PGE SA

"Trwa zapowiadany przeze mnie przegląd projektów pod kątem zasadności, rentowności, efektywności i przydatności dla Grupy Kapitałowej PGE. Szukamy oszczędności, bo szanujemy pieniądze. Stawiamy na naszą podstawową działalność i będziemy ograniczać projekty niezwiązane z tym, do czego jesteśmy powołani. Strategię zastaliśmy i żeby wypracować nową musimy mieć m.in. wiedzę jakie będą założenia do Polityki Energetycznej Polski 2040. Uważam, że szczególnie dzisiaj powinniśmy szanować i doceniać wiedzę, bo dzięki niej możemy zaproponować rozwiązania w oparciu o merytoryczne dane i analizy, a to jest istotne dla nas i dla naszych akcjonariuszy" - powiedział Wojciech Dąbrowski.

"Zmiany otoczenia gospodarczego, wynikające także z pandemii koronawirusa, skłaniają nas do intensyfikacji prac nad nową strategią Grupy Kapitałowej PGE. Pokażemy wizję na kolejne lata, wizję firmy nowoczesnej, dającej inwestorom stabilne korzyści. Niewątpliwie będzie to przyspieszenie zielonego kierunku" - dodał.

Podkreślił, że realizacja zielonego kierunku będzie przebiegać z uszanowaniem konwencjonalnej podstawy i będzie realizowana ze stroną społeczną oraz z korzyścią dla polskiej gospodarki.

Prezes PGE poinformował, że spółka chce być liderem w Polsce w energetyce wiatrowej na morzu i lądzie.

"Jesteśmy zaawansowani, jeśli chodzi o przygotowania inwestycji na Bałtyku. Mamy też 550 MW mocy zainstalowanych w farmach lądowych, a już wkrótce zwiększymy je o kolejne 97 MW, i jesteśmy zainteresowani również ich akwizycjami. Jeśli pojawią się na rynku atrakcyjne propozycje nabycia aktywów wiatrowych, to jako grupa będziemy tym zainteresowani" - powiedział.

Dodał, że spółka chce też rozwijać ciepłownictwo, jest na etapie zaawansowanych rozmów w kilku projektach akwizycyjnych. Spółkę interesują również akwizycje sieci dystrybucyjnych.

Jak powiedział, jeśli koncesja na wydobycie węgla brunatnego ze złoża Złoczew zostanie wydana, rozpoczną się prace analityczne.

"Musimy uwzględnić zarówno społeczne obawy i nadzieje, jak i aspekt ekonomiczny; potencjalne straty i korzyści. Inwestycje będziemy też rozważali z punktu widzenia bezpieczeństwa i stabilności dostaw energii. To jest bardzo poważna decyzja. Generalnie musimy poczekać, jak będzie wyglądała sytuacja gospodarcza po pandemii" - powiedział.

W przypadku atomu, PGE robi analizę działań spółki celowej PGE EJ 1.

"Na finalną decyzję o kontynuowaniu tych działań wpłynie ostateczny kształt zaktualizowanego Programu Polskiej Energetyki Jądrowej, decyzje dotyczące formuły wyboru technologii, wypracowane rozwiązania ekonomiczne, organizacyjne i prawne wraz z szacunkiem kosztów wdrożenia tych rozwiązań" - powiedział.

Dąbrowski poinformował, że w czasie pandemii koncern pracuje bez żadnych zakłóceń.

"Mamy rezerwy, by produkować jeszcze więcej energii. Na pewno zużycie energii spadło, głównie z powodu ograniczenia produkcji w zakładach produkcyjnych. Ale my produkujemy energię elektryczną i ciepło bez zakłóceń" - powiedział prezes.

Wojciech Krzyczkowski (PAP)

wkr/ drag/ pel/ ana/

"Aktualnie dokonywany jest audyt projektów, a prace nad nową strategią Grupy są konsekwentnie realizowane i powinny ulec ukończeniu w perspektywie kilku miesięcy, przy czym uwzględnić należy również wyzwania związane z potencjalnymi zjawiskami spowolnienia gospodarczego wobec walki z pandemią" - napisał w odpowiedzi na interpelacje poselską Sasin.

Sasin napisał, że w przygotowaniu nowej strategii spółka kieruje się długofalowym budowaniem wartości największej grupy energetycznej w Polsce poprzez aktywną dywersyfikację portfela wytwórczego i optymalne wykorzystanie posiadanych aktywów konwencjonalnych.

"Równocześnie strategia PGE musi mieć na względzie konieczność zagwarantowania stabilności polskiego systemu elektroenergetycznego. Funkcjonowanie aktywów konwencjonalnych jest niezbędne dla zapewnienia nieprzerwanych dostaw energii dla polskich konsumentów. Będzie to możliwe dzięki uruchomieniu rynku mocy, umożliwiającego stabilną i stopniową transformację polskiej energetyki ku rozwiązaniom zero- i niskoemisyjnym" - napisał Sasin. (PAP Biznes)

map/ asa/

Rzecznika prasowa PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna Sandra Apanasionek poinformowała we wtorek PAP, że minister klimatu wydał decyzję o przedłużeniu koncesji z 27 kwietnia 1994 r. na wydobywanie węgla brunatnego ze złoża węgla brunatnego „Turów”.

Według przedłużonej koncesji kopalnia „Turów” będzie mogła prowadzić swoją działalność na zmniejszonym o ponad połowę obszarze górniczym w stosunku do obszaru określonego w koncesji z kwietnia 1994 r.

Nową koncesję przyznano na sześć lat.

„PGE GiEK równolegle prowadzi działania zmierzające do uzyskania koncesji pozwalającej zapewnić dostawy surowca do produkcji energii elektrycznej w Elektrowni Turów na kolejne 25 lat, czyli do momentu wyczerpania złoża i zakończenia eksploatacji turoszowskiej elektrowni” - napisano w komunikacie.(PAP)

pdo/ dym/ osz/

Nowe zasady miały wejść w życie 26 marca tego roku.

"W związku z zagrożeniami wynikającymi z rozprzestrzeniania się wirusa SARS-CoV-2 oraz ogłoszeniem stanu zagrożenia epidemicznego należy przesunąć okres wejścia w życie rozporządzenia Ministra Energii z dnia 28 sierpnia 2019 r. w sprawie bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach energetycznych o kolejne 6 miesięcy" - napisano.

Z wyjaśnień MAP wynika, że rozporządzenie, od 26 marca zmienia zasadniczo wymagania i zasady organizacji bezpieczeństwa i higieny wszystkich prac związanych z eksploatacją urządzeń energetycznych poprzez nałożenie szeregu obowiązków, w tym m.in. opracowanie regulacji wewnętrznych, jak instrukcja organizacji bezpiecznej pracy, instrukcje eksploatacji dla każdego urządzenia energetycznego lub grupy urządzeń, opracowanie wykazu prac pomocniczych oraz sposobu organizacji i nadzoru nad realizacją tych prac. Dodatkowo, rozporządzenie wprowadziło zmianę polegającą na przeniesieniu zadań i obowiązków prowadzącego eksploatację na pracodawcę, co spowodowało konieczność reorganizacji obowiązków właścicieli urządzeń energetycznych.

"W związku z obecną sytuacją spowodowaną pojawieniem się wirusa SARS-CoV-2 oraz przyjętymi środkami mającymi na celu zapobieganie jego rozprzestrzenianiu, nie jest możliwe przeprowadzenie planowanych czynności i skuteczne wdrożenie postanowień rozporządzenia w zakładanym terminie. Mając na względzie bezpieczeństwo pracy Krajowego Systemu Energetycznego (KSE), wejście w życie przepisów w przyjętym terminie, tj. 26 marca 2020 r., który zbiega się z trwającym aktualnie okresem epidemicznym na terytorium kraju może mieć negatywny wpływ na ciągłość działania KSE" - (PAP Biznes)

map/ asa/

Spółka podała, że inwestycja ta wiąże się z wybudowaniem ok. 63 km gazociągu i stacji gazowej.

Gazociąg połączyć ma Elektrownię Dolna Odra z istniejącą infrastrukturą gazową Gaz-System. Gaz ziemny będzie dostarczany z terminalu LNG w Świnoujściu poprzez istniejący gazociąg Szczecin - Lwówek oraz planowany odcinek Goleniów – Lwówek projektowany w ramach Projektu Baltic Pipe. (PAP Biznes)

seb/ gor/

"Wyniki testów przeprowadzonych przez PGE wskazują na utratę bilansowej wartości wybranych rzeczowych aktywów trwałych w segmencie energetyki konwencjonalnej w wysokości ok. 7,5 mld złotych. Równocześnie wystąpiły przesłanki do odwrócenia odpisu w segmencie energetyki odnawialnej w wysokości ok. 0,4 mld złotych" - napisano w komunikacie.

"Stosowne korekty aktualizujące wartość aktywów trwałych zostaną uwzględnione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym PGE za 2019 rok. Powyższe zdarzenie ma charakter niegotówkowy. Obniży ono wynik netto Grupy PGE za 2019 rok o ok. 5,8 mld złotych" - dodano.

Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Skonsolidowane sprawozdanie finansowe grupy kapitałowej PGE jest przedmiotem audytu przez biegłego rewidenta. (PAP Biznes)

pr/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 8/2020 z dnia 3 marca 2020 r., Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że zakończone zostały główne prace nad testami na utratę wartości rzeczowych aktywów trwałych zgodnie z wymogami MSR 36.

Wyniki testów przeprowadzonych przez PGE wskazują na utratę bilansowej wartości wybranych rzeczowych aktywów trwałych w segmencie Energetyki Konwencjonalnej w wysokości ok. 7,5 mld złotych. Równocześnie wystąpiły przesłanki do odwrócenia odpisu w segmencie Energetyki Odnawialnej w wysokości ok. 0,4 mld złotych.

W związku z powyższym, stosowne korekty aktualizujące wartość aktywów trwałych zostaną uwzględnione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym PGE za 2019 rok. Powyższe zdarzenie ma charakter niegotówkowy. Obniży ono wynik netto Grupy PGE za 2019 rok o ok. 5,8 mld złotych.

Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej PGE jest przedmiotem audytu przez biegłego rewidenta. Ostateczna wartość odpisu zostanie przedstawiona w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej PGE za 2019 rok.

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

kom espi zdz

Największa część mikroinstalacji prosumenckich została przyłączona do sieci PGE Dystrybucja (55,1 tys.), na drugim miejscu znalazł się Tauron Dystrybucja (45,2 tys.) Trzecie miejsce przypadło Enerdze – Operator (26,7 tys.), a czwarte Enei Operator (18,6 tys.).

Na koniec 2019 roku liczba mikroinstalacji wyniosła 6,3 tys. (wobec 4,3 tys. rok wcześniej), a łączna ilość energii elektrycznej sprzedanej sprzedawcy zobowiązanemu wyniosła 12.732,810 MWh. Łączna ilość energii wprowadzonej przez mikroinstalacje do sieci wyniosła 47.896,048 MWh.

Jak podał URE, ubiegły rok był rekordowy pod względem przyrostu mocy zainstalowanej w mikroinstalacjach fotowoltaicznych. W 2018 r. moc zainstalowana w źródłach PV wynosiła 344 MW, a na koniec 2019 r. przekroczyła już 900 MW. (PAP Biznes)

pel/ asa/

„Na rynkach, na których jesteśmy wytwórcami ciepła przyłączyliśmy budynki o zapotrzebowaniu na ciepło 199,5 MWt. Natomiast tam, gdzie oprócz wytwarzania również dostarczamy ciepło, przyłączyliśmy 40,4 MWt. Potwierdza to naszą pozycję lidera branży ciepłowniczej w Polsce, ale jednocześnie wymaga od nas ciągłego zaangażowania i dalszego rozwoju w celu zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego i poprawy jakości powietrza” – powiedział, cytowany w komunikacie, Przemysław Kołodziejak, p.o. prezesa PGE Energia Ciepła.

Na rynku pierwotnym PGE Energia Ciepła podłączyła nieruchomości o zapotrzebowaniu na moc cieplną 173,5 MWt (73 proc. wszystkich podłączeń), natomiast na rynku wtórnym, czyli w obiektach, które zamieniły zasilanie w ciepło na miejską sieć ciepłowniczą – 66,4 MWt.

PGE Energia Ciepła jest największym w Polsce producentem energii elektrycznej i ciepła, wytwarzanych w procesie wysokosprawnej kogeneracji. Posiada ok. 25 proc. udziału w rynku ciepła z kogeneracji, 13 elektrociepłowni (o mocy cieplnej 6,5 GWt mocy elektrycznej 2,3 GWe) i sieci ciepłownicze o długości ok. 609 km. PGE Energia Ciepła produkuje i dostarcza ciepło dla dużych miast, wśród których znajdują się: Kraków, Gdańsk, Gdynia, Wrocław, Rzeszów, Lublin, Bydgoszcz i Kielce. Spółka jest obecna także w Toruniu, Zielonej Górze, Gorzowie Wielkopolskim, Zgierzu i Siechnicach, gdzie jest również dystrybutorem ciepła do klientów końcowych. (PAP Biznes)

pel/ gor/

W środę KE przedstawiła propozycje nowe prawa klimatycznego. Jest ono elementem Europejskiego Zielonego Ładu, sztandarowego programu nowej Komisji, który ma sprawić, że do 2050 r. Unia Europejska będzie neutralna klimatycznie. Propozycja zakłada, że do września 2020 r. KE przedstawi plan w sprawie zwiększenia celu redukcji emisji CO2 do 2030 r. do 50-55 proc. w porównaniu do poziomów z 1990 r.

PGE, największa spółka energetyczna w Polsce, podkreśla, że propozycja nie zawiera żadnych istotnych szczegółów na temat planów UE ws. podziału obciążeń inwestycyjnych pomiędzy państwa członkowskie.

"Dostępna analiza pokazuje, że szczególnie zwiększenie celów na 2030 rok wymagałoby szybkiej rezygnacji z węgla i intensywnej wymiany mocy wytwórczych w polskim systemie elektroenergetycznym na źródła nieemisyjne. Proces ten musiałby przebiegać w bardzo krótkim czasie ze względu na drastyczny wzrost cen CO2. Z technicznego, ekonomicznego i społecznego punktu widzenia nie jest to po prostu możliwe" – ocenił prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej Wojciech Dąbrowski cytowany w stanowisku.

Zdaniem PGE decyzję o zwiększeniu celów redukcji emisji można podjąć dopiero po przeprowadzeniu dokładnej oceny jej wpływu nie tylko na poziomie całej UE, ale także poszczególnych państw członkowskich. Przeanalizowane powinny zostać - wskazuje koncern - całkowite koszty osiągnięcia nowych celów oraz ich wpływ na wzrost PKB na poziomie krajowym.

Do września 2020 r. KE zamierza dokonać przeglądu unijnego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych i istniejącego prawodawstwa w świetle celu neutralności klimatu, a także zbadać możliwości zwiększenia celu redukcji emisji do 2030 r. Wnioski legislacyjne dotyczące ustanowienia nowego celu na 2030 r. zostaną opublikowane do 30 czerwca 2021 r.

PGE wskazuje, że KE nie przekazała jednak żadnych szczegółów mówiących o tym, czy planuje ocenić różne opcje zwiększenia mechanizmów finansowania dla państw członkowskich o niskich dochodach wraz z ustanowieniem jeszcze ambitniejszych celów klimatycznych.

Spółka sceptycznie podchodzi też do tego, że propozycja KE przewiduje ustalanie celów pośrednich redukcji emisji na podstawie aktów delegowanych.

Zdaniem ekspertów PGE daje to Komisji Europejskiej budzący wątpliwości nadzór instytucjonalny nad decyzjami w stosunku do kluczowego dokumentu dla przyszłości UE, który ma wpływ na globalną konkurencyjność UE i miejsca pracy.

Spółka informuje, że zgodnie z art. 290 Traktatu o Funkcjonowaniu UE akty delegowane mają na celu "uzupełnienie lub zmianę niektórych, innych niż istotne, elementów aktu ustawodawczego". Cele pośrednie nie są nieistotnymi elementami polityki klimatycznej i energetycznej. W związku z tym wszelkie unijne cele w zakresie klimatu powinny być ustalane przy aktywnym udziale państw członkowskich i przy poszanowaniu kompetencji Parlamentu Europejskiego - ocenia.

PGE podkreśla, że propozycja KE jest "niefortunna" w czasach, gdy potrzebna jest większa jedność i solidarność w UE we wszystkich aspektach politycznych, a tym bardziej w walce ze zmianami klimatu.

"Grupa PGE jest gotowa aktywnie przyczyniać się do realizacji ambitnych unijnych celów klimatycznych poprzez znaczące inwestycje w niskoemisyjne technologie wytwarzania energii, o czym świadczą zarówno podejmowane już działania, jak i nasze plany. W tym procesie niezbędne jest jednak odpowiednie wsparcie. Zasada proporcjonalnego zwiększenia finansowania w ramach EU ETS dla państw członkowskich o niskim PKB w przeliczeniu na mieszkańca powinna zostać zapisana w europejskim prawie klimatycznym wraz z przepisami dotyczącymi jeszcze ambitniejszych celów" – powiedział Dąbrowski. (PAP)

luo/ akl/

W oddzielnym komunikacie PGE poinformowała, że zidentyfikowała przesłanki do przeprowadzenia testów na utratę wartości aktywów zgodnie z MSR 36. Nie podano szczegółów.

Na początku lutego PGE szacowała, że w 2019 roku EBITDA grupy wyniosła ok. 7,118 mld zł, a zysk netto jednostki dominującej ok. 1,864 mld zł. (PAP Biznes)

pel/ ana/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 38/2019 z dnia 23 grudnia 2019 roku, Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna ("PGE") informuje, że zmianie ulegają terminy publikacji rocznych raportów okresowych PGE w ten sposób, że jednostkowy raport roczny PGE za 2019 rok oraz skonsolidowany raport roczny Grupy Kapitałowej PGE za 2019 rok zostanie przekazany do publicznej wiadomości 31 marca 2020 roku.

Ponadto Zarząd PGE informuje, iż "Skonsolidowane sprawozdanie z płatności na rzecz administracji publicznej za 2019 rok" także zostanie przekazane do publicznej wiadomości 31 marca 2020 roku.

Podstawa prawna sporządzenia raportu: § 80 ust. 2 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757).

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

kom espi zdz

Spółka dodała, że o wyniku testów poinformuje odrębnym raportem bieżącym. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna ("PGE") informuje o identyfikacji przesłanek do przeprowadzenia testów na utratę wartości aktywów zgodnie z MSR 36.

O wyniku testów PGE poinformuje odrębnym raportem bieżącym.

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

kom espi zdz

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

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

"W związku z powyższym Generalny Dyrektor Ochrony Środowiska wyznacza nowy termin załatwienia sprawy na dzień 29 maja 2020 roku" - dodano.

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

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

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

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

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

map/ ana/

"Dotychczas skupialiśmy się przede wszystkim na wycenie dochodowej, podkreślając perspektywę zakończenia cyklu inwestycyjnego i poprawy wyników (nowe moce, normalizacja w obrocie, rynek mocy), co miało przełożyć się na FCF i powrót do wypłaty dywidend. Wiele wskazuje na to, że nasz bazowy scenariusz dla wysokości nakładów inwestycyjnych i przepływów dla akcjonariuszy jest już nieaktualny" - napisano w raporcie.

"Do czasu opublikowania zaktualizowanych strategii spółek i ostatecznej wersji polityki energetycznej państwa (PEP40), nie jesteśmy jednak w stanie rzetelnie zrewidować naszych prognoz i modeli wyceny, a co za tym idzie odnieść się w rekomendacjach do bieżących kursów akcji w sektorze" - dodano.

Biuro Maklerskie mBanku utrzymuje bieżący monitoring spółek energetycznych i będzie publikować prognozy wyników dla poszczególnych spółek.

Jako najważniejsze determinanty wycen - których uszczegółowienia BM mBanku spodziewa się w strategiach spółek oraz polityce energetycznej państwa - broker wskazuje: kształt miksu energetycznego kraju w średnim terminie, ścieżkę planowanych wydatków inwestycyjnych (wraz z oczekiwaniami co do ich rentowności), ewentualne zaangażowanie w restrukturyzację PGG, plany konsolidacji sektora, zaadresowanie kwestii dekarbonizacji (projekt Złoczew, zgazowanie węgla, projekt Ostrołęka C) oraz politykę dywidendową (szczególnie w kontekście ostatniej wypowiedzi Ministra Aktywów Państwowych w tym temacie). (PAP Biznes)

kuc/ asa/

"Nie jestem zwolennikiem, żeby dywidendy ogałacały spółki Skarbu Państwa; chcemy, żeby one przede wszystkim inwestowały, gdyż nie ma rozwoju bez inwestycji. Jeśli jakieś spółki będą chciały wypłacić dywidendy, to tak, ale będę je zachęcał do tego, by nie było to realizowane w taki sposób, żeby dywidendy ograniczały rozwój i inwestycje" - powiedział dziennikarzom wicepremier Sasin.

"Chciałbym, by spółki posiadały środki na inwestycje, bo wyzwania są ogromne" - dodał.(PAP Biznes)

pr/ pel/ ana/

"Będziemy bardzo poważnie rozważać przyszły model energetyki. Trudno też uciec od pytania o rolę górnictwa, ponieważ mamy w dalszym ciągu znaczący udział energetyki opartej o węgiel. Nasze analizy będą zmierzały do tego, jak ten model powinien wyglądać w sytuacji, gdy wchodzi coraz mocniej energetyka odnawialna. Czy ten model organizacji rynku, w którym funkcjonują cztery podmioty energetyczne i niezależnie od niego również spółki węglowe, to model właściwy do wyzwań, które przed nami stoją" - powiedział dziennikarzom Sasin.

Poinformował, że analizy są na bardzo wczesnym etapie.

"Trudno więc mówić, jaki to będzie model" - powiedział wicepremier.

"Chciałbym do połowy roku mieć jasność, jak powinien docelowo wyglądać model polskiej energetyki" - dodał.

Powtórzył, że jest zwolennikiem konsolidacji w branży, ale zaznaczył, że jest za wcześnie na szczegóły w tej sprawie.

Pytany, czy PGE mogłoby być centrum konsolidacji sektora, odpowiedział, że za wcześnie na takie wnioski.(PAP Biznes)

pr/ pel/ ana/

"Chciałbym do połowy roku mieć jasność, jak powinien docelowo wyglądać model polskiej energetyki" - powiedział dziennikarzom Sasin.

Dodał, że cały czas trwają analizy w resorcie aktywów państwowych.

"Będziemy bardzo poważnie rozważać model energetyki i to, jak ująć rolę górnictwa w energetyce" - powiedział wicepremier.

Powtórzył, że jest zwolennikiem konsolidacji w branży, ale zaznaczył, że jest za wcześnie na szczegóły w tej sprawie.

Pytany, czy PGE mogłoby być centrum konsolidacji sektora, odpowiedział, że za wcześnie na takie wnioski. (PAP Biznes)

pr/ pel/ asa/

"Maksymalne koszty programu rekompensat wzrostu cen energii elektrycznej w 2020 r. wyniosą 2.431,8 mln zł. Poza kosztami wynikającymi z wypłacanych rekompensat mechanizm wygeneruje koszty obsługi Funduszu Wypłat Różnicy Ceny, które wniosą ok. 0,1 proc. całkowitych kosztów mechanizmu, tzn. ok. 2,5 mln zł" - napisano.

W osr podano, że na realizację celu ustawy przeznaczony zostanie dochód ze sprzedaży 25.000.000 uprawnień do emisji, które stanowią część krajowej puli aukcyjnej w ramach nowego okresu rozliczeniowego EU ETS rozpoczynającego się od dnia 1 stycznia 2021 r. Środki te zostaną zgromadzone na specjalnym subkoncie w ramach Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny.

Przygotowując projekt ustawy założono, że 15,1 mln odbiorców końcowych to gospodarstwa domowe objęte prawem do rekompensaty.

Założono średni wzrost opłat w taryfie dystrybucyjnej w stosunku do 2019 r. o 3,1 proc. oraz średni wzrost cen energii elektrycznej o 48 zł/MWh netto.

Twórcy projektu wyznaczyli kwoty rekompensat w podziale na przedziały zużycia, tak aby kwota ta rekompensowała poniesione większe koszty na zakup energii elektrycznej w 2020 r. w porównaniu do roku 2019.

"W tym celu do wyliczenia rekompensaty przyjęto największe zużycie w danym przedziale tzn. 0,5 MWh, 1,2 MWh i 2,8 MWh. Dla ostatniego przedziału, który jest przedziałem niezamkniętym, przyjęto do wyliczeń kwoty rekompensaty zużycie roczne na poziomie 4,5 MWh" - napisano.

W projekcie napisano, że rekompensata za wzrost cen energii elektrycznej będzie uzależniona od zużycia energii elektrycznej w 2020 roku.

W celu uproszczenia całego mechanizmu przyjęto cztery przedziały zużycia energii elektrycznej:

· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 zużyje od 63 kWh do 500 kWh energii elektrycznej otrzyma 34,08 zł;

· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 zużyje od 500 kWh do 1200 kWh energii elektrycznej otrzyma 82,80 zł;

· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 powyżej 1200 kWh do 2800 kWh energii elektrycznej otrzyma 190,86 zł;

· gospodarstwo domowe, które w roku 2020 zużyje powyżej 2800 kWh, otrzyma 306,75 zł.

"Ponadto w celu wyeliminowania sytuacji, w której dofinasowanie otrzymają zamożni odbiorcy końcowi, rekompensata nie będzie przysługiwała odbiorcy końcowemu, którego dochód w 2019 r. przekroczy kwotę wskazaną w art. 27 ust. 1 ustawy z dnia 26 lipca 1991 r. o podatku dochodowym od osób fizycznych, tj. kwotę 85 528 zł" - napisano. (PAP Biznes)

map/ pel/ asa/

Do zarządu powołano także Pawła Śliwę na stanowisko wiceprezesa ds. innowacji, Ryszarda Wasiłka na stanowisko wiceprezesa ds. operacyjnych, Pawła Ciocha na jako wiceprezesa ds. korporacyjnych oraz Pawła Strączyńskiego jako wiceprezesa ds. finansowych. Kadencja zarządu trwa trzy lata.

Rada nadzorcza odwołała jednocześnie ze składu zarządu prezesa Henryka Baranowskiego oraz trzech wiceprezesów: Emila Wojtowicza, Marka Pastuszko i Wojciecha Kowalczyka.

"PGE Polska Grupa Energetyczna potrzebuje silnego impulsu zarządczego, aby realizować wyzwania jakie ma przed sobą. Unijna polityka klimatyczna, zielony ład, dekarbonizacja, społeczne oczekiwania to elementy, które już wpływają na sektor energetyczny i będą determinować pracę zarządu PGE. Zielony kierunek z uszanowaniem konwencjonalnej podstawy to cel, który stawiam przed sobą" - powiedział, cytowany w komunikacie, Wojciech Dąbrowski.

Jak dodano, zarząd planuje audyt projektów i pilną, w perspektywie dwóch miesięcy, prezentację działań grupy.

PGE podała, że Dąbrowski od 10 lat pełni funkcje menadżerskie w sektorze energetycznym. Od listopada 2017 r. do lutego 2020 r. był prezesem zarządu PGE Energia Ciepła.

Poprzedni prezes, Henryk Baranowski, został powołany na stanowisko w lutym 2017 roku. W poniedziałek spółka informowała, że Baranowski zrezygnował z ubiegania się o wybór w następnej kadencji zarządu. (PAP Biznes)

sar/

Do zarządu powołano także Pawła Śliwę na stanowisko wiceprezesa ds. innowacji, Ryszarda Wasiłka na stanowisko wiceprezesa ds. operacyjnych, Pawła Ciocha na jako wiceprezesa ds. korporacyjnych oraz Pawła Strączyńskiego jako wiceprezesa ds. finansowych.

