do prowadzenia negocjacji w dobrej wierze dotyczących zawarcia przez Fundusz z Energa SA, Enea SA oraz spółką umowy inwestycyjnej, bądź przystąpienia funduszu do obecnie obowiązującej umowy inwestycyjnej (...)" - napisano w komunikatach.

Na początku września walne zgromadzenie Energi wyraziło kierunkową zgodę na przystąpienie wraz z Eneą do realizacji projektu Ostrołęka C, polegającego na przygotowaniu, budowie i eksploatacji bloku energetycznego o mocy brutto około 1000 MWe. Walne zgromadzenie Enei w tym samym celu zwołane jest na 24 września.

12 lipca Elektrownia Ostrołęka, której udziałowcami są Energa i Enea, podpisała umowę z konsorcjum GE Power i Alstom Power Systems, czyli generalnym wykonawcą nowego bloku energetycznego opalanego węglem kamiennym o mocy ok. 1000 MW. (PAP Biznes)

seb/ pel/ osz/

Dominika Kulczyk i Mansa Investments wezwali w poniedziałek do sprzedaży 22.631.790 akcji Polenergii, stanowiących 49,80 proc. kapitału zakładowego spółki, po 20,5 zł za sztukę - poinformował pośredniczący w wezwaniu DM BZ WBK. Dominika Kulczyk kontroluje obecnie 50,2 proc. kapitału zakładowego Polenergii.

"Cena w wezwaniu zawiera premię w stosunku do tego, co zaoferowało PGE i jest zbliżona do wycen analityków z ostatnich raportów. Pytanie, co teraz zrobi PGE, trzeba zobaczyć, jak bardzo PGE jest zdeterminowane, żeby przejąć Polenergię" - powiedział PAP Biznes Robert Maj.

"Nie wykluczam jakiejś odpowiedzi ze strony PGE" - dodał.

Zdaniem analityka Ipopemy Securities, PGE ma możliwość wyciągnięcia dodatkowych synergii dzięki przejęciu Polenergii, np. na kosztach finansowania, budowy czy funkcjonowania farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim, dlatego dla PGE opłacalność projektu może być wyższa i może uzasadniać podbicie ceny w wezwaniu.

W reakcji na ogłoszenie kontrwezwania przez Dominikę Kulczyk i Mansa Investments akcje Polenergii wzrosły ponad 9 proc. i na zamknięciu poniedziałkowej sesji kosztują 20,40 zł, czyli blisko zaproponowanej przez wzywających ceny.

Przyjmowanie zapisów w wezwaniu ma rozpocząć się 17 września i potrwać do 17 października. Planowana data realizacji transakcji na GPW to 22 października, a rozliczenie wezwania ma nastąpić 25 października.

Podmiotem nabywającym akcje ma być Mansa Investments. Po przeprowadzeniu wezwania, Mansa Investments zamierza łącznie osiągnąć 100 proc. akcji Polenergii.

Pod koniec maja Polska Grupa Energetyczna wezwała do sprzedaży 45.443.547 akcji Polenergii, stanowiących 100 proc. kapitału i głosów na WZ, po 16,29 zł za papier. PGE informowała, że zamierza nabyć akcje, pod warunkiem, że co najmniej 29.992.741 akcji, tj. co najmniej 66 proc. ogólnej liczby akcji, zostanie objętych zapisami w wezwaniu. Zapisy w wezwaniu PGE trwają do 20 września.(PAP Biznes)

pr/ osz/

Dominika Kulczyk kontroluje obecnie 50,2 proc. kapitału zakładowego Polenergii.

Podmiotem nabywającym akcje ma być Mansa Investments, spółka pośrednio zależna od Dominiki Kulczyk.

27 sierpnia Dominika Kulczyk oraz Mansa Investments zawarli porozumienie dotyczące wspólnego nabywania akcji od pozostałych akcjonariuszy spółki, w szczególności w celu osiągnięcia wymaganej przepisami ustawy liczby głosów w spółce, aby docelowo przeprowadzić przymusowy wykup akcji od akcjonariuszy mniejszościowych, a następnie na walnym zadecydować o zniesieniu dematerializacji akcji oraz ich wycofaniu z obrotu.

Przyjmowanie zapisów ma rozpocząć się 17 września i potrwać do 17 października. Planowana data realizacji transakcji na GPW to 22 października, a rozliczenie wezwania ma nastąpić 25 października.

Z treści wezwania wynika, że podmiot nabywający akcje nabędzie akcje objęte zapisami złożonymi do 20 września w dniu 25 września. W odniesieniu do pozostałych akcji objętych zapisami złożonymi po 20 września, podmiot nabywający nabędzie je w ciągu 3 dni roboczych po zakończeniu okresu przyjmowania zapisów, tj. jeżeli okres przyjmowania zapisów nie zostanie przedłużony, najpóźniej 22 października 2018 r.

"Wzywający traktują spółkę jako długoterminową inwestycję i centrum kompetencji do rozwoju projektów nie tylko w obszarze energetyki odnawialnej. Pani Dominika Kulczyk posiada kapitał potrzebny do realizacji strategicznych projektów spółki i zamierza kontynuować strategię mającą na celu stworzenie ze spółki największej, prywatnej grupy energetycznej inwestującej nie tylko w Polsce. Wzywający traktują nabycie akcji jako część realizacji długoterminowej inwestycji strategicznej" - napisano w treści wezwania.

W wyniku wezwania, przy założeniu nabycia wszystkich akcji w wezwaniu, wzywający zamierzają posiadać 45.443.547 akcji Polenergii, stanowiących 100 proc. jej akcji oraz głosów na WZ i wycofać spółkę z obrotu na GPW.

"Głównym zamiarem wzywających jest podjęcie po przeprowadzeniu wezwania działań ukierunkowanych na docelowe zniesienie dematerializacji akcji oraz wycofanie ich z obrotu na rynku regulowanym prowadzonym przez GPW" - napisano w wezwaniu.

"Intencją wzywających jest to, aby po przeprowadzeniu wezwania przeprowadzić przymusowy wykup akcji spółki będących w posiadaniu akcjonariuszy mniejszościowych na zasadach określonych w szczególności w art. 82 Ustawy, z zachowaniem wszelkich uprawnień, jakie w związku z tym procesem przysługują akcjonariuszom mniejszościowym" - dodano.

Pod koniec maja Polska Grupa Energetyczna wezwała do sprzedaży 45.443.547 akcji Polenergii, stanowiących 100 proc. kapitału i głosów na WZ, po 16,29 zł za papier. PGE informowała, że zamierza nabyć akcje, pod warunkiem, że co najmniej 29.992.741 akcji, tj. co najmniej 66 proc. ogólnej liczby akcji, zostanie objętych zapisami w wezwaniu. Zapisy w wezwaniu PGE trwają do 20 września.

W piątek na zamknięciu sesji kurs Polenergii wynosił 18,65 zł.

O godz. 16.55 kurs Polenergii rośnie o 9,4 proc. do 20,4 zł. (PAP Biznes)

pel/ sar/ osz/

Dominika Kulczyk kontroluje obecnie 50,2 proc. kapitału zakładowego Polenergii.

Przyjmowanie zapisów ma rozpocząć się 17 września i potrwać do 17 października. Planowana data realizacji transakcji na GPW to 22 października, a rozliczenie wezwania ma nastąpić 25 października.

Podmiotem nabywającym akcje ma być Mansa Investments.

Po przeprowadzeniu wezwania, Mansa Investments zamierza łącznie osiągnąć 100 proc. akcji Polenergii. (PAP Biznes)

sar/ ana/

Projekt ustawy przewiduje, że wytwórca energii elektrycznej jest obowiązany sprzedawać wytworzoną energię na giełdach towarowych, na rynku organizowanym przez podmiot prowadzący na terytorium kraju rynek regulowany lub na zorganizowanej platformie obrotu prowadzonej przez spółkę prowadzącą w kraju giełdę towarową.

Obowiązek ten nie dotyczy energii elektrycznej: dostarczanej od przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się jej wytwarzaniem do odbiorcy końcowego za pomocą linii bezpośredniej; wytworzonej z odnawialnych źródeł energii; wytworzonej w kogeneracji ze średnioroczną sprawnością przemiany wyższą niż 52,5 proc.; zużywanej przez przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem na potrzeby własne; niezbędnej do wykonywania przez operatorów systemów elektroenergetycznych ich zadań; wytworzonej w jednostce wytwórczej o łącznej mocy zainstalowanej nie wyższej niż 50 MWe.

Projekt zakłada, że prezes URE, na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego, zwalnia z tego obowiązku w jednostkach wytwórczych, które rozpoczęły wytwarzanie energii elektrycznej po raz pierwszy po dniu 1 lipca 2017 r. w przypadku energii: 1) sprzedawanej w ramach wykonywania długoterminowych umów zawartych przez spółki energetyczne z instytucjami finansowymi, w celu realizacji inwestycji wytwórczych, w tym w ramach długoterminowych umów z innymi niż instytucje finansowe podmiotami, zawartych w celu zabezpieczenia przychodów oraz 2) sprzedawanej w ramach wykonywania długoterminowych zobowiązań wynikających z umów zawartych ze wspólnikami/akcjonariuszami, także będącymi przedsiębiorstwami energetycznymi, w związku z udzielonym wytwórcy finansowaniem typu korporacyjnego z przeznaczeniem na realizację inwestycji wytwórczej.

Zwolnienie dotyczyć ma też energii wytwarzanej na potrzeby operatora systemu przesyłowego wykorzystywanej na potrzeby prawidłowego funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego.

Przedsiębiorstwa energetyczne mają przekazywać Prezesowi URE informacje o zawartych umowach, na podstawie których sprzedają wytworzoną energię elektryczną poza giełdą, w terminie 7 dni od dnia ich zawarcia. Na podstawie tych danych Prezes URE ogłaszać będzie średnią kwartalną cenę energii elektrycznej niepodlegającej obligu w terminie 14 dni od dnia zakończenia kwartału.

Resort podał w Ocenie Skutków Regulacji, że zasadniczym celem projektowanej regulacji, czyli podniesienia zakresu obowiązku sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej z 30 proc. do 100 proc. jest poprawa przejrzystości, zwiększenie płynności oraz przewidywalności na rynku energii elektrycznej.