Rada nadzorcza odwołała ze składu zarządu prezesa Henryka Baranowskiego oraz trzech wiceprezesów: Emila Wojtowicza, Marka Pastuszko i Wojciecha Kowalczyka. (PAP Biznes)

sar/

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

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE", "Spółka") informuje, że 19 lutego 2020 r. Rada Nadzorcza PGE podjęła uchwały o:

- powołaniu p. Wojciecha Dąbrowskiego w skład Zarządu XI kadencji od 20 lutego 2020 r. i powierzeniu mu funkcji Prezesa Zarządu;

- powołaniu p. Pawła Śliwy w skład Zarządu XI kadencji od 20 lutego 2020 r. i powierzeniu mu funkcji Wiceprezesa Zarządu ds. Innowacji;

- powołaniu p. Ryszarda Wasiłka w skład Zarządu XI kadencji od 20 lutego 2020 r. i powierzeniu mu funkcji Wiceprezesa Zarządu ds. Operacyjnych;

- powołaniu p. Pawła Ciocha w skład Zarządu XI kadencji od 24 lutego 2020 r. i powierzeniu mu funkcji Wiceprezesa Zarządu ds. Korporacyjnych;

- powołaniu p. Pawła Strączyńskiego w skład Zarządu XI kadencji od 24 lutego 2020 r. i powierzeniu mu funkcji Wiceprezesa Zarządu ds. Finansowych.

Pozostałe informacje o powołanych Członkach Zarządu PGE, wymagane zgodnie z § 10 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757), Spółka przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu.

Jednocześnie, Zarząd PGE informuje, iż Rada Nadzorcza 19 lutego 2020 r. podjęła uchwały o odwołaniu ze składu Zarządu z dniem 19 lutego 2020 r.:

- p. Henryka Baranowskiego, Prezesa Zarządu;

- p. Ryszarda Wasiłka, Wiceprezesa Zarządu ds. Operacyjnych;

- p. Emila Wojtowicza, Wiceprezesa Zarządu ds. Finansowych;

- p. Marka Pastuszko, Wiceprezesa Zarządu ds. Korporacyjnych;

- p. Pawła Śliwy, Wiceprezesa Zarządu ds. Innowacji;

- p. Wojciecha Kowalczyka, Wiceprezesa Zarządu ds. Inwestycji Kapitałowych.

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

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

kom espi zdz

"Kraj liberecki odwołał się od decyzji w sprawie pozwolenia na rozbudowę kopalni w Turowie i od decyzji, zezwalającej na natychmiastowe wdrożenie tych postanowień. Dotrzymaliśmy terminu apelacji, obowiązującego w Polsce, który wygasa 18 lutego" - powiedział Puta.

Apelacja została złożona do Regionalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska we Wrocławiu za pośrednictwem kancelarii adwokackiej Franka Bolda - poinformowała agencja CTK.

Kraj liberecki wcześniej złożył także skargę do Komisji Europejskiej, wskazując na naruszenia w transgranicznym postępowaniu w ocenie oddziaływania na środowisko. Podkreślono, że postępowanie Polski jest niezgodne z prawem.

Czesi sprzeciwiają się rozbudowie "Turowa", głównie ze względu na protesty mieszkańców wsi i Vaclavice, położonych w pobliżu polsko-czeskiej granicy, za którą znajduje się kopalnia. W listopadzie ub.r. złożyli oni petycję do ministra środowiska Czech Richard Brabec, w której sprzeciwiają się decyzjom polskiej strony.

Sygnatariusze petycji obawiają się, że w wyniku rozbudowy kopalni zwiększy się poziom hałasu i zanieczyszczenie pyłem oraz spadnie wartość należących do nich nieruchomości. W petycji zwrócili uwagę, że w wyniku dotychczasowej eksploatacji kopalni „wiele studni już wyschło albo woda szybko się w nich kończy”.

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

zm/ pel/

W lutym 2017 roku rada nadzorcza PGE powołała Baranowskiego na stanowisko prezesa. Kadencja zarządu spółki trwa trzy lata. (PAP Biznes)

sar/ ana/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 17 lutego 2020 r. powziął informację o decyzji p. Henryka Baranowskiego o rezygnacji z ubiegania się o wybór w następnej kadencji Zarządu. Pan Henryk Baranowski obecnie pełni w PGE funkcję Prezesa Zarządu.

Podstawa prawna: § 5 pkt 4 oraz § 9 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757).

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

kom espi zdz

"Z informacji, które posiadam, wynika, że po stronie przepływów spółka w ubiegłym roku wygenerowała zysk, chociaż bardzo niewielki - 86 mln zł. Natomiast dokonano odpisu nadzwyczajnego, który spowodował księgową stratę" - powiedział wiceminister podczas poniedziałkowej konferencji prasowej w Katowicach.

Rok wcześniej Polska Grupa Górnicza wypracowała ok. 493 mln zł zysku netto.

O tym, że Polska Grupa Górnicza utworzyła odpis aktualizujący wartość posiadanych aktywów trwałych, poinformowały w piątkowych komunikatach spółki energetyczne, będące akcjonariuszami PGG: Polska Grupa Energetyczna, Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, Energa i Enea. Spółki wskazały w swoich raportach, jak odpis dokonany przez Grup odbije się na ich wynikach finansowych za miniony rok.

"Główne przesłanki odpisu aktualizacyjnego wynikają z polityki klimatycznej i dekarbonizacyjnej Unii Europejskiej. Zostały odzwierciedlone w zaprezentowanym 11 grudnia 2019 r. dokumencie pt. Europejski Zielony Ład, który ma całkowicie przeobrazić politykę klimatyczną i gospodarkę UE" - tłumaczą przedstawiciele PGG, wskazując, iż "w zderzeniu z polityką klimatyczną Komisji Europejskiej spółka taka jak PGG musi na bieżąco zarządzać ryzykiem, kiedy wdrażane są regulacje podrażające drastycznie funkcjonowanie przemysłu".

"Jeżeli cena opłat za emisję CO2 w krótkim czasie wzrosła w UE aż pięciokrotnie, z 5 do 25 euro za tonę, to znaczy, że nagle pojawiła się ogromna presja cenowa na energię wytwarzaną z węgla, co natychmiast odbija się na popycie. W gospodarczym systemie naczyń połączonych, gdy zakontraktowany wcześniej węgiel nie zostaje odebrany przez energetykę, kopalnie wpadają w poważne kłopoty" - tłumaczą przedstawiciele spółki.

Firma wskazuje, iż ponieważ podatek od śladu węglowego (którego zadaniem miało być kompensowanie niższej konkurencyjności producentów unijnych w porównaniu z np. rosyjskimi) nie został ciągle wprowadzony na granicach UE, ratunkiem może być tylko uwzględnianie przez polskie górnictwo groźnych, niepomyślnych trendów w prognozach i planach operacyjnych.

Polska Grupa Górnicza potwierdziła w poniedziałek, że w 2019 roku wypracowała zysk na poziomie 86 mln zł, a w związku z przeprowadzeniem testu na trwałą utratę wartości aktywów w grudniu dokonano odpisu aktualizacyjnego. W rezultacie wynik finansowy netto po weryfikacji sprawozdania finansowego wykaże w zapisach księgowych stratę w wysokości 427 mln zł.

Jak wynika z danych PGG, po dwunastu miesiącach 2019 r. spółka wypracowała dodatni wynik na działalności operacyjnej (tzw. EBITDA znormalizowana) w wysokości prawie 2,5 mld zł. Rekordowo wysoki był też wskaźnik inwestycyjny CAPEX na poziomie 3 mld zł, który - w ocenie zarządu firmy - w pewnym zakresie przygotował spółkę na okres dekoniunktury. Dynamika wzrostu zakupów nowych maszyn i urządzeń w PGG wyniosła w minionym roku 79 proc.

PGG podkreśla także wzrost efektywności działania. "Wydajność produkcji w kopalniach PGG w przeliczeniu na statystycznego pracownika systematycznie rośnie - w pięcioleciu od 2014 r. do 2019 r. poprawiła się o 15 proc. Pomiędzy 2018 a 2019 rokiem wydajność per capita (na jednego zatrudnionego) wzrosła w PGG o 3 proc." - podała spółka.

Za miarodajny punkt odniesienia przedstawiciele PGG uważają dynamikę kosztów jednostkowych w latach 2017–2019, wskazując, iż na tle innych spółek branży koszty jednostkowe PGG po 11 miesiącach 2019 r. były niższe o 44 proc. w zakresie usług, o 26 proc. w zakresie materiałów i 21 proc. niższe w zakresie energii.

"Dynamika wzrostu kosztów w PGG w tym okresie, w wyniku wieloletniej polityki ograniczania kosztów, wyniosła w zakresie usług 6 proc. wobec 33 proc. w pozostałych podmiotach, a w zakresie materiałów 5 proc. wobec 28 proc. w pozostałych podmiotach" - wynika z informacji spółki. Podniesienie efektywności energetycznej spowodowało ponadto obniżenie kosztów jednostkowych energii o 5 proc., wobec wzrostu w pozostałych podmiotach o 23 proc.

Przedstawiciele spółki podkreślają, że kluczem do stabilności PGG są umowy długookresowe na dostawy węgla podpisane z głównymi odbiorcami.

"Obecne kontrakty długoterminowe, które chronią PGG w dłuższej perspektywie są korzystne dla każdej ze stron" - ocenia firma.

Wśród symptomów niekorzystnych dla branży zmian w otoczeniu górnictwa przedstawiciele PGG wymieniają obserwowany w 2019 roku istotny spadek produkcji energii z węgla kamiennego w Europie, który na przestrzeni 2019 roku wyniósł ok. 32 proc., a w Polsce ponad 5 proc. "Ma to wpływ na wycenę prowadzonego biznesu" - ocenia PGG. (PAP)

mab/ mtb/ amac/ pr/

"Grupa PGE jest pierwszym w Polsce operatorem, którego stacje ładowania samochodów elektrycznych są w 100 proc. zasilane energią elektryczną pochodzącą ze źródeł odnawialnych. Rozwijana sieć stacji ładowania w ramach współpracy z Volkswagen Group Polska i Stowarzyszeniem Dealerów marek Volkswagen, Audi, Skoda i Seat to nasz kolejny krok w kierunku ograniczania niskiej emisji" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Paweł Śliwa, wiceprezes PGE ds. innowacji.

PGE Nowa Energia, spółka z grupy PGE, zajmuje się m.in. budową i zarządzaniem siecią stacji ładowania samochodów elektrycznych. Posiada obecnie 66 punktów ładowania w całej Polsce, z których korzysta około 1.500 użytkowników miesięcznie. Zgodnie z planami rozwojowymi, w 2020 roku liczba punktów ładowania ma zostać potrojona.

Grupa Volkswagen w latach 2020-2024 zainwestuje 60 mld euro w rozwój samochodów hybrydowych, elektromobilność oraz w cyfryzację, z czego około 33 mld euro w samą elektromobilność. Do 2029 roku koncern planuje wprowadzić na rynek do 75 modeli z napędem wyłącznie elektrycznym oraz około 60 modeli hybrydowych. Do 2025 r. grupa Volkswagen uruchomi w Europie 36 tys. punktów ładowania. (PAP Biznes)

pel/ asa/

„Decyzja co do koncesji jest w rękach Ministerstwa Środowiska. My jesteśmy za tym, by koncesja została udzielona. Co do realizacji inwestycji, (…) decyzję biznesową będzie podejmował zarząd PGE GiEK” - powiedział wiceminister podczas posiedzenia zespołu parlamentarnego ds. Złoczewa.

"Nie powinniśmy ograniczać dostępu do złóż strategicznych" - dodał

Wiceprezes grupy PGE Ryszard Wasiłek wskazał, że w strategii grupy opracowanej w 2016 r. Złoczew istnieje, a ta strategia się jeszcze nie zmieniła.

"Złoczew jest nadal w kręgu naszego zainteresowania. (…) Chcemy, by Złoczew powstał. Czekamy na koncesję, potem będziemy prowadzić wszelkie analizy ekonomiczne. Unijna polityka klimatyczna nam jednak nie służy” - powiedział wiceprezes grupy PGE Ryszard Wasiłek.

Dodał, że spółka liczy na otrzymanie koncesji „w najbliższym czasie”.

Jak zaznacza PGE GiEK, uzyskanie koncesji nie jest jednoznaczne z uruchomieniem prac związanych z budową kopalni. Podjęcie finalnej decyzji dotyczącej realizacji inwestycji w złoże Złoczew możliwe będzie dopiero po wypełnieniu warunków przewidzianych w „Programie dla sektora górnictwa węgla brunatnego w Polsce”.

Do tych warunków należą przede wszystkim: podjęcie kierunkowej decyzji odnośnie roli węgla brunatnego w krajowym miksie energetycznym w perspektywie długoterminowej, wypracowanie i wdrożenie rozwiązań zapewniających przewidywalność ekonomiczną (zaakceptowanych przez UE), zapewnienia finansowania dla przedsięwzięcia.

„Naszym zdaniem spełnienie powyższych warunków zależeć będzie w dużej mierze od otoczenia regulacyjnego krajowego i zagranicznego, ale głównie kształtu polityki energetycznej Polski” - powiedział wiceprezes PGE GiEK Marek Ciapała.

Jak poinformował wiceprezes, w przypadku realizacji inwestycji, pierwszy węgiel ze Złoczewa pojawiłby się ok. 2032 roku.

„Mógłby on zacząć zastępować paliwo, które schodziłoby z dotychczasowych odkrywek” - powiedział Ciapała.

Obecnie wydobycie węgla w KWB Bełchatów wynosi blisko 40 mln ton rocznie. Odbywa się w dwóch polach: Bełchatów i Szczerców. PGE GiEK zakłada, że taki poziom wydobycia byłby możliwy do 2030-32 r., a potem musiałby się zmniejszać z powodu sczerpywania złóż.

Jak zauważył wiceprezes PGE GIEK, w scenariuszu zakładającym uruchomienie złoża Złoczew nie będzie możliwości utrzymania dzisiejszego potencjału Kompleksu Energetycznego Bełchatów. Po 2030 r., niezależnie od scenariusza, zdolności produkcyjne kompleksu zmniejszą się o co najmniej 50 proc.

Zakłada się, że wydobycie z odkrywki Złoczew miałoby wynieść ok. 18 mln ton rocznie.

Opalana węglem brunatnym elektrownia Bełchatów produkuje ok. 35 TWh energii elektrycznej brutto, co oznacza ponad 22 proc. produkcji krajowej. (PAP Biznes)

pel/ ana/

„Decyzja co do koncesji jest w rękach Ministerstwa Środowiska. My jesteśmy za tym, by koncesja została udzielona. Co do realizacji inwestycji, (…) decyzję biznesową będzie podejmował zarząd PGE GiEK” - powiedział wiceminister podczas posiedzenia zespołu parlamentarnego ds. Złoczewa.

„Nie powinniśmy ograniczać dostępu do złóż strategicznych” - dodał.

Jak zaznacza PGE GiEK, uzyskanie koncesji nie jest jednoznaczne z uruchomieniem prac związanych z budową kopalni. Podjęcie finalnej decyzji dotyczącej realizacji inwestycji w złoże Złoczew możliwe będzie dopiero po wypełnieniu warunków przewidzianych w „Programie dla sektora górnictwa węgla brunatnego w Polsce”.

Do tych warunków należą przede wszystkim: podjęcie kierunkowej decyzji odnośnie roli węgla brunatnego w krajowym miksie energetycznym w perspektywie długoterminowej, wypracowanie i wdrożenie rozwiązań zapewniających przewidywalność ekonomiczną (zaakceptowanych przez UE), zapewnienia finansowania dla przedsięwzięcia.

„Naszym zdaniem spełnienie powyższych warunków zależeć będzie w dużej mierze od otoczenia regulacyjnego krajowego i zagranicznego, ale głównie kształtu polityki energetycznej Polski” - powiedział wiceprezes PGE GiEK Marek Ciapała.

Jak poinformował wiceprezes, w przypadku realizacji inwestycji, pierwszy węgiel ze Złoczewa pojawiłby się ok. 2032 roku.

„Mógłby on zacząć zastępować paliwo, które schodziłoby z dotychczasowych odkrywek” - powiedział Ciapała.

Obecnie wydobycie węgla w KWB Bełchatów wynosi blisko 40 mln ton rocznie. Odbywa się w dwóch polach: Bełchatów i Szczerców. PGE GiEK zakłada, że taki poziom wydobycia byłby możliwy do 2030-32 r., a potem musiałby się zmniejszać z powodu sczerpywania złóż.

Jak zauważył wiceprezes PGE GIEK, w scenariuszu zakładającym uruchomienie złoża Złoczew nie będzie możliwości utrzymania dzisiejszego potencjału Kompleksu Energetycznego Bełchatów. Po 2030 r., niezależnie od scenariusza, zdolności produkcyjne kompleksu zmniejszą się o co najmniej 50 proc.

Zakłada się, że wydobycie z odkrywki Złoczew miałoby wynieść ok. 18 mln ton rocznie.

Opalana węglem brunatnym elektrownia Bełchatów produkuje ok. 35 TWh energii elektrycznej brutto, co oznacza ponad 22 proc. produkcji krajowej. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Pomiary wiatru w lokalizacji farm są niezbędne do oszacowania ich produktywności.

"Badania wietrzności to dopiero początek przygotowań do budowy, niemniej dla realizacji inwestycji są kluczowym etapem. Cieszę się, że został on zakończony, szczególnie w kontekście otrzymanej w styczniu decyzji o uwarunkowaniach środowiskowych dla elektrowni wiatrowych Baltica 2 i Baltica 3. To kolejne kroki zbliżające nas do uruchomienia przez PGE Baltica pierwszych morskich farm wiatrowych" – powiedziała, cytowana w komunikacie prasowym, Monika Morawiecka, prezes PGE Baltica.

PGE Baltica została powołana w styczniu 2019 roku, jako spółka odpowiedzialna za realizację programu offshore w grupie PGE, która koordynuje przygotowania do budowy trzech farm wiatrowych: elektrowni wiatrowej Baltica-1 (EWB1), której planowana moc to 900 MW; elektrowni Baltica-2 (EWB2), która w styczniu 2019 roku otrzymała od PSE propozycję technicznych warunków przyłączenia do KSE dla 1498 MW oraz elektrowni Baltica-3 (EWB3) z umową przyłączeniową z PSE na 1045 MW.

Właścicielem PGE Baltica i spółek celowych EWB-1-3 jest PGE Polska Grupa Energetyczna. Wszystkie trzy spółki posiadają pozwolenia lokalizacyjne umożliwiające budowę morskich farm na wyznaczonych obszarach Morza Bałtyckiego.

Docelowo PGE zamierza sprzedać wybranemu partnerowi strategicznemu po 50 procent udziałów w dwóch spółkach – Baltica 3 i Baltica 2 – a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture. Celem współpracy jest także zbudowanie kompetencji przez PGE Baltica, aby w przyszłości firma mogła sama realizować projekty offshore.

20 grudnia 2019 r. PGE podpisała wstępne porozumienie z Orsted, opisujące ramy współpracy przy transakcji nabycia przez duński koncern udziałów w dwóch projektach budowy morskich farm wiatrowych EWB2 i EWB3. Porozumienie, mające niewiążący charakter, będzie podstawą dalszych negocjacji pomiędzy PGE a Orsted, które mają doprowadzić do uzgodnienia szczegółowej dokumentacji transakcyjnej.

24 stycznia 2020 roku Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska w Gdańsku wydał decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla Baltica 2 oraz Baltica 3.

PGE Baltica planuje trzy morskie farmy wiatrowe w polskiej części Bałtyku (Baltica 3 i 2 do 2030 roku, Baltica 1 – po 2030 roku). Ich łączna maksymalna moc wyniesie do 3,5 GW. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"To jest pytanie, przed którym stoimy: czy korzystna dla gospodarki byłaby konsolidacja spółek energetycznych. Dzisiaj mamy cztery główne spółki energetyczne kontrolowane przez Skarb Państwa. W stosunku do jednej z nich, czyli Energi, zostało ogłoszone wezwanie przez Orlen. W przypadku pozostałych trzech spółek musimy sobie odpowiedzieć na pytanie, czy one powinny funkcjonować w dotychczasowej strukturze, czy być może właśnie działania konsolidacyjne byłyby uzasadnione i przyniosłyby dobre efekty dla gospodarki" - powiedział dziennikarzom Sasin.

Dodał, że również sam sektor energetyczny, w związku z polityką klimatyczną Unii Europejskiej i wynikającymi z niej wyzwaniami, muszą na nie skutecznie odpowiedzieć.

"Co do samego pomysłu konsolidowania spółek Skarbu Państwa to wielokrotnie deklarowałem przekonanie, że jest to kierunek właściwy, żeby tworzyć duże podmioty, które po skonsolidowaniu swoich budżetów inwestycyjnych byłyby w stanie nie tylko dokonywać większych inwestycji, ale i dużo skuteczniej rywalizować z innymi podmiotami działającymi w danych branżach, w tym również z podmiotami zagranicznymi, które działają na polskim rynku" - powiedział wicepremier.

"Takie duże spółki mogłyby wychodzić poza Polskę i podejmować rywalizację również na rynkach innych krajów, stawać się spółkami o wymiarze europejskim, a w przyszłości również o wymiarze globalnym" - dodał. (PAP Biznes)

pr/ ana/

"Pomysły konsolidacyjne w sektorze energetycznym mają sens. Mamy 4 duże grupy energetyczne. Jedna z tych spółek (Energa) jest obecnie przedmiotem wezwania ogłoszonego przez Orlen. Musimy się zastanowić, co zrobić z pozostałymi trzema spółkami" - powiedział dziennikarzom Sasin.

"Musimy zadać sobie pytanie, czy mają one działać w dotychczasowej strukturze. Będzie to przedmiotem analiz, za wcześnie jeszcze na decyzje" - dodał.(PAP Biznes)

pr/ ana/

Raport został sporządzony przy kursie 7,28 zł, a w czwartek na zamknięciu sesji jedna akcja spółki kosztowała 6,43 zł.

Zdaniem analityków, czwarty kwartał PGE powinna zakończyć wzrostem skorygowanej EBITDA mimo ok. 20 proc. rdr ubytku produkcji z węgla brunatnego, który wynikał m.in. z rekordowego importu energii.

"Przez zmianę polityki rachunkowości wyniki za pierwsze półrocze 2019 r. były zaniżone, a za drugie półrocze zawyżone w relacji do ubiegłorocznych rezultatów przy metodzie FIFO. Oczekujemy, iż spółka pozostanie na wzrostowej ścieżce wynikowej także w najbliższych kwartałach, a motorem wzrostu powinno być Ciepłownictwo czy Energetyka Odnawialna" - napisano w raporcie.

Autorzy raportu oczekują mniejszego obciążenia remontami w 2020-2022 na węglu brunatnym, co powinno prowadzić do lepszej produkcji. Dodali, że duże remonty mają przed sobą węglowe bloki w Opolu, Rybniku i Dolnej Odrze, które są krańcowymi blokami w systemie i nie generują marży.

"Spółka kończy duży cykl inwestycyjny 2014-2019, kiedy średnioroczny CAPEX kształtował się na poziomie 7,2 mld zł przy EBITDA 6,6 mld zł. W 2020 roku oczekujemy CAPEX zbliżonego do ok. 6 mld zł, co daje miejsce do wypłaty dywidendy. W okresie 2020-2030 spodziewamy się średniego CAPEX ok. 8 mld zł przy potencjale EBITDA ok. 10 mld zł rocznie (efekt gł. przychodów z rynku mocy, nowych bloków czy inwestycji w Ciepłownictwie)" - napisano w raporcie.

W ocenie analityków, zarząd - po zawieszeniu polityki dywidendowej w latach 2017-2019 - może wrócić do wypłaty dywidendy w 2020 r., ale zdaniem autorów raportu może być to jednorazowa wypłata.

Autorem raportu, który został udostępniony 14 stycznia, o godzinie 8.00 jest Krystian Brymora.

Depesza jest skrótem rekomendacji DM BDM. W załączniku zamieszczamy plik PDF z raportem. Jest on też dostępny na stronie www.bdm.pl. (PAP Biznes)

doa/ asa/

DM BDM (raport poranny):

"Skorygowana EBITDA okazała się 4/5 proc. wyższa od naszych oczekiwań/konsensusu mimo 23 proc. r/r spadku produkcji na węglu brunatnym (-4 proc. vs oczekiwania). Raportowana EBITDA obciążona głównie wzrostem rezerwy rekultywacyjnej (-589 mln zł, oczekiwane -322 mln zł) i aktuarialnej (-63 mln zł), co wynikało ze spadku rynkowych stóp procentowych.

Segmentowo uwagę zwraca dobry, oczyszczony wynik energetyki konwencjonalnej, energetyki odnawialnej i ciepła, słabszy w dystrybucji (nie wiemy jak alokowane są one-offs) i wysoka strata w Sprzedaży (efekt ok. 260 mln zł rezerw na G - odwrócenie efektu na konsolidacji).

Wynik netto dodatkowo obciążony odpisami w kwocie 223 mln zł, czego nie zakładaliśmy. CAPEX zgodny z oczekiwaniami, dług netto porównywalny q/q (+5 proc. vs oczekiwania)".

Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale:

"Biorąc pod uwagę warunki, wyniki PGE są nie najgorsze. Wynik dystrybucji jest dość słaby. Wynik wytwarzania konwencjonalnego też jest słaby, ale po skorygowaniu o one-offy nie jest taki zły. Wynik segmentu ciepła też nie jest taki zły, pomimo ciepłej zimy".

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

PGE szacuje, że skonsolidowana EBITDA w 2019 roku wyniosła ok. 7,118 mld zł (wzrost o 12 proc. rdr). Według szacunków, zysk netto jednostki dominującej wyniósł w ubiegłym roku ok. 1,864 mld zł (wzrost o 24 proc. rdr).

W samym IV kw. 2019 roku grupa miała 1,046 mld zł EBITDA (spadek o 15 proc. rdr).

EBITDA powtarzalna w IV kwartale wzrosła o 15 proc. rdr do 1,683 mld zł.

Strata netto jednostki dominującej wyniosła 309 mln zł wobec 199 mln zł straty rok wcześniej. Wynik był obciążony odpisami w wysokości 223 mln zł brutto.

EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna spadła o 62 proc. do 114 mln zł, a segmentu dystrybucja o 13 proc. do 496 mln zł. EBITDA segmentu ciepłownictwa wzrosła o 17 proc. do 321 mln zł, a w energetyce odnawialnej wzrosła o 16 proc. do 126 mln zł. W segmencie obrotu spółka zanotowała stratę EBITDA w wysokości 252 mln zł wobec 193 mln zł straty przed rokiem. (PAP Biznes)

pel/

"Energetyka konwencjonalna w Polsce znajduje się pod silną presją zarówno w wymiarze rynkowym, jak i regulacyjnym. Naszą odpowiedzią są jednak bardzo konkretne projekty na transformację w kierunku niskoemisyjnym" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

Wskazał, że koncern realizuje plan stopniowego odchodzenia od węgla w Elektrowni Dolna Odra.

"Właśnie podpisaliśmy kontrakt na odbudowanie jej potencjału wytwórczego w oparciu o zdecydowanie mniej emisyjne paliwo gazowe, dodatkowo planujemy wykorzystać tereny otaczające elektrownię, by zainstalować tam panele fotowoltaiczne. Multipaliwowe podejście do transformacji chcemy zrealizować również w kompleksie w Bełchatowie, gdzie także przewidujemy budowę odnawialnych źródeł energii, przede wszystkich farm fotowoltaicznych i nowych mocy wiatrowych. Odpowiadając na potrzeby społeczne regionu widzimy tu również duży potencjał do rozwoju instalacji przetwarzających odpady z odzyskiem energii, obsługujących nie tylko Bełchatów, ale i Łódź" - dodał prezes PGE.

PGE chce do 2030 r. wybudować elektrownie słoneczne o łącznej mocy 2,5 GW. Przygotowuje się też do budowy morskich farm wiatrowych na Bałtyku.

Według wstępnych szacunków raportowana EBITDA grupy PGE w 2019 r. wzrosła o 12 proc. do 7,1 mld zł, głównie w wyniku dodatkowych uprawnień do emisji CO2 (EUA) o wartości 1,4 mld zł, przyznanych w I półroczu 2019 r.

Na poziomie wyników powtarzalnych EBITDA grupy spadła o 1 proc. rok do roku do 6,6 mld zł.

"Pomimo wyższej średniej ceny energii zrealizowanej przez segment Energetyki Konwencjonalnej (cena wyższa o 69 zł/MWh) oraz wyższej marży na energii elektrycznej wyprodukowanej w segmencie Ciepłownictwa (cena wyższa o 90 zł/MWh), czynniki kosztowe oraz niższe wolumeny produkcji osiągnięte w obszarze energetyki konwencjonalnej wpłynęły na obniżenie wyniku" - podała spółka w komunikacie.

Koszty emisji CO2 w stosunku rocznym wzrosły o ok. 1,64 mld zł.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w 2019 roku w jednostkach wytwórczych grupy PGE wyniosła 58,3 TWh (spadek o 12 proc. rdr), w tym 32,2 TWh z węgla brunatnego (spadek o 17 proc.) i węgla kamiennego (spadek o 8 proc. do 18,9 TWh).

Produkcja energii w oparciu o paliwo gazowe wzrosła o 9 proc. rok do roku, do poziomu 4,5 TWh. W tym samym okresie elektrownie wiatrowe PGE wyprodukowały 20 proc. energii elektrycznej więcej rdr, osiągając 1,27 TWh. Ponadto, wzrosło wytwarzanie energii z biomasy (o 13 proc.) oraz produkcja w elektrowniach szczytowo-pompowych (o 67 proc.).

Wolumen dystrybucji wyniósł 36,4 TWh (bez zmian rdr), a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 44,0 TWh (wzrost o 3 proc.). Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 48,8 PJ (spadek o 2 proc.).

Nakłady inwestycyjne grupy PGE wzrosły w 2019 r. o 2 proc. do ponad 7 mld zł. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Dane operacyjne PGE za czwarty kwartał 2019 r. i narastająco za dwanaście miesięcy 2019 r.:

Kluczowe dane finansowe PGE:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/

Według wyliczeń PAP Biznes w samym IV kw. 2019 roku grupa miała 309 mln zł straty netto.

EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w 2019 roku wyniosła 2.880 mln zł, segmentu dystrybucja 2.306 mln zł, segmentu obrót 280 mln zł, a energetyka odnawialna 536 mln zł.

Nakłady inwestycyjne grupy w 2019 roku wyniosły około 7.009 mln zł.

Szacunkowe zadłużenie netto na 31 grudnia 2019 roku wyniosło około 11.415 mln zł.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w 2019 roku w jednostkach wytwórczych grupy PGE wyniosła 58,32 TWh (w tym 32,20 TWh z węgla brunatnego), wolumen dystrybucji wyniósł 36,38 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 44,01 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 48,76 PJ.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segmentu Energetyki konwencjonalnej w 2019 roku wyniosła 246,1 zł/MWh. (PAP Biznes)

epo/ osz/

EBITDA segmentu energetyka konwencjonalna w 2019 roku wyniosła 2.880 mln zł, segmentu dystrybucja 2.306 mln zł, segmentu obrót 280 mln zł, a energetyka odnawialna 536 mln zł.

Nakłady inwestycyjne grupy w 2019 roku wyniosły około 7.009 mln zł.

Szacunkowe zadłużenie netto na 31 grudnia 2019 roku wyniosło około 11.415 mln zł. (PAP Biznes)

epo/ osz/

Szacunek wybranych danych finansowych i operacyjnych za rok 2019

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

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w 2019 roku w jednostkach wytwórczych Grupy PGE wyniosła 58,32 TWh (w tym 32,20 TWh z węgla brunatnego), wolumen dystrybucji wyniósł 36,38 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 44,01 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 48,76 PJ.

Skonsolidowany zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy aktualizujące (EBITDA) w 2019 roku wyniósł około 7 118 mln złotych, w tym:

EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna: 2 880 mln złotych,

EBITDA segmentu Ciepłownictwo: 1 186 mln złotych,

EBITDA segmentu Dystrybucja: 2 306 mln złotych,

EBITDA segmentu Obrót: 280 mln złotych,

EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 536 mln złotych.

Skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł około 1 864 mln złotych (czyli 1,00 zł na akcję).

Nakłady inwestycyjne wyniosły około 7 009 mln złotych.

Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 31 grudnia 2019 roku wyniosło około 11 415 mln złotych.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w 2019 roku wyniosła 246,1 zł/MWh.

Zastrzeżenie: Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej PGE jest nadal przedmiotem audytu przez biegłego rewidenta. Publikacja skonsolidowanego raportu za rok 2019 nastąpi 10 marca 2020 roku.

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

kom espi zdz

Ok. godz. 14.20 kurs PGE zniżkuje ok. 1,5 proc. W tym czasie WIG 20 rośnie ok. 1,7 proc. Od początku 2020 roku kurs PGE stracił ponad 15 proc.

Wicepremier Jacek Sasin poinformował we wtorek w RMF FM, że spółki Skarbu Państwa nie będą więcej sprowadzać węgla z zagranicy. Jak powiedział, spośród państwowych spółek węgiel importowały PGE i Węglokoks. Zauważył, że węgiel sprowadzają z zagranicy firmy prywatne, bo jest konkurencyjny pod względem jakości i ceny.

"Minister przyznaje, że jakość importowanego węgla jest lepsza, a cena niższa w porównaniu z polskim węglem. Jednocześnie właściciel chce, by PGE zaprzestała zakupów węgla z zagranicy, co oceniamy jako potencjalnie negatywny czynnik dla wyceny spółki" - ocenił Paweł Puchalski, analityk Santander BM.

"Decyzja Skarbu Państwa, większościowego akcjonariusza PGE, może spowodować obniżenie wyników i wolnych przepływów pieniężnych PGE, m.in. ze względu na wyższe ceny węgla i większy wolumen wytwarzania energii elektrycznej z węgla kamiennego kosztem węgla brunatnego (negatywne dla marż PGE). Oceniamy więc tę decyzję jako negatywną dla mniejszościowych akcjonariuszy" - dodał.

Paweł Puchalski zauważył, że Ministerstwo Aktywów Państwowych sugerowało niedawno stworzenie wielosektorowych, narodowych czempionów. MAP sygnalizowało też potrzebę konsolidacji polskiego sektora wydobywczego.

"Mając to na uwadze, w świetle obecnej potencjalnie trudnej sytuacji PGG (na bazie raportu NIK) nie możemy wykluczyć ryzyk związanych dokapitalizowaniem PGG przez obecnych akcjonariuszy bądź jakiejś formy konsolidacji PGE i PGG" - powiedział analityk Santander BM.

Najwyższa Izba Kontroli opublikowała w ubiegłym tygodniu raport dotyczący Polskiej Grupy Górniczej, w którym oceniła, że restrukturyzacja spółki nie przyniosła oczekiwanych efektów, firma nie jest przygotowana do dekoniunktury i może stracić zdolność do obsługi blisko 2,5 mld zł zadłużenia z tytułu obligacji.

Od piątku w PGG trwa pogotowie strajkowe, ogłoszone przez 13 działających w tej największej górniczej spółce central związkowych. Strona społeczna domaga się m.in. podwyżek płac i korzystniejszych zasad wypłaty nagrody rocznej za ubiegły rok - tzw. czternastej pensji. Związkowcy sprzeciwiają się też - jak napisali - planom "cichej likwidacji kopalń" oraz protestują przeciwko nieodbieraniu całości zakontraktowanego węgla przez energetykę, co skutkuje zmniejszeniem przychodów PGG.

PGG zapewnia, że dąży do wzrostu sprzedaży tego surowca i zapowiada sukcesywne zmniejszanie stanu zwałów. Kluczowe jest jednak odbieranie zamówionego węgla przez elektrownie.

Zapowiedź wicepremiera, ministra aktywów państwowych Jacka Sasina o wycofaniu się spółek Skarbu Państwa z importowania węgla na potrzeby polskiej energetyki została przyjęta "z satysfakcją" przez WZZ "Sierpień 80".

"Mamy nadzieję, że wkrótce strona rządowa i strona społeczna usiądą do wspólnych rozmów, aby rozwiązać kolejne problemy polskiego górnictwa i energetyki, a przede wszystkim, aby wypracować konieczne do przeprowadzenia systemowe rozwiązania dalszego wspólnego funkcjonowania branży wydobywczej i energetyki. Jesteśmy do tych rozmów przygotowani" - napisał w oświadczeniu Bogusław Ziętek, przewodniczący WZZ "Sierpień 80". (PAP Biznes)

pel/ ana/

W projekcie ustawy znalazł się zapis o pełnym zrekompensowaniu tegorocznych 12-procentowych podwyżek rachunków za prąd do domów.

Z projektu ustawy wynika, że rekompensaty mają być wypłacane dopiero w przyszłym roku.

"Rekompensaty będą wypłacane w następnym roku, czyli wraz z pierwszym rachunkiem wystawianym za przyszły rok" - powiedział wicepremier.

Będzie to obejmowało nie tylko klientów spółek państwowych: PGE, Energa, Enea i Tauron, ale także prywatnych, jak działające w Warszawie Innogy.

Z rekompensaty skorzystają tylko ci klienci, których miesięczne zarobki nie przekraczają 7 tysięcy brutto, czyli mniej więcej 5100 złotych na rękę.

"Tak jak zapowiadałem, będzie ograniczenie polegające na tym, że rekompensaty będą skierowane do osób mieszczących się w pierwszym progu podatkowym. Oczywiście chodzi o osobę, na którą rachunek jest wystawiany" - powiedział Jacek Sasin.

Budżet państwa ma na to wydać maksymalnie około 3 mld zł. (PAP Biznes)

pr/ gor/

"Mogę zadeklarować, że spółki Skarbu Państwa nie będą więcej sprowadzać węgla z zagranicy" - powiedział Sasin w radiu RMF FM.

Wskazał, że ze spółek Skarbu Państwa węgiel importowały PGE i Węglokoks.

"Jeśli chodzi o PGE, zawarte umowy jeszcze zmuszają do przyjęcia pewnej ilości. W tym roku te dostawy zostały zamrożone. Chcemy przede wszystkim opierać się na polskim węglu" - powiedział wicepremier.

Zauważył, że węgiel sprowadzają z zagranicy firmy prywatne, bo jest konkurencyjny pod względem jakości i ceny.

"Możemy tak racjonalizować sytuację w spółkach wydobywczych, by węgiel był tańszy, by wydobywać węgiel lepszej jakości, by spróbować lepiej go sprzedawać. W tym kierunku będziemy działać" - powiedział Sasin. (PAP Biznes)

pel/ asa/

PGE Dystrybucja miała 219.123 klientów, którym dostarczyła prąd po cudzej sieci.

Energa Operator pozyskała 14.670 klientów i obsługuje 197.222 klientów TPA.

Tauron Dystrybucja pozyskał 14.325 klientów i obsługuje 238.220 klientów TPA.

Enea Operator pozyskała 2.278 klientów i obsługuje 115.972 klientów TPA.

URE podało, że liczba odbiorców TPA w gospodarstwach domowych wg stanu na koniec 2019 r. (grupa taryfowa G), wyniosła 657.223, a więc zwiększyła się od końca XII 2018 r. o 52.611, co stanowi wzrost o 8,7 proc. (PAP Biznes)

map/ osz/

"Wydaje się, że zniżkujący kurs akcji PGE jest wynikiem dyskontowania przez inwestorów oczekiwań, że rok 2020 będzie trudny, jeśli chodzi o wyniki finansowe spółki. Już po III kwartale 2019 r. spółka podawała, że w tym roku będą one pod presją. Największe znaczenie ma tutaj cena CO2 i wpływ tego kosztu na obniżenie rentowności wytwarzania energii elektrycznej. Spółka zakontraktowała na ten rok ceny emisji wyższe niż rok wcześniej, a dodatkowo w 2020 r. nie będzie już miała darmowych certyfikatów, którymi cieszyła się w latach ubiegłych" - powiedział PAP Biznes analityk Ipopema Securities Robert Maj.

Analityk wyjaśnił, że w latach 2013 - 2019 spółki energetyczne otrzymały darmowe kontrakty na emisję CO2 w ramach planu odejścia od energetyki opartej na węglu.

"Spółka podała również swoje plany inwestycyjne. Powstaje zatem pytanie, czy dla ich realizacji nie będzie musiało bardziej wzrosnąć zadłużenie" - dodał.

Analityk zwrócił także uwagę na trudną sytuację w Polskiej Grupie Górniczej, której PGE jest akcjonariuszem, rosnące wynagrodzenia oraz duże zwały węgla.

"W prasie pojawiają się również nieoficjalne informacje o możliwości zmuszenia elektrowni do odbierania węgla z kopalń, co wiązałoby się z dużymi i niepotrzebnymi wydatkami" - powiedział.

Najwyższa Izba Kontroli oceniła w piątkowym raporcie, że mimo dokapitalizowania przez inwestorów i wzrostu cen węgla restrukturyzacja Polskiej Grupy Górniczej (PGG) nie przyniosła oczekiwanych efektów. NIK dodała, że utrzymywanie nieefektywnego systemu wynagradzania oraz wysoki stan zatrudnienia rodzi ryzyko braku możliwości dostosowania kosztów w okresie dekoniunktury. (PAP Biznes)

kk/ osz/

"Wprawdzie po nabyciu przez PGG majątku produkcyjnego Kompanii Węglowej i Katowickiego Holdingu Węglowego udało się kontynuować działalność większości ich kopalń, jednak nie zmniejszono wysokich kosztów stałych produkcji, a wydajność pogarszała się. Mimo spadku wydajności wydobycia węgla (o 2 proc.), rosły średnie wynagrodzenia (o 13 proc.). Polska Grupa Górnicza (PGG) nie wykorzystała dogodnego momentu na stworzenie warunków dla prowadzenia rentownej, także w czasach gorszej koniunktury, działalności wydobywczej" - napisała NIK w komunikacie prasowym.

Polska Grupa Górnicza w 2016 r. kupiła majątek produkcyjny Kompanii Węglowej, a w 2017 r. Katowickiego Holdingu Węglowego, rozpoczynając w ten sposób działalność wydobywczą w 15 przejętych kopalniach.

"Powyższe zmiany własnościowe i działania organizacyjne stanowiły podstawę do restrukturyzacji nabytych kopalń. Sprzyjające okoliczności - znaczące dokapitalizowanie PGG przez inwestorów, a także wzrost cen węgla, wynikający z dobrej koniunktury gospodarczej w latach 2016-2018, dawały szanse na dokonanie głębokiej restrukturyzacji, przygotowującej spółkę na powtarzające się okresy dekoniunktury i ryzyka utraty płynności finansowej, jakie wielokrotnie dotykały górnictwo w latach 1990-2015" - napisano.

"NIK zaznacza, że przekształcenia związane z powstaniem Polskiej Grupy Górniczej, w oparciu o nabyty przez nią majątek produkcyjny Kompanii Węglowej i Katowickiego Holdingu Węglowego umożliwiły wprawdzie kontynuowanie działalności większości ich kopalń, jednak wysokie koszty stałe produkcji oraz pogarszająca się wydajność w spółce wskazuje, że cel w jakim powołano ten podmiot nie został osiągnięty" - dodano.

Izba zwraca uwagę, że PGG niewłaściwie wyceniła znaczną część nabytych aktywów KW i KHW, co zniekształcało obraz sytuacji majątkowej i finansowej spółki. Jak podano, wartość tych aktywów na poziomie całej spółki była niższa ok. 40 proc. w stosunku do wycen sporządzonych przez niezależnych rzeczoznawców majątkowych. W jednych kopalniach wyceny aktywów dokonane przez PGG były obniżone w stosunku do wycen rzeczoznawców, a w innych były zawyżone.

"Takie zaksięgowanie nabytych aktywów prowadziło do wypaczenia wysokości kosztów operacyjnych (amortyzacji). Powodowało to zawyżenie wyników finansowych netto spółki, w tym podwyższenie wyników finansowych netto kopalń potencjalnie słabszych oraz obniżenie wyników netto kopalń potencjalnie lepszych" - napisano.

NIK zauważa, że sytuację ekonomiczno-finansową PGG w latach 2016-2018 kształtowały głównie korzystna koniunktura i rosnące ceny zbytu węgla (w 2018 r. były one o ok. 50 proc. wyższe od cen w II kwartale 2016 r.) oraz kolejne wysokie dokapitalizowania spółki przez inwestorów (łącznie ponad 3,4 mld zł). Na wynik firmy wpływ miał także przyjęty sposób wyceny nabytego majątku oraz pozytywne efekty realizowanej restrukturyzacji.

Jednocześnie - jak zauważono - koszty stałe pozostawały wysokie i wzrastały, a dominującą ich część stanowiły wynagrodzenia, których wysokość nie była uzależniona od osiąganych wyników PGG.

W latach 2016-2018 wzrostowi średniego wynagrodzenia (o 13 proc.) towarzyszył spadek rocznej wydajności wydobycia na jednego zatrudnionego w spółce (o 2 proc.).

"Utrzymywanie nieefektywnego systemu wynagradzania oraz wysoki stan zatrudnienia własnych pracowników rodzi ryzyko braku możliwości dostosowania kosztów spółki do spadków cen węgla i przychodów w okresie dekoniunktury - w celu zachowania rentowności spółki oraz jej kopalń. Okoliczności te stwarzają także ryzyko utraty przez PGG zdolności do obsługi zadłużenia (spółka wyemitowała obligacje o wartości prawie 2,4 mld zł, których termin wykupu kończy się w 2028 r.), w sytuacji pogorszenia się koniunktury na rynku węgla - tak jak to miało miejsce w przeszłości w odniesieniu do innych podmiotów górniczych" - oceniła Najwyższa Izba Kontroli. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Przedmiotem umowy jest budowa w formule "pod klucz" dwóch bloków gazowo-parowych o mocy elektrycznej brutto 683 MWe każdy w Zespole Elektrowni Dolna Odra należącym do PGE. Konsorcjum wykonawców zobowiązało się do zakończenia prac do 11 grudnia 2023 roku.

Wartość umowy dotyczącej budowy bloków z tzw. opcją samostartu to 3,7 mld zł, z czego na Polimex Mostostal przypada 1,52 mld zł. Wartość dwunastoletniej umowy serwisowej bloków to 1,03 mld zł - będzie ona realizowana przez spółki z grupy GE.

Wykonawcy mają udzielić zamawiającemu gwarancji obejmującej okres 24 miesięcy oraz gwarancji przedłużonej na roboty budowlane, wynoszącej 60 miesięcy. Okresy gwarancyjne mogą zostać wydłużone w przypadkach określonych w umowie.

Wykonawcy mają ponadto wnieść zabezpieczenie należytego wykonania umowy w wysokości 10 proc. wynagrodzenia brutto.

W umowie przewidziano kary m.in. za niedotrzymanie terminu przyjęcia bloku do eksploatacji i za odstępstwa od poziomu gwarantowanego parametrów bloku. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 30 stycznia 2020 roku PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. ("PGE GiEK S.A."), spółka zależna od PGE, zawarła umowę ("Umowa") z konsorcjum firm w składzie: General Electric Global Services GmbH, Polimex Mostostal S.A. oraz General Electric International Inc. (zwanymi dalej "Wykonawcą").

Przedmiotem Umowy jest realizacja przez Wykonawcę w formule "pod klucz" budowy dwóch bloków gazowo-parowych o znamionowej mocy elektrycznej brutto 683 MWe każdy w PGE GiEK S.A. Oddział Zespół Elektrowni Dolna Odra (Blok 9 oraz Blok 10). Technologia ww. bloków będzie w układzie CCGT.

Zgodnie z zapisami Umowy, przekazanie do eksploatacji obu bloków ma nastąpić do dnia 11 grudnia 2023 r.

Wartość Umowy na budowę bloków wraz z opcją samostartu wynosi 3 701 092 633,13 zł netto. W powiązaniu z Umową zawarta została ponadto umowa o świadczenie usług serwisowych dla dwóch turbin gazowych przez okres 12 lat od dnia przekazania bloków do eksploatacji. Wartość umowy serwisowej wynosi 1 030 053 269,69 zł netto. Łączna wartość wszystkich zawartych umów wynosi 4 731 145 902,82 zł netto (5 819 309 460,47 zł brutto).

Umowa przewiduje kary umowne dla Wykonawcy związane m.in. z niedotrzymaniem terminu przekazania bloków do eksploatacji, niedotrzymaniem gwarantowanej mocy znamionowej, niedotrzymaniem gwarantowanego poziomu dyspozycyjności oraz niedotrzymaniem gwarantowanej średniej sprawności bloku netto. Łączna suma kar umownych, wynikających ze wszystkich tytułów przewidzianych Umową nie przekroczy 25 % wartości netto Umowy.

W przypadku odstąpienia od Umowy w całości lub w zakresie niewykonanej części z przyczyn, za które jedna ze stron ponosi odpowiedzialność zgodnie z Umową, druga strona jest uprawniona do obciążenia odpowiedzialnej strony karą umowną w wysokości 10 % wartości Umowy.

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

kom espi zdz

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

Władze czeskiego kraju (województwa) libereckiego zapowiedziały odwołanie od polskiej decyzji otwierającej drogę do rozbudowy kopalni „Turów”. Minister środowiska Czech Richard Brabec powiedział PAP, że strona polska niewystarczająco komunikuje się z partnerami.

Rzeczniczka PGE GiEK Sandra Apanasionek powiedziała w środę PAP, że koncern nie planuje powiększania odkrywki w kopalni „Turów”, lecz chce kontynuować wydobycie w obszarze, który został ustalony 25 lat temu. „Czesi wiedzą zatem od co najmniej 25 lat, że na terenie przygranicznym chcemy prowadzić prace górnicze” - powiedziała rzeczniczka.

Dodała, że prowadzone były szerokie konsultacje zarówno ze stroną czeską, jak i niemiecką. „Trwały one kilka lat. Bardzo obszernie został też przygotowany raport oddziaływania na środowisko. Zawiera on wszystkie oddziaływania, które kopalnia może powodować u naszych południowych i zachodnich sąsiadów; w tym bardzo obszerny fragment dotyczący kwestii wody, która jest najbardziej newralgiczna” - powiedziała Apanasionek.

Rzeczniczka podkreśliła, że poziom wód podziemnych w aspekcie oddziaływania odkrywki „Turów” jest od wielu lat monitorowany przez polsko-czeskie i polsko-niemieckie zespoły specjalistów.

„Sieć obejmuje ok. 550 otworów monitoringowych, a wyniki badań potwierdzają, że kopalnia nie powoduje odwodnienia w ujęciach wody pitnej wskazywanych jako zagrożone. W celu ochrony jedynego ujęcia wody pitnej w Uhelnej, na które KWB Turów może mieć oddziaływanie i które znajduje się w strefie brzeżnej Niecki Żytawskiej, podjęto działania nad opracowaniem i wdrożeniem technicznych sposobów ograniczenia wpływu odkrywki na to ujęcie wody” - podkreśliła Apanasionek.

Komentując decyzję Regionalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska we Wrocławiu, hetman (odpowiednik wojewody) kraju libereckiego Martin Puta zapowiedział: „Odwołamy się i zobaczymy, czy urząd we Wrocławiu uzna nas za uczestnika postępowania. Jeżeli nie, odwołamy się także od takiego kroku”. Dodał, że jego urząd jest gotowy do ewentualnego wstąpienia na drogę sądową. Uznał też, że decyzja o natychmiastowej wykonalności wydanej zgody środowiskowej, narusza prawodawstwo europejskie.

Kraj liberecki złożył już skargę do Komisji Europejskiej, wskazując na naruszenia w transgranicznym postępowaniu w ocenie oddziaływania na środowisko. Podkreślono, że postępowanie Polski jest niezgodne z prawem. Przedstawiciele rządu Czech i samorządu kraju libereckiego planują kolejne kroki prawne po uzyskaniu czeskich tłumaczeń dokumentów wydanych przez Regionalną Dyrekcji Ochrony Środowiska we Wrocławiu.

Rzeczniczka PGE GiEK podkreśliła, że przedmiotem postępowań transgranicznych, zgodnie z przepisami prawa wspólnotowego i krajowego, jest wyłącznie tzw. znaczące oddziaływanie na środowisko, jakie ma miejsce w obszarze kraju narażonego na to oddziaływanie. „Każdy rodzaj takiego oddziaływania był przedmiotem szczegółowej analizy na konsultacjach transgranicznych prowadzonych z ogromnym poziomem transparentności” - mówiła Apanasionek.

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

PGE GiEK podkreśla, że kontynuacja eksploatacji Kopalni „Turów” jest w chwili obecnej kluczowa z punktu widzenia zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski. Znajdujące się w niej pokłady węgla brunatnego są gotowe do wydobycia i zasilenia pobliskiej elektrowni, która jest w stanie dostarczyć energię elektryczną do około 2,3 mln gospodarstw - wskazuje koncern. Po zakończonej budowie nowego bloku energetycznego o mocy 500 MW w Elektrowni Turów, turoszowski kompleks energetyczny będzie mógł zasilić w prąd dodatkowy milion gospodarstw.(PAP)

pdo/ ptg/ drag/ asa/

Wydanie decyzji daje PGE zielone światło do rozpoczęcia prac nad projektem technicznym dla obu farm: Baltica 2 z umową przyłączeniową z PSE na 1498 MW oraz Baltica 3 z umową na 1045 MW.

Farmy zlokalizowane są w odległości ok. 30 km na północ od linii brzegowej na wysokości Ustki i Łeby w województwie pomorskim. Moc pojedynczej turbiny, która zostanie zainstalowana na etapie realizacji projektów, może wahać się między 10 a 13 MW w zależności od rozwoju technologii i wybranego wariantu.

20 grudnia 2019 roku PGE i duński koncern Orsted podpisały wstępne porozumienie opisujące ramy współpracy przy transakcji nabycia przez duński koncern 50 proc. udziałów w projektach budowy morskich farm wiatrowych Baltica 3 i Baltica 2 na Bałtyku.

Docelowo PGE zamierza sprzedać wybranemu partnerowi strategicznemu po 50 proc. udziałów w dwóch spółkach – Baltica 3 i Baltica 2 – a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture. Celem współpracy jest także zbudowanie kompetencji przez PGE Baltica, aby w przyszłości firma mogła sama realizować projekty offshore.

Harmonogram działań przewiduje kilkuletni okres na przygotowanie projektu technicznego oraz uzyskanie pozwolenia na budowę. Energia z pierwszej wybudowanej farmy wiatrowej – Baltica 3 – może popłynąć do sieci około 2026 roku.

Okres eksploatacji Morskiej Farmy Wiatrowej Baltica 2 i 3 przewidywany jest co najmniej na 25 lat. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Dla okresu letniego, obejmującego okres od 1 kwietnia do 30 września 2020 r. pozyskano łącznie od 683,7 do 764,5 MW mocy gwarantowanej. Natomiast na okres zimowy, obejmujący okres od 1 lutego do 31 marca oraz od 1 października do 30 listopada 2020 r., zakontraktowano 612 MW mocy gwarantowanej. To oznacza, że o tyle będzie można zredukować pobór z sieci na polecenie operatora systemu przesyłowego.

PSE zawarły umowy dla obydwu okresów z sześcioma firmami:

- ArcelorMittal Warszawa

- CMC Poland

- Enel X Polska

- Enspirion

- PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna

- Tauron Polska Energia

Jak podano, Program Gwarantowany w okresie letnim będzie realizowany na terenie całego kraju, z wyłączeniem pięciu niewielkich obszarów, dla których umowy zostały podpisane wcześniej. Program Gwarantowany w okresie zimowym obejmuje całą Polskę.

Usługi DSR to usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP polegające na zmniejszeniu poboru mocy przez odbiorców energii elektrycznej w wybranych godzinach. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Potwierdzamy, że Komisja Europejska otrzymała skargę z regionu Liberec" - poinformowała PAP Ana Crespo Parrondo ze służb prasowych KE. Służby KE analizują obecnie skargę i zamierzają odpowiedzieć Czechom. Unijne regulacje nie wyznaczają terminu udzielenia odpowiedzi.

O sprawie poinformowała agencja CTK. Jak wskazała, Czesi zdecydowali się na skargę, uznając polskie działania za "nielegalne".

"Obecnie Polska nie współpracuje z władzami czeskimi, próbując ominąć spór między Republiką Czeską a społeczeństwem w związku z rozbudową górnictwa" - powiedział w środę dziennikarzom rzecznik władz kraju libereckiego Filip Trdla.

Wyraził nadzieję, że KE będzie aktywnie wspierać wysiłki Republiki Czeskiej na rzecz ochrony źródeł wody pitnej po czeskiej stronie granicy.