"Wpływ giełdowego rynku energii na życie gospodarcze i sytuację obywateli jest tak duży, że nie można pozwolić na funkcjonowanie tego rynku w sposób nieprzejrzysty. Obecnie dochodzi do sytuacji, w których pionowo zintegrowane grupy energetyczne mogą handlować energią pomiędzy podmiotami wewnątrz swojej struktury, co skutkuje faktem, że znaczna część energii omija główny rynek giełdowy. Podwyższenie obliga, ma na celu zwiększenie płynności i przewidywalności na rynku energii elektrycznej. Proponowane rozwiązanie jest niezbędne do uzyskania pełnej transparentności hurtowego rynku energii elektrycznej oraz uzyskania oczekiwanych efektów" - napisano w uzasadnieniu projektu.

Przedstawiony projekt nowelizacji Prawa energetycznego obejmuje też m.in. propozycję uregulowania instytucji sprzedaży rezerwowej, czyli sprzedaży paliw gazowych lub energii elektrycznej do odbiorcy końcowego przyłączonego do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej lub gazowej lub do sieci przesyłowej gazowej realizowanej przez sprzedawcę rezerwowego w przypadku zaprzestania sprzedaży paliw gazowych lub energii elektrycznej przez dotychczasowego sprzedawcę.

Jak podał resort energii, proponowane zmiany ustawy Prawo energetyczne wynikają również z konieczności wdrożenia do polskiego porządku prawnego przyjmowanych na gruncie Unii Europejskiej Kodeksów Sieci i Wytycznych, stanowiących środki mające na celu budowę wspólnego, jednolitego rynku energii elektrycznej.

Uwagi do projektu, w ramach uzgodnień międzyresortowych, mają zostać zgłoszone do 17 sierpnia.

W załączniku przedstawiamy projekt wraz z uzasadnieniem i Oceną Skutków Regulacji.(PAP Biznes)

pel/ map/ gor/

"Osobiście jestem zwolennikiem tego, by to PSE budowały morskie sieci przesyłowe. Wygląda na to, że skala przedsięwzięć offshore tego wymaga. Poza tym całe przedsięwzięcie dobrze komponuje się z polityką budowy nowych połączeń asynchronicznych, stałoprądowych, przede wszystkim z krajami bałtyckimi, do czego jesteśmy zobowiązani na mocy porozumienia dotyczącego synchronizacji krajów bałtyckich" - powiedział dziennikarzom w środę prezes PSE Eryk Kłossowski.

Podczas czerwcowej konferencji nt. offshore przedstawiciel PSE mówił, że inwestorzy morskich farm wiatrowych w Polsce zadeklarowali PSE, podczas prowadzonej przez operatora analizy potencjału morskiego, zainteresowanie realizacją około 12 GW.

"Zgłoszono w ankiecie pokaźną wartość gigawatów. Trzeba ją zweryfikować, przepuszczając przez filtr rozsądku" - skomentował prezes PSE.

Pytany o przewidywany czas realizacji inwestycji wiatrowych na morzu odpowiedział: "To projekt obliczony na długie lata. Nie buduje się kilkunastu gigawatów offshore tak po prostu. To wymaga mobilizacji przemysłu stoczniowego, dostawców turbin wiatrowych".

Dodał, że rozbudowy wymagałby też system sieci przesyłowych na lądzie.

Prezes PSE poinformował też, że jest zwolennikiem stopniowego rozwoju fotowoltaiki, by docelowo osiągnąć 2 GW mocy zainstalowanych.

"To by znakomicie wypełniało nasze potrzeby w warunkach letniego szczytu zapotrzebowania, gdy mamy ubytki w elektrowniach, przeciążenia" - powiedział Eryk Kłossowski.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Sygnatariuszami dokumentu są Polskie Sieci Elektroenergetyczne oraz Enea Operator, Energa-Operator, innogy Stoen Operator, PGE Dystrybucja i Tauron Dystrybucja.

Porozumienie zawiera deklarację wzajemnej współpracy i pomocy OSD i OSP przy usuwaniu skutków awarii sieci elektroenergetycznych na liniach napowietrznych i kablowych oraz przy odbudowie systemu elektroenergetycznego. Celem jest przyspieszenie przywracania dostaw energii elektrycznej klientom dotkniętym awariami, w szczególności wywołanymi ekstremalnymi zjawiskami atmosferycznymi.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski powiedział, że porozumienie wynika m.in. z doświadczeń nabytych w ubiegłym roku, kiedy spółki zmagały się z huraganami związanymi z gwałtownymi burzami.

"Wypracowały się pewne formuły nieoficjalnej współpracy. Spółki sobie wzajemnie udzielały pomocy, ale system rozliczeń wymaga sformalizowania pewnych procesów” - powiedział na konferencji minister energii Krzysztof Tchórzewski.

Wskazał, że inwestycje w modernizację i rozwój sieci stają się priorytetem dla całego sektora. Dodał, że jednym z wyzwań jest kablowanie sieci. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Dane operacyjne PGE za drugi kwartał 2018 r. i narastająco za I półrocze 2018 r.:

Kluczowe dane finansowe PGE:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/ gor/

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w I półroczu 2018 roku 12.871 mln zł wobec 10.620 mln zł rok wcześniej.

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 1.831 mln zł wobec 1.932 mln zł zysku rok wcześniej, a EBITDA wzrosła do 3.675 mln zł z 3.445 mln zł w I połowie 2017 roku.

Wynik skorygowany o zdarzenia jednorazowe wyniósł 3,8 mld zł, czyli o 12 proc. więcej niż rok temu. Spółka tłumaczy, że to efekt akwizycji aktywów PGE Energia Ciepła, która przełożyła się na dodatkowy wolumen produkcji energii (+5,2 TWh) i dodatkowy wolumen sprzedanego ciepła (+18,8 PJ). Całkowity finansowy wpływ nowych aktywów to 579 mln zł na poziomie powtarzalnej EBITDA.

Spółka podała, że EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna (w tym ciepłownictwo) wyniosła 1.839 mln zł, a segmentu Dystrybucja 1.270 mln zł. Zysk EBITDA w Obrocie wyniósł w I półroczu 302 mln zł, a w segmencie Energetyka Odnawialna 222 mln zł.

Na poziom raportowanej EBITDA wpływ miały zdarzenia jednorazowe, w tym korekta rekompensat za rozwiązane kontrakty długoterminowe na sprzedaż energii w Elektrociepłowni Zielona Góra (-97 mln zł), natomiast na wynik netto wpłynęły korekty aktualizujące wartość księgową aktywów trwałych.

W samym II kwartale 2018 roku zysk netto PGE, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 346 mln zł, co oznacza spadek o 35 proc. rdr. Spółka podała, że wynik bez odpisów wyniósł 416 mln zł i był niższy rdr o 26 proc. rdr.

Przychody grupy w II kwartale wzrosły o 18 proc. rdr do 5,73 mld zł. EBITDA spadła o 2 proc. rdr do 1,46 mld zł, a EBITDA powtarzalna wzrosła o 6 proc. rdr do 1,57 mld zł.

Poniżej przedstawiamy wyniki PGE za I półrocze 2018 r.

Po pierwszym półroczu 2018 r. produkcja energii w grupie PGE wyniosła 32,92 TWh (wzrost o 18 proc. rdr), z czego 19,29 TWh, czyli o 3 proc mniej rdr, pochodziło z węgla brunatnego. To efekt większego obciążenia remontowego Elektrowni Bełchatów oraz Elektrowni Turów.

Produkcja energii elektrycznej z węgla kamiennego wyniosła 10,27 TWh, co oznacza wzrost o 97 proc. rdr, co jest efektem ujęcia w raportowanych wynikach przejętych elektrociepłowni (EC Kraków, EC Gdańsk, EC Gdynia, EC Wrocław, EC Czechnica), które łącznie wyprodukowały 1,95 TWh oraz Elektrowni Rybnik, która wyprodukowała 2,42 TWh.

O 53 proc. wzrósł wolumen produkcji z gazu, który w I półroczu 2018 r. wyniósł 2,24 TWh. Na wynik ten wpłynęły również włączone aktywa PGE Energia Ciepła (EC Toruń, EC Zielona Góra, EC Zawidawie), które łącznie wyprodukowały 0,87 TWh.

Wolumen dystrybucji energii elektrycznej wyniósł po I półroczu 17,99 TWh, co oznacza wzrost o 3 proc. rdr.

Nakłady na inwestycje w grupie PGE wyniosły w I półroczu 2,2 mld zł (spadek o 14 proc. rdr).

PGE poinformowała w komunikacie prasowym, że zaawansowanie prac przy budowie dwóch bloków w Elektrowni Opole o łącznej mocy 1.800 MW wynosi 92 proc. Kontynuowany jest rozruch zimny urządzeń bloku nr 5, prowadzone są dalsze prace montażowe w obszarze bloku nr 6 oraz układów wspólnych.

Z kolei ogólne zaawansowanie prac na terenie budowy bloku o mocy 490 MW w Elektrowni Turów osiągnęło ok. 66 proc. PGE podała, że zakończono budowę płaszcza chłodni kominowej, trwa również budowa estakady nawęglania i estakady technologicznej.

PGE przewiduje, że pełna integracja aktywów ciepłowniczych wydzielonych z PGE GiEK do PGE Energia Ciepła zostanie osiągnięta 2 stycznia 2019 roku.

W portfelu analizowanych lub będących w przygotowaniu inwestycji grupy znajdują się małe źródła kogeneracyjne gazowe w elektrociepłowniach w Zgierzu, Kielcach i Zielonej Górze oraz nowy gazowy układ kogeneracyjny w Elektrociepłowni Bydgoszcz.

"W Elektrowni Rybnik analizujemy warunki lokalne i możliwości technologiczne, a jedną z możliwości rozwoju dla tej lokalizacji jest również powstanie bloku kogeneracyjnego. Kontynuujemy prace związane z budową nowej Elektrociepłowni Czechnica, podpisaliśmy również listy intencyjne co do analizy rozwoju mocy ciepłowniczych dla Nowego Sącza i Wadowic" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Zgodnie z wcześniejszymi założeniami spółka spodziewa się też umiarkowanego wzrostu rdr raportowanego wyniku EBITDA w segmencie dystrybucji oraz stabilnego wyniku w obszarze energetyki odnawialnej.

PGE podała w prezentacji, że zakłada zrealizowaną średnioroczną cenę hurtową energii na poziomie 174-176 zł/MWh, a przy okazji wyników za I kwartał zakładała cenę w wysokości 171-173 zł/MWh.

Spółka podtrzymała, że wolumeny produkcji z węgla brunatnego mogą być nieznacznie niższe ze względu na większe obciążenie remontowe w Bełchatowie. PGE nadal przewiduje, że ceny węgla w 2018 roku będą wyższe do ok. 10 proc. w efekcie ścieżek cenowych w umowach oraz zakontraktowanych wolumenów.

Wśród czynników, które wpłyną na wyniki segmentu OZE PGE wymieniła spadek kosztów z tytułu podatku od nieruchomości po zmianie przepisów.

Grupa zauważyła, że w segmencie obrotu jest wzrost presji na marżę jednostkową związany ze wzrostem cen na rynku hurtowym (w szczególności rynku spot).

Po I półroczu PGE ma 3.675 mln zł EBITDA wobec 3.445 mln zł rok wcześniej.

EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna(w tym ciepłownictwo) wyniosła w I półroczu 2018 roku 1.839 mln zł(wzrost o 14 proc. rdr), a segmentu dystrybucja 1.270 mln zł (wzrost o 4 proc. rdr). Zysk EBITDA w obrocie wyniósł w I półroczu 302 mln zł (spadek o 28 proc. rdr), a w segmencie energetyka odnawialna 222 mln zł (wzrost o 31 proc. rdr).

W 2017 roku EBITDA grupy PGE wzrosła do 7,65 mld zł z 7,38 mld zł w 2016 roku.

EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna wyniosła w 2017 roku 4.099 mln zł, EBITDA segmentu dystrybucja 2.333 mln zł, segmentu obrót 811 mln zł, a EBITDA segmentu energetyka odnawialna 364 mln zł.(PAP Biznes)

pel/ gor/

"(...) kontynuujemy proces integracji nabytych aktywów wytwórczych w ramach Grupy, tak by zapowiadany efekt synergii był jak najszybciej widoczny. W tym procesie osiągamy kolejne kamienie milowe, a pełną integrację aktywów ciepłowniczych wydzielonych z PGE GiEK do PGE Energia Ciepła zamierzamy osiągnąć 2 stycznia 2019 r." - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

PGE podała, że w jej portfelu analizowanych lub będących w przygotowaniu inwestycji znajdują się małe źródła kogeneracyjne gazowe w elektrociepłowniach w : Zgierzu, Kielcach i Zielonej Górze oraz nowy gazowy układ kogeneracyjny w Elektrociepłowni Bydgoszcz.

"W Elektrowni Rybnik analizujemy warunki lokalne i możliwości technologiczne, a jedną z możliwości rozwoju dla tej lokalizacji jest również powstanie bloku kogeneracyjnego. Kontynuujemy prace związane z budową nowej Elektrociepłowni Czechnica, podpisaliśmy również listy intencyjne co do analizy rozwoju mocy ciepłowniczych dla Nowego Sącza i Wadowic" – powiedział Baranowski.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 1.831 mln zł wobec 1.932 mln zł zysku rok wcześniej, a EBITDA wzrosła do 3.675 mln zł z 3.445 mln zł w I połowie 2017 roku.

Wyniki PGE są zgodne z ostatnimi szacunkami grupy. 1 sierpnia spółka szacowała, że jej EBITDA w I półroczu wyniosła 3.675 mln zł, a zysk netto jednostki dominującej 1.281 mln zł.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w I półroczu 2018 roku 12.871 mln zł wobec 10.620 mln zł rok wcześniej. (PAP Biznes)

pel/

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

kom espi zdz

Ministerstwo chce zmienić rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną.

"Potrzeba wsparcia przedsiębiorstw energochłonnych. Lepsze uregulowanie zasad kształtowania taryf dla OSD i OSP" - napisano w uzasadnieniu.

"Zmiany mają rozszerzyć ulgi dla przedsiębiorców energochłonnych oraz doprecyzować zasady kształtowania taryf dla przedsiębiorstw dystrybucyjnych i przesyłowego" - dodano.

ME chce wydać rozporządzenie w grudniu tego roku. (PAP Biznes)

map/ asa/

W listopadzie 2015 roku Polimex Energetyka, spółka zależna Polimeksu, podpisała z PGE GiEK kontrakt o wartości 339,54 mln zł netto na modernizację kotłów na trzech blokach Elektrowni Turów. Umowa przewidywała zakończenie kontraktu do 18 stycznia 2020 roku.

Jak podano w piątek, cena netto kontraktu wynosi obecnie 369,28 mln zł. Data finalizacji kontraktu została określona z kolei na 16 maja 2020 roku. (PAP Biznes)

sar/ osz/

Spółka podała, że EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna (w tym ciepłownictwo) szacowana jest na 1.839 mln zł, a segmentu Dystrybucja na 1.270 mln zł. Według szacunków zysk EBITDA w Obrocie wyniósł w I półroczu 302 mln zł, a w segmencie Energetyka Odnawialna 222 mln zł.

Nakłady inwestycyjne PGE wyniosły 2.251 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na 30 czerwca 2018 r. wyniosło około 8.211 mln zł.

PGE szacowała 26 lipca, że jej skonsolidowana EBITDA w I półroczu 2018 roku wyniosła około 3.577 mln zł, a zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej około 1.202 mln zł.

PGE opublikuje wyniki za I półrocze 2018 rok 7 sierpnia. (PAP Biznes)

pel/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego numer 19/2018 z 26 lipca 2018 r., Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") przekazuje do wiadomości publicznej wstępne wybrane skonsolidowane wyniki finansowe za I półrocze 2018.

Zmiana szacunku wyników finansowych wynika ze zmiany sposobu ujęcia kosztów dotyczących uprawnień do emisji CO2 w okresie sprawozdawczym.

Szacunkowy wynik EBITDA Grupy Kapitałowej PGE za I półrocze 2018 jest wyższy o 98 mln PLN w porównaniu do publikowanych uprzednio szacunków, a zysk netto dla akcjonariuszy jednostki dominującej jest wyższy o 79 mln PLN.

Skonsolidowany zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy aktualizujące (EBITDA) w I półroczu 2018 roku wyniósł około 3.675 mln złotych, w tym:

EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna (w tym Ciepłownictwo): 1.839 mln złotych,

EBITDA segmentu Dystrybucja: 1.270 mln złotych,

EBITDA segmentu Obrót: 302 mln złotych,

EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 222 mln złotych.

Skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł około 1.281 mln złotych (czyli 69 groszy na akcję). Nakłady inwestycyjne wyniosły 2.251 mln złotych. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 czerwca 2018 r. wyniosło około 8.211 mln złotych.

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 półrocze 2018 nastąpi 7 sierpnia 2018 r.

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 PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("Spółka") przekazuje w załączeniu informacje udzielone akcjonariuszom poza walnym zgromadzeniem w odpowiedzi na pytania zadane przez akcjonariuszy podczas Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki w dniu 19 lipca 2018 r.

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

"Oczekujemy, że nowe obligo nie zatrzyma procesu zmian warunków obrotu, które zostały zapoczątkowane na Towarowej Giełdzie Energii. Zmiany miały na celu zmniejszenie obciążeń finansowych uczestników giełdy" - powiedział prezes PGE Henryk Baranowski.

"Kolejnym krokiem służącym poprawie przejrzystości rynku energii powinno być wprowadzenie przez głównego organizatora obrotu bardziej elastycznych metod zabezpieczania transakcji przez podmioty uczestniczące w obrocie. Naszym zdaniem, dzięki kolejnym krokom, mamy realne szanse przyciągnąć jak największą liczbę odbiorców oraz dostosować zasady obrotu do dynamicznie zmieniających się warunków rynkowych" - dodał prezes.

W ocenie PGE na rozwój i przejrzystość rynku pozytywnie wpłynie również rozszerzenie możliwości obrotu energią na nowych platformach.

Prezes PGE zapowiedział we wtorek, że zgodnie z apelem ministra energii spółka będzie w całości realizować handel energią poprzez rynki zorganizowane.

"Popieramy wszelkie działania mające na celu podniesienie transparentności rynku energii i doprowadzenie do sytuacji, w której ceny giełdowe energii elektrycznej rzetelnie i w pełni odzwierciedlają sytuację rynkową. Dlatego podzielając troskę Ministerstwa Energii o rozwój rynku, spółka przyjęła do wiadomości informację o zmianach dotyczących obowiązku obrotu energią i będzie realizować handel poprzez rynki zorganizowane w całości" - powiedział prezes Henryk Baranowski.

Ministerstwo Energii chce zaproponować projekt zmian legislacyjnych wprowadzających 100 proc. obliga giełdowego dla energii elektrycznej, z wyłączeniem kogeneracji i energii ze źródeł odnawialnych, w celu uspokojenia rynku energii elektrycznej.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski jednocześnie zwrócił się do przedsiębiorstw energetycznych, aby od 1 sierpnia 2018 roku obrót energią prowadziły wyłącznie w oparciu o rynek giełdowy. Obecnie obligo giełdowe, które oznacza obowiązkową sprzedaż energii przez jej wytwórców za pośrednictwem giełdy, wynosi 30 proc. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Ministerstwo Energii poinformowało w poniedziałek, że zaproponuje projekt zmian legislacyjnych wprowadzających 100 proc. obliga giełdowego dla energii elektrycznej, z wyłączeniem kogeneracji i energii ze źródeł odnawialnych, w celu uspokojenia rynku energii elektrycznej. Minister energii Krzysztof Tchórzewski jednocześnie zwrócił się do przedsiębiorstw energetycznych, aby od 1 sierpnia 2018 roku obrót energią prowadziły wyłącznie w oparciu o rynek giełdowy.

Obecnie obligo giełdowe, które oznacza obowiązkową sprzedaż energii przez jej wytwórców za pośrednictwem giełdy, wynosi 30 proc. W 2017 roku obowiązywało obligo giełdowe na poziomie 15 proc. wyprodukowanej energii.

"Cena na rynku nieregulowanym była zazwyczaj lekko niższa niż na rynku regulowanym, ale uważamy, że różnice nie były wyższe niż kilka punktów procentowych. Zwiększona płynność jest z pewnością lepsza dla rynku, ceny kontraktów forward staną się bardziej wiarygodne niż obecnie" - napisał w porannym komentarzu Robert Maj, analityk Ipopema Securities.

Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale, ocenia, że kontrakty roczne na energię na TGE są płynne i zwiększenie wolumenu energii raczej nie wpłynie na ich ceny.

"Kontrakty roczne są i tak bardzo płynne. Ich ceny odzwierciedlają koszty, w tym koszty CO2 i węgla, choć - moim zdaniem - kontrakty na 2019 rok jeszcze nie do końca odzwierciedlają ceny węgla na przyszły rok. Jeśli będzie wzrost cen węgla, to marże spółek jeszcze bardziej spadną" - powiedział PAP Biznes Kubicki.

"Zwiększenie płynności na kontraktach rocznych pewnie nic nie zmieni w cenach energii. Może jedynie zmienić w kontraktach kwartalnych, gdzie płynność jest mała i widać było w maju i czerwcu mocne wzrosty cen" - dodał.

Na Towarowej Giełdzie Energii w ostatnich miesiącach mocno zwyżkowały ceny energii elektrycznej w kontraktach terminowych. Na przełomie maja i czerwca cena energii BASE w kontrakcie z dostawą w III kwartale 2018 roku przekroczyła 300 zł/MWh, podczas gdy rok wcześniej ceny wynosiły ok. 180 zł/MWh. Na rynku pojawiły się wtedy głosy, że mogło dochodzić do manipulacji cen energii na TGE. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki Maciej Bando zapowiedział zbadanie sytuacji.

W poniedziałek cena energii BASE w kontraktach z dostawą na IV kwartał 2018 roku wynosiła ok. 240 zł/MWh, a kontrakt na 2019 rok wyceniany był na ok. 226 zł/MWh (wobec ok. 182 zł/MWh na początku tego roku).

Paweł Puchalski, analityk DM BZ WBK, również zwraca uwagę, że ceny energii na giełdzie są pochodną przede wszystkim cen CO2 i węgla.

"W mojej ocenie, podniesienie obliga do poziomu 100 proc. nie wpłynie na ceny energii, ponieważ one zależą głównie od cen CO2 i cen węgla. Zmniejszyć może się natomiast ryzyko wielotygodniowych istotnych wahań cen dzięki poprawie płynności na TGE. Nie wpłynie to jednak - moim zdaniem - na średnią cenę, a jeśli, to ceny mogą zostać skorygowane w dół jedynie w niewielkim stopniu, dzięki potencjalnej eliminacji nadzwyczajnych szczytów" - powiedział PAP Biznes analityk DM BZ WBK.

Analitycy wskazują, że przy obligu na poziomie 100 proc. spółkom, które produkują mniej energii niż sprzedają, łatwiej się będzie zahedgować. Na zmianach skorzystać powinna np. Energa.

"Spółkom, które są +krótkie w energię elektryczną+, czyli produkują mniej energii, łatwiej się będzie zahedgować. To oznacza, że np. odrobinę łatwiej będzie miała Energa. Może spółka nie będzie już miała tak słabych wyników w segmencie sprzedaży, jak w II kwartale, gdy prawdopodobnie kupowała energię po 300 zł/MWh, hedgując się na kolejne okresy. Myślę, że w pewnym stopniu skorzystać może także Tauron" - powiedział Paweł Puchalski.

"Z kolei PGE łatwiej jest, w mojej ocenie, się bilansować, gdy nie musi całej energii wprowadzać na giełdę. W mojej ocenie, obligo na poziomie 100 proc. byłoby dla spółki nieco mniej korzystnym rozwiązaniem" - dodał analityk.

Prezes Tauronu Filip Grzegorczyk w rozmowie z PAP Biznes pozytywnie ocenił zaproponowane przez resort energii zmiany. Jego zdaniem 100-procentowe obligo giełdowe przyczyni się m.in. do większej transparentności rynku, poprawi płynność na Towarowej Giełdzie Energii, powinno się też przyczynić do spadku cen hurtowych energii z powodu zwiększonej podaży. Dodał, że to także korzystne rozwiązanie dla grupy Tauron, która ma krótką pozycję (w wytwarzaniu względem sprzedaży - PAP Biznes) i musi dokupować energię na giełdzie. W związku z tym od 1 sierpnia Tauron będzie maksymalizować ilość energii sprzedawanej za pośrednictwem TGE.

Zwiększenie obliga pozytywnie ocenia też Energa.

"Wzrost obliga giełdowego do 100 procent jest pozytywną informacją dla naszej grupy, ponieważ przekłada się na wzrost płynności na giełdzie, poprawę transparentności kształtowania się cen energii elektrycznej, a także ogranicza możliwość wpływania na cenę przez uczestników posiadających dominującą pozycję. Wzrost obliga doprowadzi do stabilizacji sytuacji na rynku energii elektrycznej, a dodatkowo wdrożenie tych zmian sprzyjałoby zmniejszeniu ryzyka gwałtownych ruchów cenowych" - poinformował PAP Biznes Adam Kasprzyk, rzecznik prasowy Energi.

"Już sama zapowiedź zmiany została dobrze przyjęta przez rynek. Na giełdzie cena hurtowa energii elektrycznej zaczęła spadać, co jest dobrą prognozą na przyszłość. Co ważne, minimalizacja ryzyka występowania gwałtownych ruchów cenowych na TGE przełoży się na większą stabilność cen dla odbiorców indywidualnych" - dodał.

Z kolei rzecznik prasowy PGE Maciej Szczepaniuk napisał na Twitterze, że grupa podziela troskę o rozwój rynku energii i przyjmuje do wiadomości informacje o zmianach dotyczących obowiązku obrotu energią. "PGE będzie realizować handel poprzez rynki zorganizowane w całości" - napisał.

Niezwłocznie zmiany zamierza też wprowadzić Enea. "Grupa Enea jest od dawna aktywnym uczestnikiem rynku giełdowego. Ze zrozumieniem przyjmujemy propozycje zmian w obszarze obrotu energią i zamierzamy je realizować w tym zakresie niezwłocznie" - poinformował PAP Biznes Piotr Ludwiczak, kierownik biura PR Enei.

Analitycy oceniają, że podwyższenie obliga będzie korzystne dla GPW, właściciela TGE.

Łukasz Jańczak, analityk Ipopema Securities, ocenił w porannym raporcie, że po zmianach przychody GPW mogą wzrosnąć o 40-50 mln zł, a zysk netto o 30-40 mln zł w skali roku.(PAP Biznes)

pel/ asa/

Ministerstwo Energii poinformowało w poniedziałek, że zaproponuje projekt zmian legislacyjnych wprowadzających 100 proc. obliga giełdowego dla energii elektrycznej, z wyłączeniem kogeneracji i energii ze źródeł odnawialnych, w celu uspokojenia rynku energii elektrycznej. Minister energii Krzysztof Tchórzewski jednocześnie zwrócił się do przedsiębiorstw energetycznych, aby od 1 sierpnia 2018 roku obrót energią prowadziły wyłącznie w oparciu o rynek giełdowy.

Obecnie obligo giełdowe, które oznacza obowiązkową sprzedaż energii przez jej wytwórców za pośrednictwem giełdy, wynosi 30 proc. W 2017 roku obowiązywało obligo giełdowe na poziomie 15 proc. wyprodukowanej energii.

Jak mówił we wtorek wiceminister energii Grzegorz Tobiszowski, 100-procentowe obligo giełdowe ma dotyczyć spółek energetycznych, w których udziały ma Skarb Państwa. "Na tym etapie mówimy tylko o Skarbie Państwa, natomiast dajemy sobie jeszcze czas na analizy do wrześniowego posiedzenia Sejmu" - powiedział wiceminister.

Zaproponowane przez resort energii zmiany pozytywnie ocenił prezes Tauronu Filip Grzegorczyk.

"Pomysł Ministerstwa Energii jednym posunięciem rozwiązuje kilka strukturalnych problemów rynku. Po pierwsze, rozwiązuje problem bilansu grup energetycznych, czyli tego, że jedne mają pozycję długą, a inne krótką. Po drugie, 100 proc. obligo zapewni przejrzystość rynku i nie będzie już zarzutów o manipulację cenami. Po trzecie, giełda będzie głębokim rynkiem, z dużą płynnością. To wszystko leży w interesie konsumentów energii" - powiedział PAP Biznes prezes Tauronu.

Jego zdaniem, 100-procentowe obligo giełdowe przyczyni się m.in. do większej transparentności rynku, poprawi płynność na Towarowej Giełdzie Energii, powinno się też przyczynić do spadku cen hurtowych energii z powodu zwiększonej podaży. Dodał, że to także korzystne rozwiązanie dla grupy Tauron, która ma krótką pozycję (w wytwarzaniu względem sprzedaży - PAP Biznes) i musi dokupować energię na giełdzie. W związku z tym - jak podał Tauron - od 1 sierpnia będzie maksymalizować ilość energii sprzedawanej za pośrednictwem TGE.

Zwiększenie obliga pozytywnie ocenia też Energa.

"Wzrost obliga giełdowego do 100 procent jest pozytywną informacją dla naszej grupy, ponieważ przekłada się na wzrost płynności na giełdzie, poprawę transparentności kształtowania się cen energii elektrycznej, a także ogranicza możliwość wpływania na cenę przez uczestników posiadających dominującą pozycję. Wzrost obliga doprowadzi do stabilizacji sytuacji na rynku energii elektrycznej, a dodatkowo wdrożenie tych zmian sprzyjałoby zmniejszeniu ryzyka gwałtownych ruchów cenowych" - poinformował PAP Biznes Adam Kasprzyk, rzecznik prasowy Energi.

"Już sama zapowiedź zmiany została dobrze przyjęta przez rynek. Na giełdzie cena hurtowa energii elektrycznej zaczęła spadać, co jest dobrą prognozą na przyszłość. Co ważne, minimalizacja ryzyka występowania gwałtownych ruchów cenowych na TGE przełoży się na większą stabilność cen dla odbiorców indywidualnych" - dodał.

Z kolei rzecznik prasowy PGE Maciej Szczepaniuk napisał na Twitterze, że grupa podziela troskę o rozwój rynku energii i przyjmuje do wiadomości informacje o zmianach dotyczących obowiązku obrotu energią. "PGE będzie realizować handel poprzez rynki zorganizowane w całości" - napisał.

Niezwłocznie zmiany zamierza też wprowadzić Enea.