Mieszkańcy kraju libereckiego z miast i wsi w strefie przygranicznej zbierają podpisy pod petycją, w której sprzeciwiają się rozbudowie kopalni Turów. Ma ona zostać wysłana do Parlamentu Europejskiego.

„Uważam, że do końca stycznia uda nam się zebrać co najmniej 5000 podpisów” - powiedział hetman (odpowiednik wojewody) kraju libereckiego Martin Puta, cytowany przez CTK.

W listopadzie ministerstwo środowiska Czech poinformowało na swoich stronach internetowych o negatywnym stanowisku wobec poszerzenia kopalni Turów.

Kopalnia węgla brunatnego Turów pracuje głównie na potrzeby pobliskiej elektrowni, pokrywającej około 8 proc. zapotrzebowania na energię w Polsce. PGE, do której należy i elektrownia, i kopalnia, planuje eksploatację złoża do 2044 r. (PAP)

luo/ kar/ mhr/

Konkurs dotyczy stanowiska prezesa spółki i pięciu wiceprezesów: ds. finansowych, operacyjnych, handlowych, korporacyjnych i innowacji.

Termin przyjmowania zgłoszeń mija 31 stycznia 2020 r. o godz. 15.00. Otwarcie kopert nastąpi 4 lutego. Rozmowy kwalifikacyjne odbędą się w dniach 11–12 lutego 2020 r. (PAP Biznes)

pel/ map/ asa/

Oznacza to wzrost o 175,7 proc. rok do roku i o 9,6 proc. w porównaniu do początku grudnia.(PAP Biznes)

pel/ ana/

PGE podała, że inwestycja obejmuje trzy farmy wiatrowe: Starza, Rybice i Karnice II (tworzących wspólnie projekt Klaster) o łącznej mocy zainstalowanej do 97 MW.

Umowa obejmuje współfinansowanie projektu budowy farm wiatrowych na lądzie realizowanego przez PGE Energia Odnawialna – spółkę odpowiedzialną za rozwój odnawialnych źródeł energii w ramach grupy PGE. EBI udostępni PGE celową linię kredytową na okres do 17 lat na kwotę stanowiącą ok. 50 proc. wartości projektu. Kredyt pozyskany został jako finansowanie projektów, które są w 100 proc. kwalifikowalne w ramach celu EBI dotyczącego działań na rzecz ochrony klimatu (takich jak np. trzy farmy wiatrowe na lądzie).

"Przy wsparciu EBI zmierzamy do zakończenia inwestycji w nowe moce wiatrowe na lądzie. Naszą ambicją jest osiągnięcie 25 proc. udziału w krajowej produkcji energii elektrycznej z odnawialnych źródeł w 2030 r. Zamierzamy osiągnąć ten cel m. in. dzięki realizacji kolejnych zielonych inwestycji. Do 2026 r. ma powstać nasza pierwsza farma wiatrowa na Morzu Bałtyckim o mocy 1 GW, a do 2030 r. w ramach naszego morskiego projektu zamierzamy uruchomić kolejne 1,5 GW mocy. Do tego czasu planujemy również wybudowanie do 2,5 GW mocy w fotowoltaice" - powiedział cytowany w komunikacie Henryk Baranowski, prezes PGE Polskiej Grupy Energetycznej.

Nakłady inwestycyjne na projekt budowy kompleksu farm wiatrowych Klaster szacowane są na 545 mln zł. Realizacja inwestycji pozwoli zwiększyć łączną moc zainstalowaną farm wiatrowych PGE o 18 proc. do blisko 650 MW. (PAP Biznes)

seb/ ana/

"Z pewnością kwestia udzielenia koncesji dla spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, zarówno dla złoża Złoczew jak i dla Turowa, jest bardzo ważna i będą podejmowane naprawdę bardzo intensywne działania, by ta koncesja została udzielona" - powiedział w piątek wiceminister dziennikarzom w Katowicach.

Dodał, że w minionym tygodniu odbyło się spotkanie z udziałem zarządu spółki PGE GiEK, na którym - jak relacjonował Gawęda - "omówiono główne cele i działania, które zmierzają do tego, żeby pozyskać koncesję zarówno dla Złoczewa, jak i dla Turowa". Wiceminister nie podał szczegółów planowanych działań.

"To jest proces, który jest w biegu. W przypadku Turowa strona czeska zgłosiła pewne swoje zastrzeżenia - one są w tej chwili poddane analizie prawnej, W związku z tym trudno mówić na tym etapie o wyniku" - powiedział Gawęda, podkreślając determinację swojego resortu w dążeniu do eksploatacji obu złóż.

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

Przeciwko eksploatacji węgla brunatnego ze złoża Złoczew są ekolodzy, którzy sprzeciwiają się także rozbudowie kopalni odkrywkowej w Turowie. Trwa procedura środowiskowa i konsultacje społeczne (także transgraniczne) dotyczące tego drugiego przedsięwzięcia.(PAP)

mab/ skr/ gor/

W piątek prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla spółki PGE Obrót na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Taryfa G będzie obowiązywała od 18 stycznia do 31 marca 2020 r.

Jak podał URE, łączne rachunki odbiorców energii w gospodarstwach domowych (grupa G11), dla klienta PGE Obrót w sieci PGE Dystrybucja, będą wyższe średnio o 10,5 - 11 proc.

"W związku z powyższym, na podstawie MSR 37 Rezerwy, zobowiązania warunkowe i aktywa warunkowe, w segmencie Obrót zidentyfikowana została konieczność zawiązania rezerwy na umowy rodzące obciążenia. Wartość rezerwy, oszacowana dla całego roku 2020, zostanie ujęta w IV kwartale 2019 r. i wyniesie ok. 220-260 mln zł" - napisano w komunikacie.

Jednocześnie PGE zastrzegła, że wysokość rezerwy może ulec zmianie, a jej ostateczna wartość zostanie zaprezentowana w raporcie grupy za 2019 rok.

Spółka, wraz z audytorem, będzie analizowała wpływ piątkowej decyzji na skonsolidowane wyniki Grupy PGE zgodnie z Międzynarodowymi Standardami Rachunkowości. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE", "Spółka") informuje, że w dniu 3 stycznia 2020 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla spółki PGE Obrót S.A. (spółka zależna od PGE) na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Taryfa G będzie obowiązywała od 18 stycznia do 31 marca 2020 r.

W związku z powyższym, na podstawie MSR 37 Rezerwy, zobowiązania warunkowe i aktywa warunkowe, w segmencie Obrót zidentyfikowana została konieczność zawiązania rezerwy na umowy rodzące obciążenia. Wartość rezerwy, oszacowana dla całego roku 2020, zostanie ujęta w IV kwartale 2019 r. i wyniesie ok. 220-260 mln zł. Jednocześnie PGE zastrzega, że wysokość rezerwy może ulec zmianie, a jej ostateczna wartość zostanie zaprezentowana w raporcie okresowym Grupy Kapitałowej PGE za 2019 rok.

Spółka, wraz z audytorem, będzie analizowała wpływ na skonsolidowane wyniki Grupy PGE zgodnie z Międzynarodowymi Standardami Rachunkowości.

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

kom espi zdz

Zawarcie kontraktu na budowę bloków planowane jest do końca lutego 2020 r.

PGE podała, że termin rozpoczęcia prac projektowych zostanie określony po zawarciu kontraktu i po opracowaniu szczegółowego harmonogramu realizacji zadania.

Zgodnie z warunkami określonymi w Specyfikacji Istotnych Warunków Zamówienia, PGE GiEK oczekuje, że przekazanie nowych jednostek do eksploatacji nastąpi w grudniu 2023 roku.

Zarząd PGE wskazał, że planowane bloki gazowo-parowe w Elektrowni Dolna Odra znalazły się wśród jednostek wytwórczych, które uzyskały 17-letni kontrakt w aukcji głównej rynku mocy na rok dostaw 2024. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 3 stycznia 2020 r. zarząd PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. ("PGE GiEK", spółka zależna od PGE) podjął decyzję o akceptacji wyboru oferty konsorcjum w składzie General Electric Global Services GmbH (Lider konsorcjum), Polimex Mostostal S.A. oraz General Electric International Inc. złożonej w postępowaniu pn. "Budowa dwóch bloków gazowo-parowych w PGE GiEK S.A. Oddział Zespół Elektrowni Dolna Odra". Wartość oferty na budowę bloków wynosi ok. 3,70 mld zł netto, a wartość powiązanej 12-letniej umowy serwisowej wynosi ok. 1,03 mld zł netto.

Zawarcie kontraktu na budowę bloków planowane jest do końca lutego 2020 r. Termin rozpoczęcia prac projektowych zostanie określony po zawarciu kontraktu i po opracowaniu szczegółowego harmonogramu realizacji zadania. Zgodnie z warunkami określonymi w Specyfikacji Istotnych Warunków Zamówienia, PGE GiEK S.A. oczekuje, że przekazanie nowych jednostek do eksploatacji nastąpi w grudniu 2023 roku. Zarząd PGE wskazuje, że planowane bloki gazowo-parowe w Elektrowni Dolna Odra znalazły się wśród jednostek wytwórczych, które uzyskały 17-letni kontrakt w aukcji głównej rynku mocy na rok dostaw 2024.

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

kom espi zdz

"Prezes Urzędu Regulacji energetyki zakończył ostatnie postępowanie w sprawie taryf na sprzedaż energii elektrycznej dla odbiorców w gospodarstwach domowych w 2020 roku i zatwierdził taryfę PGE Obrót. Tym samym zatwierdzone zostały już taryfy wszystkich czterech przedsiębiorców pełniących funkcję tzw. sprzedawców z urzędu" - napisano w komunikacie.

"W wyniku wnioskowanych przez przedsiębiorców, a zatwierdzonych w grudniu 2019 i styczniu br. przez prezesa URE nowych taryf, w 2020 roku rachunki odbiorców energii w gospodarstwach domowych (grupa G11) będą wyższe o ok. 9 złotych miesięcznie. Dla odbiorców w grupach taryfowych G12, zużywających znacznie więcej energii elektrycznej niż przeciętny odbiorca, nominalny wzrost opłat za energię będzie odpowiednio wyższy. Średni wzrost płatności dla wszystkich grup taryfowych w gospodarstwach domowych wyniesie 11,6 proc." - dodano.

W połowie grudnia prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził taryfę Operatora Systemu Przesyłowego (PSE), pięciu największych dystrybutorów energii elektrycznej (tj. PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja, Enea Operator, Energa Operator, innogy Stoen Operator) oraz taryfę na sprzedaż energii sprzedawcy z urzędu – Tauron Sprzedaż. 30 grudnia zakończyły się postępowania w sprawie taryf dla spółek Enea i Energa Obrót.

Każdy z czterech sprzedawców może wprowadzić nowe stawki opłat za energię elektryczną dla gospodarstw domowych, w stosunku do których będzie stosował taryfę zatwierdzaną przez prezesa URE, najwcześniej po 14 dniach od ich opublikowania przez regulatora.

Oznacza to, że Tauron Sprzedaż mógł wprowadzić podwyżki od 1 stycznia br., Energa Obrót i Enea od 14 stycznia br., a PGE Obrót od 18 stycznia. Jednocześnie, nowe taryfy będą obowiązywały w terminach wnioskowanych przez przedsiębiorstwa: dla Enei i PGE Obrót - do 31 marca 2020 r., natomiast taryfy Energa Obrót i Tauron Sprzedaż – do końca 2020 roku.

Zestawienia zmiany płatności dla odbiorców w gospodarstwach domowych w 2020 r.:

* Dla Tauron i PGE łączne skutki dla obiorców podano w przedziałach ze względu na istniejące jeszcze zróżnicowanie stawek opłat w poszczególnych obszarach.

"Warto przypomnieć, że zgodnie z obowiązującymi przepisami, przedsiębiorstwa energetyczne (dystrybutorzy i sprzedawcy) mogą wnioskować o zmianę obowiązującej w danym okresie taryfy zawsze wtedy, gdy uznają to za uzasadnione warunkami rynkowymi i zmianą kosztów prowadzenia działalności. W takich sytuacjach Prezes URE prowadzi postępowanie taryfowe dokładnie tak samo jak pod koniec każdego roku, analizując zasadność wnioskowanych przez spółki zmian. W przypadku odmowy zatwierdzenia taryfy skutkującej jej wzrostem, spółka powinna stosować w rozliczeniach z odbiorcami ostatnią zatwierdzoną taryfę" - podał URE.

W Polsce energia elektryczna sprzedawana jest do ponad 15 milionów gospodarstw domowych.

Czterej sprzedawcy z urzędu, którym taryfy zatwierdza Prezes URE – tj. Enea, Energa Obrót, PGE Obrót i Tauron Sprzedaż - dostarczają prąd do ponad 13 milionów gospodarstw domowych, z czego ponad 75 proc. (9,7 mln) korzysta z cen taryfowych zatwierdzonych przez prezesa URE, a 3,4 mln korzysta z innych wolnorynkowych cenników tych sprzedawców prądu.

Pozostałe 2 miliony gospodarstw domowych to klienci innych spółek (np. innogy Polska, Tauron Sprzedaż GZE), dla których prezes URE nie zatwierdza taryf. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Prezes Urzędu Regulacji energetyki zakończył ostatnie postępowanie w sprawie taryf na sprzedaż energii elektrycznej dla odbiorców w gospodarstwach domowych w 2020 roku i zatwierdził taryfę PGE Obrót. Tym samym zatwierdzone zostały już taryfy wszystkich czterech przedsiębiorców pełniących funkcję tzw. sprzedawców z urzędu" - napisano w komunikacie.

"W wyniku wnioskowanych przez przedsiębiorców, a zatwierdzonych w grudniu 2019 i styczniu br. przez prezesa URE nowych taryf, w 2020 roku rachunki odbiorców energii w gospodarstwach domowych (grupa G11) będą wyższe o ok. 9 złotych miesięcznie. Dla odbiorców w grupach taryfowych G12, zużywających znacznie więcej energii elektrycznej niż przeciętny odbiorca, nominalny wzrost opłat za energię będzie odpowiednio wyższy. Średni wzrost płatności dla wszystkich grup taryfowych w gospodarstwach domowych wyniesie 11,6 proc." - dodano. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka", "PGE") niniejszym podaje do publicznej wiadomości daty przekazywania raportów okresowych Spółki w 2020 roku:

- Jednostkowy raport roczny PGE za 2019 rok oraz skonsolidowany raport roczny Grupy Kapitałowej PGE za 2019 rok - 10 marca 2020 roku,

- Skonsolidowany raport kwartalny za I kwartał 2020 roku - 12 maja 2020 roku,

- Skonsolidowany raport półroczny za pierwsze półrocze 2020 roku - 11 sierpnia 2020 roku,

- Skonsolidowany raport kwartalny za III kwartał 2020 roku - 9 listopada 2020 roku.

Ponadto Zarząd PGE informuje, iż "Skonsolidowane sprawozdanie z płatności na rzecz administracji publicznej za 2019 rok" zostanie przekazane 10 marca 2020 roku.

Jednocześnie Zarząd Spółki oświadcza, że zgodnie z § 62 ust.1 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757) ("Rozporządzenie"), Spółka nie będzie publikować odrębnych jednostkowych raportów kwartalnych. Skonsolidowane raporty kwartalne Grupy Kapitałowej PGE będą zawierały kwartalną informację finansową zawierającą informacje określone w § 66 ust. 1-4, ust. 5 zdanie pierwsze oraz ust. 9 Rozporządzenia.

Ponadto Zarząd Spółki informuje, że Spółka nie będzie publikować skonsolidowanego raportu kwartalnego za IV kwartał 2019 roku oraz skonsolidowanego raportu kwartalnego za II kwartał 2020 roku zgodnie z regulacją § 79 ust. 2 Rozporządzenia. Spółka nie będzie publikować również odrębnego raportu półrocznego zgodnie z § 62 ust. 3 Rozporządzenia.

Podstawa prawna: § 80 ust. 1 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757).

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

kom espi zdz

Porozumienie, mające niewiążący charakter, będzie podstawą dalszych negocjacji pomiędzy PGE a Orsted, które mają doprowadzić do uzgodnienia szczegółowej dokumentacji transakcyjnej, obejmującej m.in. zakres współpracy przy realizacji projektów na etapie budowy, eksploatacji i utrzymania farm wiatrowych Baltica 3 i Baltica 2, zasady funkcjonowania wspólnego zespołu projektowego złożonego z przedstawicieli obu firm oraz podział ich kompetencji oraz ramy transakcji sprzedaży 50 proc. udziałów w dwóch spółkach: Elektrowni Wiatrowej Baltica-3 oraz Elektrowni Wiatrowej Baltica-2.

"Strony zasiądą teraz do negocjacji szczegółów potencjalnej transakcji. Ich przebieg i czas trwania będzie zarazem uzależniony od procesu tworzenia ram prawnych dla morskiej energetyki wiatrowej w Polsce" - napisano w komunikacie PGE.

PGE, poprzez spółkę celową PGE Baltica, realizuje program budowy trzech morskich farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim. Pierwsza to elektrownia wiatrowa Baltica-3 z umową przyłączeniową z PSE na 1045 MW, druga elektrownia Baltica-2, która w styczniu 2019 roku otrzymała od PSE propozycję technicznych warunków przyłączenia do KSE dla 1498 MW, a trzecia to Baltica-1 o planowanej mocy do 900 MW.

Docelowo PGE zamierza sprzedać wybranemu partnerowi strategicznemu po 50 procent udziałów w dwóch spółkach – EWB3 i EWB2 – a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture. Celem współpracy jest także zbudowanie kompetencji przez PGE Baltica, aby w przyszłości firma mogła sama realizować projekty offshore.

W grudniu 2018 roku PGE Baltica zaprosiła do rozmów potencjalnych partnerów biznesowych. Pod koniec stycznia 2019 roku zamknięto pierwszy etap wyboru, w którym zgłosiło się kilkanaście chętnych do negocjacji firm ze światowej branży offshore.

We wrześniu podczas Forum Ekonomicznego w Krynicy prezes PGE Henryk Baranowski potwierdził, że trwa kolejny etap wyboru partnera dla inwestycji w offshore – na liście negocjacyjnej były wówczas cztery firmy.

22 października zarząd PGE rozpoczął rozmowy z jednym podmiotem – firmą Orsted – dotyczące sprzedaży 50 proc. udziałów w dwóch projektach o łącznej mocy do 2,5 GW oraz określenia warunków współpracy przy ich realizacji. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"To kwestia indywidualnego podejścia, ale jeśli chcielibyśmy uśrednić i powiedzieć coś o skali podwyżek, to gdyby wniosek oscylował wokół 12 proc. łącznego rachunku, to prawdopodobnie byśmy go zaakceptowali" - powiedział prezes Gawin w radiu Tok FM.

Pytany, czy to oznacza, że podwyżka rachunku o 12 proc. byłaby uzasadniona, odpowiedział: "Tak oceniliśmy w przypadku Tauronu Sprzedaż".

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla jednego sprzedawcy z urzędu – Tauron Sprzedaż, na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc.

W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. URE nie zdecydowało jednak o zatwierdzeniu ich taryf. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż nie dostosowały się do wezwań regulatora i przedstawiły w kalkulacji taryfy koszty, które - w ocenie URE - nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i koszty zakupu energii.

Brak pozytywnej oceny wniosków taryfowych oznacza, że PGE, Enea oraz Energa nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki z taryfy na rok 2018.

Spółki mają teraz prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą np. skorygować swój wniosek taryfowy lub przedstawić nowy.

"Dialog jest otwarty i czekam na reakcje spółek" - powiedział prezes Gawin.

Pytany, czy zmiana taryf jest możliwa od lutego, odpowiedział: "Jeśli spółki przyjdą z wnioskami i będziemy w stanie skończyć postępowanie choćby do połowy stycznia, to przedsiębiorcy będą mieć prawo wprowadzić nowe taryfy choćby od 1 lutego".

Prezes URE poinformował, że jak dotąd nie był konsultowany w sprawie ewentualnego programu rekompensat dla odbiorców energii.(PAP Biznes)

pel/ ana/

PAWEŁ PUCHALSKI, ANALITYK SANTANDER BM:

"Tauron poinformował o konieczności zawiązania rezerwy w związku z zatwierdzeniem taryfy na 2020 rok. W mojej ocenie Spółka tym samym sama się przyznaje, że zawnioskowała o zbyt mało. Wpływ decyzji URE jest więc negatywny dla Tauronu, ale mogłem sobie wyobrazić dużo gorsze scenariusze, bo pojawiały się informacje, że nie będzie wzrostu cen, potem że wzrost wyniesie 5-10 proc.

Zakładam, że pozostałe spółki za tydzień-dwa skorygują swoje wnioski, by być tam, gdzie Tauron i wówczas należy mieć nadzieję, że wnioski zostaną zaakceptowane. Gdyby spółki miały stosować taryfę z 2018 roku przez cały przyszły rok, to straty na poziomie EBITDA wyniosłyby wiele setek milionów złotych. Zakładam więc, że stosowanie maksymalnie niekorzystnej taryfy z 2018 roku potrwa maksymalnie przez styczeń"

DM BDM (raport poranny):

"Ceny energii elektrycznej w jedynej zatwierdzonej taryfie Taurona wzrosną o ok. 20 proc. r/r, a ceny dystrybucji (średnio dla wszystkich OSD) wzrosną średnio o 3,1 proc. r/r. Cały rachunek w G podniesie się o ok. 12 proc. r/r. Oczywiście wzrost cen e.e. nawet na takim poziomie nie zrekompensuje wszystkich kosztów spółek obrotu, wynikających głównie ze wzrostu kosztów tzw. czarnej energii elektrycznej na TGE. Niemniej, po wypowiedziach ministra Sasina (brak wzrostu cen) czy Emilewicz (najpierw 5-7 proc., potem 7-10 proc. r/r) rynek mógł mieć obawy przed głębszym zamrożeniem cen.

Tylko Tauron uzyskał akceptację taryfy na sprzedaż energii elektrycznej. Pozostałe trzy spółki mają 14 dni na skorygowanie wniosków, a taryfa wejdzie w życie po kolejnych 14 dniach. Niemniej nawet 20 proc. r/r wzrost taryfy na sprzedaż energii nie zrekompensuje kosztów spółek obrotu, co Tauron potwierdził w ESPI z 17.12.2019 zawiązując 230-280 mln zł rezerw na +umowy rodzące obciążenia+ w 4Q’19. Efektywnie strata wyniesie więc ok. 48 zł/MWh.

Pozostałe spółki będą od stycznia stosować taryfy z 2018 roku (strata ok. 95 zł/MWh). W relacji do EBITDA czy kapitalizacji najwięcej straci oczywiście Energa (17 proc. EBITDA, 12 proc. kapitalizacji), a najmniej PGE (10 proc. EBITDA, 4 proc. kapitalizacji)"

MICHAŁ KOZAK, ANALITYK TRIGON DM:

"Spółki oczekiwały wyższych podwyżek, nie zgodziły się na propozycje URE i prawdopodobnie będą składać nowy wniosek taryfowy. Zakładają, że uda im się coś więcej zyskać niż to co zaproponował URE, a na co zgodził się Tauron. Pytanie, jak rynek to dyskontował, było wiele wypowiedzi polityków w ostatnim czasie"

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

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla jednego sprzedawcy z urzędu – Tauron Sprzedaż, na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc.

W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. URE nie zdecydowało jednak o zatwierdzeniu ich taryf. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż nie dostosowały się do wezwań regulatora i przedstawiły w kalkulacji taryfy koszty, które - w ocenie URE - nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i koszty zakupu energii.

Brak pozytywnej oceny wniosków taryfowych oznacza, że PGE, Enea oraz Energa nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki, które Prezes URE zatwierdził w ostatnim postępowaniu – tj. w taryfie na rok 2018.

Spółki mają teraz prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą np. skorygować swój wniosek taryfowy lub przedstawić nowy.

Prezes URE zatwierdził także taryfę Operatora Systemu Przesyłowego (PSE) oraz pięciu dystrybutorów energii elektrycznej. Jak podał URE, wzrost stawek dystrybucji dla grup G wyniósł średnio 3,1 proc. Oznacza to, że rachunki gospodarstw domowych (grupa G11) mogą wzrosnąć od 56 gr do 1,82 zł miesięcznie.

Od 1 stycznia 2020 roku łączny średni wzrost na rachunku klientów detalicznych obsługiwanych kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja) przez Tauron wyniesie ok. 12 proc. w stosunku do roku 2019, czyli nie więcej niż 9 zł miesięcznie.

Po sesji Tauron podał w komunikacie, że biorąc pod uwagę zatwierdzoną taryfę zidentyfikował konieczność utworzenia w czwartym kwartale 2019 r. rezerwy na umowy rodzące obciążenia w segmencie sprzedaży, która została wstępnie oszacowana na poziomie od 230 mln zł do 280 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ osz/

DM BDM (raport poranny):

"Ceny energii elektrycznej w jedynej zatwierdzonej taryfie Taurona wzrosną o ok. 20 proc. r/r, a ceny dystrybucji (średnio dla wszystkich OSD) wzrosną średnio o 3,1 proc. r/r. Cały rachunek w G podniesie się o ok. 12 proc. r/r. Oczywiście wzrost cen e.e. nawet na takim poziomie nie zrekompensuje wszystkich kosztów spółek obrotu, wynikających głównie ze wzrostu kosztów tzw. czarnej energii elektrycznej na TGE. Niemniej, po wypowiedziach ministra Sasina (brak wzrostu cen) czy Emilewicz (najpierw 5-7 proc., potem 7-10 proc. r/r) rynek mógł mieć obawy przed głębszym zamrożeniem cen.

Tylko Tauron uzyskał akceptację taryfy na sprzedaż energii elektrycznej. Pozostałe trzy spółki mają 14 dni na skorygowanie wniosków, a taryfa wejdzie w życie po kolejnych 14 dniach. Niemniej nawet 20 proc. r/r wzrost taryfy na sprzedaż energii nie zrekompensuje kosztów spółek obrotu, co Tauron potwierdził w ESPI z 17.12.2019 zawiązując 230-280 mln zł rezerw na +umowy rodzące obciążenia+ w 4Q’19. Efektywnie strata wyniesie więc ok. 48 zł/MWh.

Pozostałe spółki będą od stycznia stosować taryfy z 2018 roku (strata ok. 95 zł/MWh). W relacji do EBITDA czy kapitalizacji najwięcej straci oczywiście Energa (17 proc. EBITDA, 12 proc. kapitalizacji), a najmniej PGE (10 proc. EBITDA, 4 proc. kapitalizacji)"

MICHAŁ KOZAK, ANALITYK TRIGON DM:

"Spółki oczekiwały wyższych podwyżek, nie zgodziły się na propozycje URE i prawdopodobnie będą składać nowy wniosek taryfowy. Zakładają, że uda im się coś więcej zyskać niż to co zaproponował URE, a na co zgodził się Tauron. Pytanie, jak rynek to dyskontował, było wiele wypowiedzi polityków w ostatnim czasie"

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

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził cenę sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców w grupach taryfowych G dla jednego sprzedawcy z urzędu – Tauron Sprzedaż, na poziomie średnio 289,37 zł za MWh. Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc.

W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. URE nie zdecydowało jednak o zatwierdzeniu ich taryf. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż nie dostosowały się do wezwań regulatora i przedstawiły w kalkulacji taryfy koszty, które - w ocenie URE - nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i koszty zakupu energii.

Brak pozytywnej oceny wniosków taryfowych oznacza, że PGE, Enea oraz Energa nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki, które Prezes URE zatwierdził w ostatnim postępowaniu – tj. w taryfie na rok 2018.

Spółki mają teraz prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą np. skorygować swój wniosek taryfowy lub przedstawić nowy.

Prezes URE zatwierdził także taryfę Operatora Systemu Przesyłowego (PSE) oraz pięciu dystrybutorów energii elektrycznej. Jak podał URE, wzrost stawek dystrybucji dla grup G wyniósł średnio 3,1 proc. Oznacza to, że rachunki gospodarstw domowych (grupa G11) mogą wzrosnąć od 56 gr do 1,82 zł miesięcznie.

Od 1 stycznia 2020 roku łączny średni wzrost na rachunku klientów detalicznych obsługiwanych kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja) przez Tauron wyniesie ok. 12 proc. w stosunku do roku 2019, czyli nie więcej niż 9 zł miesięcznie.

Po sesji Tauron podał w komunikacie, że biorąc pod uwagę zatwierdzoną taryfę zidentyfikował konieczność utworzenia w czwartym kwartale 2019 r. rezerwy na umowy rodzące obciążenia w segmencie sprzedaży, która została wstępnie oszacowana na poziomie od 230 mln zł do 280 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc. - wynika ze słów Adama Dobrowolskiego, dyrektora departamentu rynków energii elektrycznej i ciepła Urzędu Regulacji Energetyki.

W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż przedstawiły w kalkulacji taryfy koszty, które - w ocenie URE - nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i ceny energii.

Niedostosowanie się do wezwań regulatora w toku prowadzonych postępowań administracyjnych powoduje brak pozytywnej oceny wniosku przedsiębiorstwa przez Prezesa URE, a w konsekwencji brak decyzji zatwierdzającej taryfę.

"W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (PGE, Enea, Energa) nie wydaliśmy jeszcze ostatecznej decyzji, decyzji odmownej. Poinformowaliśmy przedsiębiorstwa o zakończeniu postępowań dowodowych. Przedsiębiorcy mają prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą skorygować swój wniosek taryfowy, przedstawić nowy. Nie mogłem przychylić się do wniosków przedsiębiorstw, które pomimo kilku rund negocjacji nie zdecydowały się przystać na poziom taryf akceptowalny z punktu widzenia nadrzędnych celów regulacji" – powiedział prezes URE Rafał Gawin.

"Przekazane przez sprzedawców informacje oraz porównanie warunków funkcjonowania rynku energii elektrycznej w roku 2019 z przewidywaniami na rok 2020, nie uzasadniają, w naszej ocenie, oczekiwanego przez przedsiębiorstwa wzrostu przychodu" – dodał.

Prezes nie chciał powiedzieć, jakiej skali wzrostu taryfy sprzedażowej spółki oczekiwały. Poinformował, że oczekiwania były wyższe niż zatwierdzony w przypadku Tauronu Sprzedaż wzrost o 20 proc., a sam Tauron w trakcie postępowania skorygował swój wniosek, obniżając oczekiwania.

Brak pozytywnej oceny wniosków taryfowych oznacza, że PGE, Enea oraz Energa nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki, które Prezes URE zatwierdził w ostatnim postępowaniu – tj. w taryfie na rok 2018 (na 2019 nie było zatwierdzanych taryf z uwagi na decyzję rządu o zamrożeniu cen tzw. ustawą prądową). Zmiany w rozliczeniach od 1 stycznia 2020 r. mogą zatem wynikać jedynie ze zmiany taryfy dystrybutora energii elektrycznej.

"Analizując konsekwencje niezatwierdzenia taryf dla trzech z czterech sprzedawców, uważam, że skoro to przedsiębiorca – a więc profesjonalny uczestnik rynku, który najlepiej zna realia prowadzenia działalności gospodarczej – podejmuje decyzję o de facto zamrożeniu cen dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych i funkcjonowaniu w warunkach zwiększonego ryzyka, to pozostaje mi bacznie obserwować konsekwencje takiej decyzji dla przedsiębiorcy i funkcjonowania rynku" - powiedział prezes Rafał Gawin.

Pytany, czy jeśli spółki zdecydują się na korektę wniosków, jaki może być w ich przypadku wzrost taryf, odpowiedział: "Jeśli chodzi o wnioski taryfowe, to staramy się traktować wszystkich w taki sam sposób. Mogą być indywidualne uwarunkowania, ale w zasadzie nie powinny one mieć wpływu na wysokość taryfy. Nie spodziewałbym się tu specjalnych różnic, jeśli chodzi o poziom kosztów uzasadnionych. W konsekwencji taryfa powinna być na zbliżonym poziomie".

Zaznaczył, że decyzja o korekcie wniosku, czy złożeniu nowego należy do spółek.

"Jeśli sytuacja będzie się przedłużać, będziemy obserwować sytuację ekonomiczną przedsiębiorstw i może się zdarzyć, że wezwiemy do zatwierdzenia taryfy, ale to przede wszystkim decyzja przedsiębiorstw" - powiedział prezes Gawin.

Wskazał, że ewentualny wniosek URE będzie oceniać w świetle sytuacji na czas procedowania.

"Na dzień dzisiejszy nasza ocena jest taka, jak wynika z taryfy zatwierdzonej dla Tauron Sprzedaż. Jeśli będziemy analizować wnioski za miesiąc, czy dwa, ocena może być inna. Będziemy patrzeć na sytuację rynkową" - powiedział prezes URE.

Na całkowity koszt energii elektrycznej składają się koszty sprzedaży oraz koszty dystrybucji (transportu). Prezes URE akceptuje taryfy zarówno dla sprzedaży (tylko do odbiorców w gospodarstwach domowych korzystających z taryfy tzw. sprzedawcy z urzędu), jak i dystrybucji energii elektrycznej (dla wszystkich grup odbiorców).

W wyniku zmiany taryfy na obrót energią elektryczną odbiorcy energii w tzw. grupach G, dla których sprzedawcą z urzędu jest Tauron Sprzedaż, zapłacą za energię ok. 7 zł miesięcznie więcej (grupa G11).

Natomiast, jak podał URE, wzrost stawek dystrybucji dla grup G wyniósł średnio 3,1 proc. Oznacza to, że rachunki gospodarstw domowych (grupa G11) mogą wzrosnąć od 56 gr do 1,82 zł miesięcznie.

Natomiast w przypadku odbiorców w grupach taryfowych G12, zużywających średnio znacznie więcej energii elektrycznej niż przeciętny odbiorca, nominalny wzrost opłat za energię elektryczną będzie odpowiednio wyższy.

Oznacza to, że od 1 stycznia 2020 roku łączny średni wzrost na rachunku klientów detalicznych obsługiwanych kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja) przez Tauron wyniesie ok. 12 proc. w stosunku do roku 2019, czyli nie więcej niż 9 zł miesięcznie.

* Dla PGE i Tauron łączne skutki dla odbiorców podano w przedziałach ze względu na istniejące jeszcze zróżnicowanie stawek opłat w poszczególnych obszarach.

(PAP Biznes)

pel/ pr/ gor/

Wzrost rachunku dla odbiorców Tauron Sprzedaż od 1 stycznia 2020 roku wyniesie 12 proc., a wzrost samej ceny energii to ok. 20 proc. - wynika ze słów Adama Dobrowolskiego, dyrektora departamentu rynków energii elektrycznej i ciepła Urzędu Regulacji Energetyki.

W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (tj. PGE, Enea oraz Energa), przedsiębiorcy otrzymali informacje o zakończeniu przez Prezesa URE postępowań dowodowych. Jak podał prezes, spółki poza Tauron Sprzedaż przedstawiły koszty, które nie były uzasadnione. Prezes wyjaśnił, że chodzi o koszty własne, koszty zakupu świadectw pochodzenia i koszty energii.

Niedostosowanie się do wezwań regulatora w toku prowadzonych postępowań administracyjnych powoduje brak pozytywnej oceny wniosku przedsiębiorstwa przez Prezesa URE, a w konsekwencji brak decyzji zatwierdzającej taryfę.

"W przypadku pozostałych sprzedawców z urzędu (PGE, Enea, Energa) nie wydaliśmy jeszcze ostatecznej decyzji, decyzji odmownej. Poinformowaliśmy przedsiębiorstwa o zakończeniu postępowań dowodowych. Przedsiębiorcy mają prawo przejrzeć dokumentację, przedstawić nowe dowody. Mogą skorygować swój wniosek taryfowy, przedstawić nowy. Nie mogłem przychylić się do wniosków przedsiębiorstw, które pomimo kilku rund negocjacji nie zdecydowały się przystać na poziom taryf akceptowalny z punktu widzenia nadrzędnych celów regulacji" – powiedział prezes URE Rafał Gawin.

"Przekazane przez sprzedawców informacje oraz porównanie warunków funkcjonowania rynku energii elektrycznej w roku 2019 z przewidywaniami na rok 2020, nie uzasadniają, w naszej ocenie, oczekiwanego przez przedsiębiorstwa wzrostu przychodu" – dodał.

Prezes nie chciał powiedzieć, jakiej skali wzrostu taryfy sprzedażowej spółki oczekiwały. Poinformował, że oczekiwania były wyższe niż zatwierdzony w przypadku Tauronu Sprzedaż wzrost o 20 proc.

Oznacza to, że przedsiębiorcy ci nie mogą zmienić cen za energię elektryczną od 1 stycznia 2020 roku w rozliczeniach z odbiorcami w gospodarstwach domowych. W konsekwencji - zgodnie z obowiązującym prawem - dla swoich odbiorców w gospodarstwach domowych, rozliczanych na podstawie zatwierdzanej taryfy, muszą stosować stawki, które Prezes URE zatwierdził w ostatnim postępowaniu – tj. w taryfie na rok 2018 (na 2019 nie było zatwierdzanych taryf z uwagi na decyzję rządu o zamrożeniu cen tzw. ustawą prądową). Zmiany w rozliczeniach od 1 stycznia 2020 r. mogą zatem wynikać jedynie ze zmiany taryfy dystrybutora energii elektrycznej.

Na całkowity koszt energii elektrycznej składają się koszty sprzedaży oraz koszty dystrybucji (transportu). Prezes URE akceptuje taryfy zarówno dla sprzedaży (tylko do odbiorców w gospodarstwach domowych korzystających z taryfy tzw. sprzedawcy z urzędu), jak i dystrybucji energii elektrycznej (dla wszystkich grup odbiorców).

W wyniku zmiany taryfy na obrót energią elektryczną odbiorcy energii w tzw. grupach G, dla których sprzedawcą z urzędu jest Tauron Sprzedaż, zapłacą za energię ok. 7 zł miesięcznie więcej (grupa G11).

Natomiast wzrost stawek dystrybucji dla grup G wyniósł średnio 3,1 proc. Oznacza to, że rachunki gospodarstw domowych (grupa G11) mogą wzrosnąć od 56 gr do 1,82 zł miesięcznie.

Natomiast w przypadku odbiorców w grupach taryfowych G12, zużywających średnio znacznie więcej energii elektrycznej niż przeciętny odbiorca, nominalny wzrost opłat za energię elektryczną będzie odpowiednio wyższy.

Oznacza to, że od 1 stycznia 2020 roku łączny średni wzrost na rachunku klientów detalicznych obsługiwanych kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja) przez Tauron wyniesie ok. 12 proc. w stosunku do roku 2019, czyli nie więcej niż 9 zł miesięcznie.

* Dla PGE i Tauron łączne skutki dla odbiorców podano w przedziałach ze względu na istniejące jeszcze zróżnicowanie stawek opłat w poszczególnych obszarach.

(PAP Biznes)

pel/ pr/ gor/

PGE podała, że zakontraktowane zostało łącznie 5.070 MW obowiązku mocowego dla jednostek należących do grupy PGE, w tym 1.335 MW dla jednostek nowych (z umową mocową na 17 lat), 3.695 MW dla jednostek modernizowanych (w tym 3.330 MW z umową mocową na 5 lat oraz 365 MW z umową mocową na 7 lat) oraz 40 MW dla niepotwierdzonej jednostki redukcji zapotrzebowania (z umową mocową na 1 rok).

Podana cena zamknięcia aukcji nie jest ostatecznym wynikiem aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.

Jak podano, łączny zakontraktowany przez jednostki należące do grupy PGE wolumen obowiązków mocowych na rok 2024, z uwzględnieniem kontraktów wieloletnich zawartych w aukcji na rok 2021 wynosi 9.713 MW.

Wcześniej spółka podawała, że w wyniku aukcji rynku mocy na rok 2024 zakontraktowała łącznie nie mniej niż 4.332 MW obowiązku mocowego.

Aukcja główna na rynku mocy na rok 2024 zakończyła się w rundzie piątej.

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2024 wynosi 8.671,154 MW. (PAP Biznes)

doa/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 36/2019, Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 10 grudnia 2019 r. PSE S.A. podała do publicznej wiadomości wstępne wyniki aukcji głównej rynku mocy na rok 2024, w tym cenę zamknięcia aukcji mocy, która wynosi 259,87 PLN/kW/rok. Cena obowiązku mocowego dla wieloletnich umów mocowych podlegać będzie corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych.

Jednocześnie Zarząd PGE informuje, że ostatecznie zakontraktowane zostało łącznie 5 070 MW obowiązku mocowego dla jednostek należących do grupy PGE, w tym:

- 1 335 MW dla jednostek nowych (z umową mocową na 17 lat)

- 3 695 MW dla jednostek modernizowanych (w tym 3 330 MW z umową mocową na 5 lat oraz 365 MW z umową mocową na 7 lat)

- 40 MW dla niepotwierdzonej jednostki redukcji zapotrzebowania (z umową mocową na 1 rok)

Podana cena zamknięcia aukcji nie jest ostatecznym wynikiem aukcji mocy. Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe. PGE zaktualizuje niniejszy raport jedynie w przypadku, gdy ostateczne wyniki aukcji mocy będą istotnie różnić się od wyników wstępnych.

Łączny zakontraktowany przez jednostki należące do Grupy PGE wolumen obowiązków mocowych na rok 2024, z uwzględnieniem kontraktów wieloletnich zawartych w aukcji na rok 2021 wynosi 9 713 MW.

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

kom espi zdz

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2024 wynosi 8 671,154 MW. (PAP Biznes)

epo/ ana/

W komunikacie podano, że zakończenie prac ustalono na 29 kwietnia 2022 r. (PAP Biznes)

doa/ ana/

Analitycy Santander BM Paweł Puchalski i Michał Sopiel są zdania, że pomysł "narodowych wielosektorowych czempionów", jak określił je minister aktywów państwowych Jacek Sasin, może być rozszerzony i wezwanie na akcje Energi może być dopiero pierwszym krokiem w jego realizacji.

"Uważamy, że następnym celem akwizycyjnym może być zadłużony Tauron i widzimy trzech kandydatów do takiego przejęcia - Enea, KGHM i PGNiG" - napisali analitycy Santander BM w raporcie.

W ich opinii najbardziej prawdopodobnym scenariuszem mogłoby być przejęcie Tauronu przez PGNiG.

"Uważamy, że wezwanie ze strony Enei nie gwarantowałoby długoterminowego bezpieczeństwa, gdyż nowa grupa byłaby nadal narażona na te same czynniki ryzyka segmentu energetycznego. Wezwanie na Tauron ze strony KGHM, choć realistyczne w związku ze wspólnym dla obu spółek celem rozwoju segmentu OZE, oznaczałoby powstanie nowej grupy ze wskaźnikiem dług netto/EBITDA na poziomie niewiele niższym niż 3,0x" - napisali.

"W tej sytuacji Ministerstwo Aktywów Państwowych może próbować rozwiązać problem wysokiego zadłużenia Tauronu przez przejęcie go przez PGNiG" - dodali.

Do zalet ewentualnego przejęcia Tauronu przez PGNiG Paweł Puchalski i Michał Sopiel zaliczają znaczącą redukcję wskaźnika dług netto/EBITDA w nowej grupie (wobec obecnych wskaźników Tauronu), co rozwiązałoby problem kowenantów Tauronu w krótkim i długim terminie oraz pozytywny wpływ akwizycji na wskaźniki P/E i EV/EBITDA dla PGNIG po transakcji.

Z kolei wśród wad analitycy Santander BM wyróżniają znaczną zmianę strategii PGNiG i odejście od podstawowego biznesu dla gazowej spółki w momencie ważnych zmian w strukturze geograficznej dostaw surowca.

W czwartek po sesji PKN Orlen niespodziewanie ogłosił wezwanie do sprzedaży 100 proc. akcji gdańskiego koncernu energetycznego Energa. Za jedną akcję spółki zaoferował 7 zł.

Prezes PKN Orlen Daniel Obajtek poinformował, że planowana transakcja przejęcia Energi wpisuje się w obowiązującą strategię Orlenu, zakładającą budowę silnego multienergetycznego koncernu. Dodał, że Orlen może rozważyć w przyszłości kolejne akwizycje po Grupie Lotos i Enerdze, ale zapewnił, że jakiekolwiek plany fuzji nie zmienią polityki dywidendowej płockiej grupy.

Akcjonariusze mniejszościowi negatywnie odebrali zamiar przejęcia Energi, gdyż obawiają się zaangażowania Orlenu w sektor górniczy, a także w budowę opalanego węglem bloku energetycznego w Ostrołęce. Co prawda przedstawiciele Orlenu przekonywali w piątek, że strategia koncernu nie zakłada wejścia w sektor górniczy, a technologia węglowa nie jest ich ulubiona, ale akcje płockiej spółki straciły w piątek ponad 6 proc.

Wicepremier i minister aktywów państowych Jacek Sasin ocenia, że tworzenie wielosektorowych, narodowych czempionów wpisuje się w politykę gospodarczą rządu. Wskazał, że jednym z celów powstania Ministerstwa Aktywów Państwowych było pełne wykorzystanie potencjału spółek Skarbu Państwa, między innymi poprzez stworzenie warunków do ich komplementarnej konsolidacji. Jacek Sasin zapowiedział, że MAP przeanalizuje wezwanie PKN Orlen na akcje Energi pod kątem korzyści dla Skarbu Państwa.

Zamiary konsolidacji aktywów państowowych zaskoczyły giełdowych inwestorów. Podczas piątkowej sesji mocno zniżkowały akcje większości największych koncernów z udziałem Skarbu Państwa. Po kilka procent wartości straciły m.in. PGE, PGNiG i KGHM. Zyskiwały na wartości koncerny energetyczne Energa, Enea i Tauron, a także Grupa Azoty. (PAP Biznes)

pr/

"Budowa nowych kogeneracyjnych urządzeń, wykorzystujących technologię gazową, pozytywnie wpłynie nie tylko na efektywność energetyczną wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w naszej elektrociepłowni, ale też odegra ważną rolę w walce o czyste powietrze w Zgierzu" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Grzegorz Dolecki, dyrektor PGE Energia Ciepła Oddział Elektrociepłownia w Zgierzu.

W Zgierzu planowana jest budowa bloku kogeneracyjnego w oparciu o silniki gazowe o mocy ok. 19 MWe i 16 MWt. Układ kogeneracyjny będzie uzupełniony instalacją kolektorów słonecznych. Powstanie także kocioł wodny gazowo – olejowy.

PGE Energia Ciepła, spółka grupy PGE, jest największym w Polsce producentem energii elektrycznej i ciepła, wytwarzanych w procesie wysokosprawnej kogeneracji. Posiada ok. 25 proc. udziału w rynku ciepła z kogeneracji, 14 elektrociepłowni (o mocy cieplnej 7,4 GWt mocy elektrycznej 4,2 GWe) i sieci ciepłownicze o długości 592 km. PGE Energia Ciepła produkuje i dostarcza ciepło dla dużych polskich miast, wśród których znajdują się: Kraków, Gdańsk, Gdynia, Wrocław, Rzeszów, Lublin, Bydgoszcz i Kielce, spółka jest obecna także w Toruniu, Zielonej Górze, Gorzowie Wielkopolskim, Zgierzu i Siechnicach, gdzie jest również dystrybutorem ciepła do klientów końcowych. PGE Energia Ciepła jest ponadto właścicielem elektrowni systemowej w Rybniku. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Cena zamknięcia aukcji, która zakończyła się w 5. rundzie, mieści się w przedziale od 235,91zł/kW/rok do 269,58 zł/kW/rok.

Łączny obowiązek mocowy obejmuje m.in. 1.335 MW dla jednostek nowych (z umową mocową na 17 lat). Jak powiedział PAP Biznes Maciej Szczepaniuk, rzecznik prasowy PGE, zakontraktowane zostały dwa nowe bloki gazowe w Elektrowni Dolna Odra.

Obowiązek mocowy obejmuje też nie mniej niż 2.957 MW dla jednostek modernizowanych (w tym nie mniej niż 2.598 MW z umową mocową na 5 lat oraz 359 MW z umową mocową na 7 lat) oraz 40 MW dla jednostek istniejących (z umową mocową na 1 rok).

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

Powyższe obowiązki mocowe nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy.

Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.

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

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

epo/ pel/ /ana

Cena zamknięcia aukcji, która zakończyła się w 5. rundzie, mieści się w przedziale od 235,91zł/kW/rok do 269,58 zł/kW/rok.

Łączny obowiązek mocowy obejmuje: 1 335 MW dla jednostek nowych (z umową mocową na 17 lat), nie mniej niż 2 957 MW dla jednostek modernizowanych (w tym nie mniej niż 2 598 MW z umową mocową na 5 lat oraz 359 MW z umową mocową na 7 lat) oraz 40 MW dla jednostek istniejących (z umową mocową na 1 rok).

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

Powyższe obowiązki mocowe nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy.

Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe. (PAP Biznes)

epo/ ana/

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A. ("PGE") informuje, że w dniu 6 grudnia 2019 r., w wyniku aukcji rynku mocy na rok 2024 (aukcja główna), zakontraktowanych zostało łącznie nie mniej niż 4 332 MW obowiązków mocowych dla jednostek należących do grupy PGE.

Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale 235,91 do 269,58 PLN/kW/rok, i zgodnie z art.38 ust.1 ustawy o rynku mocy z dnia 8 grudnia 2017r., zostanie w terminie 3 dni roboczych podana do publicznej wiadomości przez PSE S.A..

Łączny obowiązek mocowy obejmuje:

- 1 335 MW dla jednostek nowych (z umową mocową na 17 lat)

- nie mniej niż 2 957 MW dla jednostek modernizowanych (w tym nie mniej niż 2 598 MW z umową mocową na 5 lat oraz 359 MW z umową mocową na 7 lat)

- 40 MW dla jednostek istniejących (z umową mocową na 1 rok)

Powyższe obowiązki mocowe nie są ostatecznymi wynikami aukcji mocy.

Ostateczne wyniki aukcji mocy ogłasza Prezes URE w Biuletynie Informacji Publicznej na swojej stronie internetowej, w pierwszym dniu roboczym następującym po 21. dniu od dnia zakończenia aukcji mocy. Do tego czasu wszystkie umowy sprzedaży obowiązków mocowych są warunkowe.

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

kom espi zdz

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

Z harmonogramu aukcji wynika, że w 5. rundzie cena wywoławcza wynosiła 269,58 zł/kW/rok, a cena minimalna 235,91 zł/kW/rok. Łączna wielkość oferowanych obowiązków mocowych wyniosła 10.000 MW.

PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 12.000 MW.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2024 wynosiło 9.088 MW.

Cena maksymalna aukcji wynosiła 404,30 zł/kW/rok.

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

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

doa/ pel/ asa/

Z harmonogramu aukcji wynika, że w 5 rundzie cena wywoławcza wynosiła 269,58 zł/kW/rok, a cena minimalna 235,91 zł/kW/rok.

PSE podawały wcześniej, że zaokrąglona do 1000 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy wynosiła 12.000 MW.

Zgodnie z parametrami dla aukcji zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2024 wynosiło 9.088 MW.

Cena maksymalna aukcji wynosiła 404,30 zł/kW/rok. (PAP Biznes)

doa/ ana/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") niniejszym informuje, iż Skarb Państwa był jedynym akcjonariuszem posiadającym co najmniej 5% głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu Spółki, które odbyło się w dniu 2 grudnia 2019 r.

Akcjonariuszowi temu przysługiwało 1 072 984 098 głosów z posiadanych akcji, co stanowiło 80,67% głosów na tym walnym zgromadzeniu oraz 57,39% głosów w ogólnej liczbie głosów w Spółce.

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

kom espi zdz

"Tylko te trzy projekty, które wyraźnie wspierają unijny cel dekarbonizacji, będą nas kosztowały około 13 mld euro" - powiedział cytowany w komunikacie prasowym wiceprezes PGE ds. finansowych Emil Wojtowicz.

PGE podało, że eksperci szacują wydatki całego polskiego sektora energetycznego związane z transformacją energetyczną nawet na 210 mld euro do 2050 roku. (PAP Binzes)

seb/ gor/

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

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego treść uchwał podjętych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki w dniu 2 grudnia 2019 r.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 6 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757).

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

kom espi zdz

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Anna Pełka (PAP Biznes)

pel/

Tegoroczną Barbórkę – przypadający 4 grudnia Dzień Górnika – pracownicy kopalń obchodzą już od kilku dni. Uroczyste akademie zorganizowały m.in. Wyższy Urząd Górniczy, Centralna Stacja Ratownictwa Górniczego i Główny Instytut Górnictwa. W sobotę, ze spodziewanym udziałem przedstawicieli władz państwowych, świętowała Polska Grupa Górnicza (PGG).

Zatrudniająca blisko 42 tys. osób PGG to największy w UE producent węgla kamiennego. Powołana 3,5 roku temu spółka, która przejęła aktywa dawnej Kompanii Węglowej, a później także Katowickiego Holdingu Węglowego, ma do spłacenia warte 2,2 mld zł obligacje. W tym roku spółka inwestuje w nowe fronty wydobywcze i sprzęt rekordowe ok. 3 mld zł, ale też zmniejsza zyski – z 493 mln zł przed rokiem do – według nieoficjalnych prognoz – ok. 100-200 mln zł obecnie. Udział w zyskach chce mieć załoga – związkowcy z PGG domagają się 12-proc. wzrostu płac w przyszłym roku.

Tegoroczne wydobycie węgla w PGG ma być zbliżone do ubiegłorocznego, poniżej 30 mln ton. Spółka zapewnia, że dzięki długoterminowym kontraktom z odbiorcami zachowuje stabilną sprzedaż oraz ceny węgla – niezależnie od rynkowych cen międzynarodowych, które w ciągu ostatniego roku systematycznie spadały – z ponad 100 dol. za tonę węgla energetycznego w europejskich portach w połowie ub. roku do niespełna 60 dol. za tonę obecnie.

W Polsce po trzech kwartałach średnia cena sprzedaży węgla (uwzględniająca zarówno węgiel energetyczny jak i znacznie droższy, koksowy) to ponad 360 zł za tonę (ponad 90 dol.).

Natomiast polskie wrześniowe indeksy cenowe samego węgla energetycznego w przeliczeniu na warunki portów ARA (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpia) wyniosły 76,89 dol. za tonę dla węgla przeznaczonego do energetyki oraz 81,81 dol. za tonę dla węgla na rynek ciepłowniczy – a więc znacząco więcej od obecnych cen międzynarodowych. We wrześniu br. polski węgiel dla energetyki był o 7,3 proc. droższy niż w tym samym miesiącu rok wcześniej, a węgiel dla ciepłownictwa - o 0,4 proc. tańszy niż przed rokiem.

Płynące z międzynarodowego rynku sygnały spowolnienia na rynku węgla, stali i koksu odbiera Jastrzębska Spółka Węglowa, wyspecjalizowana w produkcji osiągającego z reguły wysokie ceny węgla koksowego. Zysk grupy JSW po trzech kwartałach tego roku przekroczył 700 mln zł i był ponad dwukrotnie niższy niż w porównywalnym okresie przed rokiem. Spółka zgromadziła ponad 1,8 mld zł w specjalnym funduszu stabilizacyjnym na wypadek dekoniunktury. JSW koncentruje się na strategicznych inwestycjach – jedną z nich jest budowa nowej kopalni węgla koksowego Bzie-Dębina. W sumie spółka wydaje w tym roku na inwestycje blisko 2 mld zł.

W niepewnej sytuacji jest trzecia ze śląskich spółek węglowych – Tauron Wydobycie, należąca do grupy energetycznej Tauron. W połowie roku przedstawiciele grupy oraz ówczesnego resortu energii potwierdzili, że firma jest w nienajlepszej kondycji – ma problemy z wydobyciem oraz finansowaniem kluczowych inwestycji; rozważano sprzedaż kopalni Janina – jednego z trzech zakładów spółki. W listopadzie kopalnie Tauron Wydobycie uruchomiły trzy nowe ściany wydobywcze, przygotowywany jest też plan naprawczy.

Jak wynika z danych monitorującego rynek węgla i sytuację w górnictwie katowickiego oddziału Agencji Rozwoju Przemysłu, w ciągu trzech kwartałów tego roku polskie kopalnie wydobyły ponad 1,1 mln ton węgla kamiennego mniej niż w tym samym okresie przed rokiem. Wielkość sprzedaży węgla spadła w tym czasie o ponad 3,4 mln ton.