"Grupa Enea jest od dawna aktywnym uczestnikiem rynku giełdowego. Ze zrozumieniem przyjmujemy propozycje zmian w obszarze obrotu energią i zamierzamy je realizować w tym zakresie niezwłocznie" - poinformował PAP Biznes Piotr Ludwiczak, kierownik biura PR Enei. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Wyniki osiągnięte w pierwszym półroczu przez największego krajowego producenta węgla kamiennego przedstawił we wtorek w Katowicach prezes PGG Tomasz Rogala. Ocenił, że Grupa umocniła swoją pozycję rynkową, zwiększając udział w polskiej produkcji węgla do 46,5 proc. (o prawie 2 proc.), a w produkcji węgla energetycznego do 55,6 proc. (o 3,5 proc.).

W pierwszym półroczu tego roku kopalnie PGG wydobyły 14,8 mln ton węgla - to ok. 800 tys. ton więcej niż w tym samym czasie rok wcześniej (bez uwzględnienia ubiegłorocznego wydobycia ruchu Śląsk w Rudzie Śląskiej, który w ub. roku został przekazany do Spółki Restrukturyzacji Kopalń), a 200 tys. ton więcej, gdyby uwzględnić likwidowany obecnie ruch Śląsk. Wydajność pracy wzrosła o 3,5 proc. PGG zatrudnia ponad połowę wszystkich zatrudnionych w polskim górnictwie.

Na drugie półrocze tego roku PGG zakłada produkcję węgla rzędu 15,8 mln ton, co da roczne wydobycie w 2018 r. na poziomie ponad 30,5 mln ton.

Poprawa sytuacji rynkowej - głównie wzrost cen węgla - oraz prowadzona restrukturyzacja spółki przełożyły się - jak podał prezes Rogala - na jej wyniki finansowe. W 2016 r. firma traciła ponad 80 zł na każdej tonie sprzedanego węgla, rok później zysk na jednej tonie nie przekraczał 2 zł, podczas gdy w pierwszym półroczu br. było to już 28,55 zł. W odniesieniu do pierwszego półrocza minionego roku zysk netto wzrósł o 287 mln zł (przed rokiem było to 7 mln zł, obecnie 294 mln zł); w 2016 r. firma odnotowała po pierwszym półroczu 265 mln zł straty netto.

Obecny podczas wtorkowej prezentacji wyników PGG wiceminister energii Grzegorz Tobiszowski uznał wyniki osiągnięte w pierwszym półroczu przez PGG za satysfakcjonujące. "Zakładane plany zostały przekroczone, widać też pozytywne efekty inwestycyjne, właściwy nadzór, wdrażane są nowe pomysły na integrację firmy" - ocenił wiceminister.

Tobiszowski podkreślił, że na obecnej sytuacji korzysta także energetyka. "Nie jest tak, że tylko cena węgla ratuje dzisiaj Polską Grupę Górniczą, a energetyka miałaby na tym tracić. PGG zwiększa efektywność, a krajowa energetyka zyskała ponad 1 mld zł z racji tego, że kupuje węgiel u polskiego producenta, a nie z importu" - wskazał wiceminister.

Od początku roku do końca czerwca PGG wydała ponad 1 mld 115,2 mln zł na inwestycje - głównie w przygotowanie nowych ścian do produkcji węgla (ponad 600 mln zł) oraz zakupy maszyn i urządzeń (327,2 mln zł), a także na kontynuację dużych projektów (180 mln zł). Tegoroczne wydatki były o ponad 300 mln zł wyższe od nakładów poniesionych w pierwszym półroczu 2017 r., kiedy spółka wydała na inwestycje 814,6 mln zł, czyli 56 zł w przeliczeniu na tonę wydobytego węgla - obecnie wskaźnik ten wzrósł o ponad jedną trzecią, do 75 zł na każdą tonę węgla. Wydrążono 7 km więcej wyrobisk niż przed rokiem, wzrosła też długość tras nowych przenośników (o 2 km) oraz liczba kupionych lub zmodernizowanych sekcji podziemnej obudowy (o 576 sztuk).

Prezes Rogala prognozuje, że tegoroczna łączna wartość inwestycji w PGG przekroczy 2 mld 666,4 mln zł, co da ok. 87 zł w przeliczeniu na każdą tonę węgla. Wśród największych realizowanych projektów są m.in.: ukończenie budowy szybu VII w kopalni Murcki-Staszic, integracja techniczna ruchów Chwałowice i Jankowice (w ramach kopalni ROW) 700 m pod ziemią, budowa centralnej lub grupowej klimatyzacji w ruchach Marcel-Jankowice, Mysłowice-Wesoła i Halemba, a także rozpisane do 2020 r. zakupy nowego sprzętu: obudowy zmechanizowanej, przenośników taśmowych i zgrzebłowych, ciągników spalinowych kolejek podwieszanych, zestawów transportowych, wentylatorów lutniowych oraz pomp odwadniających, szlamowych i technologicznych.(PAP)

Marek Błoński

mab/ je/ gor/

Umowa o zarządzanie rynkiem mocy obejmuje spółki: PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, PGE Energia Odnawialna i PGE Energia Ciepła wraz z Elektrociepłownią Zielona Góra, PGE Toruń i ZEW Kogeneracja.

"Wypracowany model zarządzania rynkiem mocy zapewni efekt synergii, tym samym optymalny poziom korzyści dla całej grupy PGE, a także ograniczy koszty dostaw dla operatora systemu przesyłowego" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

PGE podała, że pierwszą rundę certyfikacji ogólnej do udziału w aukcjach na dostawy mocy na lata 2021, 2022 i 2023 przeszły wszystkie zgłoszone 142 jednostki wytwórcze grupy, o łącznej mocy 17,3 GW. Jak podano, PGE zgłosiła w tej rundzie wszystkie swoje istniejące jednostki oraz kilka jednostek planowanych.

Do rynku mocy grupa PGE zgłosi bloki na węgiel brunatny, kamienny i gaz, farmy wiatrowe, elektrownie wodne i biomasowe oraz elektrownie szczytowo-pompowe.

Certyfikację ogólną przeprowadza PSE w celu pozyskania informacji o jednostkach wytwórczych oraz wpisania ich do rejestru rynku mocy, a zebrane informacje będą służyły do przygotowania propozycji parametrów aukcji.

Rynek mocy to nowy model funkcjonowania rynku energii, w którym wytwórcy otrzymują wynagrodzenie nie tylko za dostarczoną energię elektryczną, ale także za gotowość jej dostarczenia, czyli moc.

Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane. Zwycięzcami aukcji zostaną jednostki o najniższym koszcie dostawy, przy czym zachowana będzie neutralność technologiczna. Dzięki wprowadzeniu rynku mocy w latach 2021-2030 sektor energetyczny może pozyskać nawet 30 mld zł na odbudowę i modernizację jednostek wytwórczych.

PGE podała w komunikacie prasowym, że do 2025 r. wycofanych zostanie w Polsce ok. 10 GW mocy wytwórczych, a problemy ze zbilansowaniem systemu mogą wystąpić już w 2020 r. Dwutowarowy rynek energii (energia elektryczna plus moc) ma ustrzec przed konsekwencjami tego scenariusza.

W 2018 r. odbędą się trzy aukcje na okresy dostaw 2021, 2022 oraz 2023. W latach 2019-2025 organizowana będzie co roku jedna aukcja główna na okresy dostaw przypadające odpowiednio na lata 2024-2030. Dostawy mocy będą realizowane w okresie 2021-2046.(PAP Biznes)

pel/ gor/

KAMIL KLISZCZ, ANALITYK DM MBANKU (raport poranny):

"PGE podała, że EBITDA w 2Q wyniosła 1,36 mld zł, ale była zainfekowana zdarzeniami jednorazowymi na kwotę -112 mln zł (odpisanie KDT-ów w Kogeneracji na -97 mln zł z uwagi na wzrost ścieżek cenowych energii i rezerwa rekultywacyjna -15 mln zł). Powtarzalna EBITDA wyniosłaby więc 1,475 mld zł, czyli -5 proc. poniżej naszej prognozy.

Warto jednak odnotować, że wyniki były jeszcze +sztucznie+ zaniżone przez sposób księgowania kosztów CO2 na kwotę -98 mln zł. (Spółka z uwagi na przyjęte zasady rachunkowości zawyżyła koszty okresu z uwagi na metodologię FIFO-koszty certyfikatów kupowanych na spot pod kontraktację 2019 weszły w koszty bieżące- w efekcie mamy +przesunięcie+ marży na rok 2019). Po tej korekcie wyniki byłyby zbliżone do prognoz. Wytwarzanie po tych korektach wygenerowałoby 663 mln zł vs zakładane 710 mln zł, obrót 113 mln zł vs 132 mln zł, OZE 108 mln zł vs 98 mln zł, a dystrybucja 632 mln zł vs 622 mln zł.

Lepiej wyglądało saldo na pozostałej działalności/korektach konsolidacyjnych (57 mln zł vs 5 mln zł).

Podsumowując, wyniki oceniamy neutralnie, ale rynek coraz baczniej powinien śledzić ceny na TGE, które wyglądają bardzo obiecująco w kontekście wyników 2019".

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

PGE szacuje, że jej skonsolidowana EBITDA w I półroczu 2018 roku wyniosła około 3.577 mln zł, a zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej około 1.202 mln zł.

Według szacunków PGE EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna (w tym ciepłownictwo) wyniosła 1.741 mln zł, segmentu dystrybucji 1.270 mln zł, w obrocie 302 mln zł, a w energetyce odnawialnej 222 mln zł.

W samym II kwartale 2018 r. EBITDA grupy PGE wyniosła 1.363 mln zł, co oznacza spadek o 9 proc. rdr, a zysk netto dla akcjonariuszy jednostki dominującej spadł o 50 proc. rdr do 267 mln zł.

PGE podała w prezentacji, że EBITDA powtarzalna, po oczyszczeniu o zdarzenia jednorazowe, spadła w II kwartale o 1 proc. rdr do 1.475 mln zł.

Tymczasem analitycy ankietowani przez PAP Biznes spodziewali się w II kwartale 1.548 mln zł EBITDA i 443,8 mln zł zysku netto jednostki dominującej.

Spółka podała, że w II kwartale na wynik powtarzalny segmentu energetyki konwencjonalnej pozytywny wpływ nabytych aktywów wyniósł 119 mln zł (bez korekty przychodów KDT w EC Zielona Góra 97 mln zł). Na plus zadziałały również: wyższa o 11,2 zł/MWh w ujęciu porównywalnym średnia zrealizowana cena energii, wyższy wolumen produkcji energii elektrycznej o 2,4 TWh ogółem (w tym nabyte aktywa 2,1 TWh) oraz wyższy wolumen sprzedaży ciepła o 2,8 PJ.