Tegoroczna produkcja węgla od stycznia do września o ponad 2,6 mln ton przekroczyła wielkość sprzedaży wydobytego surowca w tym okresie. W efekcie stan zapasów węgla wzrósł w końcu września br. do ponad 4,7 mln ton wobec niespełna 2 mln ton rok wcześniej. Zapasy węgla są wyższe, choć spada nie tylko krajowe wydobycie tego surowca, ale też jego import. Z danych katowickiego Węglokoksu wynika, iż po trzech kwartałach tego roku było on o ok. 2 mln ton mniejszy niż rok wcześniej. W całym 2018 r. do Polski napłynęła rekordowa ilość węgla - 19,7 mln ton, głównie z Rosji.

Od początku tego roku do końca września kopalnie wydobyły ponad 46,1 mln ton węgla wobec niespełna 47,3 mln ton wobec porównywalnego okresu 2018 r. (spadek o ponad 1,1 mln ton) oraz ok. 48,8 mln ton w ciągu trzech kwartałów 2017. Wielkość sprzedaży węgla między styczniem a wrześniem br. przekroczyła 43,4 mln ton wobec ponad 46,9 mln ton w trzech kwartałach 2018 r. (spadek o ponad 3,4 mln ton) oraz ok. 49,2 mln ton w ciągu dziewięciu miesięcy 2017.

W tym roku, od marca do sierpnia, kopalnie wydobywały miesięcznie więcej węgla niż znajdowało w tym czasie nabywców. Rekordowy pod tym względem był maj, kiedy nadwyżka produkcji nad sprzedażą sięgnęła prawie 1 mln ton. Wrzesień przyniósł odwrócenie tej tendencji (sprzedaż była wyższa od wydobycia o ok. 100 tys. ton), co wynika m.in. z przygotowań do sezonu grzewczego. Jednak łącznie w ciągu trzech kwartałów br. sprzedaż była niższa od wielkości wydobycia o ponad 2,6 mln ton.

Dane po trzech kwartałach wskazują, że 2019 r. będzie kolejnym rokiem spadku wydobycia i sprzedaży węgla kamiennego. Spodziewane jest także pogorszenie wyników finansowych sektora węglowego. Ubiegłoroczny zysk górnictwa węgla kamiennego wyniósł 881,9 mln zł wobec prawie 2,9 mld zł rok wcześniej. ARP nie opublikowała danych finansowych górnictwa po trzech kwartałach tego roku.

Pod względem bezpieczeństwa w górnictwie kończący się rok był podobny do poprzedniego. Od początku roku praca górnicza pochłonęła 22 ofiary śmiertelne, wobec 21 w całym zeszłym roku. W kopalniach węgla kamiennego zginęło dotąd 16 osób - również o jedną więcej niż w całym roku 2018. Najwięcej, pięciu górników, zginęło w katowickiej kopalni Murcki-Staszic – trzech w wyniku silnego wstrząsu, dwóch w efekcie wejścia do wyrobiska z atmosferą niezdatną do oddychania.

Górnicy zginęli również w kopalniach PGG: Rydułtowy, Piast, Bielszowice i Mysłowice-Wesoła, a także w należących do Jastrzębskiej Spółki Węglowej kopalniach Pniówek i Knurów-Szczygłowice, kopalniach Janina i Sobieski należących do Tauronu Wydobycie oraz w prywatnej kopalni Silesia. W kopalniach KGHM: Lubin, Rudna i Polkowice-Sieroszowice w zagłębiu miedziowym zginęło w sumie czterech pracowników. Dwie osoby straciły życie w odkrywkowych kopalniach kruszyw.

Ogółem od początku tego roku do końca października w polskim górnictwie doszło do 1920 rozmaitych wypadków, z czego 1570 w kopalniach węgla kamiennego. 10 górników odniosło poważne obrażenia, w tym ośmiu w kopalniach węgla.

Marek Błoński (PAP)

mab/ amac/ drag/ pr/

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

mab/ kon/ skr/ pr/

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

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 29/2019 z dnia 23 października 2019 r., Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") przekazuje w załączeniu do niniejszego raportu projekty uchwał otrzymane od akcjonariusza w związku z punktami 6 i 7 porządku obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki, zwołanego na dzień 2 grudnia 2019 r.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt. 4 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757).

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

kom espi zdz

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

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

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

pel/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 4/2019 z 29 stycznia 2019 r., Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") informuje, że powziął wiadomość, iż na rozprawie w dniu 27 listopada 2019 r. powód wycofał pozew o uchylenie uchwał nr 7, 9 oraz 20 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia z dnia 19 lipca 2018 r., w wyniku czego Sąd Okręgowy w Warszawie umorzył postępowanie w przedmiotowej sprawie.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt 10 rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757).

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

kom espi zdz

"Sprawa finansowania jest w toku, biorąc pod uwagę otoczenie i pewne trendy, wymaga to dużej staranności i doprecyzowania. Rozmawiamy w tej sprawie" - powiedział Kowalik podczas czwartkowej konferencji prasowej.

"Nie zamykamy się. Jeden z partnerów się wycofał, ale PGE było jedną z alternatyw, nie był to jedyny partner" - dodał.

Polska Grupa Energetyczna poinformowała dwa dni temu o odstąpieniu od rozmów mogących skutkować zaangażowaniem grupy w projekt budowy bloku o mocy 1.000 MW w Ostrołęce.

Prezes Enei poinformował, że prace na placu budowy bloku energetycznego C przebiegają zgodnie z harmonogramem.

"Prace przebiegają zgodnie z harmonogramem. Skończyły się głębokie wykopy, część fundamentów jest wylana" - powiedział Kowalik.

Inwestorem w projekcie Ostrołęka C jest spółka Elektrownia Ostrołęka, w której po połowie udziałów mają Enea i Energa.

W kwietniu Enea zobowiązała się zapewnić spółce Elektrownia Ostrołęka nakłady finansowe na realizację projektu w kwocie 819 mln złotych od stycznia 2021 roku. Energa podała wówczas, że będzie finansowała projekt w latach 2019-2020 i przeznaczy na to kwotę nie mniejszą niż 819 mln zł. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Na mocy umowy, PGE Energia Odnawialna wydzierżawi od PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna grunty o łącznej powierzchni 94,21 ha, na których zbuduje instalację fotowoltaiczną. Pod inwestycję trafią tereny położone w pobliżu składowiska odpadów paleniskowych Elektrowni Bełchatów.

Jak podano w komunikacie, wyprodukowana na nowej farmie PV energia wystarczy na pokrycie potrzeb energetycznych ok. 100 tys. gospodarstw domowych.

Przy bełchatowskim kompleksie energetycznym PGE GiEK dysponuje czterema lokalizacjami, które mogą zostać przeznaczone pod budowę instalacji fotowoltaicznych. Oprócz obecnie wydzierżawionych przez PGE Energia Odnawialna gruntów jest to teren zwałowiska wewnętrznego Pola Bełchatów o powierzchni ok. 11 ha gruntów, teren składowania surowców towarzyszących o powierzchni ok. 31 ha oraz teren zwałowiska zewnętrznego Pola Szczerców – „Bliźniaczej Góry Kamieńsk” o powierzchni ok. 47 ha.

"Oprócz budowy kilku farm fotowoltaicznych w pobliżu bełchatowskiego kompleksu energetycznego, planujemy budowę instalacji PV o mocy nawet 125 MW na terenie Elektrowni Dolna Odra oraz odbudujemy zaporę wodną na rzece Witka przy Elektrowni Turów, która dostarczy do systemu ok. 1 MW energii elektrycznej wyprodukowanej z odnawialnych źródeł" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Norbert Grudzień, wiceprezes ds. inwestycji i zarządzania majątkiem PGE GiEK.

Arkadiusz Sekściński, p.o. prezesa PGE Energia Odnawialna, poinformował, że jest duża szansa, iż podpisanie umowy jest początkiem szerszej współpracy z PGE GiEK w obszarze OZE.

Grupa PGE chce do 2030 r. osiągnąć ok. 2,5 GW mocy z energii słonecznej.

W tym roku PGE EO podpisała listy intencyjne w sprawie współpracy przy realizacji projektów fotowoltaicznych z Grupą Azoty i Zakłady Chemiczne „Siarkopol”, KGHM Polska Miedź oraz Polskimi Kolejami Państwowymi.

PGE Energia Odnawialna jest największym producentem zielonej energii Polsce. Posiada 14 farm wiatrowych, 29 elektrowni wodnych, 4 elektrownie szczytowo-pompowe oraz jedną farmę fotowoltaiczną na Górze Żar. Łączna moc zainstalowana wszystkich obiektów wynosi 2188,9 MW. (PAP Biznes)

pel/ asa/

"Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej deklaruje, że działania strategiczne grupy PGE w obszarze wytwarzania energii elektrycznej w najbliższych latach koncentrować się będą na realizacji własnych projektów inwestycyjnych i programów strategicznych" - napisano w komunikacie.

W styczniu tego roku Polska Grupa Energetyczna, w odpowiedzi na zaproszenie Energi i Enei, rozpoczęła rozmowy w sprawie zaangażowania w budowę bloku o mocy 1.000 MW w Ostrołęce.

Inwestorem w projekcie Ostrołęka C jest spółka Elektrownia Ostrołęka, w której po połowie udziałów mają Enea i Energa.

W kwietniu Enea zobowiązała się zapewnić spółce Elektrownia Ostrołęka nakłady finansowe na realizację projektu w kwocie 819 mln złotych od stycznia 2021 roku. Energa podała wówczas, że będzie finansowała projekt w latach 2019-2020 i przeznaczy na to kwotę nie mniejszą niż 819 mln zł. (PAP Biznes)

sar/ osz/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 1/2019 z 7 stycznia 2019 r. Zarząd PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE") informuje, że 19 listopada 2019 r. odstąpiono od rozmów mogących skutkować zaangażowaniem PGE w projekt budowy bloku 1 000 MW w Ostrołęce.

Zarząd PGE Polskiej Grupy Energetycznej S.A., deklaruje że działania strategiczne Grupy PGE w obszarze wytwarzania energii elektrycznej w najbliższych latach koncentrować się będą na realizacji własnych projektów inwestycyjnych i programów strategicznych.

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

kom espi zdz

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

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

epo/ ana/

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

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

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

pel/ ana/

"Pieniędzy na świecie jest dużo, są inwestorzy, którzy czekają, żeby zainwestować. Polska jest dla inwestorów z zewnątrz z wielu powodów lepszym krajem do inwestowania niż projekty na innych kontynentach. Jesteśmy w Unii Europejskiej i NATO, jesteśmy w bardzo stabilnym miejscu na świecie, które sprzyja długoterminowemu zaangażowaniu" - powiedział dziennikarzom Piotr Naimski.

"Szukamy partnera, który wejdzie w projekt na zasadzie pełnego partnerstwa od początku do końca. Szukamy partnera, który dysponuje technologią, która jest sprawdzona, działa, spełnia wszystkie warunki standardów bezpieczeństwa. Nie chcemy eksperymentować" - dodał.

Naimski poinformował, że "w nieodległym czasie, równolegle z rozmowami o pozyskaniu finansowania" ma powstać nowa spółka, która będzie inwestować i będzie właścicielem elektrowni jądrowej.

"Powstanie wspólne przedsiębiorstwo, spółka z udziałem strony polskiej i partnera na czas budowy, a później eksploatacji" - powiedział.

Naimski nie podał, która ze spółek Skarbu Państwa mogłaby być udziałowcem tej spółki, ale dopytywany wskazał, że "to może być PGE".

"51 proc. tej spółki będzie należało do podmiotów kontrolowanych przez Skarb Państwa. 49 proc. udziałów będzie w rękach partnera" - powiedział.

Zgodnie z programem jądrowym, w 2033 roku ma powstać pierwszy blok jądrowy w Polsce o mocy ok. 1-1,15 gigawatów. Docelowo, do 2043 roku - ma być 6 reaktorów o mocy 6-9 GW.

"Harmonogram jest realny, ale wbrew pozorom to nie jest dużo czasu. Najważniejsze, żeby założony harmonogram został dotrzymany, bo najdrożej jest, gdy zaczyna się on przesuwać. Warunkiem realizacji harmonogramu jest, żeby w 2020 roku zostały podjęte ostateczne decyzje w sprawie finansowania projektu" - powiedział pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej.

"Gdy rozmawiamy o możliwym partnerstwie, to chodzi nam o to, żeby 6 reaktorów było budowanych w jednej technologii, z jednym partnerem, to jest racjonalne, bowiem za każdym krokiem będzie łatwiej, szybciej i taniej" - dodał Piotr Naimski. (PAP Biznes)

pr/ asa/

PGE poinformowała w prezentacji, że w 2020 roku spodziewa się w segmencie energetyki konwencjonalnej spadku raportowanego wyniku EBITDA w porównaniu z 2019 r. W tym roku wynik uwzględnia jednak ok. 1 mld zł z tytułu dodatkowych uprawnień do emisji CO2.

"Wyniki energetyki konwencjonalnej są najbardziej wrażliwe na to co się będzie działo w systemie energetycznym w przyszłym roku, jak duży będzie import i które elektrownie będzie redukował operator, a które bardziej obciążał. Patrząc na rynek spodziewamy się niższych marż niż w 2019 r., choćby z powodu oczekiwań wysokiego poziomu importu. (...) Spodziewamy się raczej utrzymania wyższych wartości importu jak w III kwartale przez cały 2020 rok" - powiedział podczas telekonferencji wiceprezes PGE Emil Wojtowicz.

"Nasze jednostki będą dostępne do produkcji: będą przez cały rok dostępne oba nowe bloki w Opolu; w Turowie i w Bełchatowie będziemy mieć niższe obciążenie remontowe. Dalsze wyniki sporo zależeć będą od sytuacji w systemie i na granicach" - dodał.

Jak zauważył, na wyniki wpływ będzie mieć brak darmowych uprawnień CO2 dla energii elektrycznej od roku 2020, co oznacza ubytek ok. 8,5 mln ton CO2.

Pytany, czy w 2020 roku grupa przewiduje spadek EBITDA w wytwarzaniu konwencjonalnym po wyłączeniu zdarzenia jednorazowego w postaci 1 mld zł z tytułu dodatkowych uprawnień do emisji CO2, odpowiedział: "To trudny rok do prognozowania. Jeśli wolumeny będą takie jak w tym roku, nie wzrosną, będzie wysoki import, nie wrośnie zużycie - oby nie spadło bardziej, to marże, które widzimy w tym roku (cena minus koszt CO2) wskazują na spadek wyników. Jeśli natomiast wolumeny wróciłyby do poziomów jak w poprzednim roku, to podejrzewam, że wzrost wolumenów mógłby skompensować spadek marż".

Jak zauważył prezes Henryk Baranowski, aktywa PGE na węglu brunatnym były w tym roku ograniczane w wytwarzaniu przez PSE.

"Nie jesteśmy w stanie przewidzieć, czy te ograniczenia będą w 2020 roku. Część związana była z przebudową sieci i traktujemy to jako zdarzenie jednorazowe, ale wzrastający import energii będzie działał niekorzystnie dla segmentu" - powiedział Baranowski.

PGE podała w prezentacji, że spodziewa się też w 2020 roku spadku raportowanej EBITDA w segmencie ciepłownictwa.

Wiceprezes Wojtowicz wyjaśnił, że EBITDA powtarzalna segmentu może być bliska wynikowi z 2019 roku.

Jak dodał, w segmencie OZE spółka zakłada również spadek raportowanej EBITDA rdr, ale nieduży, "na granicy strzałki w bok". Wyjaśnił, że spółka założyła spadek wyniku z powodu bazy.

"W tym roku jest wyższa wietrzność i produkcja od średniej. Nie zakładamy, że zawsze będziemy powyżej średniej. Na aktualnych aktywach będzie nieco niższa produkcja, ale pewnie od II kwartału dojdzie nowa farma wiatrowa" - powiedział.

Pytany o możliwą wysokość proponowanej dywidendy za 2019 roku, wiceprezes odpowiedział: "Do dzisiaj nie prowadziliśmy jeszcze w ramach zarządu szczegółowych rozmów na temat konkretnej wartości dywidendy za 2019 rok. Polityka dywidendowa wciąż obowiązuje". (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Nie planujemy rezerw w naszym outlooku na 2020 rok. Nie przewidujemy potrzeby tworzenia rezerw w obrocie" - powiedział wiceprezes Emil Wojtowicz podczas telekonferencji. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Chciałbym, by status +ready to build+ dla projektu offshore był na przełomie 2023/24 roku" - powiedział prezes Henryk Baranowski podczas telekonferencji.

PGE kontynuuje poszukiwania strategicznego partnera do przygotowania, budowy i eksploatacji farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim o łącznej mocy do 2.545 MW, stanowiących pierwszy etap programu offshore grupy.

Niedawno grupa PGE do kolejnego etapu, czyli negocjacji dokumentów transakcyjnych umowy sprzedaży udziałów i umowy inwestycyjnej, zaprosiła firmę Orsted. Docelowo PGE zamierza sprzedać po 50 proc. udziałów w dwóch spółkach celowych tj. Baltica 2 i Baltica 3, w ramach których przygotowywane są projekty morskich farm wiatrowych, a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture.

"Jesteśmy w procesie negocjacji z Orsted warunków ich zaangażowania. Niezależnie od tego prowadzimy badania środowiskowe, będziemy zlecać badania dna morskiego" - powiedział prezes Baranowski.

PGE podała, że trwają też prace na budowie inwestycji Klaster, na którą składają się trzy lądowe farmy wiatrowe (Starza, Rybice i Karnice II) o łącznej mocy zainstalowanej 97,17 MW i rocznej produkcji na poziomie ok. 277 GWh.

Jak poinformowano, projekt wygrał aukcję OZE, a łączna wartość inwestycji wynosi ok. 540 mln zł i zdecydowana większość tej kwoty nie została jeszcze wydana.

Przedstawiciele spółki poinformowali, że PGE nie będzie brała udziału w tegorocznej aukcji OZE dla wiatru. Może wziąć udział w aukcji dla farm fotowoltaicznych. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Dane operacyjne PGE za trzeci kwartał 2019 r. i narastająco za 9 miesięcy 2019 r.:

Kluczowe dane finansowe PGE:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/

PGE poinformowała, że przewiduje średnioroczną cenę hurtową energii na poziomie ok. 275-280 zł/MWh.

Jak podała spółka, wytwarzanie będzie w 2020 roku pod presją spadających marż jednostkowych wobec potencjalnie wyższego poziomu importu oraz uruchamiania mocy wytwórczych o niższym koszcie zmiennym.

Przewidywana jest wyższa dyspozycyjność elektrowni Bełchatów i Turów wobec niższego obciążenia remontowego, wyższy wolumen produkcji z węgla kamiennego w wyniku pracy bloków 5 i 6 w elektrowni Opole i stabilny poziom średniej ceny węgla kamiennego.

Spółka poinformowała, że na wyniki wpływ będzie mieć brak darmowych uprawnień CO2 dla energii elektrycznej od roku 2020 (ubytek ok. 8,5 mln ton). Jak wyjaśniono, wynik roku bazowego uwzględnia ok. 1 mld zł z tytułu dodatkowych uprawnień do emisji CO2.

W segmencie ciepłownictwa PGE spodziewa się w 2020 r. wzrostu ogólnego kosztu uprawnień CO2 z tytułu niższej darmowej alokacji na rok 2020 (ubytek ok. 1 mln ton). Jak podano, wynik roku bazowego uwzględnia ok. 0,3 mld zł z tytułu dodatkowych uprawnień do emisji CO2.

Słabszego wyniku EBITDA rdr grupa spodziewa się też w energetyce odnawialnej. Jak podano, wolumen produkcji zależeć będzie od warunków pogodowych, a 2019 r. jest rokiem o relatywnie wysokiej wietrzności. Spółka zakłada kontrybucję nowych farm wiatrowych na poziomie ok. 200 GWh i wzrost kosztów operacyjnych m.in. w związku z rozwojem morskiej energetyki wiatrowej.

Spółka podała, że w segmencie obrotu, obejmującym obrót hurtowy i detaliczny, warunki rynkowe wpływają na poziom uzyskiwanych marż. Z kolei wynik roku bazowego uwzględnia efekt rozwiązania rezerw dot. ustawy o cenach prądu, co jest neutralne dla wyniku grupy.

Jak podano w prezentacji, EBITDA segmentu dystrybucji powinna być w 2020 r. stabilna rdr.

PGE przewiduje wartość regulacyjna aktywów (WRA) wyższą o ok. 0,7 mld zł do ok. 17,5 mld zł oraz ok. 113 mln zł z tytułu inteligentnych liczników (AMI). Średnioważony koszt kapitału (WACC) powinien spaść o ok. 50 pkt, do 5,5 proc. (przed opodatkowaniem) w wyniku znacznego spadku stopy wolnej od ryzyka.

Po trzech kwartałach 2019 r. PGE wypracowała 6,1 mld zł EBITDA, co oznacza wzrost o 18 proc. rdr. EBITDA powtarzalna spadła o 6 proc. rdr do 4,93 mld zł. (PAP Biznes)

pel/

Spółka poinformowała, że niższe nakłady na rozwój w energetyce konwencjonalnej wynikać będą z zakończenia budowy bloków 5 i 6 w Elektrowni Opole i końcowego etapu budowy bloku nr 7 w Elektrowni Turów.

W obszarze OZE grupa przewiduje nakłady związane z budową farm wiatrowych w ramach projektu Klaster o mocy zainstalowanej ok. 97 MW i początkową fazą programu budowy mocy fotowoltaicznych do 2,5 GW.

W segmencie dystrybucji PGE planuje realizację programu kablowania sieci prowadzącą do wzrostu WRA i poprawy niezawodności.

PGE zakłada, że nakłady w ciepłownictwie będą w 2020 roku stabilne rdr. Planowana jest kontynuacja realizacji modernizacji pod kątem BAT/BREF.

Z kolei w obrocie spółka planuje w przyszłym roku bieżące projekty rozwojowe i utrzymaniowe. Nakłady w tym segmencie też mają być porównywalne rdr.

Po trzech kwartałach 2019 roku nakłady na inwestycje wyniosły w grupie PGE 4,5 mld zł i były o 19 proc. większe rdr. (PAP Biznes)

pel/

pel/

"Jesteśmy liderem transformacji energetycznej w Polsce i potwierdzają to realizowane przez nas inwestycje. Trwają intensywne prace w związku z wyborem partnera do realizacji programu farm wiatrowych na Bałtyku, nawiązujemy również współpracę z największymi polskimi właścicielami gruntów, takimi jak PKP czy KGHM Polska Miedź, przy realizacji naszego ambitnego programu PV. W najbliższym czasie podpisana zostanie również umowa pomiędzy PGE Energia Odnawialna i PGE GiEK dotycząca instalacji paneli fotowoltaicznych na gruntach wykorzystywanych do tej pory jako składowisko odpadów paleniskowych, powstałych w Elektrowni Bełchatów. Moc farmy może sięgnąć nawet 60 MW. Konsekwentnie wzmacniamy tym samym naszą pozycję lidera w sektorze odnawialnych źródeł energii" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

Celem PGE jest osiągnięcie 2,5 GW mocy fotowoltaicznych w perspektywie 2030 r.

PGE nawiązała już współpracę z wiodącymi właścicielami gruntów w Polsce. Grupa podpisała listy intencyjne z Grupą Azoty i Zakładami Chemicznymi Siarki „Siarkopol”, PKP Polskimi Kolejami Państwowymi oraz KGHM Polska Miedź, zakładające wykorzystanie gruntów tych firm pod kolejne inwestycje w panele fotowoltaiczne.

Pod koniec września PGE informowała, że zidentyfikowała tereny pozwalające na budowę mocy fotowoltaicznych na poziomie ok. 750 MW. Zapowiadała wtedy, że planuje pierwszy istotny przyrost mocy PV w 2021 r.

PGE poinformowała we wtorkowym komunikacie prasowym, że kontynuuje poszukiwania strategicznego partnera do przygotowania, budowy i eksploatacji farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim o łącznej mocy do 2.545 MW, stanowiących pierwszy etap programu offshore grupy.

Niedawno grupa PGE do kolejnego etapu, czyli negocjacji dokumentów transakcyjnych umowy sprzedaży udziałów i umowy inwestycyjnej, zaprosiła firmę Orsted. Docelowo PGE zamierza sprzedać po 50 proc. udziałów w dwóch spółkach celowych tj. Baltica 2 i Baltica 3, w ramach których przygotowywane są projekty morskich farm wiatrowych, a następnie wspólnie z partnerem realizować je w formule joint venture.

"Jednocześnie kontynuowane są prace w obszarze technicznym projektów Baltica 2 i Baltica 3, między innymi: pomiary wietrzności, działania w obszarze planistyki, uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach oraz pozyskania danych geofizycznych. Ogłoszono także postępowanie przetargowe na wybór wykonawcy wstępnego badania dna morskiego. Równolegle podpisany został list intencyjny z PKN Orlen o współpracy przy rozwoju morskiej energetyki wiatrowej" - napisano.

PGE podała, że trwają też prace na budowie inwestycji Klaster, na którą składają się trzy lądowe farmy wiatrowe (Starza, Rybice i Karnice II) o łącznej mocy zainstalowanej 97,17 MW i rocznej produkcji na poziomie ok. 277 GWh.

Na farmie Karnice II we wrześniu zakończył się już montaż wszystkich 10 turbin. Aktualnie trwają prace związane z instalacją wewnętrznego wyposażenia. Zgodnie z harmonogramem turbiny te przejdą testy w grudniu tego roku. Na dwóch pozostałych farmach – Rybice i Starza – trwają dostawy i montaż kolejnych turbin. Uzyskanie pozwolenia na użytkowanie (PnU) dla wszystkich farm planowane jest na koniec I kwartału 2020 r. Realizacja projektu pozwoli zwiększyć moc zainstalowaną farm wiatrowych grupy PGE o 18 proc. do blisko 650 MW.(PAP Biznes)

pel/ osz/

Termin składania ofert zakończył się 31 października 2019 r.

Jak podała PGE, podpisanie umowy z generalnym wykonawcą uzależnione jest od wyników aukcji rynku mocy, która odbędzie się 6 grudnia 2019 r. Projekt będzie się ubiegać o 17-letnią umowę mocową.

"Realizacja projektu pozwoliłaby na odtworzenie potencjału wytwórczego Elektrowni Dolna Odra i docelowo zastąpienie wszystkich istniejących bloków węglowych w tej lokalizacji. Wpłynęłaby także na obniżenie wskaźnika emisyjności całej floty wytwórczej grupy PGE, tym samym obniżenie ekspozycji na ryzyko rosnących cen uprawnień do emisji CO2" - napisano w komunikacie prasowym.

"Nowe bloki gazowo-parowe to także odpowiedź na rosnące zapotrzebowanie na elastyczne moce w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, szczególnie na północy kraju, gdzie zlokalizowanych jest wiele lądowych farm wiatrowych i docelowo powstaną również farmy wiatrowe na Morzu Bałtyckim" - dodano. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 621 mln zł wobec 507 mln zł zysku rok wcześniej, a EBITDA wzrosła do 1.677 mln zł z 1.441 mln zł w III kwartale 2018 roku.

Wyniki PGE są zgodne z ostatnimi szacunkami grupy. 30 października spółka szacowała, że jej EBITDA w III kwartale wyniosła 1.677 mln zł, a zysk netto jednostki dominującej 471 mln zł.

Wynik EBITDA skorygowany o zdarzenia jednorazowe wyniósł 1.634 mln zł, czyli o 13 proc. więcej niż rok temu.

Spółka podała, że EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła 659 mln zł (wzrost o 24 proc. rdr), a segmentu Dystrybucja 599 mln zł (spadek o 4 proc. rdr). Zysk EBITDA w Obrocie wyniósł w III kwartale 59 mln zł (spadek o 61 proc. rdr), w segmencie Energetyka Odnawialna 100 mln zł (spadek o 24 proc. rdr), a w segmencie Ciepłownictwo 93 mln zł wobec 26 mln zł straty rok wcześniej.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w III kwartale 2019 roku 9.696 mln zł wobec 6.091 mln zł rok wcześniej.

Po trzech kwartałach 2019 roku zysk netto PGE, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 2.173 mln zł wobec 1.697 mln zł zysku rok wcześniej. EBITDA wzrosła o 18 proc. rdr do 6,07 mld zł.

Spółka poinformowała, że największy wpływ na wynik miało pozytywne saldo zdarzeń jednorazowych, czyli przede wszystkim przydział dodatkowych darmowych uprawnień do emisji CO2 wycenianych na ok. 1,4 mld zł.

EBITDA powtarzalna spadła o 6 proc. rdr do 4,93 mld zł.

Nakłady na inwestycje w III kwartale wyniosły w grupie 1,91 mld zł i były o 26 proc. większe rdr. Po trzech kwartałach CAPEX wyniósł 4,47 mld zł, co oznacza wzrost o 19 proc. rdr.

Operacyjny cash flow po trzech kwartałach 2019 r. wyniósł 4,8 mld zł, czyli o 79 proc. więcej rdr.

Na koniec września wskaźnik zadłużenia netto/LTM EBITDA wynosił 1,6x wobec 1,51x na koniec grudnia 2018 r.

PGE poinformowała w komunikacie prasowym, że ukończona została flagowa inwestycja grupy, czyli budowa bloków 5 i 6 w Elektrowni Opole, a prace na budowie bloku nr 7 w Turowie na koniec III kwartału osiągnęły 93 proc. zaawansowania. Trwają także prace na budowie trzech nowych farm wiatrowych pod nazwą Klaster o łącznej mocy ponad 97 MW. Projekt, którego zakończenie planowane jest na I kwartał 2020 r., zwiększy moc zainstalowaną farm wiatrowych PGE o 18 proc. do blisko 650 MW.

W ciągu 9 miesięcy 2019 r. grupa PGE wyprodukowała 43,44 TWh energii elektrycznej, z czego 24,82 TWh (o 16 proc. mniej niż w ubiegłym roku) pochodziło z węgla brunatnego. Spadek wynika z mniejszego obciążenia Elektrowni Bełchatów i Elektrowni Turów, a także modernizacji prowadzonych w obu elektrowniach.

Produkcja energii elektrycznej z węgla kamiennego wyniosła 13,54 TWh, co oznacza spadek o 12 proc. rdr. To efekt mniejszego obciążenia i remontu w Elektrowni Opole, a także postoju w rezerwie Elektrowni Dolna Odra i Elektrowni Rybnik.

O 9 proc. wzrósł wolumen produkcji z gazu, który po trzech kwartałach 2019 r. wyniósł 3,12 TWh. Jak podała spółka, na wzrost wpłynęła większa produkcja energii elektrycznej w kogeneracji w Elektrociepłowni Lublin Wrotków.

Ze względu na korzystne warunki atmosferyczne grupa PGE odnotowała po trzech kwartałach wzrost o 23 proc. produkcji energii z wiatru. Większe wolumeny produkcji PGE osiągnęła także w przypadku produkcji z biomasy, gdzie zanotowano wzrost o 39 proc. Zwiększona produkcja ze źródeł niesterowalnych przełożyła się na 67-proc. wzrost produkcji w wodnych elektrowniach szczytowo-pompowych.

Wolumen dystrybucji energii elektrycznej wyniósł w tym okresie 27,1 TWh, co oznacza utrzymanie na tym samym poziomie rdr, mimo krajowego spadku zużycia energii. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Jesteśmy liderem transformacji energetycznej w Polsce i potwierdzają to realizowane przez nas inwestycje. Trwają intensywne prace w związku z wyborem partnera do realizacji programu farm wiatrowych na Bałtyku, nawiązujemy również współpracę z największymi polskimi właścicielami gruntów, takimi jak PKP czy KGHM Polska Miedź, przy realizacji naszego ambitnego programu PV. W najbliższym czasie podpisana zostanie również umowa pomiędzy PGE Energia Odnawialna i PGE GiEK dotycząca instalacji paneli fotowoltaicznych na gruntach wykorzystywanych do tej pory jako składowisko odpadów paleniskowych, powstałych w Elektrowni Bełchatów. Moc farmy może sięgnąć nawet 60 MW. Konsekwentnie wzmacniamy tym samym naszą pozycję lidera w sektorze odnawialnych źródeł energii" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

Celem PGE jest osiągnięcie 2,5 GW mocy fotowoltaicznych w perspektywie 2030 r.

PGE nawiązała już współpracę z wiodącymi właścicielami gruntów w Polsce. We wrześniu podpisała listy intencyjne w tej sprawie z PKP i KGHM Polska Miedź.

Pod koniec września PGE informowała, że zidentyfikowała tereny pozwalające na budowę mocy fotowoltaicznych na poziomie ok. 750 MW. Zapowiadała wtedy, że planuje pierwszy istotny przyrost mocy PV w 2021 r. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 621 mln zł wobec 507 mln zł zysku rok wcześniej, a EBITDA wzrosła do 1.677 mln zł z 1.441 mln zł w III kwartale 2018 roku.

Wyniki PGE są zgodne z ostatnimi szacunkami grupy. 30 października spółka szacowała, że jej EBITDA w III kwartale wyniosła 1.677 mln zł, a zysk netto jednostki dominującej 471 mln zł.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w III kwartale 2019 roku 9.696 mln zł wobec 6.091 mln zł rok wcześniej. (PAP Biznes)

pel/ osz/

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

kom espi zdz

PGE Dystrybucja miała 217.673 klientów, którym dostarczyła prąd po cudzej sieci.

Energa Operator pozyskała 12.310 klientów i obsługuje 194.862 klientów TPA.

Tauron Dystrybucja pozyskał 12.603 klientów i obsługuje 236.498 klientów TPA.

Enea Operator pozyskała 846 klientów i obsługuje 114.540 klientów TPA.

URE podało, że liczba odbiorców TPA w gospodarstwach domowych wg stanu na koniec września 2019 r. (grupa taryfowa G), wyniosła 645.190, a więc zwiększyła się od końca XII 2018 r. o 40.578, co stanowi wzrost o 6,7 proc. (PAP Biznes)

map/ gor/

W środę na zamknięciu sesji jedna akcja PGE kosztowała 8,8 zł.

Z danych Bloomberga wynika, że PGE miało do tej pory 6 rekomendacji "kupuj", 4 "trzymaj" i 3 "sprzedaj". (PAP Biznes)

sar/ ana/

„Aby realizować program budowy energetyki jądrowej, trzeba stworzyć solidne podwaliny finansowe. Cały czas jest poszukiwanie nie tylko technologii, ale i uczestników w realizacji tego zadania. W moim przekonaniu jesteśmy bardzo blisko rozstrzygnięć w tej dziedzinie” - powiedział dziennikarzom Tchórzewski w kuluarach konferencji Europower.

Dopytywany o termin, odpowiedział: „Na pewno w ciągu roku ta sprawa się zamknie. Mówimy o inwestycjach w Polsce na poziomie ok. 200 mld zł. Jesteśmy na finiszu i w ciągu najbliższych miesięcy te rozstrzygnięcia będą, bo zainteresowanie współpracą z nami, także kapitałową, się znalazło”.

"Chodzi o dopięcie umów, znalezienie tych, którzy zechcą zostawić w Polsce pieniądze i razem z nami oczekiwać przychodów, tych, którzy chcą uczestniczyć w wydatkach na poziomie dziesiątków mld zł" - powiedział mnister.

Poinformował, że w planach są 3-4 bloki jądrowe do 2040 roku, a sumarycznie 6 bloków.

Pytany, kiedy będą decyzje w sprawie cen energii elektrycznej w 2020 roku, odpowiedział, że to kwestia najbliższej przyszłości.

„Nowy rząd będzie decydował, bo w grę wchodzą wydatki” - powiedział minister.

Pytany, czy w strukturze nowego rządu będzie Ministerstwo Energii, odpowiedział, że trwają ustalenia „w zaciszu gabinetów” i w najbliższych dniach opinia publiczna je pozna. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Po otwarciu notowań kurs PGE rośnie 2 proc.

BARTŁOMIEJ KUBICKI, ANALITYK SOCIETE GENERALE:

"Wyniki PGE są bardzo dobre, przede wszystkim na wytwarzaniu. Nastąpił wzrost marży na 1MWh produkowanej energii, co - zakładam - jest być może efektem wejścia Opola, przynajmniej pierwszego bloku, lepszych przychodów z usług systemowych, lepszego tradingu. Trzeba też spojrzeć jak PGE księgowało CO2: w I i II kwartale ubiegłego roku poniżej ceny średniorocznej, a powyżej w drugim półroczu, tymczasem w tym roku jest to księgowane po równo.

Bardzo dobrze wypadł segment ciepła.

Wynik dystrybucji jest zgodny z prognozami, zakładającymi delikatny spadek.

Wynik segmentu sprzedaży może być trochę rozczarowujący, ale pewnie jest to efekt zamieszania na rynku.

Podsumowując, oceniłbym te wyniki jako dobre"

DM BDM (raport poranny):

"Wyniki 6 proc. wyższe od naszych oczekiwań i 3 proc. od konsensusu. W one-off uwzględnione +42 mln zł dodatkowych uprawnień CO2 i 1 mln KDT. Spółka nic nie pisze o wpływie ustawy o cenach energii elektrycznej z 13.06.19. Zakładaliśmy w tym obszarze 37 mln zł rozwiązanej rezerwy na G (pozostałość po rezerwie 261 mln zł z 4Q’18).

Kolejna ciekawostka to wysoki wynik pozostałych/korekt. W poprzednich kwartałach obszar ten korespondował z rozliczeniami Obrotu. Teraz mogło być inaczej (od 2Q’19 spółka zmieniła rachunkowość rozliczeń kontraktów na CO2 z działalności finansowej do operacyjnej).

Również pozytywnie zaskakuje segment Ciepło. Wysoka produkcja ciepła (+14 proc. rdr) w połączeniu z energią elektryczną (+37 proc. rdr) wraz z lepszymi cenami prowadzi do blisko 100 mln zł i dobrze wróży sezonowo najlepszemu 4Q’19-1Q’20.

CAPEX w 3Q’19 1,9 mld zł (nieco wyżej od oczekiwań). Spółka oddawała w tym okresie drugi blok w Opolu. W rezultacie dług netto rośnie do 11,7 mld zł (+4 proc. vs oczekiwań)"

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

Szacunkowa EBITDA grupy PGE w trzecim kwartale 2019 r., według wyliczeń PAP Biznes, wyniosła 1.677 mln zł, a skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 471 mln zł - wynika z komunikatu grupy. Konsensus PAP Biznes zakładał wynik EBITDA na poziomie 1.624 mln zł oraz zysk netto j.d. na poziomie 443 mln zł.

EBITDA grupy po dziewięciu miesiącach 2019 r. wyniosła ok. 6.072 mln zł, a skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 2.173 mln zł.

Jak podano, EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła po dziewięciu miesiącach 2019 roku 2.765 mln zł, EBITDA segmentu Ciepłownictwo wyniosła 865 mln zł, a EBITDA segmentu Dystrybucja wyniosła 1.810 mln zł.

EBITDA w segmencie Obrót wyniosła 532 mln zł, a w segmencie Energetyka Odnawialna 410 mln zł.

Nakłady inwestycyjne wyniosły 4.468 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 września 2019 r. wyniosło około 11.703 mln zł. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Dane operacyjne PGE za trzeci kwartał 2019 r. i narastająco za dziewięć miesięcy 2019 r.:

Kluczowe dane finansowe PGE:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

doa/ asa/

EBITDA grupy po dziewięciu miesiącach 2019 r. wyniosła ok. 6.072 mln zł, a skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 2.173 mln zł.

Jak podano, EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła po dziewięciu miesiącach 2019 roku 2.765 mln zł, EBITDA segmentu Ciepłownictwo wyniosła 865 mln zł, a EBITDA segmentu Dystrybucja wyniosła 1.810 mln zł.

EBITDA w segmencie Obrót wyniosła 532 mln zł, a w segmencie Energetyka Odnawialna 410 mln zł.

Nakłady inwestycyjne wyniosły 4.468 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 września 2019 r. wyniosło około 11.703 mln zł.

Jak podano w prezentacji, EBITDA powtarzalna wzrosła w trzecim kwartale do 1.634 mln zł z 1.440 mln zł przed rokiem.

Grupa podała, że negatywnie na powtarzalny wynik EBITDA w trzecim kwartale wpłynął niższy o 2,2 TWh wolumen produkcji, (w tym wolumen z węgla brunatnego niższy o 2,3 TWh), koszt emisji CO2 wyższy o około 0,35 mld zł rdr, a także brak wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji.

Pozytywny wpływ na wynik EBITDA w tym okresie miała - jak podano - średnia zrealizowana cena energii przez segment Energetyki Konwencjonalnej wyższa o 68 PLN/MWh, wyższa marża na energii elektrycznej wyprodukowanej w segmencie Ciepłownictwa (głównie wpływ wyższej ceny) oraz sprzedaż ciepła wyższa o 0,5 PJ.

Według wstępnych szacunków grupy, produkcja energii elektrycznej netto w dziewięciu miesiącach 2019 r. w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 43,4 TWh (13,94 TWh w samym trzecim kwartale), wolumen dystrybucji wyniósł 27,1 TWh (8,99 TWh w trzecim kwartale), a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 32,8 TWh (10,89 TWh). Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 32,5 PJ (3,88 PJ w trzecim kwartale).

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w dziewięciu miesiącach 2019 wyniosła 244,7 PLN/MWh, a w samym trzecim kwartale wyniosła 246,3 PLN/MWh.

Publikacja skonsolidowanego raportu za dziewięć miesięcy 2019 r. nastąpi 12 listopada 2019 r. (PAP Biznes)

doa/ asa/

EBITDA grupy po dziewięciu miesiącach 2019 r. wyniosła ok. 6.072 mln zł, a skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej 2.173 mln zł.

Jak podano, EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła po dziewięciu miesiącach 2019 roku 2.765 mln zł, EBITDA segmentu Ciepłownictwo wyniosła 865 mln zł, a EBITDA segmentu Dystrybucja wyniosła 1.810 mln zł.

EBITDA w segmencie Obrót wyniosła 532 mln zł, a w segmencie Energetyka Odnawialna 410 mln zł.

Nakłady inwestycyjne wyniosły 4.468 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 września 2019 r. wyniosło około 11.703 mln zł. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("PGE", "Spółka") przekazuje do wiadomości publicznej wstępne wybrane skonsolidowane wyniki finansowe i operacyjne za 9 miesięcy 2019 r.

Według wstępnych szacunków produkcja energii elektrycznej netto w 9 miesiącach 2019 r. w jednostkach wytwórczych PGE wyniosła 43,4 TWh, wolumen dystrybucji wyniósł 27,1 TWh, a sprzedaż do odbiorców finalnych wyniosła 32,8 TWh. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 32,5 PJ.

Skonsolidowany zysk operacyjny powiększony o amortyzację i odpisy aktualizujące (EBITDA) w 9 miesiącach 2019 r. wyniósł około 6 072 mln zł, w tym:

EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna: 2 765 mln zł,

EBITDA segmentu Ciepłownictwo: 865 mln zł,

EBITDA segmentu Dystrybucja: 1 810 mln zł,

EBITDA segmentu Obrót: 532 mln zł,

EBITDA segmentu Energetyka Odnawialna: 410 mln zł.

Skonsolidowany zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł około 2 173 mln zł (czyli 1,16 zł na akcję). Nakłady inwestycyjne wyniosły 4 468 mln zł. Szacunkowe zadłużenie netto na dzień 30 września 2019 r. wyniosło około 11 703 mln zł.

Średnia cena hurtowa energii zrealizowana przez segment Energetyki Konwencjonalnej w 9 miesiącach 2019 wyniosła 244,7 PLN/MWh.

Zastrzeżenie: Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej PGE jest nadal w trakcie przygotowywania. Publikacja skonsolidowanego raportu za 9 miesięcy 2019 r. nastąpi 12 listopada 2019 r.

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

kom espi zdz

Raport sporządzono przy kursie 8,42 zł, a w środę o godz. 16.24 jedna akcja PGE kosztuje 8,18 zł.

"Podtrzymujemy naszą rekomendację kupuj, obniżając jednocześnie cenę docelową o 8 proc. do 12,20 zł z uwagi na nieco bardziej konserwatywne założenia cen energii oraz WACC w dystrybucji od 2021 roku" - napisano w raporcie.

"Kurs PGE nadal nie może się podnieść po mocnej przecenie z pierwszego półrocza mimo, że główne czynniki obciążające notowania albo zostały zneutralizowane (rekompensaty za zamrożenie cen energii pokryły straty w obrocie) albo okazały się znacznie mniej groźne (wyhamowanie wzrostów na CO2, CDS-y wciąż na wysokich poziomach)" - dodano.

Zdaniem analityków, w drugim półroczu spółka powinna odzyskać "pozytywne momentum wyników", a koncern po czterech latach inwestycji wchodzi w okres wysokich dodatnich przepływów pieniężnych.

W ocenie autorów raportu, warto także zwrócić uwagę na zmianę struktury capexu grupy - w latach 2020-26 OZE, gaz i dystrybucja będą stanowić 60 proc. nakładów, w porównaniu do 30 proc. w latach 2015-19.

Autorem raportu jest Kamil Kliszcz. Pierwsze udostępnienie rekomendacji do dystrybucji miało miejsce 24 października o godzinie 08:26.

Depesza stanowi skrót rekomendacji. W załączniku zamieszczamy plik PDF z raportem. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Oferta PGE okazała się najkorzystniejsza w przetargu nieograniczonym zorganizowanym przez PSE. (PAP Biznes)

pel/ asa/

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

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") w załączeniu do niniejszego raportu bieżącego przekazuje treść projektów uchwał, które mają być przedmiotem obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki zwołanego na dzień 2 grudnia 2019 r. na godz. 12.00 w Warszawie, w budynku Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie S.A., ul. Książęca 4, 00-498 Warszawa.

Podstawa prawna: § 19 ust. 1 pkt. 2 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757).

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

kom espi zdz

Zarząd spółki "PGE Polska Grupa Energetyczna Spółka Akcyjna" z siedzibą w Warszawie ("Spółka"), działając na podstawie art. 399 § 1, w związku z art. 402(1) i 402(2) ustawy z dnia 15 września 2000 roku Kodeksu spółek handlowych (tj. Dz. U. z 2019 roku, poz. 505, ze zmianami) oraz § 28 ust. 1 pkt 3 i 4 Statutu Spółki, zwołuje na dzień 2 grudnia 2019 r., na godzinę 12.00, Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki ("Zgromadzenie"). Zgromadzenie odbędzie się w Warszawie w budynku Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie S.A., ul. Książęca 4, 00-498 Warszawa.

Porządek obrad:

1. Otwarcie Zgromadzenia.

2. Wybór Przewodniczącego Zgromadzenia.

3. Stwierdzenie prawidłowości zwołania Zgromadzenia oraz jego zdolności do powzięcia wiążących uchwał.

4. Przyjęcie porządku obrad.

5. Odstąpienie od wyboru Komisji Skrutacyjnej.

6. Podjęcie uchwały w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu oraz uchylenia uchwały nr 4 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia "PGE Polska Grupa Energetyczna S.A." z dnia 14 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Zarządu oraz uchylenia uchwały nr 37 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia "PGE Polska Grupa Energetyczna S.A." z dnia 27 czerwca 2017 r. w przedmiocie zmiany uchwały nr 4 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia "PGE Polska Grupa Energetyczna S.A." z dnia 14 grudnia 2016 r.

7. Podjęcie uchwały w sprawie zmiany uchwały nr 5 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia "PGE Polska Grupa Energetyczna S.A." z dnia 14 grudnia 2016 r. w sprawie zasad kształtowania wynagrodzeń Członków Rady Nadzorczej.

8. Podjęcie uchwały w sprawie poniesienia kosztów zwołania i odbycia Zgromadzenia.

9. Zamknięcie Zgromadzenia.

Opis procedur dotyczących uczestniczenia w Zgromadzeniu i wykonywania prawa głosu

Zgodnie z art. 406(1) § 1 Kodeksu spółek handlowych prawo uczestniczenia w Zgromadzeniu mają osoby będące akcjonariuszami Spółki na szesnaście dni przed datą Zgromadzenia (dzień rejestracji uczestnictwa w walnym zgromadzeniu), tj. na dzień 16 listopada 2019 roku.

W celu zapewnienia udziału w Zgromadzeniu, Akcjonariusz powinien zażądać, nie wcześniej niż po ogłoszeniu zwołania Zgromadzenia, tj. nie wcześniej niż w dniu 23 października 2019 roku i nie później niż w pierwszym dniu powszednim po dniu rejestracji uczestnictwa w Zgromadzeniu, tj. nie później niż w dniu 18 listopada 2019 roku, od podmiotu prowadzącego rachunek papierów wartościowych wystawienia imiennego zaświadczenia o prawie uczestnictwa w Zgromadzeniu.

Zarząd Spółki wyłoży listę Akcjonariuszy uprawnionych do uczestnictwa w Zgromadzeniu w siedzibie Spółki w Warszawie, ul. Mysia 2, 00-496 Warszawa na trzy dni powszednie przed dniem odbycia Zgromadzenia, tj. w dniach 27, 28 i 29 listopada 2019 roku w godzinach od 9:00 do 15:00 w Departamencie Zarządu (2 piętro).

Zarząd Spółki informuje, że Akcjonariusz może żądać przesłania mu listy Akcjonariuszy nieodpłatnie pocztą elektroniczną. Akcjonariusz żądając przesłania mu listy Akcjonariuszy powinien wskazać adres poczty elektronicznej, na który lista powinna mu zostać przesłana. Żądanie można przesłać w postaci elektronicznej na adres e-mailowy Spółki: wza@gkpge.pl.

Zarząd Spółki informuje, że Akcjonariuszowi służy prawo uczestniczenia w Zgromadzeniu oraz wykonywania prawa głosu osobiście lub przez pełnomocnika. Pełnomocnik Akcjonariusza wykonuje wszystkie uprawnienia Akcjonariusza chyba, że z treści pełnomocnictwa wynika inaczej. Pełnomocnik może udzielać dalszych pełnomocnictw, jeżeli wynika to z treści pełnomocnictwa. Jeden pełnomocnik może reprezentować więcej niż jednego Akcjonariusza. W takim wypadku pełnomocnik może głosować odmiennie z akcji każdego Akcjonariusza. Jeżeli Akcjonariusz posiada akcje zapisane na więcej niż jednym rachunku papierów wartościowych, może on ustanowić pełnomocnika do wykonywania praw z akcji zapisanych na każdym z rachunków. Akcjonariusz posiadający akcje zapisane na rachunku zbiorczym, może ustanowić oddzielnych pełnomocników do wykonywania praw z akcji zapisanych na tym rachunku. Akcjonariusz posiadający akcje zapisane na więcej niż jednym rachunku papierów wartościowych może ustanowić oddzielnych pełnomocników do wykonywania praw z akcji zapisanych na każdym z rachunków.

Pełnomocnictwo do uczestniczenia w Zgromadzeniu i wykonywania prawa głosu wymaga udzielenia go na piśmie lub w postaci elektronicznej.

W celu dokonania identyfikacji Akcjonariusza udzielającego pełnomocnictwa oraz reprezentującego go Pełnomocnika, do dokumentu potwierdzającego udzielenie pełnomocnictwa powinny być dołączone:

a) w przypadku Akcjonariusza będącego osobą fizyczną - kopia dowodu osobistego, stron paszportu umożliwiających identyfikację lub innego urzędowego dokumentu potwierdzającego tożsamość Akcjonariusza;

b) w przypadku Akcjonariusza niebędącego osobą fizyczną - kopia aktualnego odpisu z właściwego rejestru lub innego dokumentu potwierdzającego istnienie takiego Akcjonariusza oraz prawo jego przedstawiciela lub przedstawicieli do jego reprezentowania, wraz z kopiami dowodu osobistego, stron paszportu umożliwiających identyfikację lub innego urzędowego dokumentu potwierdzającego tożsamość przedstawiciela lub przedstawicieli upoważnionych do reprezentowania Akcjonariusza;

c) w przypadku Pełnomocnika będącego osobą fizyczną - kopia dowodu osobistego, stron paszportu umożliwiających identyfikację lub innego urzędowego dokumentu potwierdzającego tożsamość Pełnomocnika;

d) w przypadku Pełnomocnika niebędącego osobą fizyczną - kopia aktualnego odpisu z właściwego rejestru lub innego dokumentu potwierdzającego istnienie takiego Pełnomocnika oraz prawo jego przedstawiciela lub przedstawicieli do jego reprezentowania, wraz z kopiami dowodu osobistego, stron paszportu umożliwiających identyfikację lub innego urzędowego dokumentu potwierdzającego tożsamość przedstawiciela lub przedstawicieli upoważnionych do reprezentowania Pełnomocnika.

W przypadku podmiotów zagranicznych, w których państwie siedziby nie są prowadzone odpowiednie rejestry, zamiast kopii aktualnego odpisu z rejestru, o których mowa w pkt ‎b) i d) powyżej, należy dołączyć kopię dokumentu potwierdzającego istnienie danego podmiotu oraz prawo jego przedstawiciela lub przedstawicieli do jego reprezentowania.

W przypadku wątpliwości co do prawdziwości kopii dokumentów, o których mowa powyżej, Zarząd Spółki zastrzega, iż może zażądać przed rozpoczęciem obrad Zgromadzenia, okazania oryginałów przedmiotowych dokumentów lub ich odpisów poświadczonych przez notariusza, radcę prawnego lub inny podmiot uprawniony do poświadczania za zgodność z oryginałem. W razie ich nie przedstawienia, Pełnomocnik Akcjonariusza może nie zostać dopuszczony do uczestnictwa w Zgromadzeniu.

Do wszelkich dokumentów, o których mowa powyżej, sporządzonych w języku obcym, powinno być dołączone odpowiednie tłumaczenie poświadczone na język polski sporządzone przez tłumacza przysięgłego.

Jeżeli pełnomocnictwo do uczestniczenia w obradach i wykonywania prawa głosu na Zgromadzeniu udzielone przez Akcjonariusza jest warunkowe, należy również dołączyć dowód, że dany warunek został spełniony.

Udzielenie pełnomocnictwa w postaci elektronicznej nie wymaga opatrzenia kwalifikowanym podpisem elektronicznym. Fakt udzielenia pełnomocnictwa w postaci elektronicznej należy zgłosić Spółce przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej. Zawiadomienie należy przesłać pocztą elektroniczną na adres e-mailowy Spółki: wza@gkpge.pl. wraz z zawiadomieniem należy przesłać skan udzielonego pełnomocnictwa oraz skan dokumentów, o których mowa w punktach a), b), c) i d) powyżej. W zawiadomieniu należy wskazać również adres poczty elektronicznej, za pomocą którego Spółka będzie mogła kontaktować się z Akcjonariuszem oraz Pełnomocnikiem. Zarząd ma prawo do weryfikacji przesłanych zawiadomień oraz do podejmowania działań służących identyfikacji Akcjonariusza i Pełnomocnika oraz potwierdzenia właściwego umocowania. Weryfikacja może polegać w szczególności na zwrotnym pytaniu zadanym w formie telefonicznej lub elektronicznej Akcjonariuszowi lub Pełnomocnikowi. Powyższe zasady stosuje się odpowiednio do zmiany lub odwołania udzielonego pełnomocnictwa. Zawiadomienia nie spełniające wyżej wymienionych wymogów nie wywołują skutków prawnych wobec Spółki. Spółka nie ponosi odpowiedzialności za błędy w wypełnieniu formularza pełnomocnictwa i działania osób posługujących się pełnomocnictwami. Pełnomocnik stawiający się na Zgromadzeniu obowiązany jest przedstawić na żądanie Spółki lub osoby (osób) wyznaczonej do rejestracji Akcjonariuszy dokumenty, dołączone do zawiadomienia, o których mowa powyżej.

W przypadku podmiotów zagranicznych, w których państwie siedziby nie są prowadzone odpowiednie rejestry, zamiast skanu aktualnego odpisu z rejestru, należy dołączyć skan dokumentu potwierdzającego istnienie danego podmiotu oraz prawo jego przedstawiciela lub przedstawicieli do jego reprezentowania.