Z kolei koszty emisji CO2 w ujęciu porównywalnym (bez nabytych aktywów) były wyższe o 141 mln zł, a koszty zakupu paliw wyższe o 53 mln zł (w ujęciu porównywalnym – tj. bez nabytych aktywów). Spółka podała, że w II kwartale wynik segmentu Obrót był pod presją wzrostu cen energii na rynku spot.

PGE poinformowała, że na raportowany poziom wyniku EBITDA w II kwartale wpływ miała korekta przychodów KDT w EC Zielona Góra w wysokości minus 97 mln zł, a na wynik netto odpisy aktualizujące rzeczowe aktywa trwałe na poziomie 86 mln zł (przed opodatkowaniem).

Nakłady inwestycyjne grupy PGE w I półroczu wyniosły 2.251 mln zł (-13 proc. rdr), a w samym II kwartale 1.396 mln zł (-7 proc. rdr). (PAP Biznes)

pel/ ana/

Według szacunków PGE EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna (w tym ciepłownictwo) wyniosła 1.741 mln zł, segmentu dystrybucji 1.270 mln zł, w obrocie 302 mln zł, a w energetyce odnawialnej 222 mln zł.

W samym II kwartale 2018 r. EBITDA grupy PGE wyniosła 1.363 mln zł, co oznacza spadek o 9 proc. rdr, a zysk netto dla akcjonariuszy jednostki dominującej spadł o 50 proc. rdr do 267 mln zł. Tymczasem analitycy ankietowani przez PAP Biznes spodziewali się w II kwartale 1.548 mln zł EBITDA i 443,8 mln zł zysku netto jednostki dominującej.

PGE podała w prezentacji, że EBITDA powtarzalna, po oczyszczeniu o zdarzenia jednorazowe, spadła w II kwartale o 1 proc. rdr do 1.475 mln zł.

Spółka podała, że w II kwartale na wynik powtarzalny segmentu energetyki konwencjonalnej pozytywny wpływ nabytych aktywów wyniósł 119 mln zł (bez korekty przychodów KDT w EC Zielona Góra 97 mln zł). Na plus zadziałały również: wyższa o 11,2 zł/MWh w ujęciu porównywalnym średnia zrealizowana cena energii, wyższy wolumen produkcji energii elektrycznej o 2,4 TWh ogółem (w tym nabyte aktywa 2,1 TWh) oraz wyższy wolumen sprzedaży ciepła o 2,8 PJ.

Z kolei koszty emisji CO2 w ujęciu porównywalnym (bez nabytych aktywów) były wyższe o 141 mln zł, a koszty zakupu paliw wyższe o 53 mln zł (w ujęciu porównywalnym – tj. bez nabytych aktywów). Spółka podała, że w II kwartale wynik segmentu Obrót był pod presją wzrostu cen energii na rynku spot.

PGE poinformowała, że na raportowany poziom wyniku EBITDA w II kwartale wpływ miała korekta przychodów KDT w EC Zielona Góra w wysokości minus 97 mln zł, a na wynik netto odpisy aktualizujące rzeczowe aktywa trwałe na poziomie 86 mln zł (przed opodatkowaniem).

Nakłady inwestycyjne grupy PGE w I półroczu wyniosły 2.251 mln zł (-13 proc. rdr), a w samym II kwartale 1.396 mln zł (-7 proc. rdr).

Szacunkowe zadłużenie netto na koniec czerwca 2018 roku wyniosło około 8.211 mln zł wobec 7.579 mln zł na koniec grudnia 2017 roku.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment energetyki konwencjonalnej, w ujęciu porównywalnym, w I półroczu 2018 roku wyniosła 173,3 zł/MWh.

PGE szacuje, że produkcja energii elektrycznej netto w jednostkach wytwórczych grupy wyniosła w tym okresie 32,9 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 18 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 20,7 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 29 PJ.

W II kwartale 2018 roku produkcja energii wzrosła o 18 proc. rdr do 15,26 TWh, sprzedaż energii do odbiorców finalnych wzrosła o 5 proc. rdr do 10,19 TWh, a dystrybucja energii wzrosła o 3 proc. rdr do 8,8 TWh. Sprzedaż ciepła wzrosła o 103 proc. rdr do 5,55 PJ.

PGE opublikuje wyniki za I półrocze 2018 rok 7 sierpnia. (PAP Biznes)

pel/ sar/ gor/

Dane w mln zł

(PAP Biznes)

pel/ gor/

Dane operacyjne za drugi kwartał i I półrocze 2018 r.:

* Średnia zrealizowana cena hurtowa w ujęciu porównywalnym, bez nabytych aktywów; Średnia zrealizowana cena hurtowa z uwzględnieniem nabytych aktywów w II kw. 2018 (w I pół. 2018) wyniosła 176,5 zł/MWh (174,9 zł/MWh)

Szacunkowy wynik EBITDA grupy PGE i wynik netto:

Zdarzenia jednorazowe:

*Stan na 31 grudnia 2017

(PAP)

pel/ gor/

Według szacunków PGE EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna (w tym ciepłownictwo) wyniosła 1.741 mln zł, segmentu dystrybucji 1.270 mln zł, w obrocie 302 mln zł, a w energetyce odnawialnej 222 mln zł.

Nakłady inwestycyjne wyniosły 2.251 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na koniec czerwca 2018 roku wyniosło około 8.211 mln zł.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment energetyki konwencjonalnej w I półroczu 2018 roku wyniosła 173,3 zł/MWh.

PGE szacuje, że produkcja energii elektrycznej netto w jednostkach wytwórczych grupy wyniosła w tym okresie 32,9 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 18 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 20,7 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 29 PJ.

PGE opublikuje wyniki za I półrocze 2018 rok 7 sierpnia. (PAP Biznes)

sar/ gor/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") przekazuje do wiadomości publicznej wstępne wybrane skonsolidowane wyniki finansowe i operacyjne za I półrocze 2018.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w I półroczu 2018 w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 32,9 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 18,0 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 20,7 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 29,0 PJ.

Skonsolidowany zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy aktualizujące (EBITDA) w I półroczu 2018 roku wyniósł około 3.577 mln złotych, w tym:

EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna (w tym Ciepłownictwo): 1.741 mln złotych,

EBITDA segmentu Dystrybucja: 1.270 mln złotych,

EBITDA segmentu Obrót: 302 mln złotych,

EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 222 mln złotych.

Skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł około 1.202 mln złotych (czyli 64 grosze na akcję). Nakłady inwestycyjne wyniosły 2.251 mln złotych. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 czerwca 2018 r. wyniosło około 8.211 mln złotych.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w I półroczu 2018 wyniosła 173,3 PLN/MWh (w ujęciu porównywalnym - tj. bez aktywów nabytych w listopadzie 2017).

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 półrocze 2018 nastąpi 7 sierpnia 2018 r.

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

kom espi zdz

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") niniejszym informuje, iż Skarb Państwa był jedynym akcjonariuszem posiadającym co najmniej 5% głosów na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki, które odbyło się w dniu 26 czerwca 2018 r. i było kontynuowane po przerwie w dniu 19 lipca 2018 r.

Akcjonariuszowi temu przysługiwało 1.072.984.098 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 76,65% głosów na tym walnym zgromadzeniu oraz 57,39% głosów w ogólnej liczbie głosów w Spółce.

Podstawa prawna: art. 70 pkt 3 ustawy z dnia 29 lipca 2005 r. o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu oraz o spółkach publicznych (Dz. U. z 2009 r., Nr 185, poz. 1439 z późn. zm.).

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

kom espi zdz

"Jesteśmy w trakcie realizacji strategicznych projektów. Mamy akwizycję Lotosu, projekt petrochemiczny, plany budowy farm wiatrowych na morzu. W ogóle nie pracujemy obecnie nad projektem jądrowym" - powiedział Piotr Kearney, szef działu fuzji i przejęć w PKN Orlen, podczas piątkowej telekonferencji.

Wiesław Protasewicz, członek zarządu Orlenu ds. finansowych, poinformował, że nie ma żadnych decyzji w sprawie zaangażowania się spółki w atom.

"Jeśli chodzi o elektrownię jądrową mówiliśmy, że Orlen przygląda się wydarzeniom i informacjom medialnym. Mieliśmy okazję, by się z nimi zapoznać. Na dzień dzisiejszy spółka nie planuje inwestycji w energetykę jądrową, nie mamy żadnych decyzji. Wiemy natomiast, że dyskusja trwa. Będziemy to analizować" - powiedział na konferencji prasowej.

Piotr Kearney, pytany podczas telekonferencji o stan prac nad połączeniem Orlenu i Lotosu, odpowiedział: "To bardzo złożony projekt. Pracujemy nad dwiema głównymi sprawami: nad due diligence finansowym i prawnym, by przygotować naszą wycenę i ofertę oraz - co jest bardziej złożone - nad przygotowaniem wniosku do Komisji Europejskiej o zgodę na koncentrację. (...) Mamy nadzieję, że będzie gotowy do końca roku. (...). Nic się nie zmieniło, wszystko idzie zgodnie z planem".

W lutym tego roku PKN Orlen podpisał ze Skarbem Państwa list intencyjny w sprawie przejęcia przez spółkę kontroli kapitałowej nad Grupą Lotos. W maju przedstawiciele Orlenu informowali, że według założeń przejęcie 66 proc. Lotosu nastąpi w III kwartale 2019 r.

Protasewicz powiedział w piątek dziennikarzom, że proces przejęcia 66 proc. akcji Lotosu może potrwać kilkanaście miesięcy.

"Jesteśmy w stanie jak najszybciej realizować warunki, które będziemy ustalać z Komisją Europejską, natomiast jest to bardzo długi proces. Jeśli będzie taka analiza, z której będzie wynikało, by wystąpić do KE o przekazanie procesu do UOKiK-u, to tak zrobimy. Możemy uzyskać przekazanie w całości albo w części. Spodziewam się, że decyzja KE o ewentualnym przekazaniu może zapaść nie wcześniej niż do końca roku" - powiedział.

Orlen nie wyklucza przejęć stacji benzynowych za granicą, jeśli pojawią się okazje.

Zbigniew Leszczyński, członek zarządu Orlenu ds. rozwoju, pytany, czy spółka jest zainteresowana nabyciem kolejnych stacji benzynowych, np. na Słowacji, na Węgrzech czy w Chorwacji, odpowiedział: „Obserwujemy możliwości akwizycyjne na rynkach. Żadna akwizycja nie jest wykluczona, ale muszą być ku temu okazje".

"Akwizycje w segmencie detalicznym, które zwiększają udział własnego kanału sprzedaży, szczególnie wobec rosnącego wolumenu hurtowego, są w kręgu naszych zainteresowań. Niespecjalnie jednak są okazje, by coś zrealizować. Bardziej interesują nas rynki, na których już działamy, ale musi się pojawić możliwość" - powiedział dziennikarzom dyrektor wykonawczy Rafał Warpechowski.

Na koniec II kwartału Orlen miał 2.782 stacji w Polsce, w Niemczech, w Czechach i na Litwie.

Przedstawiciele koncernu nie wykluczyli też akwizycji w segmencie upstream, ale - jak mówili - musi pojawić się ku temu atrakcyjna pod względem ekonomicznym okazja.

Wiceprezes Wiesław Protasewicz powtórzył, że po 2023 roku spółka mogłaby rozpocząć budowę farm wiatrowych na morzu.

"Koncesję mamy do 2020 roku i będziemy chcieli ją przedłużyć do 2022 r. W tym czasie wykonalibyśmy niezbędne prace, które by nas zbliżyły do decyzji czy będziemy budować, czy nie. Jeśli decyzja będzie na tak, to budowa byłaby po 2023 r. Do 2023 r. będziemy realizować program petrochemiczny wart ok. 8,3 mld zł" - powiedział Protasewicz.

Poinformował, że Orlen nie prowadzi obecnie żadnych rozmów w sprawie pozyskania partnera dla projektu offshore.

"Jeśli się okaże, że byłby partner, który by zaakceptował nasze warunki, to będziemy rozważać" - powiedział.

Wiceprezes poinformował, że Orlen zamierza uczestniczyć w rynku mocy.

"Zgłoszone zostały nasze dwie elektrociepłownie i rozważamy możliwość przystąpienia do aukcji" - powiedział. (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") przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego treść uchwał podjętych przez Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki w dniu 19 lipca 2018 r. (kontynuacja obrad z dnia 26 czerwca 2018 r.).

Jednocześnie Zarząd Spółki informuje, iż zostały zgłoszone sprzeciwy do protokołu do uchwał nr 7, 8, 9, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 30 oraz 32 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 6 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

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, iż Zwyczajne Walne Zgromadzenie w dniu 19 lipca 2018 r. podjęło uchwały o powołaniu:

- p. Anny Kowalik,

- p. Artura Składanka,

- p. Grzegorza Kuczyńskiego,

- p. Mieczysława Sawaryna,

- p. Janiny Goss,

- p. Tomasza Hapunowicza,

- p. Jerzego Sawickiego,

- p. Artura Bartoszewicza

w skład Rady Nadzorczej XI kadencji z dniem 20 lipca 2018 r.

W załączeniu Spółka przekazuje informacje o Członkach Rady Nadzorczej PGE.

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

Wartość oferty brutto wynosi 223,4 mln zł.

Termin realizacji zadania przypada na koniec maja 2021 roku. (PAP Biznes)

sar/ ana/

Jak podał MIiR program inwestycyjny polega na kompleksowej wymianie infrastruktury dystrybucyjnej PGE Dystrybucja SA w sieciach średniego napięcia z infrastruktury napowietrznej na kablową.

Projekt jest w ocenie EBI. (PAP Biznes)

map/ ana/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 9 lipca 2018 r. do Spółki wpłynęła rezygnacja p. Witolda Kozłowskiego z członkostwa w Radzie Nadzorczej PGE z dniem 9 lipca 2018 r. Rezygnacja spowodowana jest powołaniem p. Witolda Kozłowskiego na stanowisko Prezesa Zarządu Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Krakowie oraz wymogiem art. 400j.4 Ustawy Prawo Ochrony Środowiska.

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

Poprzednia rekomendacja Raiffeisena dla PGE brzmiała "redukuj", a cena docelowa akcji wynosiła 13,70 zł. W przypadku Enei poprzednio analitycy rekomendowali "trzymaj", a cena docelowa była na poziomie 16 zł.

Autorką obu rekomendacji jest Teresa Schinwald. (PAP Biznes)

pr/

Pod koniec maja PGE wezwała do sprzedaży 45.443.547 akcji Polenergii, stanowiących 100 proc. kapitału i głosów na WZ, po 16,29 zł za papier. PGE zamierza nabyć akcje, pod warunkiem, że co najmniej 29.992.741 akcji, tj. co najmniej 66 proc. ogólnej liczby akcji, zostanie objętych zapisami w wezwaniu.

Wezwanie zostało ogłoszone także pod warunkami uzyskania bezwarunkowej zgody prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, powołania kandydatów w skład rady nadzorczej Polenergii wskazanych przez PGE, podjęcia przez walne zgromadzenie Polenergii uchwały w sprawie zmian w statucie Polenergii oraz zawarcia przez PGE i Polenergię umowy o współpracy strategicznej i integracji Polenergii w ramach Grupy PGE.

Zarząd Polenergii, powołując się na opinię Deloitte Advisory, ocenił, że "jego zdaniem cena proponowana w wezwaniu nie odpowiada wartości godziwej spółki".

Zarząd spółki ocenia też, że zmiana inwestora strategicznego nie musi być zbieżna z interesem Polenergii.

"Biorąc pod uwagę interes spółki, zarząd uważa, że na obecnym etapie rozwoju spółki zmiana strategicznego inwestora nie jest niezbędnym warunkiem dalszego rozwoju prowadzonej działalności. Zmiana inwestora strategicznego nie musi być zbieżna z interesem spółki" - napisano w stanowisku zarządu Polenergii.

PGE podawała w wezwaniu, że przejęcie Polenergii wpisuje się w strategię grupy, a PGE postrzega transakcję jako szansę na rozwój i wzrost poprzez połączenie z pionowo zintegrowanym przedsiębiorstwem energetycznym.

W ocenie zarządu Polenergii, plany strategiczne PGE dotyczące spółki zostały w wezwaniu sformułowane w sposób ogólny i wobec tego trudno jest dokonać ich oceny w kontekście prowadzonej przez Polenergię działalności czy możliwości osiągnięcia celów strategicznych zakładanych przez zarząd.

W załączonej do komunikatu opinii doradca Polenergii - Deloitte Advisory - ocenił, że "z finansowego punktu widzenia proponowana przez wzywającego cena nabycia akcji Polenergii ogłoszona w wezwaniu w wysokości 16,29 zł za jedną akcję znajduje się poniżej oszacowanego przedziału wartości godziwej akcji spółki".

Deloitte zastrzegł m.in., że przyszłe przepływy pieniężne Polenergii w dużej mierze determinowane są przez szereg czynników rynkowych i regulacyjnych, które mogą kształtować się w przyszłości inaczej niż przyjęte założenia. Poinformował, że wycenę wartości godziwej Polenergii przeprowadził jako sumę wyceny wartości godziwej poszczególnych spółek i/lub segmentów działalności wchodzących w skład grupy.

Głównym akcjonariuszem Polenergii z 50,2-proc. udziałem w kapitale zakładowym, jest Dominika Kulczyk, która w środę poinformowała, że inwestycję w spółkę traktuje długofalowo, bierze na siebie rolę inwestora strategicznego i nie planuje odpowiadać na ogłoszone przez PGE wezwanie.

Z kolei w czerwcu CEE Equity Partners, jako doradca inwestycyjny funduszu China-CEE Fund, posiadającego 15,99 proc. akcji Polenergii, informował, że nie zamierza rekomendować odpowiadania na ogłoszone przez PGE wezwanie na sprzedaż akcji Polenergii.

Wśród akcjonariuszy Polenergii z udziałem powyżej 5 proc. są jeszcze trzy fundusze: Nationale-Nederlanden OFE (5,5 proc. kapitału), Generali OFE (6,56 proc.) i Aviva OFE (7,83 proc.).

Zapisy w wezwaniu potrwają od 13 lipca do 20 września. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Pod koniec maja PGE wezwało do sprzedaży 45.443.547 akcji Polenergii, stanowiących 100 proc. kapitału i głosów na WZ, po 16,29 zł za papier. Zapisy w wezwaniu potrwają od 13 lipca do 20 września.

Zarząd Polenergii, powołując się na opinię Deloitte Advisory, ocenił, że "jego zdaniem cena proponowana w wezwaniu nie odpowiada wartości godziwej spółki".

Zarząd spółki ocenia też, że zmiana inwestora strategicznego nie musi być zbieżna z interesem Polenergii.

"Biorąc pod uwagę interes spółki, zarząd uważa, że na obecnym etapie rozwoju spółki zmiana strategicznego inwestora nie jest niezbędnym warunkiem dalszego rozwoju prowadzonej działalności. Zmiana inwestora strategicznego nie musi być zbieżna z interesem spółki" - napisano w stanowisku zarządu Polenergii. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Spółka podała, że Kulczyk Investments oraz Sebastian Kulczyk nie posiadają już - bezpośrednio ani pośrednio - akcji Polenergii, natomiast na skutek pośredniego nabycia akcji spółki 50 proc. próg przekroczyła Dominika Kulczyk, która stała się tym samym podmiotem pośrednio dominującym wobec Polenergii.

"Polenergia jest dla rodziny Państwa Kulczyk inwestycją długoterminową, w związku z tym nie zamierzają odpowiedzieć na ogłoszone wezwanie do sprzedaży akcji" - napisano w komunikacie prasowym Kulczyk Investments.

"Będę kontynuować plan mojego ojca, który z Polenergii chciał uczynić największą, prywatną grupę energetyczną w Polsce. Stawiam na energetykę odnawialną, dlatego traktuję tę spółkę jako aktywo strategiczne i długoterminowe" - dodała, cytowana w komunikacie, Dominika Kulczyk.

Poinformowała, że podążając śladami ojca, planuje rozwijać projekty biznesowe z obszarów energetyki odnawialnej oraz infrastruktury w Europie i Afryce, chce rozwijać projekty z obszaru energetyki wiatrowej lądowej i morskiej i ma ambicje, aby Polenergia stała się liderem rynku w obszarze energetyki odnawialnej.