W przypadku wątpliwości co do prawdziwości dokumentów, o których mowa powyżej, Zarząd Spółki zastrzega, iż może zażądać przed rozpoczęciem obrad Zgromadzenia, okazania oryginałów przedmiotowych dokumentów lub ich odpisów poświadczonych przez notariusza, radcę prawnego lub inny podmiot uprawniony do poświadczania za zgodność z oryginałem. W razie ich nie przedstawienia, Pełnomocnik Akcjonariusza może nie zostać dopuszczony do uczestnictwa w Zgromadzeniu.

Do wszelkich dokumentów, o których mowa powyżej, sporządzonych w języku obcym, powinno być dołączone odpowiednie tłumaczenie poświadczone na język polski sporządzone przez tłumacza przysięgłego.

Zarząd Spółki informuje ponadto, iż w przypadku udzielenia przez Akcjonariusza pełnomocnictwa wraz z instrukcją do głosowania, Spółka nie będzie weryfikowała czy Pełnomocnicy wykonują prawo głosu zgodnie z instrukcjami, które otrzymali od Akcjonariuszy. W związku z tym, instrukcja do głosowania powinna być przekazana jedynie Pełnomocnikowi.

Wybrane uprawnienia Akcjonariuszy

Zarząd Spółki informuje, że Akcjonariusz lub Akcjonariusze reprezentujący, co najmniej jedną dwudziestą kapitału zakładowego mogą żądać umieszczenia określonych spraw w porządku obrad Zgromadzenia. Prawo to wykonuje się poprzez zgłoszenie żądania zawierającego uzasadnienie lub projekt uchwały lub uchwał dotyczących proponowanego punktu porządku obrad. Żądanie składa się Zarządowi Spółki, nie później niż na 21 dni przed wyznaczonym terminem odbycia Zgromadzenia, tj. 11 listopada 2019 roku. Żądanie należy złożyć Zarządowi Spółki na adres: Zarząd "PGE Polska Grupa Energetyczna Spółka Akcyjna", ul. Mysia 2, 00-496 Warszawa, lub przesłać pocztą elektroniczną na adres e-mailowy Spółki: wza@gkpge.pl. Do żądania należy dołączyć kopie dokumentów potwierdzających uprawnienie osoby (osób) występujących z żądaniem do działania w imieniu Akcjonariusza.

Zarząd Spółki informuje, że Akcjonariusz lub Akcjonariusze reprezentujący, co najmniej jedną dwudziestą kapitału zakładowego mogą przed terminem odbycia Zgromadzenia zgłaszać projekty uchwał dotyczących spraw wprowadzonych do porządku obrad Zgromadzenia lub spraw, które mają być wprowadzone do porządku obrad. Zgłoszenie należy złożyć Zarządowi Spółki na adres: Zarząd "PGE Polska Grupa Energetyczna Spółka Akcyjna", ul. Mysia 2, 00-496 Warszawa, lub przesłać pocztą elektroniczną na adres e-mailowy Spółki: wza@gkpge.pl. Do zgłoszenia należy dołączyć kopie dokumentów potwierdzających uprawnienie osoby (osób) dokonującej zgłoszenia do działania w imieniu Akcjonariusza.

Zarząd Spółki informuje, że każdy Akcjonariusz może podczas obrad Zgromadzenia zgłaszać projekty uchwał dotyczących spraw wprowadzonych do porządku obrad. Projekty powinny być przedstawione w języku polskim.

Wykorzystanie środków komunikacji elektronicznej

Zarząd Spółki informuje, iż z uwagi na treść Statutu Spółki oraz Regulaminu Walnego Zgromadzenia, nie jest możliwe uczestniczenie ani wypowiadanie się w trakcie Zgromadzenia przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej, ani oddawanie głosu drogą korespondencyjną lub przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej.

Rejestracja obecności na Zgromadzeniu

Osoby uprawnione do uczestniczenia w Zgromadzeniu, powinny się zarejestrować i pobrać karty do głosowania bezpośrednio przed salą obrad na 30 minut przed rozpoczęciem obrad Zgromadzenia.

Wgląd do dokumentacji

Zarząd Spółki informuje, że pełny tekst dokumentacji, która ma być przedstawiona Zgromadzeniu wraz z projektami uchwał będzie dostępny na stronie internetowej Spółki od dnia zwołania Zgromadzenia. Inne dokumenty, dotyczące spraw wprowadzonych lub mających być wprowadzonymi do porządku obrad Zgromadzenia przed terminem jego odbycia, będą dostępne na stronie internetowej Spółki niezwłocznie po ich sporządzeniu lub otrzymaniu przez Spółkę od uprawnionych Akcjonariuszy.

Miejsce udostępnienia informacji

Wszelkie informacje związane ze Zgromadzeniem dostępne są na stronie internetowej Spółki www.gkpge.pl.

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

kom espi zdz

"Przedmiotem rozmów będzie sprzedaż 50 proc. udziałów w spółkach Elektrownia Wiatrowa Baltica-3, realizującej projekt o planowanej mocy ok. 1 GW w perspektywie 2026 roku, oraz Elektrownia Wiatrowa Baltica-2, realizującej projekt o planowanej mocy ok. 1,5 GW w perspektywie 2030 roku." - napisano.

Wymienione spółki posiadają pozwolenia na wznoszenie sztucznych wysp umożliwiające budowę morskich farm na wyznaczonych obszarach Morza Bałtyckiego. (PAP Biznes)

tj/

Zarząd spółki PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Spółka") informuje, że 22 października 2019

r. podjął decyzję o rozpoczęciu rozmów z Ørsted dotyczących sprzedaży 50% udziałów w dwóch

projektach o łącznej mocy do 2,5 GW oraz określenia warunków współpracy przy ich realizacji.

Przedmiotem rozmów będzie sprzedaż 50% udziałów w spółkach Elektrownia Wiatrowa Baltica-3 sp. z

o.o., realizującej projekt o planowanej mocy ok. 1 GW w perspektywie 2026 roku, oraz

Elektrownia Wiatrowa Baltica-2 sp z o.o., realizującej projekt o planowanej mocy ok. 1,5 GW w

perspektywie 2030 roku.

O kolejnych istotnych etapach procesu Spółka poinformuje w odrębnych raportach bieżących.

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

kom espi zdz

PGE podała, że 30 września - zgodnie z harmonogramem - zakończyła się budowa bloków energetycznych nr 5 i 6 w Elektrowni Opole.

Jak podano, po przeprowadzonej inwestycji Elektrownia Opole zaspokaja 8 proc. krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną. Nowe bloki docelowo mają produkować 12,5 TWh energii elektrycznej rocznie, a ich sprawność w produkcji jest na poziomie ok. 46 proc.

"Bloki 5 i 6, po pozytywnie zakończonej synchronizacji, przeszły proces prowadzenia ruchu regulacyjnego układów technologicznych oraz ich optymalizację. Przed oddaniem jednostek do eksploatacji, przeprowadzona została optymalizacja pracy bloku, próby odbiorcze, pomiary gwarancyjne oraz 30-dniowy test nieprzerwanej pracy" - podano w komunikacie.

Nowe bloki zaprojektowane zostały na 35 lat pracy z czasem wykorzystania mocy zainstalowanej do 8 tys. godzin/rok. Przystosowane zostały także do produkcji ciepła w kogeneracji na poziomie 300 MWt/h.

W komunikacie podano, że bloki nr 5 i 6 są niskoemisyjne i spełniają normy środowiskowe Unii Europejskiej.

"Na każdą kilowatogodzinę wyprodukowanej energii elektrycznej w opolskich blokach zostanie wyemitowane od dwóch do czterech razy mniej tlenków siarki i azotu, a jednostkowa emisja dwutlenku węgla jest mniejsza o ok. 25 proc." - podano w komunikacie.

Opolska inwestycja realizowana była w formule EPC (engineering, procurement, construction), czyli obejmowała projektowanie, dostawę i budowę bloków energetycznych „pod klucz”. Projekt został zrealizowany przez konsorcjum w składzie: Rafako, Polimex-Mostostal, Mostostal Warszawa oraz GE Power, który był generalnym projektantem. (PAP Biznes)

sar/ ana/

W 2011 roku przyjęta została ustawa o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących, zwana dalej „ustawą inwestycyjną”, która wprowadziła rozwiązania usprawniające proces inwestycyjny.

"Dotychczasowy proces stosowania tej ustawy w ramach realizacji inwestycji związanej z budową pierwszej polskiej elektrowni jądrowej pokazał jednak, że ww. ustawa tylko częściowo spełniła cele, dla których była przyjęta" - napisano.

"Dzięki odpowiedniej nowelizacji przepisów możliwe będzie znaczące przyśpieszenie długotrwałego procesu licencjonowania elektrowni jądrowej oraz w konsekwencji ograniczenie ryzyk inwestycyjnych i zmniejszenie kosztów procesu inwestycyjnego związanego z jej budową" - dodano.

Rząd twierdzi, że obecnie istniejące przepisy nie pozwolą lub znacznie utrudnią wybudowanie elektrowni jądrowych w Polsce zgodnie z harmonogramem zakładanym przez rząd. (PAP Biznes)

map/ ana/

Planowany projekt miałby zwiększyć wydajność zakładu ze 100 tys. ton do 180 tys. ton rocznie.

Instalacja została wybudowana w październiku 2018 roku kosztem około 300 mln zł.

Wojciech Dąbrowski, prezes PGE Energia Ciepła, poinformował w kuluarach Kongresu 590, że koszt budowy drugiej linii powinien być niższy.

„Budując kubaturę dla dwóch nitek bardzo dużo kosztów już ponieśliśmy; powstały budynki. Teraz dołożylibyśmy nieco inną technologię niż w pierwszej nitce. Chcemy spalać RDF, a nie odpady zmieszane. Odpady RDF są wyższej kaloryczności, co pozwoli otrzymać lepsze parametry cieplne i produkcji energii” - dodał w rozmowie z dziennikarzami wiceprezes PGE Ryszard Wasiłek.

Jak podała PGE, przed przystąpieniem do projektu niezbędne jest wykonanie analiz technicznych i ekonomicznych, uwzględniających sytuację na rynku odpadów.

„Aby nowa instalacja funkcjonowała i przynosiła zwrot na kapitale, musi przetwarzać odpowiednią ilość paliwa” - powiedział Dąbrowski.

Nowelizacja przepisów zniosła rejonizację dla termicznych instalacji utylizacji odpadów i zobligowała do ogłoszenia przetargów na dostawy paliwa. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Jak podano, porozumienie dotyczy produkcji przez spółkę Autosan samochodów na rzecz wymiany floty pojazdów specjalnych wykorzystywanych m.in. przez służby monterskie, pogotowia energetyczne i inne zespoły dla tzw. Operatorów Sieci Dystrybucyjnych (OSD) lub spółek z grup PGE, Enei i Tauron.

"Docelowo może być to nawet po 100 samochodów w ciągu roku dla każdej z firm, które zawarły porozumienie. Całkowity potencjał współpracy operacyjnej oszacowano na 1.500 sztuk pojazdów elektrycznych" - napisano w komunikacie.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Partnerzy planują wspólnie koordynować proces produkcyjny realizowany przez polskie firmy z branży, m.in. Autosan.

Jak podano, strony planują współpracę o charakterze strategicznym oraz wspólne zaangażowanie finansowe.

"Grupa PGE konsekwentnie inwestuje w niskoemisyjny transport, kompleksowo rozwijając obszar elektromobilności. To przede wszystkim infrastruktura ładowania, czyli już prawie 60 punktów PGE w kilkunastu miastach w całym kraju, zasilanych od września wyłącznie z odnawialnych źródeł energii, a także e-carsharing, m.in. w Siedlcach. Teraz, poprzez inwestycje naszego funduszu, możemy wejść w nowy, perspektywiczny obszar biznesu, jakim jest elektryczny transport publiczny. Jestem przekonany, że zainicjowana dzisiaj współpraca z ARP przyniesie wymierne korzyści wszystkim ze stron, a ponadto przyczyni się do poprawy jakości powietrza w Polsce" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

FIZAN Eko-inwestycje jest nowo utworzonym funduszem grupy PGE ukierunkowanym na realizacje projektów z zakresu m.in. elektromobilności, OZE, efektywności energetycznej oraz ograniczenia emisyjności energetyki, poprawy jej sprawności, niezawodności i elastyczności wytwarzania. Jak podano w komunikacie, koncepcja ulokowania w FIZAN Eko-inwestycje środków pieniężnych w docelowej kwocie 1,5 mld zł jest istotnym krokiem grupy w kierunku dalszej dywersyfikacji działalności z nastawieniem na cele proekologiczne. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Wierzę, że podpisanie listu z ZUS, gdzie jest szereg korzystnych lokalizacji, pozwoli w krótkim czasie postawić jak największą liczbę stacji" - powiedział Paweł Śliwa podczas konferencji prasowej w Siedlcach.

Budową stacji zajmie się PGE Nowa Energia, spółka z grupy PGE, a w pierwszym etapie ma powstać od pięciu do ośmiu stacji ładowania aut elektrycznych, w największych miastach Polski. Tworzone stacje będą zarówno stacjami standardowymi, jak i stacjami szybkiego ładowania.

Przedstawiciele PGE i ZUS poinformowali, że jak dotąd operacyjnie wyselekcjonowanych zostało dziesięć lokalizacji w m.in. Kielcach, Tarnowie, Ostrołęce i Nowym Sączu.

"Liczymy, że co najmniej sto punktów do ładowania zostanie wskazanych w ramach współpracy z ZUS" - dodał Śliwa.

Wiceprezes poinformował, że PGE jest największym dostawcą stacji do ładowania aut elektrycznych w Polsce i ma ich obecnie ponad sześćdziesiąt. (PAP Biznes)

pel/ doa/ osz/

Jak poinformowała w czwartek fundacja, pozew trafił do Sądu Okręgowego w Łodzi i został oparty na przepisach ustawy Prawo ochrony środowiska, które pozwalają organizacji ekologicznej wystąpić z roszczeniem o zaprzestanie działalności powodującej szkodę w środowisku lub stan zagrożenia szkodą w środowisku.

W pozwie ClientEarth domaga się, by skąd nakazał właścicielowi Bełchatowa - PGE GiEK - należącej do Grupy Kapitałowej PGE - "zaprzestania działalności powodującej zagrożenie dla środowiska jako dobra wspólnego poprzez odejście od spalania węgla w Elektrowni Bełchatów najpóźniej do 2035 r., lub zainstalowanie w elektrowni urządzeń redukujących emisję CO2 do zera w tym samym terminie". Spółka poinformowała PAP, że czeka na oficjalną informację o pozwie.

"Pozew jest bezprecedensowy o tyle, że do tej pory nikt nie używał tej podstawy prawnej wobec tak dużej instalacji. Jednak podstawa prawna Prawie ochrony środowiska jest bardzo wyraźna" - powiedział PAP prezes ClientEarth Marcin Stoczkiewicz, dodając, że po raz pierwszy użyto tych paragrafów w kwestii ochrony klimatu. "Nie jest naszą rolą, by wskazywać jakie technologie zastosować" - zaznaczył Stoczkiewicz, podkreślając, że są analizy, wskazujące technologiczne rozwiązania dla Bełchatowa. To np. hybrydyzacja, czyli modernizacja bloków w kierunku jednostek wielopaliwowych (węglowo-gazowo-biomasowych); budowa nowych bloków gazowo-parowych i modernizacja istniejących lub budowa nowych bloków na węgiel brunatny z uwzględnieniem technologii wychwytu i składowania CO2.

ClientEarth przytacza dane Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarzadzania Emisjami, z których wynika, że emisja CO2 z Elektrowni Bełchatów w 2016 r. wyniosła ok. 35 mln ton, w 2017 r. - ok. 37 mln ton, a w 2018 r. - ponad 38 mln ton, co odpowiada ok. 10 proc. całej emisji Polski.

Fundacja podkreśla, że właściciel nie przedstawił żadnego oficjalnego planu zmniejszenia wpływu elektrowni na klimat. Przypomina też, że pod petycją o bezzwłoczne wdrożenie planu redukcji emisji CO2 z elektrowni przez PGE GiEK podpisało się 10 tys. osób.

Bełchatów to największa elektrownia w Polsce. Łączna moc zainstalowana bloków na węgiel brunatny wynosi 5298 MW, a moc osiągalna 5472 MW. Produkuje ok. 20 proc. energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym i zużywa ok. 40 mln ton węgla brunatnego rocznie.

Fundacja ClientEarth Prawnicy dla Ziemi jest niezależną organizacją prawniczą, działającą na rzecz ochrony środowiska. W ostatnich latach m.in. składała w sądach administracyjnych w Szwecji i Finlandii skargi na zgody na budowę gazociągu Nord Stream 2. Kilka dni temu skierowała do komitetu ds. przestrzegania Konwencji z Aarhus skargę na odmówienie ClientEarth legitymacji do skarżenia budowy Nord Stream 2 w Szwecji.(PAP)

wkr/ drag/

"Nasza polityka dywidendowa jest wciąż ważna i obowiązuje. Zgodnie z nią, w planie jest wypłata dywidendy z tegorocznego zysku w przyszłym roku. W polityce jest zapis, że zależy to od planów inwestycyjnych i akwizycyjnych" - powiedział wiceprezes podczas telekonferencji.

Pytany, czy grupa ma w planach duże akwizycje na rynku polskim lub za granicą, które mogłyby zaburzyć plan wypłaty dywidendy, odpowiedział: "Nie mamy na dziś planów, o których byśmy nie komunikowali".

Polityka dywidendowa PGE zakłada przeznaczanie na dywidendę 40-50 proc. skonsolidowanego zysku netto przypadającego dla akcjonariuszy jednostki dominującej. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Dane operacyjne PGE za drugi kwartał 2019 r. i narastająco za I półrocze 2019 r.:

Kluczowe dane finansowe PGE:

EBITDA w obszarach działalności:

(PAP Biznes)

pel/

"Konsekwentnie umacniamy naszą pozycję lidera transformacji energetycznej inwestując w nieemisyjne źródła wytwórcze, do których zaliczamy przede wszystkim wiatraki na morzu i program rozwoju paneli fotowoltaicznych. W programie offshore jesteśmy obecnie na etapie wyboru partnera spośród podmiotów, które złożyły wiążące oferty zakupu udziałów, natomiast w przypadku programu PV nawiązaliśmy już współpracę z wiodącymi właścicielami gruntów w Polsce, wśród których znajdują się m.in. Polskie Koleje Państwowe i KGHM Polska Miedź. Już teraz, spośród terenów własnych i partnerów, zidentyfikowaliśmy zasoby pozwalające na wybudowanie mocy fotowoltaicznych na poziomie ok. 750 MW – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

PGE w 2021 roku planuje pierwszy istotny przyrost mocy słonecznych. Jak podała spółka w prezentacji, do końca 2020 r. planuje przygotować 30 projektów do udziału w aukcji.

Celem PGE jest osiągnięcie 2,5 GW mocy fotowoltaicznych w perspektywie 2030 r. Grupa szacuje, że w 2025 r. jej moc w źródłach PV mogłaby wynieść minimum 1,3 GW.

Grupa poinformowała w prezentacji, że jej celem jest osiągnięcie 25 proc. udziału elektrowni fotowoltaicznych w Polsce. Podstawą programu jest rozwój organiczny własnych projektów, ale spółka nie wyklucza akwizycji projektów i elektrowni fotowoltaicznych.

Szacowane nakłady inwestycyjne programu to 6-8 mld zł.

PGE poinformowała też w komunikacie, że trwają prace na budowie inwestycji Klaster, czyli trzech lądowych farm wiatrowych (Starza, Rybice i Karnice II) o łącznej mocy zainstalowanej 97,17 MW i rocznej produkcji na poziomie ok. 277 GWh. Przewidziany okres eksploatacji farm to 25 lat, a okres wsparcia dzięki wygranej aukcji OZE – 15 lat. Jak podano, prace prowadzone są zgodnie z harmonogramem, a uzyskanie pozwolenia na użytkowanie dla wszystkich farm planowane jest na koniec I kwartału 2020 r. Realizacja projektu ma pozwolić zwiększyć moc zainstalowaną farm wiatrowych grupy PGE o 18 proc. do blisko 650 MW.

Jak podała spółka, 30 września tego roku przekazany zostanie do eksploatacji blok energetyczny nr 6 w Elektrowni Opole. Z kolei zaawansowanie realizacji prac objętych kontraktem na budowie bloku o mocy 490 MW w Elektrowni Turów wynosi ok. 92 proc. Zgodnie z obowiązującym obecnie harmonogramem inwestycja zostanie zakończona do 30 października 2020 r.

Na przełomie 2019/2020 r. grupa zamierza rozstrzygnąć przetarg na budowę dwóch bloków gazowo-parowych o łącznej mocy ok. 1400 MW w Elektrowni Dolna Odra. Wartość inwestycji może wynieść ok. 4 mld zł. Inwestycja przygotowywana jest do startu w aukcji mocy w 2019 r., co przekłada się na rozpoczęcie komercyjnej eksploatacji 1 stycznia 2024 r.

W celu poprawy jakości dostaw PGE Dystrybucja realizuje program kablowania sieci. Uruchomiony w lutym 2019 r. program pozwoli na osiągnięcie udziału linii kablowych na poziomie 30 proc. w 2030 r. wobec 25 proc., który zostałby osiągnięty bez uruchomienia programu. CAPEX netto na realizację projektu to 3,46 mld zł, przy czym nadwyżka pochodząca z programu wynosi ok. 1,9 mld zł.(PAP Biznes)

pel/ ana/

W maju spółka spodziewała się na ten rok spadku raportowanego wyniku EBITDA w segmencie ciepłownictwa i stabilnego wyniku w obrocie.

Spółka podtrzymała jednocześnie w prezentacji, że spodziewa się w tym roku spadku rdr wyniku EBITDA w segmencie dystrybucji oraz wzrostu wyników w segmencie energetyki konwencjonalnej i energetyki odnawialnej.

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

W segmencie energetyki konwencjonalnej EBITDA grupy wyniosła w 2018 roku 2,1 mld zł, w ciepłownictwie 0,85 mld zł, w energetyce odnawialnej 0,46 mld zł. EBITDA segmentu obrót wyniosła 0,26 mld zł, a dystrybucji 2,46 mld zł. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Konsekwentnie umacniamy naszą pozycję lidera transformacji energetycznej inwestując w nieemisyjne źródła wytwórcze, do których zaliczamy przede wszystkim wiatraki na morzu i program rozwoju paneli fotowoltaicznych. W programie offshore jesteśmy obecnie na etapie wyboru partnera spośród podmiotów, które złożyły wiążące oferty zakupu udziałów, natomiast w przypadku programu PV nawiązaliśmy już współpracę z wiodącymi właścicielami gruntów w Polsce, wśród których znajdują się m.in. Polskie Koleje Państwowe i KGHM Polska Miedź. Już teraz, spośród terenów własnych i partnerów, zidentyfikowaliśmy zasoby pozwalające na wybudowanie mocy fotowoltaicznych na poziomie ok. 750 MW – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGE Henryk Baranowski.

PGE w 2021 roku planuje pierwszy istotny przyrost mocy słonecznych. Celem PGE jest osiągnięcie 2,5 GW mocy fotowoltaicznych w perspektywie 2030 r.

PGE poinformowała też w komunikacie, że trwają prace na budowie inwestycji Klaster, czyli trzech lądowych farm wiatrowych (Starza, Rybice i Karnice II) o łącznej mocy zainstalowanej 97,17 MW i rocznej produkcji na poziomie ok. 277 GWh. Przewidziany okres eksploatacji farm to 25 lat, a okres wsparcia dzięki wygranej aukcji OZE – 15 lat. Jak podano, prace prowadzone są zgodnie z harmonogramem, a uzyskanie pozwolenia na użytkowanie dla wszystkich farm planowane jest na koniec I kwartału 2020 r. Realizacja projektu ma pozwolić zwiększyć moc zainstalowaną farm wiatrowych grupy PGE o 18 proc. do blisko 650 MW.

Jak podała spółka, 30 września tego roku przekazany zostanie do eksploatacji blok energetyczny nr 6 w Elektrowni Opole. Z kolei zaawansowanie realizacji prac objętych kontraktem na budowie bloku o mocy 490 MW w Elektrowni Turów wynosi ok. 92 proc. Zgodnie z obowiązującym obecnie harmonogramem inwestycja zostanie zakończona do 30 października 2020 r.

Na przełomie 2019/2020 r. grupa zamierza rozstrzygnąć przetarg na budowę dwóch bloków gazowo-parowych o łącznej mocy ok. 1400 MW w Elektrowni Dolna Odra. Wartość inwestycji może wynieść ok. 4 mld zł. Inwestycja przygotowywana jest do startu w aukcji mocy w 2019 r., co przekłada się na rozpoczęcie komercyjnej eksploatacji 1 stycznia 2024 r.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 2.446 mln zł wobec 1.859 mln zł zysku rok wcześniej (wzrost o 32 proc. rdr).

EBITDA wzrosła do 4.395 mln zł z 3.703 mln zł w I połowie 2018 roku (wzrost o 19 proc. rdr). Największy wpływ na wynik miało pozytywne saldo zdarzeń jednorazowych, czyli przede wszystkim przydział dodatkowych darmowych uprawnień do emisji CO2 wycenianych na ok. 1,4 mld zł.

Wynik EBITDA skorygowany o zdarzenia jednorazowe wyniósł 3,3 mld zł, czyli o 13 proc. mniej niż rok temu.

Spółka podała, że EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła 2.106 mln zł, a segmentu Dystrybucja 1.211 mln zł. Zysk EBITDA w Obrocie wyniósł w I półroczu 473 mln zł, w segmencie Energetyka Odnawialna 310 mln zł, a w segmencie Ciepłownictwo 772 mln zł.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w I półroczu 2019 roku 18.236 mln zł wobec 12.871 mln zł rok wcześniej.

W samym II kwartale 2019 roku zysk netto PGE, przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł 1.117 mln zł, co oznacza wzrost o 223 proc. rdr. EBITDA wzrosła o 68 proc. rdr do 2,5 mld zł, a EBITDA powtarzalna spadła o 12 proc. rdr do 1,41 mld zł.

W I półroczu 2019 r. grupa PGE wyprodukowała 29,5 TWh energii elektrycznej, z czego 17,06 TWh (o 12 proc. mniej niż w ubiegłym roku) pochodziło z węgla brunatnego. Spadek wynika z mniejszego obciążenia i modernizacji Elektrowni Bełchatów i Elektrowni Turów.

Produkcja energii elektrycznej z węgla kamiennego wyniosła 8,72 TWh, co oznacza spadek o 15 proc. rdr. To efekt mniejszego obciążenia i remontu w Elektrowni Opole, a także postoju w rezerwie Elektrowni Dolna Odra i Elektrowni Rybnik.

O 1 proc. wzrósł wolumen produkcji z gazu, który w I półroczu 2019 r. wyniósł 2,26 TWh. Produkcja energii z wiatru wzrosła o 28 proc. Większe wolumeny produkcji PGE osiągnęła także w przypadku produkcji z biomasy (wzrost o 14 proc.) oraz w elektrowniach wodnych (wzrost o 8 proc.). Zwiększona produkcja ze źródeł niesterowalnych przełożyła się na 65 proc. wzrost produkcji w elektrowniach szczytowo-pompowych.

Wolumen dystrybucji energii elektrycznej wyniósł pierwszym półroczu 18,13 TWh, co oznacza wzrost o 1 proc. rdr.

Nakłady na inwestycje w I półroczu wyniosły w grupie 2,5 mld zł i były o 13 proc. większe rdr.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 2.446 mln zł wobec 1.859 mln zł zysku rok wcześniej, a EBITDA wzrosła do 4.395 mln zł z 3.703 mln zł w I połowie 2018 roku.

Wyniki PGE są zgodne z ostatnimi szacunkami grupy. 13 września spółka szacowała, że jej EBITDA w I półroczu wyniosła 4.395 mln zł, a zysk netto jednostki dominującej 1.702 mln zł.

Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły w I półroczu 2019 roku 18.236 mln zł wobec 12.871 mln zł rok wcześniej. (PAP Biznes)

pel/ ana/

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/