Pod koniec maja PGE wezwało do sprzedaży 45.443.547 akcji Polenergii, stanowiących 100 proc. kapitału i głosów na WZ, po 16,29 zł za papier. Zapisy w wezwaniu potrwają od 13 lipca do 20 września.

Na dzień ogłoszenia wezwania PGE ani jego podmioty zależne nie posiadały akcji Polenergii.

Wzywający zamierza nabyć akcje, pod warunkiem, że co najmniej 29.992.741 akcji, tj. co najmniej 66 proc. ogólnej liczby akcji, zostanie objętych zapisami w wezwaniu.

PGE podał w wezwaniu, że jego ogłoszenie w opinii wzywającego stanowi najbardziej transparentny sposób przedstawienia intencji oraz pozwala na rozpoczęcie rozmów z akcjonariuszami Polenergii. (PAP Biznes)

seb/ 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") przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego treść uchwał podjętych przez Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki w dniu 26 czerwca 2018 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

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") informuje, iż obradujące w dniu 26 czerwca 2018 r. Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki podjęło uchwałę o ogłoszeniu przerwy w obradach i określiło datę jego wznowienia na dzień 19 lipca 2018 r. na godz. 11:00 w Warszawie w budynku Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. przy ul. Książęcej 4.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 5 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

Na podstawie podpisanego listu, PGE Energia Ciepła ma wykonać szczegółową analizę techniczną i ekonomiczną określającą potrzeby i możliwości inwestycji w rozwój istniejącej infrastruktury ciepłowniczej.

Jak podano, jednym z rozpatrywanych przez PGE Energia Ciepła scenariuszy jest budowa niskoemisyjnego źródła kogeneracyjnego, produkującego ciepło w skojarzeniu z energią elektryczną.

Rozwój infrastruktury ciepłowniczej jest elementem strategii ciepłownictwa PGE na lata 2018-2023 z perspektywą do 2030, ogłoszonej w grudniu 2017 roku.

25 czerwca PGE Energia Ciepła podpisała podobny list intencyjny z burmistrzem Wadowic oraz zarządem gminnego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej Termowad.

"Do końca roku planowane jest podpisanie kolejnych listów" - podała PGE w komunikacie. (PAP biznes)

sar/ ana/

W Programie Gwarantowanym (z płatnością za gotowość i wykorzystanie) przyjętych zostało 16 ofert, a w Programie Bieżącym (z płatnością za wykorzystanie) 5 ofert.

"W obu przypadkach (Program Gwarantowany i Program Bieżący) usługi polegają na realizacji przez wykonawcę zmniejszenia poboru energii na polecenie OSP i mogą być świadczone przez obiekty redukcji opomiarowane w sposób umożliwiający rozliczenie redukcji" - napisano w komunikacie.

Suma pozyskanej mocy dyspozycyjnej, która będzie mogła być zredukowana na zlecenie OSP (w Programie Gwarantowanym) wynosi w poszczególnych godzinach przedziału gwarancji: latem (od 10.00 do 18.00 w dniach roboczych) od 345 do 521 MW; zimą (od 16.00 do 20.00 w dniach roboczych) od 500 do 524 MW.

W Pakiecie letnim Programu Gwarantowanego wybrane zostały oferty złożone przez:

1. Zakłady Górniczo-Hutnicze “Bolesław”

2. ArcelorMittal Warszawa

3. CMC Poland

4. RE Alloys

5. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna

6. Power Block

7. Polski Koncern Naftowy Orlen

8. Enspirion

9. PCC Rokita

10. EnerNOC Polska

W Pakiecie zimowym Programu Gwarantowanego wybrane zostały oferty złożone przez:

1. ArcelorMittal Warszawa

2. CMC Poland

3. RE Alloys

4. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna

5. Enspirion

6. PCC Rokita

W Programie Bieżącym wybrane zostały oferty złożone przez:

1. Tauron Polska Energia

2. Enspirion

3. EnerNOC Polska

4. Power Block

5. Innogy Polska

(PAP Biznes)

pel/ asa/

"CEE Equity Partners, jako doradca inwestycyjny funduszu China-CEE Fund, nie zamierza rekomendować odpowiadania na wezwanie na sprzedaż akcji Polenergia ogłoszone przez PGE Polska Grupa Energetyczna w dniu 22 maja 2018 r. W związku z tym, iż fundusz ma długoterminową strategię inwestycyjną oraz wierzymy w potencjał Polenergii, nie widzimy korzyści w sprzedaży w tym momencie akcji posiadanych przez fundusz" - napisano w komunikacie.

Według danych ze strony internetowej Polenergii China - Central and Eastern Europe Investment Co-operation Fund SCS SICAV SIF ma akcje stanowiące 15,99 proc. głosów na WZ Polenergii.

22 maja PGE wezwała do sprzedaży 45.443.547 akcji Polenergii, stanowiących 100 proc. kapitału i głosów na WZ, po 16,29 zł za papier. Zapisy w wezwaniu potrwają od 13 lipca do 20 września.

PGE informowała, że zamierza nabyć akcje, pod warunkiem, że co najmniej 29.992.741 akcji, tj. co najmniej 66 proc. ogólnej liczby akcji, zostanie objętych zapisami w wezwaniu. Na dzień ogłoszenia wezwania PGE ani jego podmioty zależne nie posiadały akcji Polenergii.

Kilka dni później największy akcjonariusz Polenergii, Kulczyk Investments, poinformował, że nie odpowie na ogłoszone przez PGE wezwanie, ponieważ rodzina Państwa Kulczyk traktuje tę spółkę jako inwestycję długoterminową.

Wśród akcjonariuszy Polenergii z udziałem powyżej 5 proc. są jeszcze trzy fundusze: Nationale-Nederlanden OFE (5,5 proc. kapitału), Generali OFE (6,56 proc.) i Aviva OFE (7,83 proc.). (PAP Biznes)

pel/ asa/

PGE Dystrybucja miała 198.740 klientów, którym dostarczyła prąd po cudzej sieci.

Energa Operator pozyskała 7.307 klientów i obsługuje 171.930 klientów TPA.

Tauron Dystrybucja pozyskał 10.085 klientów i obsługuje 210.305 klientów TPA.

Enea Operator pozyskała 135 klientów i obsługuje 113.120 klientów TPA.

Liczba odbiorców TPA z grupy taryfowej A,B,C wg stanu na koniec kwietnia 2018 r. wyniosła 195.591, a więc zwiększyła się od końca XII 2017 r. o 7.360, co stanowi wzrost o 3,9 proc.

Natomiast liczba odbiorców TPA w gospodarstwach domowych wg stanu na koniec kwietnia 2018 r. wyniosła 568.283, a więc zwiększyła się od końca XII 2017 r. o 21.416, co stanowi wzrost o 3,9 proc. (PAP Biznes)

map/ ana/

Zgodnie z § 77b Załącznika Nr 2 do Regulaminu Alternatywnego Systemu Obrotu Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. informuje, że 15 czerwca 2018 r. będzie ostatnim dniem notowania obligacji na okaziciela serii PGE001270618 (PGE0618) spółki PGE POLSKA GRUPA ENERGETYCZNA S.A., o wartości nominalnej 100.000 zł (sto tysięcy złotych) każda i terminie wykupu 27 czerwca 2018 r., oznaczonych kodem "PLPGER000051".

kom mra

Kontrakt przewiduje wymianę i modernizację części technologicznej elektrofiltrów wraz z układami elektrycznymi, sterowania i AKPiA (Aparatura Kontrolno-Pomiarowa i Automatyka) oraz instalacji odprowadzania popiołu spod elektrofiltrów, a także uruchomienie oraz optymalizację pracy.

Dzięki modernizacji wszystkie pracujące obecnie bloki energetyczne w elektrowni spełnią standardy emisyjne zawarte w konkluzjach BAT.

Prace rozpoczną się w grudniu tego roku i prowadzone będą podczas trwania remontów kapitalnych poszczególnych bloków. Zakończenie prac modernizacyjnych wszystkich czterech elektrofiltrów zaplanowane zostało na drugi kwartał 2022 r.

Obecnie na terenie Elektrowni Opole pracują cztery jednostki wytwórcze. W końcowej fazie budowy są dwa kolejne bloki energetyczne – nr 5 i 6 o łącznej mocy 1.800 MW. Po ich uruchomieniu Elektrownia Opole będzie trzecią pod względem zainstalowanej mocy elektrownią konwencjonalną w Polsce. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Przy wszystkich argumentach przemawiających przeciwko tej tezie (polityka, CO2, toksyczne projekty, brak dywidend) zwracamy uwagę na kilka czynników, które przy obecnej niskiej kapitalizacji indeksu WIG-Energia, budują wartość opcji kupna Enei, Energi, PGE czy Tauronu" - napisano w raporcie.

Wśród tych czynników wymieniają perspektywę znacznej poprawy FCF w kolejnych 5 latach i zwiększenia komponentu equity w ramach EV, coraz głośniejszy lobbing przeciwko projektowi atomowemu i brak jednomyślności w rządzie, potencjał zaskoczeń w systemach wsparcia, zaskakująco wysokie ceny energii i CDS szczególnie dla zintegrowanych i nowych bloków węglowych, rosnące ceny zielonych certyfikatów, perspektywę wyższego WACC w dystrybucji, wskaźnik EV/EBITDA 20 proc. poniżej 3-letniej średniej i 50 proc. dyskonta do Stoxx Utilities, a także silny bilans sektora.

Analitycy DM mBanku zwracają uwagę, że od lokalnego minimum ustanowionego w lutym, ceny energii na rynku niemieckim wzrosły już prawie o 30 proc. napędzane zwyżkami cen węgla (+13 proc.), gazu (+25 proc.) i CO2 (+60 proc. na fali entuzjazmu po zatwierdzeniu reformy ETS). W efekcie mimo rosnących rentowności obligacji skarbowych, sentyment do sektora użyteczności publicznej jest bardzo dobry, a indeks branżowy wzrósł o 6 proc. dystansując szeroki rynek o kilka punktów.

Poniżej przedstawiamy zestawienie rekomendacji DM mBanku dla spółek energetycznych notowanych na GPW.

Autorem raportu jest Kamil Kliszcz. Pierwsze rozpowszechnianie raportu nastąpiło 29 maja, o godzinie 08.34.

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

pr/ ana/